Диагностика линейной части трубопровода

Реферат

Проведение комплексной диагностики трубопровода

Общие положения

Система внутритрубной диагностики является основной составной частью системы диагностики линейной части магистральных нефтепров одов .

При диагностировании участка нефтепровода предусматривается безопасность всех видов работ.

Задачи технической диагностики состоят в определении наличия и параметров дефектов стенки трубы и сварных швов (на основе информации, полученной при проведении внутритрубной инспекции участков магистрального нефтепровода ), классификации дефектов по степени опасности и принятии решения:

  • о возможности эксплуатации магистральных не фтепроводов на проектных режимах;
  • о необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;
  • о необходимости проведения ремонта участка нефтепровода (с точной локализацией мест его проведения).

Техническая диагностика (ТД) предполагает определение состояния объектов с определенной точностью, причем, результатом этого процесса должно быть заключение о техническом состоянии объекта с указанием места, а при необходимости, вида и причины дефекта.

Современные системы ТД трубопроводов являются не только средствами получения информации об их фактическом состоянии на этапах сооружения и эксплуатации, но и активными органами контроля управления качеством и надежности.

ТД на этапах строительства и эксплуатации трубопроводов позволяет объективно оценивать реальную экологическую ситуацию в зоне непосредственного техногенного воздействия данного объекта.

Методы технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода

Методы технической диагностики, основанные на контроле параметров

Контроль параметров процессов перекачки нефти можно использовать для обнаружения дефектов и для прогнозирования изменения их состояния.

Метод базируется на данных контроля, регистрации и последующей обработки параметров нефтепровода и перекачиваемой нефти. Этот метод получил название параметрической диагностики. Основу метода составляет расчет гидравлических характеристик нефтепровода по приведенным значениям определенных измеряемых параметров и последующего сопоставления результатов расчета с первоначальными характеристиками нефтепровода , определенными после его сооружения или ремонта . Отклонение выходных параметров от номинальных свидетельствует об изменении технического состояния элементов нефтепровода , формирующих данный параметр. Эффективность метода параметрической диагностики зависит от правильности выбора исходных данных, а также от совершенства диагностической логики, используемой при их обработке. К недостаткам метода следует отнести необходимость учета влияния режима работы нефтепровода и внешних условий.

43 стр., 21003 слов

Анализ и диагностика результатов технического состояния и развития предприятия

... ­нием). Срок эксплуатации и технические параметры используемых машин и механизмов, их взаимозаменяемость, комплектность[1]. Техническое состояние предприятия характеризуется технической вооруженностью, уровнем автоматизации и механизации, размером производственной площади, занимаемой оборудованием, годовым фондом ...

Методы магнитного и электромагнитного контроля

Электромагнитный метод позволяет обнаружить такие дефекты, как трещины, отслоения, задиры, царапины. Разрешающая способность и точность контроля при использовании электромагнитного метода зависят от чувствительности приборов, компоновки датчиков, характеристики намагничивания материала, системы преобразования сигналов. Электромагнитный метод, по сравнению с другими методами дефектоскопии, позволяет выявить множество мелких дефектов, в частности такие, которые проникают в толщу стенки трубы на 10-15%.

Состав и порядок проведения работ по диагностированию

Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов . Готовность к диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.

Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтеп ровода достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:

  • дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечени я, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения рис.1;

Рисунок 1 – Вмятина в поперечном сечении трубы

  • дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;

Рисунок 2 – коррозионная язва

  • поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;
  • продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.

Проведение работ по внутритрубной инспекции производится с применением комплексов технических средств, соответствующих типам определяемых дефектов.

19 стр., 9005 слов

Особенности эксплуатации магистральных трубопроводов

... расслоение, утонение стенки трубы. Эксплуатация трубопровода при наличии опасных де­фектов допускается при введении ограничений на режимы перекачки. Причинами дефектов и разрушения валов ... трубопровода фиксирует­ся индикатором поворота по взаимному положению осей двух секций профилемера. Пройденное снарядом расстояние опре­деляется с помощью измерительных колес. Привязка обнару­женных дефектов ...

На первом уровне диагностирования (для участков, обследуемых впервые), получаем информацию об особенностях и дефектах геометрии трубопровода, вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для получения такой информации используем комплекс технических средств в составе скребка-калибра и снаряда- профилемера. Проведение диагностических работ начинается с пропуска скребка-калибра рис.3, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами.

Рисунок 3 – Скребок-калибр

Диаметр калибровочных дисков должен составлять 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода . Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода , безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода. Для получения полной информации о внутренней геометрии трубопровода на всем протяжении, после успешного пропуска скребка-калибра (т.е. подтверждения необходимого для безопасного пропуска профилемера проходного сечения трубопровода) осуществляется двукратный пропуск снаряда-профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера маркерные передатчики устанавливаем с интервалом 5 – 7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода , устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода.

