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 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101

фектах металла труб. Приведем основные сведения, получаемые данным методом на примере нескольких трубопроводов.

2.4. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНУТРИТРУБНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Внутритрубное обследование магистральных нефтепроводов, проводимое с 1995 г., является наиболее эффективным способом контроля за их техническим состоянием. В настоящее время практически все магистральные нефтепроводы обследованы профилемерами «Калипер», основанными на электромеханическом принципе. Они способны обнаружить такие особенности геометрии трубопровода, как гофры, вмятины, изгибы, арматуру, отводы и др. По результатам обследования ликвидируют наиболее опасные дефекты, к которым относятся также все сужения с проходным диаметром менее 0,85 номинального значения.

Большая часть магистральных нефтепроводов обследована дефектоскопами «Ультраскан WM», которые основаны на ультразвуковом воздействии на стенку трубы по периметру. Эти дефектоскопы способны обнаружить такие дефекты стенки трубопровода, как коррозия, царапина, расслоение металла, положение и геометрию всех сварных швов, а также уточнить параметры тех дефектов, которые обнаружены профилемером. В настоящее время именно этим дефектоскопом получена наиболее полная картина о состоянии дефектности магистральных нефтепроводов.

Н а стадии разработки и начала внедрения находятся ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан CD» и магнитный дефектоскоп «MFL». Это наиболее сложные снаряды предназначены для обнаружения трудноуловимых трещиновидных дефектов, степень опасности которых велика, и определения состояния дефектности сварных швов. Объем информации, полученный этими дефектоскопами, пока невелик, но набирается опыт, и по перспективным планам все магистральные нефтепроводы должны быть обследованы ими.

Все внутритрубные дефектоскопы сосредоточены в Центре технической диагностики (ЦДТ) «Диаскан» (г. Луховицы, Московской области, филиал в Уфе), который проводит рабо-

ты по обследованию трубопроводов. Несмотря на очевидные успехи в области внутритрубной диагностики, имеются задачи, которые необходимо решить:

обследование напряженного состояния трубопровода вдоль трассы;

обследование механических свойств металла и сварных швов вдоль трассы, степени охрупченности металла от деформационного старения, коррозионного растрескивания и др.;

обследование потенциала электрохимической защиты трубопровода вдоль трассы;

обследование состояния изоляционного покрытия трубопровода.

В случае решения этих сложных задач безопасность трубопроводов может быть поднята на следующий уровень.

В качестве примера рассмотрим анализ результатов внут-ритрубной диагностики на одном из участков магистрального нефтепровода УБКУА длиной 150 км. Данные получены с применением дефектоскопа «Ультраскан WM», обследование проводил ЦТД «Диаскан». Трубопровод был построен и принят в эксплуатацию в 1973 г. Использованы трубы производства Челябинского трубопрокатного завода. Проектное рабочее давление 50 кгс/см2. Марка стали 17Г1С. Трубы прямо-шовные. Н аружный диаметр 1220 мм. Толщина стенки труб на данном участке находится в пределах 12,0-15,2 мм. Изоляция пленочная. Имеется электрохимическая защита. Нефтепровод проходит через заболоченную местность. Общая протяженность болот по нефтепроводу приблизительно равна 38,4 км, что составляет 25,6 % длины участка нефтепровода.

При обследовании дефектоскопом «Ультраскан WM» идентификация дефектов происходит по отраженным ультразвуковым сигналам от внутренней и наружной поверхностей стенки трубы. Поэтому любые изменения во времени прихода отраженных сигналов фиксируются как «особенность», а расшифровка сигнала по специальной методике позволяет определить тип особенности и ее параметры. Привязка дефектов проводится к ближайшим точкам-ориентирам (маркерам, задвижкам, вантузам), а также к ближайшим поперечным сварным швам с точностью 0,25 м. Погрешность определения толщины стенки и глубины коррозии составляет не более 0,5 мм. П огрешность измерения размеров по окружности трубы не более 8 мм, в продольном направлении трубы не более 3,3 мм.

По результатам обследования получают таблицу «особенностей», в число которых входят дефекты, ответвления, арматура, другие отличительные детали трубопровода. Таблица содержит следующие основные характеристики особенностей:

дистанцию от камеры запуска дефектоскопа в трубопровод;

название обнаруженной особенности (дефекта или конструктивных элементов трубопровода);

номинальную толщину стенки трубы;

основные размеры дефекта (длину, ширину, глубину);

угловое положение дефекта по окружности;

давление в трубе в момент прохождения дефектоскопа через данную точку трубопровода;

информацию о том, что данный дефект документирован или нет.

Документирование дефекта состоит в том, что для него дополнительно приводится распечатка в виде цветного изображения и более подробное описание с привязкой к ближайшим ориентирам на трубопроводе.

В табл. 2.6 приведены результаты обработки полученных данных.

Отдельно рассмотрим распределение дефектов каждого типа отдельно.

Расслоения и включения. Эти особенности относятся к дефектам металлургического происхождения, так как они возникают при прокатке стальных листов. Распределение дефектов типов расслоения и включения по размерам и видам показано в табл. 2.7 и на рис. 2.5. При рассмотрении данны1х (см. табл. 2.7) следует знать, что комбинированны1е дефекты!

Таблица 2.6

Распределение основных особенностей (дефектов) по типам на участке протяженностью 150 км