 |
Организация пропуска внутритрубных снарядов
|
|
|
|
Проведение конкретных работ по диагностическому обследованию нефтепровода производится в следующем порядке.
Не менее чем за 3 дня до начала транспортирования диагностического 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:
· 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.
Сопровождение снаряда, при его движении по трассе нефтепровода, существляет персонал предприятия, выполняющего диагностические работы.
Контроль за движением снаряда производим в точках, расположенных за задвижками (вниз по потоку продукта) и в точках, расположенных за несколько десятков метров перед маркерными пунктами (вверх по потоку продукта).
|
|
|
Контроль качества подготовки участка МН к диагностированию проводится силами заказчика путем пропуска снаряда-калибра с мерными калибровочными дисками. Пропуск снарядов-калибров и очистных устройств заказчик в обязательном порядке оформляет актом с подробным перечислением технического состояния этих устройств перед пуском и после, обращая внимание на целостность манжет и деформацию калибровочных дисков. При обнаружении механических повреждений снарядов-калибров (СК) заказчик выявляет причины повреждения и устраняет их. При отсутствии возможности точного определения на предназначенном для диагностирования участке места, где произошло повреждение СК, такой участок не подлежит диагностированию до устранения дефектов препятствующих прохождению ВИС дефектов.
Организация и контроль выполнения работ по подготовке участка МН к диагностированию осуществляется отделом эксплуатации ОАО МН.
4. Технические средства диагностирования
Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1
Очистной скребок СКР1 предназначен для очистки внутренней полости трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов и грязи, а также удаления посторонних предметов.
Рабочая среда для скребков - нефть, нефтепродукты, вода.
Качественная очистка является необходимым условием получения достоверных данных при пропуске дефектоскопа. Технические характеристики скребков для проведения очистных работ на нефтепроводах диаметром Dн=720 мм представлены в таблице 3.2.
Корпус скребка представляет собой стальную полую конструкцию. Фланцы, приваренные в средней и задней частях корпуса, обеспечивают крепление на них: двух ведущих, четырех направляющих дисков, разделенных прокладочными дисками малого диаметра и одной или двух манжет (в зависимости от конструкции). Прокладочные диски обеспечивают определенное расстояние между ведущим и чистящими дисками. Диски и манжеты изготавливаются из высококачественных полиуританов, стойких к истиранию. На переднем торце скребка расположены байпасные отверстия, ось которых направлена под углом к стенке трубопровода. Они предназначены для размыва отложений, которые скребок счищает с внутренней поверхности трубопровода и толкает впереди себя. Байпасные отверстия могут закрываться заглушками-болтами. В задней части скребка в защитной раме может устанавливаться передатчик для скребка. На заключительной стадии очистки, перед пропуском дефектоскопа Ультраскан, на передней и на задних частях скребка вместо одного прокладочного устанавливается щеточный диск. Такой скребок называется скребком типа СКР1-1 или специальным. Минимальное проходное сечение трубопровода необходимое для пропуска очистного скребка, составляет 85% от Dн. Специальная комбинация чистящих и щеточных дисков обеспечивает эффективное удаление отложений с внутренних стенок нефтепровода и из коррозионных углублений в стенках.
|
|
|
Таблица 2.2 Технические характеристики скребков
| Параметры | |||
| Номинальный диаметр трубопровода (мм) | 720 | ||
| Длина (мм) | 2340 | ||
| Минимальный проходной диаметр трубопровода (%) | СКР1 | 85 | |
|
| СКР1-1 | 86 | |
| Масса (кг) | 900 | ||
| Минимальный радиус поворота на 90° | Полная комплектация | 1,5D | |
| Без трансмиттера и защитной рамы | 1,5D | ||
| Скорость движения в нефтепроводе (м/с) | 0,2 - 5 | ||
| Тип используемого передатчика для скребка | ПДС 14-02 | ||
Непосредственно перед запасовкой скребка в трубопровод производится установка передатчика для скребка ПДС14-02 (далее ПДС). ПДС является генератором электромагнитных сигналов в диапазоне приема наземного локационного оборудования. Корпус выдерживает внутреннее давление взрыва 0,75 МПа и исключает передачу взрыва в окружающую взрывоопасную среду. Специальный вид взрывозащиты обеспечивается герметизацией антенны термореактивным герметиком.
Подъем и перемещение скребка производится за кольцо на бампере или за корпус скребка.
