Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ методов и средств обеспечения безопасной эксплуатации магистральных и промысловых нефтепроводов 14
1.1 Состояние аварийности на магистральных и промысловых нефтепроводах и подводных переходах 14
1.2 Оценка состояния промышленной безопасности магистральных трубопроводов 16
1.3 Анализ видов и причин возникновения дефектов магистральных и промысловых нефтепроводов 18
1.4 Патентно-информационный анализ методов и средств сопровождения и определения местонахождения очистных и диагностических устройств в трубопроводах при очистке и диагностике 29
1.5 Патентно-информационный анализ методов и средств диагностирования нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами 38
1.5.1 Современные тенденции в развитии дефектоскопии трубопроводов 38
1.5.2 Основные требования, предъявляемые к внутри-трубным средством контроля нефтепроводов 43
1.5.3 Средства для выявления и измерения размеров дефектов геометрии трубопроводов 46
1.5.4 Средства для выявления и измерения размеров коррозионных повреждений и трещин трубопровода 54
1.5.5 Технические средства для определения высотно-планового положения трубопровода, а также обнаружения утечек 58
Выводы по главе 1 65
2 Разработка технологии поэтапной очистки нефтепроводов отдлительно накопленных отложений 67
2.1 Технология и технические средства очистки нефтепроводов от асфальтосмолистых и грязепарафиновых отложений 67
2.2 Разработка технологии поэтапной очистки нефтепроводов от длительно накопленных парафиносмолистых отложений 80
Выводы по главе 2 94
3 Разработка технологий и комплекса технических устройств, обеспечивающих безопасную эксплуатацию нефтепроводов и подводных переходов при очистке и внутритрубной диагностике 95
3.1 Разработка технологии и технического средства сопровождения снарядов в нефтепроводах при очистке и диагностике 95
3.1.1 Разработка технологии и технических требований к устройству сопровождения очистных и диагностических устройств в нефтепроводах 95
3.1.2 Исследование амплитудно-частотных характеристик шумов движения очистных и диагностических устройств в нефтепроводах 97
3.1.3 Принцип работы, основные технические характеристики и конструктивные особенности прибора «Сенсор» 107
3.2 Разработка технологии и технического устройства определения местонахождения застрявших очистных и диагностических устройств в нефтепроводах 110
3.2.1 Причины застревания очистных и диагностических устройств в нефтепроводах 110
3.2.2 Исследование прохождения электромагнитных волн через стенку трубы 113
3.2.3 Разработка технологии и технического устройства определения местонахождения застрявших очистных и диагностических устройств в нефтепроводах 127
3.2.4 Принцип работы, основные технические характеристики и конструктивные особенности прибора «Поиск-МП» 128
3.2.5 Разработка устройств для определения местонахождения застрявших очистных устройств для нефтепромысловых трубопроводов 134
3.2.6 Технико-экономические показатели прибора «Поиск-МП» и технологии определения местонахождения застрявших снарядов 136
Выводы по главе 3 138
4 Разработка технологии и технического средства диагностирования дефектов геометрии нефтепроводов 139
4.1 Теоретические исследования параметров дефектов геометрии и дефектного участка нефтепровода 139
4.1.1 Анализ видов и параметров дефектов геометрии поперечного сечения труб нефтепроводов 139
4.1.2 Выбор информативных параметров контроля труб нефтепроводов при обследовании на дефекты геометрии 143
4.1.3 Математическое описание участка нефтепровода, имеющего дефекты геометрии 147
4.1.4 Определение максимальной допустимой скорости движения профилемера при известных конструктивных параметрах поисковой системы прибора 153
4.2 Экспериментальные исследования выявляемости дефектов геометрии труб нефтепроводов от скорости движения профилемера 156
4.2.1 Экспериментальный стенд и методика исследований 156
4.2.2 Исследование зависимости выявляемости дефектов геометрии труб от скорости движения профилемера 161
4.2.3 Определение оптимального диапазона скорости движения профилемера при известных конструктивных параметрах поисковой системы прибора 168
4.3 Разработка технического средства обследования геометрии труб нефтепроводов - профилемера "Реуд" 170
4.3.1 Основные требования, предъявляемые к средствам контроля геометрии труб нефтепроводов 170
4.3.2 Принцип работы, основные технические характеристики и конструктивные особенности приборов "Реуд" 174
4.3.3 Технико-экономические показатели профилемера «Реуд» и технологического процесса диагностирования нефтепроводов 185
Выводы по главе 4 188
5 Методология и технические средства комплексного обследования технического состояния подводных переходов нефтепроводов 189
5.1 Техническое обслуживание подводных переходов нефтепроводов 189
5.2 Наружное обследование подводных переходов магистральных и промысловых нефтепроводов 190
5.3 Обследование подводных переходов нефтепроводов внутритрубными средствами технической диагностики 193
5.4 Разработка методики и технологии обследования подводных переходов нефтепроводов с помощью автономных и скважинных диагностических приборов 198
5.4.1 Разработка методики обследования и определение контролируемых параметров подводного перехода 198
5.4.2 Разработка технологии протягивания геофизического кабеля внутри подводного перехода нефтепровода 202
5.4.3 Исследование зависимости тягового усилия на кабель при протаскивании через подводный переходтрубопровода 204
5.4.4 Разработка технологии обследования подводного перехода с помощью скважинных приборов 207
5.5 Диагностика подводного перехода нефтепровода на примере нефтепровода «Вятка-Ашит» через р. Кама 211
5.5.1 Определение дефектов геометрии в подводном переходе нефтепровода 211
