Основы технической диагностики нефтегазового оборудования

электромагнитных сигналов низкой частоты, а также программируе­ мой микропроцессорной системой управления (мастер-системой). Дефектоскоп WM состоит из секций — стальных герметичных кор­ пусов (с расположенной внутри электроникой, накопителями ин­ формации и батареями) и носителя датчиков, связанных между со­ бой с помощью карданных соединений и кабелей. Каждая секция и носитель датчиков снабжены полиуретановыми манжетами, предна­ значенными для центрования и обеспечения движения прибора по трубопроводу потоком перекачиваемого продукта. На каждом герме­ тичном корпусе установлены также конические манжеты, служащие для предотвращения застревания прибора в тройниках, не оборудо­ ванных предохранительными решетками.

Носитель датчиков состоит из полиуретановых полозов, обеспечи­ вающих постоянство расстояния от датчика до поверхности трубы. Полозы соединены между собой плоскими пружинами, благодаря ко­ торым они плотно прилегают к внутренней поверхности трубы. Для обеспечения омывания датчиков перекачиваемым продуктом от каж­ дого полоза носителя датчиков отходит шланг к передней секции.

Ультразвуковой дефектоскоп CD отличается от дефектоскопа WM конструкцией ультразвуковых датчиков и предназначен для определе­ ния и измерения трещин и трещиноподобных дефектов ультразвуко­ выми датчиками, направленными под углом к плоскости поперечного сечения трубопровода. За счет этого дефектоскоп CD выявляет трещи­ ны, расположенные вдоль оси трубы, а также дефекты поперечных сварных швов (непровары, раковины, трещиноподобные дефекты).

Магнитные дефектоскопы MFL предназначены для контроля тру­ бопроводов методом утечки магнитного потока в материале трубо­ провода и в сварных швах при движении дефектоскопа потоком пере­ качиваемого продукта. Пропуск дефектоскопов MFL по участкам с подкладными кольцами нецелесообразен вследствие искажений маг­ нитного поля, вызываемых наличием подкладных колец и невозмож­ ностью получить информацию о наличии дефектов в кольцевых свар­ ных швах. Для магнитных дефектоскопов MFL должна также допол­ нительно производиться очистка трубопровода от металлического мусора (остатков электродов, оборванных наплывов сварных швов и т. п.) пропуском магнитных очистных скребков типа СКРЗ.

Наиболее эффективным является использование комплекса маг­ нитных дефектоскопов, имеющих продольную и поперечную схемы намагничивания относительно оси трубы. Это обусловлено тем, что поле рассеяния, регистрируемое на поверхности трубы с помощью соответствующих магнитных преобразователей (феррозондов или датчиков Холла), будет максимальным при наличии дефектов, ори­ ентированных перпендикулярно магнитному потоку (см. 7.4), а маг­ нитная дефектоскопия будет иметь наибольшую чувствительность. Поэтому применение такого комплекса позволяет выявить дефекты любой ориентации.

При невозможности контроля приборами внутритрубной диагно­ стики (например, из-за отсутствия камер приема-пуска или других

Рис. 13.12. Принципиальная схема формирования гелевой разделительной пробки:

1 — задвижка; 2 — механический скребок; 3 — камера пуска скребка; 4 —пенополиуретано­ вый поршень; 5 — вантуз Ду-50 для подачи воды в камеру пуска скребка; 6 —вантуз Ду-50 с задвижкой и фланцем для присоединения насосных агрегатов; 7 —вантуз сброса воздуха Ду-12; 8 — емкость для приготовления геля; 9 —емкость для воды; /0 —транспортный авто­ мобиль; 11 — насосный агрегат типа ЦА-320 (2 шт.)

