Методы обнаружения повреждений трубопроводов и виды повреждений трубопроводов, классификация повреждений, методы обнаружения

Эффективность и сроки эксплуатации газовых, водных, нефтяных магистралей зависят от вовремя выявленных повреждений, типы дефектов трубопроводов имеют свою классификацию. Для монтажа магистральных газо-, водо– и нефтепроводов используют стальные либо полиэтиленовые трубы, отличающиеся техническими параметрами и различными сроками эксплуатации. На их состояние влияют внешние природные факторы, а также физико-химические характеристики транспортируемой продукции.

Виды повреждения трубопровода и методы ремонта

Диагностирование дефектов трубопроводов позволяет выявить степень опасности эксплуатации магистрали.

Качество и технические характеристики сварных изделий обследуются разными методами:

• внешним осмотром на наличие выпуклости соединений;
• рентгенографическим просвечиванием швов;
• вскрытием стыка;
• магнитографической и ультразвуковой аппаратурой;
• пневматическими, ультразвуковыми, механическими испытаниями.

Компания «ТехСистема» производит полный технологический цикл работ, включая проектирование, врезку в трубопровод, диагностику и ремонт.

Безопасность и эффективность эксплуатации магистральных нефтепроводов и газопроводов – одна из главных задач для предприятия нефтегазотранспортного сектора. Чтобы узнать техническое состояние труб в магистрали используют диагностические приборы и методики. Диагностика магистральных нефтепроводов и газопроводов – это работы, направленные на получение информации об образовавшихся дефектах в трубах. Статистика показывает, что подавляющее количество повреждений появляются в результате коррозии и механического воздействия. Определить место и характер изъянов трубы практически невозможно. Вскрытие магистрального трубопровода для его обследования с помощью визуальных методов экономически нецелесообразно. Даже при демонтаже магистральных нефтепроводов и газопроводов без специальных приборов возможно обследовать только внешнюю сторону.

Внутритрубная диагностика трубопроводов – что это и для чего нужно?

Значительная протяженность магистральных нефтепроводов и газопроводов, а также малодоступность тех местностей, где они пролегают, делают невозможным использование методы неразрушающего контроля технического состояния трубопроводного транспорта. Однако для надежных и бесперебойных поставок нефти и газа нужно сохранять параметры труб. Оценить реальное состояние трубопровода возможно с помощью внутритрубной диагностики, с помощью которой анализируется внутренняя и наружная поверхность трубы. Такой метод предоставляет возможность своевременно определять повреждения магистральных трубопроводов для нефти и газа.

Для каждого трубопровода разрабатывается программа диагностирования, основанная на результатах мониторинга технической документации. План или техническое задание на обследование включает описание:

• направление диагностики;
• способы проведения работ;
• методы исследования.

Магистральные трубопроводы – это труднодоступные, технологически неделимые, подземные сооружения, поэтому изучение технической документации – важный этап диагностических мероприятий. Для эффективного обследования трубы на всей протяженности должны иметь одинаковый диаметр, все линейные участки должны быть проходимыми.

ПОИСК

Вернуться к основной статье

РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ И ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ

Характеристика основных неисправностей трубопроводов и способы их обнаружения

Трубопроводы испытывают воздействие транспортируемой среды. Различают два основных вида такого воздействия – химическое и механическое.

Результатом химического воздействия является коррозионное разрушение трубопроводов. Скорость коррозии труб (см/год или мм/год) определяют промером толщины стенки через определенные промежутки времени.

Коррозия особенно активно развивается там, где агрессивная среда имеет высокую температуру и движется с большой скоростью. Особенно подвержены коррозии фланцевые и сварные соединения, повороты, переходы и т.п. участки трубопроводов. Механических факторов воздействия, приводящих к разрушению трубопроводов, несколько:

1. Эррозия – износ трубопроводов под воздействием сильной струи газа или жидкости. Степень такого износа резко повышается, если в потоке содержатся твердые частицы. Эррозионный износ особенно характерен для трубопроводов пневматического транспорта, по которым со значительной скоростью движутся большие массы твердых материалов.

2. Вибрация трубопроводов, вызываемая неравномерной работой оборудования (насосов, компрессоров и т. п.), с которым они соединены. Вибрация приводит к разрушению сварных соединений, нарушению плотности фланцевых и других разъемных соединений, разрушению тепловой изоляции трубопроводов.

3. Периодический нагрев и охлаждение трубопроводов, приводящие к нарушению герметичности фланцевых соединений и пропускам продукта.

4. Нарушения технологического режима, вызывающие гидравлические удары (например, запуск системы без предварительного слива жидкости, накопившейся в трубопроводе за время остановки). В некоторых случаях гидравлические удары могут привести к полному разрушению участков трубопровода.

5. Местное замораживание трубопровода может также привести к разрушению отдельных его участков и арматуры, установленной на нем.

6. Разрушение внутренних защитных покрытий приводит к местному разрушению трубопровода вследствие коррозии. Кроме того, куски резины, полиэтилена могут закупорить трубопровод.