5.5.2 Определение пространственного положения трубопровода и толщины грунта над ним 212
5.5.3 Определение толщины стенки трубы и плотности грунта 215
5.5.4 Измерение внутреннего диаметра и оценка состояния внутренней стенки трубы 218
Выводы по главе 5 219
6 Контроль герметичности нефтепроводов и подводных переходов 221
6.1 Сквозные дефекты подводных переходов нефтепроводов, причины их образования 221
6.2 Методы и средства контроля герметичности нефтепроводов 222
6.3 Определение величины относительной утечки путем сравнения расходов 230
6.3.1 Методические основы определения координаты утечки 231
6.3.2 Оценка «чувствительности» метода контроля утечек по величине расхода 234
6.4 Определение оптимальных параметров распознания не герметичности и целостности подводных переходов трубо проводов 242
6.5 Разработка требований к системам непрерывного контроля (мониторинга) подводных переходов нефтепроводов 249
6.6 Разработка технического устройства непрерывного контроля подводных переходов нефтепроводов 250
Выводы по главе 6 253
Основные выводы 255
- Анализ видов и причин возникновения дефектов магистральных и промысловых нефтепроводов
- Разработка технологии поэтапной очистки нефтепроводов от длительно накопленных парафиносмолистых отложений
- Анализ видов и параметров дефектов геометрии поперечного сечения труб нефтепроводов
- Обследование подводных переходов нефтепроводов внутритрубными средствами технической диагностики
Введение к работе
Актуальность проблемы. Общая протяженность трубопроводов в России превышает 228 тыс. км, а более 47 тыс. км из них - это магистральные нефтепроводы, по которым транспортируется примерно 99,0% добываемой в России нефти.
Из общего числа отказов магистральных и промысловых нефтепроводов, наибольшее число отказов приходится на долю брака строительно-монтажных работ (примерно 27 %), механических повреждений (примерно 23 %, т.е. из-за образований вмятин, гофр и других дефектов, нанесенных механизмами при капитальном ремонте, в том числе и механизмами сторонних организаций), заводского брака труб (примерно 22 %) и коррозионных повреждений (примерно 28 %). Статистика отказов, к примеру, подводных переходов (ПП) нефтепроводов в расчете на мерную длину трубопровода показывает, что их частота больше частоты отказов магистральных нефте-, газопроводов примерно в 1,3 раза в целом. В связи с этим к безопасности и надежности подводных переходов нефтепроводов предъявляются повышенные требования.
С принятием Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (№ 116-ФЗ от 21.07.1997 г.) повысились требования к безопасности опасных производственных объектов, к которым относятся и нефтепроводы и их подводные нефтепроводы.
Некоторые параметры подводных переходов нефтепроводов, влияющие на безопасность, трудно определить без специальных методов и технических устройств контроля. Одним из таких параметров является размыв (оголение) и провисание участка подводного перехода, вызывающие в конечном итоге напряженно-деформированное состояние трубы перехода. Методология количественной оценки параметров размыва и изменения высотно-планового положения трубы перехода внутритрубными приборами на сегодняшний день отсутствует.
Другим фактором, также влияющим на безопасность, является механические напряжения в стенке трубопроводов из-за наличия нарушений правильной геометрической формы труб. Для оценки величины напряжений и определения степени
9 опасности таких дефектов трубопровода необходимы внутритрубные приборы,
позволяющие количественно определить величину деформаций труб, на основе
которых осуществляется прогноз остаточного ресурса.
Возникающие утечки нефти через сквозные коррозионные повреждения нефтепровода или разрыв подводного перехода также требуют непрерывного контроля герметичности нефтепровода.
Изложенное выше свидетельствует о том, что методическое обеспечение, разработка технологий и оснащение соответствующими средствами контроля технического состояния магистральных и промысловых нефтепроводов и их подводных переходов для их безопасной эксплуатации являются актуальной.
Данная работа направлена на разработку методологии и средств контроля технического состояния подводных переходов нефтепроводов для обеспечения их безопасной эксплуатации на основе разработки технологий подготовки и обследования технического состояния, разработки средств контроля нарушений правильной геометрической формы труб нефтепроводов и средств контроля герметичности подводных переходов.
Целью диссертационной работы является разработка методической базы для обеспечения безопасной эксплуатации подводных переходов нефтепроводов путем совершенствования методов оценки технического состояния и внедрения новых технических средств контроля.
Для достижения цели требовалось решить следующие основные задачи:
Разработать методологию и технологию комплексного обследования подводных переходов нефтепроводов для оценки напряженно-деформированного состояния трубы, позволяющие предупредить аварийные ситуации на переходах и увеличить ресурс их безопасной эксплуатации.
На основе экспериментальных и натурных исследований дефектов геометрии нефтепроводов создать внутритрубный снаряд для определения структуры и характеристик дефектов геометрии в зависимости от эксплуатационных условий работы нефтепровода с целью проведения расчета его остаточного ресурса и определения уровня безопасности.
Разработать эффективную технологию очистки нефтепроводов от длительно накопленных отложений с целью безопасной эксплуатации при очистке и повышения достоверности результатов внутритрубной диагностики.
Разработать комплекс устройств контроля и технологию слежения за движением внутритрубных снарядов, направленных на обеспечение безопасности нефтепроводов при очистке и диагностике.
