Курсовая работа (т): Внутритрубная ультразвуковая диагностика газонефтепроводов

Внутритрубная ультразвуковая диагностика газонефтепроводов

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Курсовая работа

По дисциплине: Диагностика газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Тема: Внутритрубная ультразвуковая диагностика газонефтепроводов

Автор:

Модин А.Г.

Санкт-Петербург

Содержание

Введение

. Диагностирование газонефтепроводов

. Внутритрубная диагностика газонефтепроводов

. Ультразвуковой неразрушающий контроль

.1 Акустические колебания и волны

.2 Затухание ультразвука

.3 Способы получения и ввода ультразвуковых колебаний. Конструкция пьезопреобразователей

.4 Аппаратура, методы и технология ультразвукового контроля

. Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для прямого высокоточного обнаружения трещин на ранней стадии

.1 Принцип действия

.2 Системы дефектоскопа

.3 Технические характеристики ультразвукового дефектоскопа CD

. Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для прямого высокоточного измерения толщины стенки трубы

.1 Принцип действия

.2 Системы дефектоскопа

.3 Подтверждение полученных данных

.4 Технические характеристики Ультразвукового Дефектоскопа (WM)

. Ультразвуковой внутритрубный комбинированный (WM&CD) дефектоскоп для прямого высокоточного измерения толщины стенки трубы и обнаружения трещин на ранней стадии

.1 Принцип действия

.2 Системы дефектоскопа

.3 Подтверждение полученных данных

.4 Технические характеристики ультразвукового комбинированного дефектоскопа (WM &CD)

.5 Анализ данных

Заключение

Список литературы

Введение

Трубопроводный транспорт нефти и газа - одно из важнейших звеньев энергетической отрасли России и мировой энергетики в целом. Экспорт углеводородов ежегодно приносит нашей стране солидную долю государственного бюджета и обеспечивает энергетическую безопасность европейских стран. Ни для кого не является секретом, что экономика России сильно зависима от доходов от реализации углеводородов, и в ближайшем будущем экономический рост нашей страны будет зависеть от них. Это и позволяет провести прямую зависимость между безопасностью трубопроводной транспортировки и экономической стабильностью.

Одной из важнейших проблем современного трубопроводного транспорта является проблема надежности трубопроводных систем.

Как известно, надежность трубопроводных систем напрямую связана с возникновением большего количества дефектов, аварий, инцидентов и т.д. Поэтому следует уделять повышенное внимание надежности трубопроводных систем и их износу, который так же играет огромную роль в повышении надежности и эффективности трубопроводов.

Существует множество методик, которые позволяют рассчитать аварийность участка трубопровода в зависимости от хрупкого разрушения, коррозионной обстановки, износа и прочих факторов.

Обеспечение экологической безопасности производственных объектов, связанных с транспортировкой и добычей газа, является приоритетной на уровне государственной политики. Это связано не только с тем, что Россия подписала Декларацию по окружающей среде на Всемирном форуме в Рио-де-Жанейро (Бразилия, 1992 г.), но и в большей степени с тем, что средства, выделяемые на ликвидацию последствий чрезвычайных ситуаций, особенно техногенного характера, значительно превосходят затраты на обеспечение надежности производственного объекта. Основные источники загрязнения приземного слоя атмосферы при трубопроводной транспортировке нефти и газа - аварийные выбросы газа при отказах линейной части трубопроводов, а также продукты их сгорания.

Объекты трубопроводного транспорта неочищенного газа относятся к категории опасных, отказ которых ведет, как правило, к значительным материальным и экологическим потерям. Одним из основных критериев экологической безопасности газопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, является их надежность. С одной стороны, для эксплуатирующей трубопроводной организации важно обеспечить их эксплуатационную надежность, учесть финансовые затраты для оценки технического состояния объектов и провести другие мероприятия, направленные на поддержание надежности. С другой стороны, учитывая близость населенных пунктов с трассами трубопроводов, а также их пересечения с основными водными преградами, на первый план ставится задача с повышенными требованиями обеспечения экологической безопасности.

Не следует говорить, что надежность трубопроводных систем напрямую связанна с возникновением большего количества дефектов, аварий, инцидентов и т.д. Поэтому следует уделять повышенное внимание надежности трубопроводных систем и их износу, который играет огромную роль в повышении надежности и эффективности трубопроводов.

По мере старения трубопроводов возрастает опасность аварийной ситуации, разрывов труб и возникающих при этом разливов углеводородных продуктов и загрязнения водоемов, что придает особую важность вопросам обеспечения надежности и экологической безопасности процессу их эксплуатации.

Существует несколько видов диагностики трубопроводов, но наиболее эффективной из них является внутритрубная, которая основана на получении информации в виде электрических, световых, звуковых и других сигналов о качестве проверяемых объектов при взаимодействии их с физическими полями или веществами. Она же в свою очередь подразделяется на ультразвуковое, магнитное, акустическое, капиллярное, оптическое, радиационное, токовихревое сканирование и другое.

На основе информации, получаемой внутритрубными инспекционными снарядами, появилась возможность проводить оценку технического состояния трубопровода, определять безопасные технологические режимы, устанавливать периодичность ремонта участков трубопровода, а, следовательно - планировать работы по реконструкции [3].

1. Диагностирование газонефтепроводов

Техническое диагностирование трубопровода - определение технического состояния трубопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния.

