Внутритрубное диагностирование

 

Представление результатов  производится в соответствии с рекомендациями международного стандарта «Specifications and regirements for intelligent pig inspection of pipelines», «Shell international», Ver. 2.1, 06.11.1998.

По результатам обработки  представляются:

1. Графики движения внутритрубных  снарядов-дефектоскопов по трассе.

2. Таблица реперных точек  - список маркеров, крановых узлов,  отводов, тройников.

3. Таблица элементов обустройства  и особенностей газопровода - изменения типа труб (спиральношовные - прямошовные, прямошовные - спиральношовные), патроны под дорогами, пригрузы, тройники, отводы-врезки, заварки технологических отверстий.

4. Трубный журнал с  измеренными длинами и толщинами  трубных секций, расстояниями до  кольцевых сварных стыков.

5. Таблица результатов  обследования - список выявленных  дефектов с указанием расположения, размеров и идентификацией  (коррозионные  дефекты, механические повреждения,  вмятины, гофры, несовершенства  сварных соединений и т.д.).

6. Детализированная информация  по каждой трубе с выявленными  дефектами.

7. Масштабная схема газопровода  с указанием всех труб, расположения  реперных точек, элементов обустройства, выявленных дефектов.

8. Статистическое представление  результатов обследования - распределения  по видам и размерам, расположению  выявленных дефектов.

Система внутритрубной инспекции  и обработки информации обеспечивает современный уровень выявляемости дефектов и точности определения расположения и размеров элементов газопровода и выявленных дефектов. В таблице 1.2.6 приведены минимальные размеры выявляемых с 95 % вероятностью дефектов в трубе относительно толщины стенки t (длина х ширина х глубина). В таблице1.2.7 приведены характеристики погрешности определения размеров труб, расположения и размеров дефектов (с 90 % вероятностью).

        Таблица  1.2.6 - Минимальные размеры выявляемых  с 95 %  вероятностью дефектов  в трубе относительно толщины  стенки t (длина х ширина х глубина)

Общая коррозия	3tх3tх0,1t
Отдельная каверна (питтинг)	1tх1tх0,2t
Трещина	0tх3tх0,2t
Канавка	1tх3tх0,2t
Вмятина	10tх10tх0,8t
Изменение диаметра труб	2,0 мм

 

 

      Таблица  1.2.7 - Погрешности определения размеров  труб, расположения и 

размеров дефектов (с 90 % вероятностью)

Размеры труб
Длина трубы	±10 мм
Толщина стенки трубы	±0,11
Расположение дефектов
Расстояние от кольцевого шва	±10 мм
Угловое расположение	±0,11
Размеры дефектов
Длина дефекта	±10 мм
Ширина дефекта	±10 мм
Глубина дефекта	±0,11

 

Анализ результатов  инспекции и оценка технического состояния участка газопровода

Анализ результатов и  оценка степени опасности выявленных дефектов производится в соответствии с российским стандартом ВРД 39-1.10-001-1999.

По каждому дефекту  определяется степень его опасности, рекомендуемое рабочее давление, прогнозируемый ресурс поврежденного  участка газопровода.

По результатам анализа  дополнительно предоставляются:

• Графики распределения выявленных дефектов по степени опасности.
• Графики расположения дефектов на трассе с оценкой опасности каждого дефекта.

В зависимости от текущего состояния газопровода предлагаются рекомендации по срокам и объемам  последующих диагностических работ.

1.2.3 Классификация и ранжирование  дефектов потери металла

Классификация и ранжирование выявленных дефектов потери металла проводится на основании расчета прогнозируемого  ресурса трубы с учетом возможного коррозионного развития дефектов и  выполняется в соответствии с  положениями  ведомственного  руководящего документа  ОАО  «Газпром»:

«Методические рекомендации по количественной оценке состояния  магистральных газопроводов с коррозионными  повреждениями, их ранжирования по степени  опасности и определению остаточного  ресурса». ВРД 39-1.10-001-99, ОАО «Газпром», 2000. (Далее обозначается как ВРД 39-1.10-001-99).

Для дефекта, который может  развиваться в процессе эксплуатации, вводятся понятия безопасного и  предельно допустимого ресурсов. Безопасный ресурс определяется условием, что коэффициент запаса по разрушающему давлению не ниже проектного по СНиП 2.05.06-85*. Предельно допустимый ресурс определяется равенством разрушающего давления максимальному  давлению гидроиспытаний по СНиП 2.05.06-85*.