Создать более совершенное в сравнении с существующими техническое устройство непрерывного контроля герметичности подводных переходов нефтепроводов.
Научная новизна. В работе получены следующие новые результаты:
Предложена и экспериментально апробирована новая технология поэтапной очистки нефтепроводов от парафиносмолистых отложений, позволяющая предотвратить закупорку полости неочищенных нефтепроводов при проведении очистных работ. Разработана методика расчета параметров манжет скребка на каждом этапе в динамике процесса очистки, применение которой снижает вероятность возникновения аварий и обеспечивает безопасную эксплуатацию нефтепроводов и их подводных переходов. Рассмотрена взаимосвязь параметров манжет очистных устройств от физико-химических, механических свойств асфальтосмо-листых, парафиновых отложений и эксплуатационных условий нефтепровода.
Для повышения безопасности нефтепроводов при их очистке и диагностике разработана технология контроля внутритрубных снарядов по низкочастотному диапазону их акустических сигналов движения и по помехоустойчивой частоте электромагнитных волн, генерируемых установленными на снарядах устройствами локации. Впервые определен диапазон спектральных частот акустических сигналов (10...40 Гц), возбуждаемых движущимися внутритрубными устройствами. Определена наиболее помехоустойчивая частота (13 Гц) электромагнитных волн устройств локации внутритрубных приборов.
3 Предложен и экспериментально подтвержден диапазон допустимой скоро
сти движения (от 1,1 до 1,7 м/с) внутритрубных диагностических устройств, по
зволяющий с вероятностью не менее 90% определять параметры дефектов геомет-
11 рий и на основе известных методов рассчитать остаточный ресурс и оценить уровень безопасности нефтепроводов.
Для безопасной эксплуатации нефтепроводов впервые предложена и научно обоснована методология комплексного обследования подводных переходов, которая позволяет определять такие ранее не контролировавшиеся внутритрубны-ми приборами параметры подводного перехода, как высотно-плановое положение трубы и плотность грунта (оголение) вокруг трубы с помощью скважинных диагностических приборов.
Предложен метод определения координаты утечек нефти по изменению параметров работы нефтепровода как в его начале, так и на конечном пункте, позволяющий уменьшить негативные последствия разгерметизации нефтепроводов.
На защиту выносятся результаты теоретических и экспериментальных исследований, а также технологии и комплекс средств контроля и диагностики технического состояния подводных переходов нефтепроводов.
Практическая ценность работы. При непосредственном участии автора разработаны и внедрены:
В ОАО АНК «Башнефть» и «Удмуртнефть» технология поэтапной очистки от парафиносмолистых отложений длительно не очищавшихся нефтепроводов и технические устройства для очистки (патент РФ № 2176163).
В ОАО АК «Транснефть», «Уралтранснефтепродукт», АНК «Башнефть», «Татнефть», «ЛУКОЙЛ-Пермнефть», предприятия ОАО «Газпром» и других предприятиях технология и техническое средство контроля за движением внутри-трубных снарядов при очистке и диагностике нефтепроводов - прибор «Сенсор» (патент РФ № 2137977).
В ОАО АНК «Башнефть», «Татнефть», «ЛУКОЙЛ-Пермнефть», «Рос-нефть-Ставропольнефтегаз», «Уралтранснефтепродукт», «Удмуртнефть» и АК «Транснефть» устройство (патент РФ № 2110729), позволяющее производить очистку и калибровку нефтепровода, а также определить местонахождение при его остановке - прибор «ОКП» для трубопроводов диаметром 159...377 мм.
В ОАО АК «Транснефть», «Уралтранснефтепродукт», АНК «Башнефть», «Татнефть», «Роснефть-Ставропольнефтегаз» и в предприятиях ОАО «Газпром»
12 технология и техническое средство (патент РФ № 2110729) определения местонахождения очистных устройств в трубопроводах - прибор «Поиск-МП».
В ОАО АК «Транснефть», «Уралтранснефтепродукт», АНК «Башнефть» и «ЛУКОЙЛ-Пермнефть» техническое устройство повышенной проходимости (АС № 1768941, патенты РФ № 2084757, 2088839, 2148205) для определения параметров дефектов геометрии труб нефтепроводов диаметром 325...720 мм - прибор «Реуд».
На основе известных амплитудно-частотных характеристик шумов утечки, сравнительного анализа методов и технических средств контроля герметичности нефтепроводов разработано техническое устройство для мониторинга состояния подводных переходов нефтепроводов - система «УНИфон», позволяющая определять утечки нефти и разрыв нефтепровода.
На основе проведенных исследований и систематизации информации о подводных переходах нефтепроводов разработаны, согласованы с Башкирским управлением ГГТН РФ и утверждены ОАО «АНК «Башнефть» руководящие документы «Правила по эксплуатации, осуществлению контроля за техническим состоянием и капитальному ремонту подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов» и «Проектирование и строительство подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов».
Согласован с Госгортехнадзором РФ и внедрен в ОАО АНК «Башнефть» и «Удмуртнефть» руководящий документ «Инструкция на технологический процесс обследования подводных переходов трубопроводов с помощью скважинных диагностических приборов».
Переданы в Минэнерго РФ для утверждения федеральные руководящие документы «Подводные переходы нефтепромысловых трубопроводов. Правила технической эксплуатации и капитального ремонта» и СП «Подводные переходы нефтепромысловых трубопроводов. Правила проектирования и строительства».
