ВВЕДЕНИЕ превышает 228 тыс км аОбщая протяженность...

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Лист

5

ВВЕДЕНИЕ

Общая протяженность трубопроводов в России превышает 228 тыс. км, а

более 47 тыс. км из них - это магистральные нефтепроводы, по которым

транспортируется примерно 99,0% добываемой в России нефти.

Из общего числа отказов магистральных и промысловых нефтепроводов,

наибольшее число отказов приходится на долю брака строительно-монтажных

работ (примерно 27 %), механических повреждений (примерно 23 %, т.е. из-за

образований вмятин, гофр и других дефектов, нанесенных механизмами при

капитальном ремонте, в том числе и механизмами сторонних организаций),

заводского брака труб (примерно 22 %) и коррозионных повреждений

(примерно 28 %). Статистика отказов, к примеру, подводных переходов (ПП)

нефтепроводов в расчете на мерную длину трубопровода показывает, что их

частота больше частоты отказов магистральных нефте-, газопроводов примерно

в 1,3 раза в целом. В связи с этим к безопасности и надежности подводных

переходов нефтепроводов предъявляются повышенные требования.

Некоторые параметры подводных переходов нефтепроводов, влияющие

на безопасность, трудно определить без специальных методов и технических

устройств контроля. Одним из таких параметров является размыв (оголение) и

провисание участка подводного перехода, вызывающие в конечном итоге

напряженно-деформированное состояние трубы перехода. Методология

количественной оценки параметров размыва и изменения высотно-планового

положения трубы перехода внутритрубными приборами на сегодняшний день

отсутствует.

Другим фактором, также влияющим на безопасность, является

механические напряжения в стенке трубопроводов из-за наличия нарушений

правильной геометрической формы труб. Для оценки величины напряжений и

определения степени опасности таких дефектов трубопровода необходимы

внутритрубные приборы, позволяющие количественно определить величину

деформаций труб, на основе которых осуществляется прогноз остаточного

ресурса.


Лист

7

1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Виды и причины возникновения дефектов на подводных

переходах трубопроводов.

Все дефекты, возникающие на участках подводного перехода

трубопроводов (ППТ) можно разделить на 3 группы:

1. Дефекты, возникающие из-за некачественного проектирования участка

ППТ.

2. Дефекты строительного периода, возникающие при непосредственном

строительстве участка ППТ.

3. Дефекты, возникающие в период эксплуатации участка ППТ.

Дефекты нефтепровода подразделяются на дефекты, подлежащие

ремонту (ДПР), из которых по степени опасности выделяются дефекты

первоочередного ремонта (ПОР).

Дефект, подлежащий ремонту, – каждое отдельное несоответствие

нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы,

а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы на

нефтепроводе или входящие в его состав, не соответствующие нормативным

документам.

Дефект первоочередного ремонта – дефект, ограничивающий

эксплуатацию участка нефтепровода на срок 1 год и менее и снижающий

проектную несущую способность нефтепровода, а также дефект, подлежащий

ремонту для которого не определяется прочность и долговечность.

Два и более близкорасположенных дефекта, классифицируются как

комбинированный дефект.

Дефекты считаются близкорасположенными, если минимальное расстояние

от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно

значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов.

Дефекты геометрии трубы – дефекты, связанные с изменением формы

трубы. К ним относятся:


Лист

9

при повреждении берегоукреплений.

К возникновению дефектов может привести изменение гидравлики

потока и руслового процесса.

На участке подводного перехода трубопровода степень опасности

дефекта зависит от места его возникновения. Дефект может располагаться:

- по основному металлу труб;

- в сварных соединениях (продольный и поперечный швы);

- на запорной арматуре;

- на устройствах трубопровода.

Виды дефектов, которые могут привести к аварии, на участке

подводного перехода трубопровода представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Виды дефектов и причины их возникновения

Виды

дефектов

Характер проявления

повреждения

Возможные причины возникновения дефекта

1 2 3

Свищи (одиночные)

Сквозные локальные повреждения стенок трубопровода, заводских продольных швов на малой площади

Коррозионный износ трубопровода; накопление коррозионных повреждений в металле трубы; повышенное содержание солей в водоёме, выполняющих роль электролитов; действие физических лиц (засверловки) с целью хищения нефтепродукта

Свищи (групповые)

Сквозные поражения стенок трубопровода и продольных швов площадью до 5 2мм

Дефекты сварочных работ; коррозионные дефекты

Трещины Трещины в стенке или

сварных швах трубопровода, на переходнике и т.д.

