Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 [ 14 ] 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65

тью 203 км, транспортировавший нефть от месторождения Пайпер к перевалочной нефтебазе Флотта в Северном море. В 1984 г. на этом же трубопроводе стали использовать аналогичные снаряды компании Trans Canada и в 1991 г. - British Gas.

Результаты инспекции выявили серьезные коррозионные повреждения, что привело к частичной замене труб, и дали толчок к созданию более эффективных дефектоскопов. Поскольку затраты на использование этих дефектоскопов были значительно выше, чем у других фирм, на рынке появились различные модификации внутритрубных снарядов компаний Н. Rosen Engineering, Pipetronix, Rontgen Technische Dienst, TD Williamson и других [31].

В 1994 г. в России был создан Центр технической диагностики "Диаскан", который начал внедрять профилемеры "Калипер", ультразвуковые дефектоскопы "Ультраскан WM", магнесканы MFL (см. фото 2). За короткий период только Центр Диаскан" выполнил внутритрубную диагностику на магистральных трубопроводах обпдей протяженностью более 40 тыс. км, выявив большое количество дефектов. В связи с этим возникли актуальные задачи определения остаточного ресурса трубопроводов при наличии концентраторов напряжений в металле, ранжирования участков по степени их опасности, локализации поврежденных мест и их устранению.

Для профилеметрии (аномалии геометрии трубопровода, вмятины, гофры, овальности, сужения поперечного сечения, препятствуюпдие пропуску внутритрубных дефектоскопов), используют "Калиперы".

Обнаружение коррозионных дефектов, которые являются основной причиной аварий магистральных нефтепроводов (около 35 %), выполняют с помопдью ультразвуковых и магнитных дефектоскопов. Ультразвуковые дефектоскопы позволяют осуществлять прямое измерение толщины стенки трубопровода, более точно определять геометрические параметры и однозначно интерпретировать протяженные дефекты, потери металла, расслоения, неметаллические включения.

Магнитные снаряды типа MFL измеряют толщину стенки с меньшей точностью, но лучше выявляют небольшие глубокие потери металла, которые в отличие от протяженных дефектов не могут, с точки зрения прочности, привести к разрушению трубы. Данные снаряды способны обеспечить достаточную интерпретацию дефекта и точность его измерения при условии адаптации этого аналогового метода к конкрет-

ной трубе и конкретному типу дефектов в ней. Достоинством магнитных снарядов является возможность выявления дефектов поперечных сварных hibob (непроваров, несплавлений, п1лаковых включений).

Для обнаружения трепдиноподобных дефектов в сварных П1вах (сварочные трепдины, непровары корня П1ва, подрезы, несплавления и т.п., усталостные трепдины, развиваюпдиеся из дефектов сварных hibob и основного металла стенки трубы, стресс-коррозионное растрескивание) используется ультразвуковой дефектоском "Ультраскан CD".

Накопление информации о каждом конкретном дефекте по результатам 2 - 3 обследований позволяет определять остаточный ресурс трубопровода, назначать безопасные режимы его эксплуатации, планировать во времени их ремонт.

Оценка степени повреждения трубопровода позволяет определить максимальное давление, при котором трубопроводы могут эксплуатироваться в безопасном режиме без ремонта выявленных дефектов или определить условия, при которых необходимы ремонт или замена поврежденных участков.

Опубликованные за рубежом методы оценки работоспособности трубопровода с дефектами главным образом основаны на полуэмпирических опытах, разработанных Баттелли в начале 70-х годов. Эта работа привела к разработке критерия допустимого дефекта, на основании которого была выпущена первая редакция стандарта ANSI /ASME В13G. К 1991 г. был предложен ряд модификаций, которые были включены в новое издание стандарта ANSI/ASME B13G-1991.

Детерминистический (реалистический) анализ коррозионного повреждения металла трубы и расчет давления, при котором произойдет разрыв трубопровода в точке этого повреждения, а также продолжительность периода, в течение которого можно безопасно продолжать эксплуатацию, предложен фирмой British Gas.

При оценке безопасности давления в соответствии со статистическим анализом учитываются только трубы с наиболее глубокими коррозионными повреждениями, характеризующиеся наивысп1ей степенью риска. Возможен также отбор труб с наивысп1ей степенью общей коррозии. При этом расчет по нижним границам дает реалистическую оценку предельно допустимого для данного трубопровода рабочего давления, а также время его безопасной эксплуатации.

Оценка опасности дефекта ведется по критериям общей прочности дефектов трубы при нагружении давлением без

учета месторасположения этих дефектов. Методикой определения опасности повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами peniaronee значение в классификации опасности имеет взаимодействие дефектов, которое при определенных условиях может привести к раскрытию трубопровода в результате потери металла.

Важным критерием при эксплуатации трубопроводов принимается проходное давление в любом сечении, определенное расчетом на прочность. Этот критерий является интегральной характеристикой, определяю идей безопасность до момента, когда прочностные показатели нефтепровода меняются вследствие старения или появления дефектов.

Рабочее давление определяется отдельно для режимов работы в пределах одного участка нефтепровода с законченным технологическим циклом или режимов работы нефтепровода в пределах более одного участка с законченным технологическим циклом.

Кроме опасных, имеются и потенциально опасные дефекты, которые состоят из группы дефектов, объединенных признаками геометрических параметров по расчету на прочность. К ним относятся дефекты, находяпдиеся на участках с повып1енным экологическим риском (в том числе подводных переходов), имеюпдие положительную динамику развития параметров во времени, параметры которых равны или превосходят пороговые значения [8].

С помопдью согласованных с Госгортехнадзором России методик расчета дефектосодержапдих участков трубопроводов производятся расчеты на прочность труб с дефектами при статическом и малоцикловом напряжениях с точностью порядка 10 %, что вполне достаточно для практических целей [27].

В результате расчета для каждого дефекта определяется степень опасности, в соответствии с которой дефекты классифицируются по трем категориям: "опасные", "неопасные" и "недопустимые". Для "неопасных" дефектов, учитывая, что они составляют абсолютное больп1инство из всех обнаруживаемых "Ультрасканом", дополнительно вводится подкатегория "потенциально опасных".

Анализ результатов внутритрубной инспекции магистральных нефтепроводов на основе информационно-аналитической системы "Эксперт", которая хранит все особенности (дефекты, точки-ориентиры, отдельные трубы, участок трубы, задвижки), можно выполнять расчет дефектов на проч-