10 Согласованы с Агентством по чрезвычайным ситуациям и утверждены
Министерством энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан руко
водящие документы № 39-052-02 «Правила обследования линейной части магист-
13 ральных нефтепроводов внутритрубными диагностическими приборами» и № 39-
036-02 «Инструкция по диагностике стальных вертикальных резервуаров».
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на: 14-й Российской конференции «Неразрушающий контроль и диагностика» (Москва, 1996 г.), 15-й Российской конференции «Неразрушающий контроль и диагностика» (Москва, 1999 г.), 3-й Международной конференции «Диагностика трубопроводов» (Москва, 2001 г.), II Всероссийской научно-технической конференции «Техническая диагностика, промышленная и экологическая безопасность» (г. Уфа,
г.), Международном семинаре «Проблемы сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти» (Уфа, 1988 г.), школах-семинарах по проблемам трубопроводного транспорта (Уфа, 1986, 1987 гг. и др.), научно-техническом Совете ОАО АНК «Башнефть» по проблемам подводных переходов нефтепроводов (Уфа,
г.), совещаниях главных инженеров АК «Транснефть» по проблемам НИОКР (Уфа, 1993, 1994, 1995, 1996 гг., Самара, 1999 г.), Международной деловой встрече «Диагностика-94» (Ялта, 1994 г.), IX Всероссийском семинаре-совещании руководителей ГГТН РФ по надзору за магистральными трубопроводами (Уфа, 2001 г.), научно-техническом семинаре «Обеспечение промышленной безопасности производственных объектов ТЭК Республики Башкортостан» (Уфа, 2001 г.) и др.
Новые технологии и технические средства демонстрировались на ежегодных международных выставках «Газ. Нефть» в г.г. Москве и Уфе в 1997...2003 гг.
Публикации. По теме диссертации опубликована 51 работа (в том числе 1 монография и 11 изобретений) и 6 руководящих документов.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, выводов, списка использованных источников и приложений. Работа изложена на 348 страницах, включая 75 рисунков, 33 таблицы, 67 страниц приложений и список использованных источников из 279 наименований.
Анализ видов и причин возникновения дефектов магистральных и промысловых нефтепроводов
Нефтепровод был рассчитан на перекачку товарной нефти с малой коррозионной активностью. Фактически же, с самого начала эксплуатации нефтепровод использовался как внутрипромысловый, для перекачки неподготовленной нефти. С продолжением процессов разработки месторождений в регионе и с возрастанием обводненности добываемой продукции и ростом содержания в ней агрессивных компонентов (сероводорода) транспортируемая среда полностью перешла на трехфазную (нефть, газ и пластовая вода) с высокой коррозионной активностью. В транспортируемой среде присутствовали в большом количестве и абразивные частицы (например, песок).
Первая аварийная разгерметизация произошла уже в 1988 г. Было установ I лено, что причиной явилась сквозное коррозионное (химическое) повреждение в нижней образующей. В принятых мероприятиях предусмотрели закачку в нефтепровод ингибиторов коррозии и наружное обследование стенки нефтепровода дефектоскопами. Между тем, за период с 1 января 1989 года по 1 сентября 1994 года произошло 32 случая аварийной разгерметизации. Из них 17 аварий произошли только в период с 15 по 31 августа 1994 года, и в основном на одном эксплуатационном участке. Дождливый период в августе 1994 года ускорил попадание нефти в местные водоемы и впервые заставил региональные органы Госкомприроды заговорить о возможной аварии. Структура систем магистральных трубопроводов характеризуется наличием в эксплуатации более 40 % протяженности магистральных трубопроводов, которые отработали свыше 20 лет [277]. Поэтому для обеспечения промышленной безопасности дальнейшей работы магистральных трубопроводов требуются постоянное увеличение объемов комплексного диагностирования и оперативное устранение опасных условий эксплуатации.
За последние годы ОАО «Газпром», «АК «Транснефть» и «АК «Транснефтепродукт» значительно увеличили объемы работ по техническому диагностированию объектов магистральных трубопроводов, устранению дефектов, повреждений и опасных условий эксплуатации.
Вместе с тем результаты надзорной деятельности показывают, что основными факторами, способствующими развитию аварий и аварийных утечек, являются грубейшие нарушения норм и правил, систематический срыв работ по техническому обслуживанию объектов, отставание от потребности по объемам капитального ремонта и реконструкции, по своевременному устранению выявленных дефектов и опасных условий эксплуатации объектов магистральных трубопроводов.
Актуальной проблемой является предупреждение аварийности по причине коррозионного растрескивания труб под напряжением на объектах РАО «Газпром» («Севергазпром», «Тюменьтрансгаз», «Волготрансгаз», «Лентрансгаз», «Уралтрансгаз», «Сургутгазпром» и «Баштрансгаз»). С 1991 по 1996 г. доля таких аварий в общем балансе ОАО «Газпром» составляла более четверти, а в 1998-2000 гг. аварии по данной причине составили треть от общего их количества.
Ограниченные до 40 % от общей протяженности возможности проведения внутритрубной дефектоскопии магистральных газопроводов из-за наличия неравно проходной линейной запорной арматуры, отсутствия узлов запуска — приема внутритрубных средств, наличия нестандартно выполненных углов поворота и внутренних преград для внутритрубных средств не позволяют решать проблемы промышленной безопасности путем внутритрубной дефектоскопии.