7. Забивка трубопровода из-за постепенного отложения в разных его участках твердых частиц. Основная причина отложения частиц – низкие скорости движения потока.

Исправная работа технологического трубопровода во многом зависит от состояния его опор и подвесок. Несущие конструкции опор не должны иметь прогиба, скручивания или других дефектов. На подвижной опоре трубопровод должен лежать в подушке плотно и без зазоров, а хомут – плотно охватывать трубу. Пружины не должны иметь трещин, расслоений и других дефектов металла. Опоры не должны сползать с опорных поверхностей, а трубопровод – с опор. Недопустимы прогиб и провисание трубопровода.

Для своевременного обнаружения неисправностей трубопроводов необходимо тщательное наблюдение за состоянием всей трубопроводной системы цеха. Особое внимание следует уделять трубопроводам, по которым перекачивают горючие и взрывоопасные продукты. Утечки продукта обнаруживают по понижению давления на манометрах насосов или компрессоров. Для определения места повреждения трубопровода проводится тщательный осмотр участка, на котором предполагается разрушение. Место выхода продукта может быть найдено при помощи течеискателей различной конструкции, по показаниям переносных газоанализаторов, просто по запаху.

Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открыто или в проходных каналах, проводится без снятия изоляции. На участках трубопроводов, особенно сильно подверженных коррозии, делают так называемые «сверления безопасности». Для этого на трубопроводе заранее высверливают углубления, оставляя такую толщину стенки-трубы, чтобы избежать разрыва трубопровода.

Когда в месте сверления оставшаяся часть стенки трубы прокорродирует и продукт будет фонтанировать в отверстие или над ним появится парение, то это свидетельствует о коррозионном разрушении стенки трубопровода. В таких случаях на отверстие накладывают хомут, а во время капитального ремонта трубопровод заменяют.

На трубопроводы, работающие с температурой 450°С и выше, приваривают репера – металлические полосы, позволяющие контролировать перемещение трубопровода вследствие текучести металла.

Все трубопроводы, по которым транспортируются жидкие и газообразные углеводороды и другие вещества – диэлектрики, должны иметь заземляющие устройства для отвода зарядов статического электричества, образующихся вследствие трения диэлектрика о стенки трубы. Неисправность таких заземлений может привести к тяжелой аварии, поэтому они также должны тщательно осматриваться.

Обо всех неисправностях, обнаруженных в процессе осмотра работающего трубопровода, делают записи в специальном журнале. Эти записи служат основой для составления плана очередного профилактического ремонта.

Профилактические ремонты трубопроводов

Система планово-предупредительных ремонтов предусматривает проведение текущего и капитального ремонта трубопроводов.

При текущем ремонте производят очистку и проверку технического состояния, ремонт и замену быстроизнашивающихся деталей и отдельных узлов трубопроводов и арматуры.

В период капитального ремонта тщательно осматривают и проверяют техническое состояние, а также ремонтируют все узлы и детали трубопроводов. В процессе капитального ремонта часто также выполняют работы по монтажу вновь прокладываемых трубопроводов.

Плановый ремонт трубопроводов включает: смену участков линий до 20% общей их протяженности при текущем ремонте и до 50% при капитальном ремонте; гидравлическое или пневматическое испытание трубопроводов; проверку и ремонт всех опор и подвесок; заварку трещин; подварку швов и постановку хомутов; смену или ремонт компенсирующих устройств; устранение утечки через фланцевые соединения путем смены прокладок; ремонт фланцев; смену или ремонт крепежных изделий; проверку и набивку сальниковых уплотнений арматуры; ремонт запорных устройств или смену арматуры; очистку трубопроводов от твердых отложений.

В межремонтный период, т. е. в период между плановыми ремонтами, ведется мелкий ремонт, как например, подтяжка креплений, подтяжка сальников арматуры, смена прокладок на арматуре и трубопроводах, смена мелкой арматуры и т. д.

К внеплановому ремонту относятся также работы, которые выполняют при обнаружении таких дефектов, как разрыв сварных стыков; сквозное проржавление стенки труб; выход из строя запорной арматуры; закупорка трубопровода легкозастывающими продуктами.

Библиографическое описание

Жумаев, К. К. Выявление внутренних и наружных дефектов трубопроводов ультразвуковыми дефектоскопами / К. К. Жумаев, Н. О. Каландаров. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2014. — № 16 (75). — С. 67-68. — URL: https://moluch.ru/archive/75/12787/ (дата обращения: 02.05.2023).