Концентрация напряжений, обусловливаемых дефектами сварных швов, отклонениямигеометрического сечения труб выше нормы и т. п.; механические повреждения; неудовлетворительные условия опирания на естественные выступы дна или искусственные конструкции

Разрывы Разрывы по целому металлу, кольцевому монтажному шву, околошовной зоне заводского продольного (спирального) шва и т.д., сопровождающиеся деформацией разорванных кромок

Неблагоприятный режим эксплуатации (резкое повышение давления); низкое качество сварных швов (поры, неметаллические включения, непровары, подрезы сварных швов); расслоение металла; макро- и микротрещины, возникающие от задиров, и т.п.


Лист

11

габаритной площадью, определяемой крайними точками дефектов из состава

группы и равной произведению длины объединенного дефекта L вдоль оси

трубы на ширину объединенного дефекта В по окружности трубы, см. рис.1.2.

Дефекты, сгруппированные по указанным критериям, в технических отчетах по

диагностике, базе данных «Дефект» и актах ДДК описываются как

«объединенные потери металла».

Рис. 1.2. Дефект «объединенная потеря металла» и его габаритная площадь

Одиночная потеря металла – это один дефект потери металла,

расстояние от которого до ближайших потерь металла превышает значение 4-х

толщин стенки трубы в районе дефекта.

Трубная секция, содержащая совокупность коррозионных дефектов с

общей площадью всех потерь металла 15% и более от площади наружной

поверхности секции, классифицируется как коррозионное повреждение

секции, и может быть отремонтирована только заменой всей секции.

H

H H

G

G

G

L

B

G 4t Н 4t


Лист

13

1.2 Контролируемые параметры подводного перехода

Контролируемыми параметрами при наружном обследовании подводных

переходов являются:

- герметичность и целостность ПП;

- давление в межтрубном пространстве при прокладке ПП методом

«труба в трубе»;

- фактическое плановое и высотное положения ПП;

- состояние изоляционного покрытия и работоспособность станций

катодной защиты нефтепровода;

- состояние тела трубы ПП (коррозионные повреждения, трещины,

расслоения, царапины и др.);

- плановые береговые и глубинные деформации реки в районе

состояние сооружений защиты берегов от размыва и волновых

воздействий;

- сохранность опорной плановой и высотной топографической основы,

наличие и состояние знаков закрепления промерных створов;

- изменение гидравлики потока и руслового процесса по сравнению с

периодом первоначальных изысканий;

- состояние информационных знаков;

- состояние пригрузов трубопровода ПП.

Контролируемыми параметрами при обследовании ПП с применением

внутритрубных средств технической диагностики (внутритрубных

инспекционных снарядов) являются:

- фактическое плановое и высотное положения ПП;

- плотность (наличие) грунта вокруг трубы ПП;

- диаметр (геометрия) трубы (дефекты геометрии — гофры, вмятины,

овальность);

- толщина стенки трубы (точечная и сплошная коррозия, трещины,

расслоения и другие дефекты).


Лист

15

Продолжение таблицы 1.2

Герметичность и

целостность трубопровода

(*)

-комбинированный

(ультразвуковой и

вибрационный с помощью

сейсмодатчиков на трубе ПП)

-давление;

-аварийный порыв трубы;

-наличие утечек из ПП

Определение плановых и

глубинных деформаций реки

в районе перехода (*)

-статистические данные; -приборный, геодезический и

аналитический расчет

-возможный профиль

размыва

Определение состояния

сооружений защиты берегов

(*)

-визуальный, приборный;

-водолазное обследование

- рельеф берегоукрепи-

тельных сооружений;

- их состояние

Примечания: * - при наружном обследовании ПП;

** - при обследовании ПП с применением внутритрубных средств технической диагностики.

1.3 Виды обследований и работы, выполняемые при различных видах

обследований

Техническая диагностика ПП трубопроводов может включать как наружное

обследование, так и обследование с применением внутритрубных средств

технической диагностики.

1.3.1 Наружное обследование подводных переходов

1 Определение планово-высотного положения ПП

При планово-высотном обследовании выполняются следующие работы:

- определение основной и резервной ниток ПП, которое заключается в

нахождении оси ПП и закреплении ее на местности (или на льду)

вешками или буйками на воде.

- определение состояния береговых участков, берегоукрепления,

информационных знаков, реперов и маркерных пунктов;

- топографическая съёмка текущих изменений пойменных участков;

- определение планово-высотного положения трубопровода и выявление

участков с недостаточным заглублением, оголениями и провисами,

уточнение их размеров (рисунок 1.3);


Лист

17

сопротивления «труба-земля»; величине градиента потенциала.