Хронические неплатежи потребителей за использованный газ поддерживают остроту дефицита финансовых средств на обеспечение промышленной безопасности магистральных газопроводов.
В [277] приводятся следующие примеры производств, на которых состояние промышленной безопасности наиболее неудовлетворительно.
В Республике Саха (Якутия) в крайне неудовлетворительном состоянии находится магистральный газопровод «Мастах—Якутск» (ОАО «Якутгазпром»), эксплуатируемый более 30 лет, и наиболее слабым звеном обеспечения надежного газоснабжения Якутска является газораспределительная станция города, замену которой необходимо было произвести несколько лет назад, однако строительство нового объекта заморожено на неопределенный срок. В Норильском промышленном районе (Красноярский край) низкий уровень надежности газоснабжения связан с неудовлетворительным состоянием переходов газопровода «Мессояха—Норильск» на реках Большая Хета, Малая Хета и Енисей (ОАО «Норильскгазпром»). В Тюменской области в неудовлетворительном состоянии находятся: система магистральных конденсатопроводов, транспортирующих широкую фракцию легких углеводородов (ОАО «Сибур-Тюмень») и магистральные газопроводы «СРТО—Урал-2», «Пунга—Вуктыл— Ухта», «Уренгой—Петровок». Временная схема транспорта сжиженного нефтяного газа по непригодным для этих целей трубопроводам и без оснащения системами автоматики и телемеханики, и особенно надежной технологической связи, представляет серьезную угрозу возникновения чрезвычайных ситуаций. Одним из путей решения проблем обеспечения безопасности трубопроводов является: повышение объемов и качества диагностических работ для выявления опасных дефектов и своевременного их устранения и интенсификация научных и практических работ по снижению аварийности магистральных трубопроводов. Система магистральных нефтепроводов России создавалась в основном в период с 1950 по 1980 гг., при этом основная часть нефтепроводов была построена в 1960 - 1970 гг. (таблица 1.3 и 1.4) [1]. Для этого периода было характерно строительство ускоренными темпами нефтепроводов большой протяженности и большого диаметра. Сведения о крупнейших нефтепроводах АК «Транснефть» представлены в таблице 1.3, а распределение МН «АК «Транснефть» по срокам эксплуатации - в таблице 1.4.
Разработка технологии поэтапной очистки нефтепроводов от длительно накопленных парафиносмолистых отложений
Аналогичным прибором, предназначенным для выявления дефектов геометрии трубы, является профилемер CalScan производства фирмы Pipetronix (ФРГ) [48]. Схематичное изображение этого профилемера приведено на рисунке 1.7. Этот аппарат выполнен двухсекционным с манжетами из полиуретана. Для измерения дефектов геометрии используются механические датчики (щупы), которые при уменьшении диаметра трубопровода изменяют свое первоначальное положение относительно оси трубопровода и перемещают датчик, преобразующий механическое перемещение в электрический сигнал. При этом соответствующие изменения внутреннего диаметра регистрируются во флэш-памяти (твердотельная память). Такие профиле-меры изготовлены для трубопроводов диаметром от 150 до 1500 мм. Пофилемер CalScan, основные технические характеристики которого приведены в таблице 1.10, также измеряет радиус поворота трубопроводов. фирмой Tuboscope (США) разработан профильный измерительный снаряд
Linalog-Profile диаметром 1420 мм [49, 26], предназначенный для выявления и измерения размеров вмятин, овальности, смещений кромок труб в кольцевых швах и осевых изгибов (радиусов поворотов трубопровода). Снаряд 2-х секционный. На первой секции установлены ведущие эластичные манжеты, одометры. В качестве преобразователей использованы дифференциальные трансформаторы. Они установлены на периферии измерительной манжеты и соединены кабелями с регистрирующим устройством. Linalog-Profile способен проходить участки трубопровода с радиусом кривизны 1,5 D и обследовать участок трубопровода длиной в 300 км за один пропуск. Минимальная глубина вмятин, измеряемая прибором, ±2,5 мм. Погрешность определения местоположения вмятин составляет ±0,3 м. Масса - 2,0 т. Длина - 3054 мм [49]. По экспертным оценкам стоимость такого прибора колеблется от 900 тыс. долларов до 1,5 млн. долларов США в зависимости от сроков изготовления, диаметра трубопровода, для которого предназначен прибор, и комплектования запасными частями и другим оборудованием.
Немецкой Н. Rozen Eng. (HRE) разработан и используется для обследования трубопроводов вихретоковый профилемер Electronic Geometry Pig (EGP) [50]. Все геометрические поршни HRE могут использоваться в трубопроводах с газом, жидкостями или смесью газ/жидкость, причем среда не влияет на функциональные способности поршней.
Электронный поршень для измерения геометрии (EGP) представляет собой полностью компьютеризированную систему для определения внутренней геометрии трубопровода (рисунок 1.8). Стандартное исполнение системы состоит из следующих основных компонентов: стандартный поршень HRE с чашками диаметром от 150 до 350 мм, стандартный двунаправленный поршень HRE диаметром от 400 мм, двунаправленная тройничная одометрическая система для измерения пройденного пути, встроенная компьютерная система с памятью C-Mos, бесконтактная 8-канальная система измерений, внешний компьютер "Laptop" для коммуникации с системой, встроенной в EGP.