В течение долгого времени использовались ручные пьезоэлектрические датчики для дефектоскопии различных материалов и конструктивных элементов, в том числе трубопроводов. При внутритрубной дефектоскопии пьезоэлектрические устройства (датчики) монтируются на корпусе перемещающегося по трубопроводу дефектоскопа. Датчики являются составной частью электронной системы. Однако внутритрубная инспекция характеризуется значительно большей сложностью по сравнению с ручной, особенно при выявлении дефектов на небольших по площади участках трубопроводов или других структур. При применении, ручных дефектоскопов датчики дают возможность произвести многократное сканирование на сосредоточенном участке. Движущийся же по трубопроводу внутритрубный дефектоскоп проводит сканирование данного участка однократно. Кроме того, перемещение дефектоскопа означает, что датчики работают в нестабильных условиях, в том числе может изменяться угол их наклона по отношению к стенке трубопровода. Достаточно же надежные измерения толщины стенки трубопровода могут быть выполнены только в том случае, если оси датчиков сохраняют перпендикулярность к стенке (допустимое уклонение 2–3°). Необходимо также учитывать влияние шумов на уровень и характер сигналов в режиме приема.

Возможно выявление трех видов дефектов:

1.         Толщина стенки трубы уменьшена в результате имеющегося наружного дефекта. Чаще всего такого рода дефекты образуются под действием гальванического эффекта, когда ионы металла переходят в электролит грунта. Такой вид коррозии обычно (но не всегда) характеризуется общими потерями металла и образованием коррозионных пятен с острыми краями. Разрастание пятен происходит в большей степени по площади и в меньшей — по глубине. Через некоторое время пятна сливаются вместе, образуя удлиненное вдоль оси трубопровода общее пятно. Эти коррозионные углубленные пятна хорошо отражают ультразвуковые импульсы, генерируемые пьезоэлектрическими датчиками. Уровень отраженного сигнала является достаточно приемлемым индикатором остающейся толщины стенки.

2.         Возможен случай внутренней коррозии с повреждением стенки трубы изнутри. Процессы внутренней коррозии характеризуются достаточной сложностью, гальванический механизм лишь изредка является причиной такой коррозии. Однако общий принцип применения ультразвуковых дефектоскопов одинаков для выявления как наружных, так и внутренних коррозионных повреждений регистрируется время поступления каждого отраженного сигнала, а время прохода ультразвукового сигнала в стенке делится пополам (так как сигнал проходит в стенке дважды). Зная скорость и время прохода ультразвукового сигнала в стали, можно определить остающуюся толщину стенки. При таком подходе, однако, нет возможности дифференцировать наружные повреждения от внутренних.

Очевидно, что если в процессе дефектоскопии поддерживать постоянным расстояние между датчиками и внутренней поверхностью стенки, то таким способом можно определить фактическую толщину стенки с достаточно высокой точностью. Поддержание такого постоянного расстояния, хотя и осуществимо технически, но все же связано с определенными трудностями, поэтому компания решила все же идти не по этому пути, а больше полагаться на выявление различий между информационными характеристиками наружных и внутренних коррозионных повреждений.

На некоторые виды коррозионных повреждений со стороны внутренней стенки трубопровода во многих случаях ультразвуковые дефектоскопы с пьезоэлектрическими датчиками не реагируют. Обычно площадь таких не фиксируемых дефектов меньше площади охвата ультразвукового пучка. Проблема возникает в случаях, когда глубина дефекта равна или меньше 25 % от толщины стенки. По мере сканирования датчиком зоны дефекта часть ультразвуковой энергии отражается непосредственно от внутренней поверхности стенки трубопровода, а часть от днища дефекта. Если не вносить коррекцию в результаты обработки полученных данных, то результаты будут ошибочными, так как второе отражение происходит не от наружной поверхности стенки трубопровода, а от днища дефекта. Ошибка может быть фактически не замечена при интерпретации результатов дефектоскопии. Ошибка интерпретации усугубляется тем, что путь распространения ультразвуковых волн в прямом и обратном направлениях увеличивается на глубину дефекта, а скорость сигнала в перекачиваемой среде (нефти или нефтепродукте) в 4–5 раз меньше скорости распространения в стали.

3.         Имеется еще один вид редко встречающихся внутренних коррозионных дефектов (хотя в последние 5–6 лет они обнаружены на нескольких трубопроводах). Площадь коррозионных повреждений такого типа может колебаться в пределах 30–650 мм, а общая площадь корродированных зон может достигать нескольких десятков квадратных дециметров, они обычно располагаются в нижнем секторе трубы. Трудность выявления коррозионных повреждений такого типа заключается в том, что из-за большой протяженности нечетко отбиваются их границы — один датчик даст 2–3 последовательные отбивки или же два или более датчиков фиксируют один и тот же дефект. Точность детектирования таких коррозионных повреждений зависит от их геометрии и площади распространения. По мере возрастания площади коррозионных повреждений вероятность ошибки увеличивается.