да—-нефть закачка воды должна проводиться с обязательным приме­ нением разделителей различных типов — механических и гелей. Для улучшения качества очистки полости трубопровода от нефти и пара­ финовых остатков применяют растворители. На рис. 13.11 представлена схема применения геля-разделителя, а на рис. 13.12 — принципиальная схема формирования гелевой разделительной проб­ ки, разработанные ИПТЭР и применяемые в ОАО «АК “Транс­ нефть”» при испытаниях магистральных нефтепроводов. Примене­ ние такой пробки при вытеснении нефти предотвращает образова­ ние водонефтяной эмульсии и одновременно очищает внутреннюю полость нефтепровода от рыхлых грязепарафиновых отложений.

Порядок образования гелевой пробки и перемещения ее в нефте­ провод (см. рис. 13.12) следующий:

•размещается скребок 2 типа СКР-К или СКР-1 в камере пуска 3 за вантузом 6;

•в камере пуска до вантуза 6 размещается поролоновая пробка 4\

•через вантуз 6 заполняется гелем из емкости пространство ме­ жду скребком и поролоновой (пенополиуретановой) пробкой с по­ мощью агрегата ЦА-320 (до полного прекращения выхода воздуха через вантуз 7);

•на вантузе 6 закрывается задвижка и продавливается водой, поступающей через вантуз 5, скребок, ГРП и поролоновую пробку за секущую задвижку в нефтепровод;

•закрывается секущая задвижка и устанавливается в камеру пус­ ка замыкающий скребок, размещаемый до вантуза 6\

•открывается секущая задвижка и через вантуз 6 закачивается в полость нефтепровода необходимое количество воды;

•закрывается задвижка на вантузе 6\

•водой, поступающей через вантуз 5, продавливается замыкаю­ щий скребок за секущую задвижку в нефтепровод.

Наиболее сложными для технического диагностирования явля­ ются подземные газонефтепроводы. Особенности определения их технического состояния рассмотрим на примере стальных подзем­ ных газопроводов.

Требования к техническому состоянию газопроводов установлены в утвержденных Госгортехнадзором РФ ПБ 12-368-00 «Правила безо­ пасности в газовом хозяйстве». Предусмотрено, что оценка техниче­ ского состояния осуществляется путем оперативной диагностики с пе­ риодичностью не реже одного раза в три месяца, а приборного техни­ ческого обследования — не реже одного раза в пять лет.

Оперативную диагностику выполняют посредством обхода об­ служивающим персоналом трассы газопровода. При этом выявляют утечки газа, всплытие или нарушение подземных участков газопро­ вода, пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, раз­ мывы газопровода паводковыми или дождевыми водами и т. д. Фик­ сируются визуально обнаруживаемые дефекты видимых участков (перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изги­ ба и повреждения опор), проверяется состояние отключающих уст­ ройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, со­ хранность устройств электрохимической защиты. Обход проводят не реже одного раза в три месяца.

При обходе подземных участков утечки газа на трассе газопрово­ да определяются по внешним признакам и приборами — отбор и анализ проб на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, под­ валах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах, располо­ женных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода.

Приборное техническое диагностирование проводится с целью ко­ личественной оценки определяющих параметров газопроводов и уста­ новления их остаточного ресурса. Наибольшие сложности возникают при диагностировании подземных участков, что связано с трудностя­ ми доступа к ним и более интенсивным накоплением повреждений, обусловленным агрессивным воздействием грунта. Диагностирование подземных стальных трубопроводов, изготовленных из малоуглероди­ стых марок сталей, осуществляется в соответствии с введенным 15 сентября 2001 г. руководящим техническим документом Госгортех­ надзора РФ РД 12-411—01 «Инструкция по диагностированию техни­ ческого состояния подземных стальных газопроводов». РД устанавли­ вают требования по проведению диагностирования газопроводов для транспортировки природного газа с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженного углеводородного газа с избыточным давлением

•проверка эффективности электрохимической защиты от кор­ розии путем измерения потенциалов на защищенном участке (в точ­ ке подключения установки электрохимической защиты и на грани­ цах создаваемой ею защитной зоны);

•проверка состояния изоляции (в том числе наличия сквозных повреждений) производится во всех местах, доступных для визуаль­ ного контроля; на засыпанных участках газопровода — проверка сплошности изоляционного покрытия с помощью специальных при­ боров (АНПИ, КАОДИ, C-Scan и др.);