Техническое диагностирование МТ (линейного участка, резервуаров, оборудования) выполняется с целью определения его фактического технического состояния и возможности дальнейшей эксплуатации.

Приспособленность трубопровода к диагностированию - свойство трубопровода, характеризующее его пригодность к проведению диагностирования заданными методами и средствами технического диагностирования.

Система технического диагностирования (СТД) - совокупность технических средств, трубопровода и обслуживающего персонала, необходимая для проведения диагностирования по правилам, установленным в технической документации.

Основным назначением технических средств диагностирования является обеспечение выполнения задач:

определение технического состояния объектов МТ (линейного участка, резервуара, оборудования) с установленной достоверностью и точностью диагностирования;

поиск дефектов и повреждений;

сбор данных для прогнозирования работоспособности и определения остаточного ресурса;

контроль (при необходимости) качества работ, выполненных при капитальном ремонте и реконструкции МТ.

Для диагностирования линейного участка МТ могут применяться следующие средства диагностирования:

внутритрубные средства;

внешние;

встроенные - с системой датчиков и КИП, выполненных в общей конструкции трубопровода.

Средства диагностирования линейного участка МТ (резервуара, оборудования) могут быть в виде:

переносной внутритрубной технической системы;

переносного комплекта приборов и устройств;

передвижной установки, в том числе в составе диагностической лаборатории;

комплекса оборудования и приборов (встроенных) стационарного поста вдоль трассы нефтепродуктопровода.

Система и средства диагностирования МТ должны удовлетворять следующим требованиям:

компактность (для передвижения при небольших давлениях и преодоления крутых поворотов);

способность выявлять опасные дефекты, продольные и поперечные трещины в сварных соединениях, трещины в теле металла и коррозию металла;

достаточная производительность диагностирования;

На каждый газонефтепровод на основании результатов анализа технической документации разрабатывается индивидуальная программа диагностирования, которая включает:

карту-схему газонефтепровода с указанием потенциально опасных участков и отдельных элементов, которые в силу особенностей их конструкции или условий эксплуатации наиболее подвержены появлению повреждений и отказов;

план обследования, включающий порядок и последовательность проведения диагностических работ, методы и аппаратуру, использующиеся в процессе диагностирования;

меры безопасности при проведении диагностирования;

методы обработки результатов диагностирования и порядок их представления.

До начала диагностирования МТ необходимо:

выполнить технико-экономическое обоснование выбора вида и назначения системы диагностирования,

установить номенклатуру и значения диагностических параметров и их характеристик (номинальные, допускаемые и предельные значения);

обеспечить приспособленность (контролепригодность) обследуемого объекта МТ к техническому диагностированию;

учесть возможность последовательного обследования участков одинакового диаметра (с целью упрощения организации работ по обследованию);

выполнить распределение объемов работ по годам и соответственно сбалансированное распределение средств на обследования;

выполнить диагностическое обеспечение МТ.

После обработки результатов первого этапа диагностического обследования участка МТ по установленным критериям оценки его работоспособности принимается решение либо о необходимости его восстановления согласно требованиям, либо о проведении дальнейшего (углубленного) обследования, в т.ч. со вскрытием трубопровода [2].

Периодичность диагностики в соответствии с РД 39-132-94 устанавливают в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесообразности и приурочивается к ревизии участков промысловых трубопроводов, но проводят ее не реже одного раза:

в год для трубопроводов категории I;

в 2 года для трубопроводов категории II;

в 4 года для трубопроводов категории III;

в 8 лет для трубопроводов категории IV.

Срок последующего контроля уточняют в зависимости от результатов предыдущего контроля.

Индивидуальная программа диагностирования может также включать в себя: обследование (при наличии технико-экономической целесообразности) линейной части газонефтепроводов приборами внутритрубной диагностики; тепловизионный контроль отдельных элементов; акустико-эмиссионный контроль потенциально опасных участков газонефтепровода (переходы через железные и автомобильные дороги, овраги, водные преграды); приборный контроль параметров вибрации виброопасных участков трубопроводов и др. Для магистральных газонефтепроводов, имеющих большую протяженность, наиболее технологичным является проведение диагностики с помощью внутритрубных инспекционных приборов (ВИП) [3].

2. Внутритрубная диагностика газонефтепроводов

Внутритрубная дефектоскопия зарекомендовала себя как наиболее информативный метод и по существу является основным при диагностике линейной части газопроводов. Многолетний опыт работы по внутритрубной дефектоскопии на трубопроводах позволил сформулировать основные критерии выбора метода внутритрубной инспекции для различных трубопроводов.

Решение об обследовании промысловых трубопроводов приборами внутритрубной дефектоскопии принимает заказчик. Обследование следует проводить исходя из технико-экономической целесообразности и в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов.

Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Готовность к диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.

Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:

·   дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;

·   дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;

·   поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;

·   продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.

Работы по внутритрубной диагностике в общем случае включают в себя:

пропуск скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами, для определения минимального проходного сечения трубопровода перед пропуском профилемера. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода;

пропуск шаблона-профилемера для участков первичного обследования, имеющих подкладные кольца, с целью предупреждения застревания и повреждения профилемера деформированными подкладными кольцами;

пропуск профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера маркерные передатчики устанавливаем с интервалом 5-7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода с целью предупреждения застревания и повреждения дефектоскопа;