Как показал опыт компании Т. D. Williamson, эффективность выявления коррозионных повреждений описанных выше типов с помощью ультразвуковых дефектоскопов может быть повышена в результате дополнительной обработки результатов дефектоскопии. Процессор, обеспечивающий дополнительную обработку, встроен непосредственно в схему ультразвукового дефектоскопа, перемещающегося внутри трубопровода. Процессор обрабатывает весь массив регистрируемых сигналов, производя выборку из него только информации, соответствующей действительным коррозионным повреждениям. Волновая последовательность состоит из 3-циклового импульса большой амплитуды, характеризующего отражение от внутренней поверхности стенки трубопровода, и нескольких меньших по амплитуде 2-цикловых импульсов, соответствующих отражениям от наружной поверхности стенки. Такая картина распределения импульсов на большинстве трубопроводов наблюдается в 95 % случаев. Остающиеся 5 % отраженных сигналов могут содержать данные, соответствующие отражениям сигналов от неровностей поверхности, от днищ неглубоких коррозионных повреждений и т. д. Разработанный компанией Т. D Williamson ультразвуковой дефектоскоп Flamsonic даст возможность обрабатывать множественные эхо-сигналы и соответствующим образом дифференцировать их. выявляя неглубокие дефекты.

1.         Капитальный ремонт магистральных трубопроводов./В. Л. Березин, Н. Х. Халлыев и др. — М., Недра, 1978.

2.         Новые подходы к планированию ремонта и диагностике магистральных трубопроводов./ Б. В. Будзуляк, Н. Х. Халлыев, В. Г. Селиверстов и др. — Обз. информ. — Сер. Транспорт и подъземное хранение газа. — М.: ИРЦ Газпром, 1999.

3.         Восстановление эксплуатационных параметров магистральных трубопроводов./ Б. В. Будзуляк, Н. Х. Халлыев, В. Г. Селиверстов и др. — Обз. информ. — Сер. Транспорт и подземное хранение газа. — М.: ИРЦ Газпром, 1999.

4.         Hamilton J., Moon R. Understanding ultrasonic pipeline inspection: the experience of T. D. Williamson // Pipes and Pipelines Int.- 1995, VII -VIII.-P. 11–18.

Основные термины (генерируются автоматически): датчик, повреждение, внутренняя коррозия, внутренняя поверхность стенки трубопровода, время прохода, глубина дефекта, днище дефекта, отраженный сигнал, ультразвуковой дефектоскоп, ультразвуковой сигнал.

Селезнева, А. А. Методы технического диагностирования промысловых трубопроводов для оценки технического состояния / А. А. Селезнева, А. И. Садилов, О. А. Чепкасова, Д. А. Лосев. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2015. — № 22 (102). — С. 185-187. — URL: https://moluch.ru/archive/102/23388/ (дата обращения: 02.05.2023).

Техническое диагностирование промысловых трубопроводов позволяет дать объективную оценку их технического состояния и определить срок дальнейшей безопасной эксплуатации трубопровода. В статье рассмотрены методы контроля при техническом диагностировании. Ряд необходимой информации для оценки состояния получают в процессе проведения комплексных работ и методов.

Ключевые слова: техническое диагностирование, методы контроля, промысловый трубопровод, оценка технического состояния.

Technical diagnostics field pipelines enables us to give an objective evaluation of their technical condition and determine the period of further safe operation of the pipeline. The article describes the methods of control when technical diagnosis. A number of the necessary information to assess the status obtained in the course of carrying out complex operations and methods.

Keywords: technical diagnostics, control methods, flowline, assessment of technical conditions.

На сегодняшний день проблема обеспечения промышленной и экологической безопасности является актуальной. Для достижения безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов на предприятиях разрабатывается система контроля технического состояния. Одной из основных составляющих системы — техническое диагностирование, как долгосрочное прогнозирование безопасной работы трубопроводов, выявление дефектов и определение остаточного ресурса безопасной работы объекта в целом.

Методы технического диагностирования разделяют на два вида: разрушающие и неразрушающие. Метод разрушающего контроля включает в себя предпусковые или периодические испытания, а также механические испытания образцов металла элементов. Методы неразрушающего контроля предполагают использование физических методов, не влияющих на работу диагностируемого объекта.

Контроль неразрушающими методами подразделяются:

        пассивные (интегральные);

        активные (локальные).

Активными методами являются:

        визуальный и измерительный контроль (ВИК);

        ультразвуковая дефектоскопия (УЗД);

        магнитные (например, метод магнитной памяти ММП);

        метод вихревых токов;

К пассивным относятся:

        тепловизионный метод;

        виброакустические методы;

        метод акустической эмиссии (метод АЭ).

Визуально-измерительный контроль является необходимым условием контроля качества при изготовлении и во время эксплуатации. При данном контроле выявляются следующие дефекты наружной поверхности трубопровода:

        свищи и пористости шва;

        наплывы, поджоги, незаплавленные кратеры;

        несоответствие геометрии швов.

Для определения внутренних дефектов металла и сварных соединений (трещин, непроваров, включений) промысловых трубопроводов в основном применяются ультразвуковой контроль или радиационный, в редких случаях используют магнитный метод контроля.