•выявление участков газопровода с аномалиями металла труб с помощью приборов, позволяющих дистанционно установить места коррозийных или иных повреждений труб, а также участки газопро­ вода с местным повышением напряжений. Выявление таких участ­ ков производится методом бесконтактной магнитометрической диаг­ ностики (БМД) с помощью индикатора дефектов и напряжений

(ИДН) или иного прибора, разрешенного для применения. Иссле­ дуемый параметр при этом — напряженность собственного магнит­ ного поля газопровода и ее изменения (регистрирующий блок ИДН состоит из двух соосно расположенных феррозондовых датчиков магнитного поля);

• определение коррозийной активности грунта и наличия блуж­ дающих токов на участках с наиболее неблагоприятными условиями по этому показателю.

По полученным результатам диагностирования без вскрытия грунта составляется акт и производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе, устраиваемом в период строительства. Если на действующем газопроводе базовый шурф отсутствует, место базового шурфа выбирается в одном из мест обнаружения наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоля­ ции и однозначно в случае их совпадения (критерием, подтверждаю­ щим наличие мест аномалий, является всплеск параметров магнит­ ного поля более чем на 20 % по сравнению с фоновым значением).

Помимо базового при необходимости разрабатывается програм­ ма закладки дополнительных шурфов. Основными критериями та­ кой необходимости являются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции с показаниями определения аномалий металла, результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия с местами высо­ кой агрессивности грунта, наличие блуждающих токов.

Программа шурфового диагностирования включает:

•определение толщины и внешнего вида изоляционного покры­ тия (расположение и размеры сквозных повреждений, наличие тре­ щин, бугристость и др.), механической прочности, адгезии (прилипаемости) изоляционного покрытия к металлу трубы, величины пе­ реходного электрического сопротивления;

•определение величины коррозийных повреждений трубы, на­ личие вмятин, рисок и т.п., контроль наружного диаметра и толщи­ ны стенки при наличии коррозийных повреждений;

•определение вида и размеров дефектов в сварных швах, если они попали в зону шурфа и при осмотре обнаружены их отклонения от требований нормативных документов;

•определение коррозийной активности грунта и наличия блуж­ дающих токов;

•определение фактических значений временного сопротивле­

ния а вф и предела текучести атф при толщине стенки 5 мм; более 5 мм — определение ударной вязкости KCU металла, параметров на­ пряженно-деформированного состояния в кольцевом сечении.

Оценку технического состояния газопровода проводят путем сравнения фактических значений параметров технического состоя­ ния с предельно допустимыми значениями соответствующих опреде­ ляющих параметров. При достижении предельного состояния при­ нимают решение о ремонте газопровода или его демонтаже. При на­ личии запаса производят оценку остаточного ресурса по следующим определяющим параметрам:

•переходному сопротивлению изоляционного покрытия;

•изменению пластичности металла труб в результате старения;

•изменению ударной вязкости (трещиностойкости) в результате старения;

•величине напряженно-деформированного состояния при дей­ ствии фронтальной (общей) коррозии металла;

•величине язвенной (питтинговой) коррозии металла. Остаточный срок службы принимается наименьшим из рассчи­

танных по определяющим параметрам.

Трубопроводная арматура магистральных и промысловых газонефтепроводов относится к классу ремонтируемых, восстанавливае­ мых изделий с регламентируемой дисциплиной восстановления и назначенным ресурсом. Назначенный (средний) ресурс измеряется в часах и циклах «открыто-закрыто» с четко выраженным цикличе­ ским характером работы (запорная арматура: задвижки, клапаны, краны; защитная и предохранительная арматура: клапаны предохра­ нительные, затворы и клапаны обратные и др.). Для арматуры, не имеющей четко выраженного циклического характера работы (регу­ лирующая арматура), назначенный (средний) ресурс приводится в часах. В пределах установленных значений назначенных показателей должно быть обеспечено полное соответствие показателей безотказ­ ности арматуры требованиям и критериям, оговоренным в конструк­ торской и нормативно-технической документации.