Система для измерения геометрии базируется на электронных бесконтактных сенсорах для определения расстояния между сенсором и стенкой трубы. Благодаря бесконтактному измерению здесь не возникают динамические эффекты как в механических системах. Кроме того, эта система измерения не зависит от среды в трубопроводе. Поле, создаваемое сенсорами, реагирует только на изменения находящихся вблизи ферромагнитных металлов.
Измерения проводятся на частоте около 100 Гц на каждом из 8 каналов Помехи от окружения трубопровода исключены, поскольку трубопровод представляет собой клетку Фарадея. Механические повреждения с деформациями геометрии трубы определяются, начиная с величины 2% от Дн. Кроме того, если присутствует внутреннее смещение трубы, оно обнаруживается и анализируется начиная с 2 мм.
Рисунок 1.8-электронный геометрический поршень Фирмой New PLS (Франция) разработан прибор Geocontrol. Прибор контролирует внутренний диаметр трубопровода, пройденное расстояние, а также регистрирует информацию о выявленных дефектах геометрии. Его можно использовать для обследования нового трубопровода перед вводом ее в эксплуатацию или для контроля действующих.
Разработкой таких аппаратов заняты и фирмы Канады [51]. Так, для дефектоскопии труб диаметром 760 мм используется аппарат, оснащенный 24 датчиками, определяющими параметры соответствующих дефектов, а также координаты дефектных мест с точностью до 1 м. Электронные блоки размещены в герметичном корпусе, оснащенным эластичными манжетами, обеспечивающими устойчивое положение аппарата при его перемещении по трубопроводу. Датчики выполнены в виде полиуретановых колес, непрерывный контакт которых со стенкой трубопровода обеспечивают подпружиненные рычаги (механические щупы), прикрепленные к приварным фланцам на корпусе аппарата. Для фиксирования пройденного расстояния используются 2 одометра, передающие в электронный блок импульсы с интервалом 0,3 м. Все регистрируемые сигналы записываются на магнитной ленте (14 каналов).
Для определения изменения геометрических параметров трубопроводов в разрабатываемой аппаратуре используются не только традиционные методы, такие контактный (механические щупы), ультразвуковой, электромагнитный, но и другие. Так, компанией Sigma Research Inc. (США) разработана целая серия оптических приборов, предназначенных для бесконтактного контроля внутренней геометрии труб [52]. Принцип действия подобных приборов заключается в том, что на внутреннюю стенку обследуемой трубы с помощью лазерного или светоизлучающего диода проецируется световое пятно. По изменению положения светового пятна на детекторе определяют изменение расстояния между источником света и световым пятном на поверхности обследуемой трубы. С помощью подобных приборов выявляются вмятины, деформации, коррозионные повреждения и др. дефекты на внутренней поверхности труб, но они являются наиболее сложными при цифровой обработке информации, анализе и интерпретации полученной информации.
В СНГ известно устройство для контроля состояния проходного сечения магистрального трубопровода [53], включающее герметичный контейнер, выполненный в виде двух сообщающихся между собой гидравлических полостей с поршнями, пружинящие элементы; в контейнеры размещены узлы записи (с пишущим наконечником) и лентопротяжный механизм. Устройство изготовлено для труб диаметром 1220 мм, технические условия на изделие отсутствуют и оценить устройство по его техническим характеристикам не представляется возможным. Недостаток устройства - невозможность определения вида дефектов и их местонахождения в протяженных (длиной более десятка километров) трубопроводах. Кроме указанного недостатка устройство не имеет возможности самостоятельно (без отдельного носителя) продвигаться по трубопроводу.
Анализ видов и параметров дефектов геометрии поперечного сечения труб нефтепроводов
Для безопасной эксплуатации нефтепроводов как и все технологические процессы, осуществляемые при транспортировке нефти, нефтепродуктов и газа, подготовка к обследованию (очистка и калибровка) и обследование нефтепровода внутритрубными инспекционными снарядами должны быть постоянно подконтрольны обслуживающему нефтепровод персоналу и специалистам, осуществляющим диагностику трубопровода. Требование подконтрольности технологии подготовки и диагностирования нефтепроводов тем более актуально, что как при подготовке, так и при обследовании нефтепровода могут возникать нештатные ситуации, приводящие к авариям или к поломке дорогостоящих внутритрубных приборов.
Основным критерием безопасной эксплуатации нефтепровода при очистке и калибровке является движение снаряда, т.е. безостановочное его прохождение от камеры запуска до камеры приема. Остановка снаряда на участке между камерами пуска и приема является внештатной ситуацией. Поэтому при пропуске снарядов по трубопроводу необходимо постоянно контролировать их движение и периодически определять местонахождение снаряда с момента его запуска из камеры до прихода в камеру приема, то есть сопровождать по всей трассе трубопровода.