В основе радиационного метода лежит ионизирующее излучение в форме рентгеновских лучей и гамма-излучения. С одной стороны объекта устанавливают источник излучения — рентгеновскую трубку, с другой — детектор, фиксирующий результаты просвечивания (рентгеновские пленки).

Ультразвуковой метод основан на анализе процесса распространения упругих колебаний в диагностируемом объекте. Ультразвуковые колебания способны отражаться от внутренних неоднородностей среды, что и является основой для данного метода.

Испытаниям на прочность и плотность подвергаются все трубопроводы. Чаще это гидравлическое испытание, реже — пневматическое. При оценке технического состояния промыслового трубопровода, в соответствии с требованиями НТД, проведение испытания на прочность и плотность трубопроводов является основным этапом технического диагностирования, особенно для трубопроводов отработавших нормативный срок службы и подлежащие проведению экспертизы промышленной безопасности, с целью продления срока безопасной эксплуатации.

Пневматическое испытание проводят в случаях:

        если трубопровод или опоры не рассчитаны на заполнение водой;

        если температура окружающей среды отрицательная, а также отсутствие средств, предотвращающие замораживание системы;

        если гидравлическое испытание недопустимо или невозможно по технологическим требованиям.

Контроль за напряженным состоянием отдельных участков промысловых трубопроводов в особо сложных условиях (участки повышенной опасности) возможен с использованием:

        шурфования участков трубопровода;

        акустико-эмиссионного метода;

Проведение шурфования и акустико-эмиссионного метода — определяет необходимость доступа к трубопроводу и непосредственному контакту с элементами трубопровода. Данные методы контроля являются основными в проведении технического диагностирования подземных трубопроводов, в местах с наиболее интенсивным накоплением повреждений, обусловленным агрессивным воздействием грунта.

Проанализировать динамику изменения свойств металла и изоляционного покрытия на подземных участках трубопровода, необходимого для оценки остаточного ресурса, можно только при наличии шурфов. Поэтому на первом этапе технического диагностирования максимальную информацию получают без вскрытия грунта, анализируя техническую документацию и применения активных методов неразрушающего контроля.

Шурфование проводят в местах выявления наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоляции, определенной при неразрушающем контроле, и однозначнов случае их совпадения. При необходимости проводится дополнительное шурфование в местах утечки транспортируемой среды, в местах определенных при анализе технической документации и в местах при совпадении повреждений изоляционного покрытия с местами высокой агрессивности грунта, а так же в местах, где наблюдается наличие блуждающих токов.

При диагностике методом акустической эмиссии (АЭ) контроль направлен на выявление состояния предразрушения элементов трубопровода с помощью определения и анализа шумов, сопровождающих процесс образования и роста трещин.

При проведении контроля возникает акустический сигнал в зоне предразрушения. Анализ полученной информации является основанием для заключения о природе, месте расположения и росте дефекта. Метод АЭ позволяет контролировать весь трубопровод в целом. Для проведения контроля необходим непосредственный доступ к участкам трубопровода для установки датчиков. При отсутствии такой возможности, например при проведении периодического или постоянного контроля подземных магистральных трубопроводов без освобождения их от грунта и изоляции, могут быть использованы волноводы, укрепленные постоянно на контролируемом объекте.

Контроль проводится при создании в трубопроводе напряженного состояния, для этого он подвергается нагружению силой, давлением, температурным полем и т.д.

Основным недостатком метода является сложность выделения полезного сигнала из помех, когда дефект мал. Другим недостатком метода наряду с высокой стоимостью аппаратуры является необходимость высокой квалификации оператора АЭ контроля.

При техническом диагностировании промысловых трубопроводов применяется комплекс методов контроля. Необходимый объем контроля для достоверной оценки технического состояния трубопровода обуславливается рядом факторов и согласуется с владельцем технического устройства на этапе планирования работ.

• Кузнецов Н.С. Теория и практика неразрушающего контроля изделий с помощью акустической эмиссии. М.: Машиностроение, 1998. — 197 с.
• Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов / Под ред. Ю.Д.Земенкова. М.: «Инфра Инженерия», 2006. — 821 с.
• Трубопроводный транспорт нефти / Под ред. С.М.Вайнштока. В 2 т. М.: Недра, 2004. — Т. 2. — 621 с.
• Богданов Е.А. Основы технической диагностики нефтегазового оборудования. М.: Высшая школа, 2006.- 279 с

Основные термины (генерируются автоматически): техническое диагностирование, трубопровод, техническое состояние, контроль, метод контроля, неразрушающий контроль, акустико-эмиссионный метод, акустическая эмиссия, безопасная эксплуатация, гидравлическое испытание.

Внутритрубное обследование проводится в четыре уровня:

1. Обследование трубопровода с помощью снарядов – профилемеров. Они определяют дефекты геометрии стенки труб (гофры, овальность, вмятины).

2. С помощью ультразвуковых снарядов – дефектоскопов ведут поиск, измеряют коррозионные дефекты, расслоение металла труб

3. С помощью магнитных снарядов – дефектоскопов выявляют дефекты кольцевых сварных швов.