4.2 Профилемер “Калипер”
Профилемеры “Калипер” предназначены для измерения внутреннего проходного сечения и радиусов отвода трубы, что необходимо для оценки возможности обследования нефтепровода внутритрубными снарядами-дефектоскопами.
|
|
|
Обнаруживаемые дефекты и особенности:
· геометрические отклонения типа вмятин, овальностей, гофр, сужений, препятствий, криволинейных (радиусных) изгибов и т.д.;
· возможность определения наличия дефектов в поперечных сварных швах.
Профилемер “Калипер” (рисунок 3.2) состоит из двух секций, связанных между собой карданным соединением. В передней и задней частях первой секции и на второй секции установлены манжеты, предназначенные для центрирования и приведения в движение снаряда в трубопроводе. Коническая манжета, установленная на передней секции, предназначена для предотвращения застревания снаряда в тройниках, не оборудованных предохранительными решетками. В носовой части первой секции установлен бампер, под которым находится антенна приемопередатчика в защитном карболитовом кожухе, а на задней части, на подпружиненных рычагах, одометры для измерения пройденного расстояния.
На второй секции установлены манжеты и измерительная система, состоящая из множества рычагов с колесами (так называемый “спайдер”) - для измерения проходного сечения, вмятин овальностей и других геометрических особенностей трубы. На карданном соединении смонтирована система измерения угла поворота, состоящая из неподвижного и подвижного “грибков”. Минимальное проходное сечение трубопровода, необходимое для пропуска профилемера, составляет 70% или 60% Dн, в зависимости от конструкции профилемера.
Наличие дефектов и особенностей на трубопроводе, их геометрические параметры и места расположения определяются по распечатке данных профилеметрии после пропуска Калипера по трубопроводу.
Обнаружение снаряда в трубопроводе осуществляется локатором по сигналам приемопередатчика при залегании трубы на глубине до двух метров.
Подъем и перемещение “Калипер” производится за корпуса при помощи мягких поясов и траверсы.
При прохождении участка “Калипер” производит измерение радиуса кривизны криволинейных участков (колен) и углов поворота колен. Ниже приведены основные параметры снаряда.
Погрешность определения местоположения дефекта (на предварительно очищенной трубе, с использованием одометра, маркерной системы и информации о поперечных сварных швах): 
1 м от ближайшего поперечного сварного шва.
Чувствительность измерительной системы снаряда: 
2 мм (Сварные швы, выступающие на 2 мм и более внутрь трубопровода, регистрируются снарядом).
Максимальная длина трубопровода, диагностируемая за один пропуск прибора: 250 км в газе или в воде, 500 км в нефти.
|
|
|
Минимальное проходное сечение трубы: 70%Dн.
Минимальный радиус отвода, преодолеваемого снарядом (цельнотянутого колена): 1,5 Dн на 90°.
Снаряд может без повреждений проходить сегментные отводы, состоящие из 5 сегментов с углом 15° и 2 сегментов 7,5° с радиусом поворота 3Dн и более.
Погрешность измерений овальностей и вмятин - 0,4% от номинального диаметра на прямолинейном участке трубопровода и 0,6% от наружного диаметра для колена.
Погрешность одометрической системы: 0,5% от пройденного пути.
Максимальное рабочее давление: 10 МПа.
Рекомендуемая скорость пропуска прибора: 0,2-3 м/с.
Диапазон температур при эксплуатации: от -15ºС до +50ºС.
4.3 Магнитный дефектоскоп
Магнитный дефектоскоп предназначен для высокоточной дефектоскопии трубопроводов методом регистрации рассеяния магнитного потока, обнаружения и определения размеров дефектов потери металла и поперечных трещин по всей окружности трубопровода.
При подготовке нефтепровода к диагностическому обследованию (для удаления мусора, состоящего из металлических предметов в виде остатков электродов, проволоки и т.п.) необходим пропуск магнитных скребков (рисунок 2.4).
Для трубопроводов диаметром 720 мм снаряд выполнен двухсекционным (рисунок 3.5 и 3.6). Секции соединены между собой буксировочными тягами с универсальными шарнирами.
Передняя секция представляет собой стальной корпус, с обоих концов которого по периметру расположены постоянные магниты со щетками, между которыми расположено кольцо датчиков и другие элементы внешней электроники.
На передней и задней частях корпуса устанавливаются полиуретановые манжеты. В носовой части имеется такелажное кольцо с установленным “грибком” для выемки снаряда из камеры приема, а также поддерживающие колеса. В задней части корпуса расположено такелажное кольцо и универсальный шарнир.