Технология сопровождения снарядов включает в себя следующие этапы: - изучение трассы трубопровода, выбор и нумерацию пунктов контроля за движением снаряда; - определение подъездных путей к пунктам контроля и проверка возмож ности проезда по ним; - определение расчетного времени прохождения снаряда через пункты контроля; - определение необходимого количества бригад сопровождения, формирование бригад и оснащение техникой высокой проходимости, необходимыми приборами и оборудованием; - выбор оптимального времени запуска снаряда; - составление графика движения снаряда после его запуска и составление плана распределения бригад сопровождения по пунктам контроля; - запуск снаряда, контроль его выхода из камеры пуска и начало его сопровождения; - слежение за движением снаряда, включение маркеров (при необходимости), регистрация времени прохождения через пункты контроля и передача информации о времени прохождения диспетчеру и смежным бригадам; - переезд бригады после прохождения снаряда через пункт контроля на следующий (запланированный) пункт, подготовка и сообщение о готовности бригады диспетчеру; - контроль приема снаряда в камеру и определение его местонахождения в камере приема. Слежение за движением снаряда в пунктах контроля необходимо начинать заблаговременно, минимум за 10... 15 минут до подхода снаряда к пункту контроля. Это необходимо для того, чтобы: - при очистке, калибровке или обследовании участка трубопровода с промежуточными насосными или компрессорными станциями заблаговременно, за 10... 15 минут до подхода снаряда к промежуточной станции переключить задвижки и краны для транзитного пропуска снаряда через станцию; - оператору бригады сопровождения в пунктах контроля быть готовым к регистрации точного времени прохождения снаряда через пункт контроля; - оператору в пунктах контроля быть готовым к включению маркера и для регистрации точного времени прохождения прибора через пункт контроля. Для осуществления технологии сопровождения снарядов в трубопроводе требуются технические средства - переносное устройство (прибор), к которому предъявляются определенные требования. Технические требования к устройствам, позволяющим контролировать движение очистных и диагностических приборов, приведены ниже. Устройство должно: - контролировать движение снаряда без ограничения скорости его движения; - чувствительность устройства должна позволять за 500...700 м до подхода к пункту контроля слышать движение снаряда; - иметь возможность регулирования чувствительности; - иметь оптимальный диапазон измерения (восприятия) параметра (параметров), позволяющего контролировать движение снаряда в пределах изменения параметра (параметров), характеризующего движение снаряда; - иметь возможность контролировать движение снаряда как с грунта над трубопроводом, так и с задвижки, крана или открытого участка трубопровода; - иметь элементы визуального контроля и контроля движения на слух; - позволять вести контроль за движением снаряда дистанционно; - иметь автономный источник питания (не менее чем на 100 ч.), позволяющий работать автономно в случае невозможности проезда к пункту контроля на автомобиле сопровождения; - иметь возможность питания от бортовой сети автомобиля (12 В и 24 В); - иметь небольшие габариты, массу и быть удобным в эксплуатации в полевых условиях. Основным требованием при контроле за движением снаряда является такая чувствительность прибора, при котором максимальное расстояние, на котором обнаружение шумов движения снаряда, должна быть не менее 500 м. При движении снарядов любой конструкции в трубопроводе происходит трение манжет снаряда о внутреннюю стенку трубопровода, при котором гене 98 рируются акустические волны. Звуковой сигнал движущегося по трубопроводу снаряда включает в себя широкий спектр частот: от инфранизких до ультразвуковых. Генерируемые акустические волны распространяются как по стенке трубопровода, так и по перекачиваемой жидкости в обоих направлениях. Трубопровод при этом является цилиндрическим звукопроводом, заполненным движущейся материальной средой (перекачиваемым продуктом). Акустический метод контроля за движением снарядов в трубе является наиболее удобным и одним из эффективных способов контроля, если рассматривать трубу как звукопровод, и может обеспечить максимальное расстояние, на котором обнаружение шумов движения снаряда возможно. Проведенные исследования амплитудно-частотных характеристик и опыт контроля за движением снарядов показывают, что акустические шумы в звуковом диапазоне частот особенно значительны по амплитуде при прохождении снарядом поперечных сварных швов трубопровода и подкладных колец. Автором были исследованы частотный диапазон и амплитуда акустических шумов при пропуске очистных и диагностических устройств на действующих магистральных нефтепроводах ТОН-И, УБКУА и НКК в ОАО «Урал-сибнефтепровод» и на нефтепроводе «Чернушка - Оса» в ОАО «ЛУКОЙЛ -Пермнефть». Методикой проведения экспериментальных исследований предусматривалось определение амплитуды и частоты шумов движения очистных и внутритрубных диагностических снарядов. Факторами, влияющими на частоту и амплитуду шумов, возникающих при движении снаряда, как показали исследования, являются: - расстояние между движущимся снарядом и местом установки микрофона, на котором были произведены измерения; - материал манжет, его технические характеристики и конструктивные особенности снаряда; - степень парафинизации внутренней стенки трубопровода; - наличие поперечных сварных швов и подкладных колец в трубопроводе; - скорость движения снаряда; - тип и состояние грунта (глина, суглинок, влажный, сухой и др.), а также тип внешнего изоляционного покрытия (при прослушивании движения снаряда с грунта) и другие параметры. Критерий выбора рабочих частот определялся несколькими факторами: дальностью обнаружения сигнала, величиной затухания сигнала, свойствами снаряда генерировать шумы при движении в трубопроводе и др.
Обследование подводных переходов нефтепроводов внутритрубными средствами технической диагностики
Контролируемыми параметрами при обследовании ПП с применением внутритрубных средств диагностики (внутритрубных инспекционных снарядов) являются [113]: геометрия трубы (гофры, вмятины, овальность) и толщина стенки трубы (точечная и сплошная коррозия, трещины, расслоения и другие дефекты стенки). А такие важные параметры ПП, как плановое и высотное положения ПП и наличие грунта вокруг трубы перехода в настоящее время в России внутритрубными средствами не контролируется.