4. С помощью более современных ультразвуковых дефектоскопов СД ведут обнаружение и измеряют трещиноподобные дефекты в продольных швах и в теле трубы.

С помощью программ определяют степень опасности выявленных дефектов.

Классиф-ция деф-ов труб, опр-ых с помощью ВТД.

4 класса дефектов:

1. дефекты геометрии(гофры, вмятины, овальности).Приводят к снижению несущ-ей спос-ти трубы,к сниж-ю произв-ти.

2. Деф-ты стенки трубы (расслоение Ме трубы,включения,трещины, царапины,корроз-е поврежд-ия, потери Ме местного происх-ия). Приводят к сниж-ию несущ. спос-ти трубы.

3. Деф-ты попер-х сварных швов (непровары,поры и смещ-ие кромок шва).

4.Деф-ты прод-го заводс-го шва (те же).

ВТД. Перед провед-ем ВТД нужно произв-ти очистку внутр-ей полости трубы от отложений.В кач-ве мат-ов очистных дисков для очистных снар-ов прим-ся полиуретан.

ВТД пров-ся в 4 этапа: 1.Выявл-ся деф-ты геометрии трубы с пом-ю снарядов профилемеров.

2.выявл-ся деф-ты стенки трубы с пом-ю ультразвук-х снарядов «Ультраскан».

3.Деф-ты попер-ых сварных швов с пом-ю магн-ых снарядов «Магнискан»

4. Выявл-ся деф-ты прод-ых свар-х швов,деф-ты,ориент-ые в прод-ом напр-ии-ультразв-ми снарядами большого разрешения «Ультраскан».

По рез-ам диагн-го обслед-ия все деф-ты классиф-ют на 3 гр-пы:

-дефекты типа ПОР;-деф-ты ДПР (деф-ы, подл-ие рем-ту);-деф-ты,не треб-ие провед-ие рем-та.Они заносятся в банк данных для послед-го мониторинга.

По рез-ам диагн-ки пров-ся выборочный рем-т или сплошной (при скопленни деф-ов)

Диагностика линейной части газопровода.

При эксплуатации мг происходит загрязнение его внутренней поверхности частицами породы, окалиной, отслоившейся от труб, конденсатом, водой, метанолом и.т.д. Это приводит к увеличению коэффициента гидравлического сопротивления и соответственно к снижению пропускной способности газопровода. Внутреннюю поверхность газопровода от загрязнений очищают следующими способами: периодически очистными устройствами без прекращения перекачки газа; разовым использованием очистных устройств с прекращением подачи газа;; установкой конденсатосборников и дренажей в пониженных точках газопровода; повышением скоростей потоков газа в отдельных нитках системы газопроводов и последующим улавливанием жидкости в пылеуловителях КС. В качестве очистных устройств применяют очистные поршни, скребки, поршни-разделители. В зависимости от вида загрязнений применяют и определенные очистные устройства. Основное требование к ним: быть износостойкими, обладать хорошей проходимостью через запорные устройства, простыми по конструкции и дешевыми. Наиболее часто применяют очистные устройства типа ДЗК-РЭМ, ОПР-М, позволяющие одновременно очищать полость газопровода от твердых и жидких веществ. Для очистки газопроводов больших диаметров применяют поршни-разделители ДЗК-РЭМ-1200, ДЗК-РЭМ-1400, ОР-М-1200, ОПР-М-1400. Поршень монтируют с двумя, тремя, и более очистными элементами. Для движения поршня по газ-ду на нем создается определенный перепад давления, который зависит в основном от его конструкции. Создаваемый перепад р на поршне в среднем равен 0,03-0,05 Мпа. На всех проектируемых и вновь вводимых мг предусматривают устройства по очистке внутренней полости газопровода от загрязнения при помощи пропуска очистных поршней. В состав устройства входят узлы пуска и приема очистных поршней, система контроля и автоматического управления процессов очистки. Узлы пуска и приема очистных поршней изготавливают на рабочее р 7,5 Мпа и температуру рабочей Среды от -60 до 60 оС. Для контроля за прохождением очистных устройств по газопроводу в отдельных его точках стоят анализаторы прохождения поршня. Разработан комплекс Волна-1, предназначенный как для сигнализации прохождения очистных устройств по газопроводу, так и для отыскания их в случае застревания в нем.

11. Переходы трубопроводов через водные преграды и классификация их по способу строительства.

Переходы через водные преграды делятся по способу строительства на:

2. воздушные: балочные на опорах, вантовые переходы, арочные.

В границу воздушного перехода трубопровода через водную преграду входят надземная часть и участки подземного трубопровода длиной по 50 м от места выхода трубы на поверхность.

К подводным трубопроводам относятся линейная часть, проходящая через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень (наименьший уровень воды) и глубиной более 1,5 м.

Границами подводного перехода являются:

1. для многониточных переходов – это участок, ограниченный запорной арматурой, расположенной на берегах.