Для наглядности представления  вводится коэффициент ресурса КР (отдельно для рассчитываемых безопасного  и предельно допустимого ресурсов):

При КР = 1 ресурс равен нулю; при КР = 0.5 ресурс равен 5 годам, что  соответствует общепринятой периодичности  проведения диагностических обследований; для ресурса более 10 лет КР принимается  равным нулю.

В зависимости от ресурса  поврежденной трубы дефекты подразделяются на следующие категории опасности:

Закритический дефект (КР по предельно допустимому ресурсу больше 1.0) -дальнейшая эксплуатация трубопровода недопустима без снижения давления;

поврежденный участок  должен быть заменен или отремонтирован.

Критический дефект (КР по предельно допустимому ресурсу от 0.9 до 1.0 -предельно допустимый ресурс менее 1 года) - дальнейшая эксплуатация трубопровода возможна в течение ограниченного срока при снижении эксплуатационного давления и ведении постоянного контроля за параметрами и состоянием дефекта; поврежденный участок должен быть заменен или отремонтирован.

Докритический дефект (КР по предельно допустимому ресурсу меньше 0.9 -предельно допустимый ресурс больше 1 года; КР по безопасному ресурсу больше 0.5 - безопасный ресурс менее 5 лет) - допускается эксплуатация трубопровода в течение ограниченного срока при условии периодического контроля методами наружной и внутритрубной дефектоскопии; рекомендуемые сроки проведения контроля назначаются по ВРД 39-1.10-004-99.

Незначительный  дефект (КР по безопасному ресурсу меньше 0.5 - безопасный ресурс более 5 лет) - допускается эксплуатация трубопровода на период до очередной инспекции (но не более 5 лет).

Распределения дефектов потери металла с коэффициентами ресурса (КР) по длине участка приведены  на графиках. Цветные линии разграничивают дефекты потери металла по категориям безопасных (ниже зеленой линии); докритических (ниже красной линии), критических (выше красной линии) и закритических (выше желтой линии) дефектов.

                                   ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Внутритрубная диагностика является основой планирования ремонтных  работ и предупреждения аварий на магистральных трубопроводах.

Наличие данных о дефектах, выявленных в результате проведения внутритрубной  диагностики, информация об их распределении  позволяет производить ремонт трубопроводов  по техническому состоянию, обоснованно  подходить к планированию объемов, сроков и средств на проведение ремонта, к выбору технологии ремонта трубопроводов.

Практика показала, что с переходом  к ремонту по данным диагностирования возникла необходимость в значительном увеличении объемов выборочного  ремонта, что значительно снижает  затраты.

Важной характеристикой эффективности  выполненных работ по диагностированию и ремонту трубопроводов является показатель аварийности – количество аварий на 1000 км в год. По данным» за период с 1995 по 2002 г.г. показатель аварийности по эксплуатируемым нефтепроводам снизился с 0,25 до 0,06.

Учитывая вышеизложенное, можно  сделать вывод, что внутритрубная  диагностика является системой предупреждения отказов, перед которой поставлены задачи поддержания безопасной эксплуатации и продления срока службы трубопроводов  при экономном расходовании ресурсов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                     Список литературы

1. Гриб В.В. Диагностика технического состояния оборудования нефтегазо-

химических производств. — М.: Изд-во ЦНИИТЭнефтехим, 2002.

2. Ращепкин К.Е. Обнаружение утечек нефти и нефтепродуктов в трубопроводах М. Недра , 2005г

3. Бондаренко П.М. Новые методы и средства контроля состояния подземных труб. -М. Машиностроение, 2008г.

4.. Дятлов В.А. Обслуживание и эксплуатация линейной части промысловых трубопроводов М. Недра , 2004г.

5. Гумеров А.Г. Надёжность, техническое обслуживание и ремонт промысловых нефтепроводов Уфа НИИ Нефти и газа, 2006г

6. Пекарников Н.Н. Мониторинг и диагностика трубопроводных систем // Трубопроводный транспорт нефти. 2005г.

7. Канайкин В.А Диагностика коррозионных повреждений магистральных газопроводов. - М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2000г.