Вторая секция дефектоскопа для трубопроводов диаметром 720 мм представляет собой стальной корпус, в котором размещаются: модуль обработки и записи данных, батарейный модуль. На внешней части корпуса расположены: второе кольцо датчиков, позволяющих уточнить местоположение дефектов, датчики температуры и дифференциального давления, другие элементы внешней электроники. На передней и задней частях корпуса расположены поддерживающие колеса, предназначенные для центрирования снаряда в трубе и такелажные кольца, сзади установлены также три одометрических колеса для измерения пройденной дистанции, на переднем торце имеется универсальный шарнир.
Рабочий диапазон скоростей 0,5 - 4 м/с.
Диапазон инспекции трубопровода при скорости 0,5 м/с 150 км.
Диапазон инспекции трубопровода при скорости 1 м/с 300 км.
Минимальный радиус отвода цельнотянутого колена трубы, проходимый снарядом: 1,5 Dн на 90°.
Полное сужение диаметра трубы (по всей окружности) 85% минимального внутреннего диаметра, длиной менее двух диаметров.
Диапазон рабочих давлений 0,5 - 10 МПа.
Температурный диапазон продукта от 0º до +50ºС.
Обнаруживаемые дефекты и особенности:
1) дефекты потери металла, связанные с коррозией (внешней и внутренней), включая дефекты потери металла в зоне кольцевых швов, дефекты потери металла, связанные с вмятинами и дефекты потери металла, находящиеся под кожухами;
2) дефекты потери металла, связанные с зазубринами;
3) дефекты потери металла, расположенные под ремонтными муфтами;
4) дефекты потери металла, связанные с заводскими дефектами;
5) сварные швы - кольцевые, продольные и спиральные;
6) аномалии сварных соединений, включая поперечные трещины (по окружности) внутри кольцевых швов;
7) вмятины, включая любые связанные с ними поперечные трещины;
8) металлургические заводские дефекты;
9) повреждения, возникшие в ходе строительства;
10)изменения номинальной толщины стенки;
11)трубопроводная арматура и фитинги, (включая: тройники, отводы, задвижки, изгибы, аноды, вставки для линейной компенсации, внешние опоры, ремонтные муфты, точки катодной защиты - ферромагнитного типа).
12)металлические предметы вблизи трубопровода, которые обладают потенциалом оказания отрицательного влияния на изоляционное покрытие трубопровода или на систему катодной защиты;
13)кожухи, включая эксцентрические кожухи, где степень эксцентричности представляет угрозу изоляционному покрытию трубопровода или системе катодной защиты;
14)реперные магниты;
15)расслоение поверхности труб.
Точность определения размеров и координат дефектов потери металла - 99% Примечание* - дефект потери металла характеризуется минимальной четырехугольной рамкой, определяемой шириной по окружности (W) и длиной по оси (L), которая является площадью части поверхности трубы, пораженной дефектом.
Заключение
Для диагностики промысловых трубопроводов могут применяться множество методов неразрушающего контроля (вихретоковый, оптический, магнитный, радиоволновой, радиационный, акустический, тепловой). Но наиболее универсальными являются акустический и магнитный методы.
Эти два метода позволяют обнаружить на более ранних стадиях развитие таких видов дефектов, возникающих в процессе эксплуатации газонефтепроводов, как: коррозия металла, эрозионный износ стенок, трещины в сварных швах и основном металле, нарушение защитных свойств изоляционных покрытий, изменение пространственного положения элементов трубопровода. Соответственно акустический и магнитный виды неразрушающего контроля предотвращают - внезапные отказы в работе промысловых трубопроводов, повышают их надежность, эффективность и безопасность при эксплуатации.
И так, мы можем сказать, что применение технической диагностики позволяет обнаружить дефекты различного происхождения, определять их характер и размеры, а, следовательно, появляется возможность классифицировать их по степени опасности и устанавливать очередность ремонта. При этом значительно сокращаются общие объемы работ, так как ремонт промысловых трубопроводов производится выборочно. По результатам приведённых методов диагностики может быть рассчитана вероятность риска в отказе работы и прогнозируется остаточный ресурс трубопроводов.
Список литературы
1. Ращепкин К.Е. Обнаружение утечек нефти и нефтепродуктов в трубопроводах. - М.: «Недра», 2009.
. Бондаренко П.М. Новые методы и средства контроля состояния подземных труб. - М.: Машиностроение, 2008.
. Дятлов В.А. Обслуживание и эксплуатация линейной части промысловых трубопроводов. - М.: «Недра», 2009.
4. Гумеров А.Г. Надёжность, техническое обслуживание и ремонт промысловых нефтепроводов. - Уфа: НИИ Нефти и газа, 1996.
. Журнал «Евразия» 2007 №7.
. Гумеров «Обслуживания и ремонт линейной части магистрального газа провода» Москва 2010.
|
|
|