2. для однониточных – это участок, ограниченный горизонтом высоких вод не ниже отметок 10% обеспеченности.

Трубопроводы основной и резервной ниток на участке подводного перехода и от подводного перехода до КППСОД должен проектироваться в соответствии с высшей категорией сложности.

ПП через водные преграды, шириной более 75 м по зеркалу воды в межень, в обязательном порядке оборудуются резервными нитками.

ПП по способу строительства делятся на:

1. Построенные траншейным способом. Традиционный способ строительства. Недостатки: необходимость ежегодного обследования, неэкологичность способа, необходимость капительного ремонта через 10-15 лет.

2. Построенные методом наклонно-направленного бурения. Достоинства: обеспечивает надежность эксплуатации подводного участка трубопровода (до 30 лет); экологичность способа.

3. Построенные методом микротоннелирования. Применяется значительно недавно. Преимущества: надежность и долговечность. Подводные переходы построенные методом микротонелирования разделяются на: переходы с тоннелем межтрубное пространство, которого заполнено инертным газом под избыточным давлением; переходы с тоннелем межтрубное пространство которое заполнено жидкостью с антикоррозийными свойствами покрытием с избыточным давлением.

4. Построенные методом «труба в трубе».

В состав сооружений перехода через водные преграды входят следующие объекты:

1. участок магистрального трубопровода в границах перехода;

2. узлы береговой запорной арматуры и КППСОД;

3. берего- и дноукрепительные сооружения, предназначенные для предотвращения размыва береговой м русловой части перехода;

4. информационные знаки ограждения охранной зоны перехода на судоходных и сплавных реках; указательные знаки оси трубопровода на береговых участках; знаки закрепления геодезической сети перехода;

5. пункт наблюдения (блокпост) обходчика;

6. вдольтрассовая ЛЭП;

7. система ЭХЗ в границах перехода;

8. трансформаторная подстанция для обеспечения электроэнергией запорной арматуры и средств ЭХЗ;

9. средства и оборудования телемеханики;

10. стационарные маркерные пункты для выполнения работ по внутритрубной диагностике;

11. датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнализаторы прохождения очистных устройств, системы обнаружения уточек, системы контроля межтрубного пространства;

12. опорные сооружения воздушных переходов.

Требования к оборудованию ПП.

1. ПП должны быть оборудованы системами обнаружения утечек, а переходы, построенные методом «труба в трубе» должны быть оборудованы системами контроля давления в межтрубном пространстве. Информация о давлении должна подаваться на диспетчерский пункт ближайшей станции.

2. Резервные нитки оборудуются КППСОД.

3. ПП через судоходные и сплавные реки шириной более 500 м по зеркалу воды в межень должны иметь блокпост обходчика, оборудованный телефонной и радиосвязью.

4. ПП оборудуются постоянными геодезическими знаками (реперами), которые закладываются ниже глубины промерзания грунта, чтобы предотвратить морозный подъем репера.

5. Задвижки или краны, установленные на переходе, должны быть электрифицированы, телемеханизированы и находится в системе телеуправления. Электроснабжение задвижек и кранов должно осуществляться от двух независимых источников.

6. Задвижки имеют технологический номер, указатели положения затвора, ограждения, предупреждающие аншлаги. Береговые задвижки и краны должны обеспечивать герметичность отключенного участка перехода.

7. Для освобождения ПП от нефти в аварийных ситуациях путем замещения водой с пропуском разделителей, узлы береговых задвижек основной и резервной нитки перехода оборудуются с вантузами с Ду не менее 150 мм.

8. Задвижки и краны переходов должны иметь обвалование. Основные требования к обвалованию: высота обвалования 0,7 м; внутренние откосы обвалования должны быть укреплены протифильтрационным экраном; расстояние от основных задвижек или кранов до подошвы обвалования составляет 1,5 м.

9. Для проведения работ по внутритрубной диагностике в границах перехода должны устанавливаться маркерные пункты.

Требования к оборудованию воздушных переходов.

1. На трубопроводе и опорах ВП устанавливаются реперы для выполнения геодезического контроля положений элементов конструкции перехода.

2. Склоны оврагов и берега водного перехода в местах установки береговых опор должны быть оборудованы гасителями скорости потока (растительный покров, ступенчаты перепады, водопойные колодцы).

3. Русловые опоры балочных переходов должны иметь ледорезы в соответствие с проектом.

Как происходит диагностика магистральных нефтепроводов и газопроводов?

Для обследования металлических труб из стали и её сплавов в процессе диагностики магистральных трубопроводов используется наиболее информативный метод внутритрубного анализа состояния – магнитный. Он проводится с применением инспекционных приборов. Данный метод позволяет обнаружить и определить вид, локализацию и масштаб трещин, повреждений, вмятин и других дефектов трубы.