На втором уровне диагностирования производится выявление дефектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой снаряд-дефектоскоп (рис. 4) с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профилемер; скребок-калибр; стандартные и специальные (щеточные) очистные скребки.

Рисунок 4 – Ультразвуковой снаряд-дефектоскоп

На третьем уровне диагностирования производится выявление поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с использованием комплекса технических средств в составе магнитного снаряда-дефектоскопа, магнитного скребка, снаряда-шаблона, стандартных и специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.

На четвертом уровне диагностирования производится выявление продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах с применением комплекса технических средств в составе ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными ультразвуковыми датчиками, снаряда-профилемера, скребка-калибра, стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков.

21 стр., 10500 слов

Строительство магистральных трубопроводов

... в проекте организации строительства линейной части магистральных трубопроводов выделять подготовительные работы из общего комплекса строительно-монтажных работ. Для оперативного учета и контроля ... и технология производства подготовительных работ Подготовительные работы при строительстве линейной части магистральных трубопроводов можно разделить на работы, выполняемые внутри строительной полосы ...

Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов осуществляется с интервалом 1,5 – 2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка маркеров производится в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропука снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.

Организация пропуска внутритрубных снарядов

Проведение конкретных работ по диагностическому обследо ванию нефтепровода производится

Не менее чем за 3 дня до начала транспортирования диагностиче ского оборудования для выполнения работ по договору (срок начала работ предварительно согласовывается с предприятием, выполняющим диагностические работы) региональная управляющая организация системы магистральных нефтепроводов должна письменно подтвердить готовность участков к проведению диагностических работ и готовность принять оборудование и персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, для проведения работ. Все участки магистрального нефтепровода , включенные в договор на проведение диагностических работ, должны быть подготовлены к диагностированию.

Обследование участков магистрального нефтепровода проводится последовательно, в соответствии с утвержденным “Технологическим планом-графиком”, без перерывов в работе.

В случае обслуживания диагностируемого участка нефтепровода двумя эксплуатирующими предприятиями, инициатором согласования пропуска является предприятие, на чьей территории находится камера пуска внутритрубных инспекционных снарядов и очистных устройств. Предприятие, на чьей территории находится камера приема, подтверждает готовность к принятию инспекционного снаряда и организации его сопровождения по своей территории. Координирует это согласование диспетчерский отдел центральной управляющей организации системы магистральных нефтепроводов .

Персонал предприятия, выполняющего диагностические работы на трассе нефтепровода , по прибытии на место проведения работ должен совместно с персоналом предприятия, эксплуатирующего участок трубопровода, выполнить следующие работы:

  • осуществить контрольный пропуск очистных скребков для принятия решения о готовности участка к пропуску внутритрубного снаряда-дефектоскопа или по продолжению очистки;
  • пропуск снаряда-дефектоскопа, как правило, должен выполняться не позднее 6 месяцев после контрольного пропуска снаряда-профилемера по данному участку нефтепровода ;
  • определить необходимое количество и места расстановки маркерных пунктов;
  • определить схему связи персонала, сопровождающего ВИС по трассе участка нефтепровода , с диспетчером и операторами пусковой и приемной камер;
  • определить действия, которые должны быть предприняты при возможном возникновении нештатных ситуаций при пропуске ВИС;
  • перед запуском инспекционного снаряда персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, обязан провести проверку исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной формы.

Операции запасовки и выемки снарядов выполняет персонал предприятия, эксплуатирующего диагностируемый участок нефтепровода под наблюдением персонала предприятия, выполняющего диагностические работы. Персонал предприятия, эксплуатирующего участок нефтепровода , должен:

30 стр., 14771 слов

Капитальный ремонт магистрального нефтепровода

... мм и более. 1. Обоснование проводимых работ по капитальному ремонту участка нефтепровода нефтепровод сварка электродуговой ремонт На данном участке нефтепровода, по результатам внутритрубной и электрометрической ... уложенным трубопроводом; укладка трубопровода на дно реки, заглубление трубопровода трубозаглубительными снарядами и засыпка уложенного трубопровода. В данном проекте рассмотрен первый ...

  • определить меры по обеспечению заданной постоянной скорости движения внутритрубного инспекционного заряда в период пропуска, расчет и согласование графика прохождения снаряда по трассе;
  • обеспечить полное открытие линейных задвижек и закрытие задвижек боковых отводов, лупингов и резервных линий нефтепровода на блокировку их от несанкционированного открытия во время пропуска ВИС.