По технологии обследование основной нитки ПП нефтепроводов с помощью внутритрубных приборов проводится совместно с обследованием линейной части участка нефтепровода, в состав которого входит ПП. Работы по контролю за техническим состоянием резервной нитки 1111 проводятся отдельно. Основная и резервная нитки ПП должны быть оборудованы камерами запуска и приема внутритрубных средств технической диагностики [86, 123]. Камеры запуска и приема могут быть стационарными и передвижными и обычно устанавливаются на промысловых трубопроводах при ширине реки в русловой части более 75 м и диаметре более 325 м.
Основными этапами обследования 1111 с помощью внутритрубных средств диагностики являются [113]: 1 этап - очистка внутренней поверхности ПП от остатков электродов, окалины, парафиносмолистых веществ с помощью очистных устройств [86, 204]. Качество диагностических данных, получаемых внутритрубными профи-лемерами и дефектоскопами, зависят от чистоты внутренней поверхности трубопровода. Для резервных ниток ПП, где очистка внутренней поверхности трубы производится крайне редко, рекомендуется технология нарастающей очистки (глава 2). 2 этап - определение минимального проходного сечения трубы ПП на всем протяжении перехода. Минимальное проходное сечение определяется путем пропуска специального снаряда-калибра с калибровочными дисками. Пропуск 194 снаряда-калибра позволяет получить первую информацию о трубопроводе, определить, нет ли в нем сужений и препятствий, и может ли по нему беспрепятственно пройти профилемер. 3 этап - получение информации о внутренней геометрии трубы ПП с по мощью прибора для выявления дефектов геометрии (профилемера). Возмож ность пропуска прибора для выявления дефектов геометрии определяется учи тывая степень очистки, характер и размеры деформаций калибровочных пластин снаряда-калибра. Для выявления дефектов геометрии используются следующие внутри-трубные приборы: «Реуд» (УГНТУ) [86, 204], CalScan (фирма Pipetronix) [48], EGP (Electronic Geometry Pig, фирма H.Rozen) [50], Kaliper (T.D.Williamson) [188] и другие. Технические характеристики профилемеров приведены в главе 4. 4 этап - диагностика состояния стенки трубы ПП путем пропуска де фектоскопа (ультразвукового и/или магнитного). Для выявления дефектов стенки трубы ПП (коррозионных повреждений, расслоения, трещин, шлаковых включений) используются такие дефектоскопы, как UltraScan WM, UltraScan CD и MagneScan HR (фирма Pipetronix), дефектоскоп типа MFL (фирма PII), Corrosion Detection Pig (фирма H.Rozen E.), Flawsonic (фирма T.D. Williamson), TruRes (фирма Tuboscope PS), «КВД» (ПО " Спецнефтегаз", НПО "Спектр") и другие. Основные характеристики некоторых дефектоскопов приведены в таблице 5.1. 5 этап - определение фактического планового и высотного положения подводного трубопровода. фактическое плановое и высотное положения ПП и наличие грунта вокруг трубы перехода в настоящее время в России не контролируется. Для определения планового и высотного положения трубопроводов с помощью внутритрубных снарядов могут использоваться следующие внутритруб-ные приборы: «Scout Pig» (фирма Pipetronix), «Ось-МТ» (УГНТУ, опытный образец не испытан).
Для определения планового и высотного положения трубопроводов с помощью внутритрубных снарядов могут использоваться следующие внутри-трубные приборы: «Scout Pig» (фирма Pipetronix), «Ось-МТ» (УГНТУ, опытный образец не испытан).
Внутритрубные приборы «Scout Pig» и «Ось-МТ» (основные технические характеристики приведены ниже в таблице 5.2) предназначены для периодического контроля изменения высотной и плановой отметки оси трубопровода, зарегистрированных между двумя обследованиями. Основными информационными каналами приборов являются каналы измерения отклонения оси трубопровода в горизонтальной плоскости и в вертикальной плоскости, которые в привязке к информации о пройденном расстоянии и времени движения прибора позволяют получить информацию о пространственном положении оси нефтепровода. Общие контролируемые параметры, способы и методы контроля и ожидаемые результаты обследования ГШ как при наружном обследовании, так и при обследовании с применением внутритрубных средств технической диагностики (внутритрубных инспекционных снарядов), сведены в таблицу 5.3. Протяженность резервных ниток подводных переходов составляет от нескольких сот метров до нескольких километров и удельная стоимость (стоимость обследования 1-го км трубопровода) обследования технического состояния таких коротких участков трубопроводов дорогостоящими дефектоскопами в 4...8 раз выше, чем удельная стоимость обследования, например, 100 км участка трубопровода. Например, стоимость обследования резервной нитки ПП нефтепровода диаметром 325 мм через р. Кама (3800 м) в ОАО АНК "Баш-нефть" в 1996 г. по бюджетному предложению фирмы Pipetronix GmbH (профилемером CalScan и ультразвуковым дефектоскопом UltraScan-WM) составляла около 20900 $ на 1 км [189], по предложению T.D.Williamson (профилемером Kaliper и ультразвуковым дефектоскопом Flawsonic) - около 10130 $/км 199 [192], по предложению Н. Rozen Eng. (профилемером Geometry Pig и магнитным дефектоскопом CDP) - около 14260 $/км [191] (таблица 5.4). Тогда как по данным Американской газовой ассоциации удельная стоимость обследования одного километра 100 километрового участка нефтепровода составляет около 3000 долларов США [190].