Методика диагностики технического состояния трубопроводов основана на фиксации рассеивания, которое образуются в процессе намагничивания стенок. Поток вектора магнитной индукции остаётся стабильным на участках трубы без повреждений, но при обнаружении дефекта, магнитный поток рассеивается. Такое изменение фиксируется датчиком, а специальный прибор вычисляет по зафиксированным показателям рассеивания, насколько поврежден магистральный трубопровод.

В процессе внутритрубной диагностики участвуют несколько спецустройств:

Вместе с дефектоскопами продольного и поперечного намагничивания часто применяется навигатор. Это необходимо для точной привязки обнаруженного дефекта к координатам на местности. Также методы диагностики трубопроводов могут включать ультразвуковое обследование.

Заключительный этап проведения диагностики трубопроводов – формирование отчетной документации. Предварительный экспресс-отчёт заносятся данные об обнаруженных повреждениях, зафиксированные диагностическим оборудованием. Сведения подаются в зашифрованном виде, для их дешифровки применяются специальные программы для инспекционных данных. Предварительные данные выдаются в скором времени после обследования. Полный отчёт готовиться более тщательно, включает визуальную информацию, точные данные о характере и видах повреждений.

На основании полученных результатов диагностики составляется план ремонта трубопровода.

Навигация по записям

При оценке технического состояния трубопровода специалистами могут быть выявлены разного рода изъяны на наружной и внутренней стенках трубы. Какие виды дефектов труб из стали существуют:

• отклонение по оси относительно основного проектного решения;
• изменения в поперечном профиле;
• деформация, разрушение трубы и сварных швов, соединяющих секции.

Провисание, прогибы, выпучины, всплытие отдельных секций свидетельствуют о процессе осевой деформации магистрали, которая в дальнейшем приведет к разрушению всего трубопровода или отдельных его элементов.

Промерзание грунта сопровождается процессом выпучивания и выталкиванием труб, участки газо-, нефтепровода провода могут выходить на поверхность, такую магистраль называют арочной. Провисание происходит, если магистральная секция оголена и находится над землей. Если трубопровод проложен под землей, в глинистых, суглинистых, песчаных почвах, нередко возникают просадки. Это связано с повышенной влажностью, а также резким оттаиванием грунта.

Изменения поперечного профиля

Деформация труб, в частности изменения в сечении, может произойти под действием внешних факторов: ударов, излишнего давления, соприкосновения с камнями и другими предметами, причиной может быть и производственный брак изделий. В результате появляются вмятины, форма трубы становится овальной. Особому осмотру подлежит нижняя сторона трубы, именно на этой поверхности больше всего отмечается вмятин.

На отдельных участках могут образоваться гофры. Чаще всего они появляются в результате холодного изгиба изделий и при проведении изоляционных мероприятий. В совокупности с зыбким грунтом, избыточным давлением на трубопровод, прокачкой горячей воды по трубам подобные дефекты могут стать причиной разрывов.

Разрушение тела трубы и сварного шва

Причинами повреждения труб могут быть: неправильная транспортировка и нарушение технологии прокладки трубопровода, а также его эксплуатация.

Виды повреждения трубопровода:

• трещины на стенках, они могут быть поверхностными и сквозными;
• расслоение металла разной формы и толщины;
• разрывы видимые, скрытые; рваные;
• канавки продольной формы, образуемые в результате соприкосновения трубы с предметами с острыми выступами;
• задиры, царапины, полученные в результате механического воздействия, особого внимания требуют дефекты линейно-протяжной формы.

Поэтому при обследовании секций трубопровода фиксируют не только дефекты и повреждения, но и измеряют толщину металла. Возможность эксплуатировать магистраль с подобного вида дефектами и повреждениями зависит от напряженности металла в этих участках.

Повреждения, связанные с коррозийными процессами

Стенки труб в теплопроводных магистралях могут утончаться под воздействием коррозийных процессов. Особенно подвержены коррозии углы и повороты трубопроводов. Коррозийная усталость отмечается при частых температурных перепадах. Разрушение труб происходит и при их затоплении, когда вода соприкасается с незащищенными участками. Особенно активно коррозийные процессы затрагивают магистрали с частичным затоплением. На таких трубах образуются «ватерлинии».

Если на дне канала, в котором проложен трубопровод, постоянно находится вода, коррозийного разрушения магистрали не избежать. На изделиях большого диаметра возникает температурное напряжение, вода на дне канала испаряется и конденсируется на поверхности трубы, что приводит к интенсивному коррозийному растрескиванию металла. Высокая повреждаемость отмечается и на местах соединения труб, поворотах, врезках, в зонах соприкосновения элементов трубопровода опорами. Причиной внутренней коррозии является низкая химическая обработка жидкостей.

Повреждения, связанные с испытаниями трубопровода

Перед запуском с целью определения технических рисков и в процессе эксплуатации трубопроводной магистрали проводятся гидравлические испытания на прочность с учетом требований ГОСТ. При наличии коррозийных повреждений при утонченных стенках возможен разрыв трубы.