Обследование технического состояния арматуры, находящейся в эксплуатации, производится индивидуально для каждой единицы ар­ матуры по программе работ и включает следующие процедуры:

•визуальный и измерительный контроль;

•испытания на работоспособность.

В случае необходимости, с учетом результатов визуального и из­ мерительного контроля и испытания на работоспособность, осуще­ ствляется также:

• разборка и ревизия внутренних полостей арматуры с дефекта­ цией отдельных сборочных единиц и деталей;

нием методов неразрушающего контроля. Герметичность затвора проверяется АЭ течеискателем. Корпуса крупногабаритной трубо­ проводной арматуры контролируют с использованием комбинаций методов неразрушающего контроля: акустико-эмиссионного контро­ ля, принимаемого в качестве основного; ультразвукового и капил­ лярного методов контроля как обязательных при обследовании акустически активных зон корпусов, обнаруженных при акустико­ эмиссионном контроле; магнитопорошкового метода как альтерна­ тивного капиллярному при обследовании акустически активных зон корпусов; магнитометрического метода контроля (метода магнитной памяти) как альтернативного акустико-эмиссионному методу. Маг­ нитометрический метод выбирается при отсутствии возможности обеспечения необходимого изменения внутреннего давления, тре­ буемого при акустико-эмиссионном контроле, для определения ли­ ний или зон концентрации механических напряжений на поверхно­ сти корпуса.

Контроль осуществляется в первую очередь в местах резкого из­ менения толщины (сочленение патрубок—корпус), в подфланцевых зонах, в радиусных переходах, в местах пересечения или стыковки сварных швов, в зонах концентрации напряжений и других подоб­ ных местах. Контролю должна подвергаться арматура, длительно работающая в наиболее неблагоприятных климатических услови­ ях, при максимальных рабочих параметрах и т.п. Рекомендуемые (ОАО «АК “Транснефть”») места для контроля толщины и наличия дефектов показаны, например, на рис. 13.14.

Обязательному поверочному расчету на прочность подлежат де­ тали арматуры в случаях, если:

•число циклов нагружения (циклических изменений парамет­ ров рабочей среды и других воздействий), предусмотренное в конст­ рукторской документации, может быть превышено в течение продле­ ваемого периода;

•выявлено утонение стенок или изменение размеров деталей, влияющее на их прочность, устойчивость, если не предусматривает­ ся их восстановление в процессе ремонта;

•размеры обнаруженных дефектов превышают допустимые, ус­ тановленные НТД;

•выявлено изменение характеристик металла;

•выявлено отличие режимов эксплуатации от предусмотренных конструкторской документацией и расчетами на прочность в сторону ужесточения.

Расчеты производятся по действующей нормативно-технической документации. В результате расчета должно быть подтверждено со­ блюдение условий прочности на продлеваемый период с запасом прочности не ниже регламентированного уровня.

Критериями предельных состояний арматуры являются:

• начальная стадия нарушения цельности корпусных деталей и сильфонных сборок (возникновение трещин, разрушение отдельных слоев сильфона и т.п.);

Рис. 13.14. Рекомендуемая схема мест замера контроля запорной арматуры:

/— толщинометрия, d — дефектоскопия

•достижение геометрических размеров деталей (например, тол­ щины стенок корпуса из-за механического износа, эрозионного, коррозийного и кавитационного разрушений) минимально допусти­ мых значений;

•достижение количественных значений физико-механических ха­ рактеристик металла основных деталей граничных значений, огово­ ренных нормативно-технической и конструкторской документацией.

Величину остаточного ресурса арматуры в общем случае определя­ ют как разность между назначенным (средним) ресурсом, установлен­ ным в технической документации, и наработкой изделия на момент снятия его с трубопровода для проведения капитального ремонта. Ве­ личины назначенного (среднего) ресурса и наработки на момент об­ следования должны быть пересчитаны с учетом фактических значений рабочих параметров, скорости коррозии и (или) эрозии в процессе эксплуатации, результатов дополнительных испытаний.