3 Водолазное обследование

Водолазное обследование ПП проводится для судоходных и сплавных рек

и водоемов. При этом исследуется:

- дно реки в створе перехода, состояние трубопровода на размытых

участках;

- состояние изоляции;

- состояние пригрузов;

- глубина залегания трубопровода;

- состояние сооружений защиты подводной части берегов от размыва и

волновых воздействий;

- изменения гидравлики потока и руслового процесса по сравнению с

периодом первоначальных и прошлогодних обследований.

При обследовании оголенных (размытых) и провисщих участков

устанавливаются: длина участка с указанием высоты провиса нижней

образующей трубопровода до дна водоема, состояние футеровки и изоляции, а

также наличие других повреждений трубопровода.

4 Определение состояния тела трубы (коррозионные повреждения, трещины,

расслоения и др.)

При выявлении провисших и оголенных участков, а также участков с

нарушенной изоляцией выполняется контроль состояния стенки трубы ПП с

помощью подводных дефектоскопов. Для выявления трещин, расслоений,

шлаковых включений и других дефектов стенки трубы используются

переносные ультразвуковые и вихретоковые дефектоскопы.

После завершения наружного обследования ПП производится обработка и

анализ полученных данных, которые вносятся в паспорт (учетную карточку)

ПП. По результатам наружного обследования составляется технический отчет,

в котором приводятся все материалы обследования ПП.

Таким образом, анализируя технологию наружного обследования ПП

можно сделать вывод о том, что она представляет собой весьма сложную


Лист

19

- за пределами водоохранной зоны.

КППСОД, установленные на резервной нитке перехода, должны

находиться в замкнутом контуре обвалования для локализации аварийного

разлива нефти. Требования к обвалованию КППСОД:

- высота обвалования над уровнем площадки - 1,5 м;

- внутренние откосы обвалования должны быть укреплены

противофильтрационным экраном;

- для обеспечения подъезда автотранспортной техники к камерам пуска-

приема и запасовки СОД со стороны затвора камеры должна быть

предусмотрена площадка не менее 20м на 20м с твёрдым покрытием;

- внутри обвалования КППСОД должен быть установлен колодец с

сигнализатором уровня, сигнал от сигнализатора должен поступать на

пульт диспетчера при подъеме уровня воды или нефти на 0,2 м выше

отметки поверхности земли;

- внутри обвалования КППСОД должен быть приямок для сбора

поверхностных сточных вод, оборудованный фильтром из щебня,

предотвращающим попадание в него мусора.

- обвалование должно быть оборудовано сбросным трубопроводом с

задвижкой для слива дождевых и паводковых вод. Задвижка

устанавливается с внешней стороны обвалования; нормальное

положение задвижки закрытое. Дренажная задвижка и сбросной

трубопровод должны быть защищены от повреждения в условиях

низких температур: трубопровод укладывается с уклоном 1:100 наружу

из обвалования, на внутреннем конце трубопровода, в приямке, должен

быть устроен сифон, препятствующий попаданию воды в горизонтальный

участок трубопровода при закрытой дренажной задвижке.

Узлы камеры пуска-приема СОД должны быть оборудованы

механическими устройствами, предотвращающими открытие затворов камер

при наличии в них давления, датчиками обнаружения утечек и датчиками

давления, подключенными к системе телемеханики.


Лист

21

Запуск и прием СОД на лупингах и отводах протяженностью менее 3 км

выполняется с применением временных камер запуска и приема СОД.

Основными этапами обследования ПП с помощью внутритрубных средств

диагностики являются:

1 этап - очистка внутренней поверхности ПП от остатков электродов,

окалины, парафиносмолистых веществ с помощью очистных устройств.

Качество диагностических данных, получаемых внутритрубными

профилемерами и дефектоскопами, зависят от чистоты внутренней поверхности

трубопровода.

2 этап - определение минимального проходного сечения трубы ПП на

всем протяжении перехода. Минимальное проходное сечение определяется

путем пропуска специального снаряда-калибра с калибровочными дисками.

Пропуск снаряда-калибра позволяет получить первую информацию о

трубопроводе, определить, нет ли в нем сужений и препятствий, и может ли по

нему беспрепятственно пройти профилемер.

3 этап - получение информации о внутренней геометрии трубы ПП с

помощью прибора для выявления дефектов геометрии (профилемера).

Возможность пропуска прибора для выявления дефектов геометрии

определяется учитывая степень очистки, характер и размеры деформаций

калибровочных пластин снаряда-калибра.

Для выявления дефектов геометрии используются следующие

внутритрубные приборы: СаlScan (фирма Pipetronix), Kaliper (T.D.Williamson)

и другие. Технические характеристики профилемеров приведены в главе 1.4.

4 этап - диагностика состояния стенки трубы ПП путем пропуска

дефектоскопа (ультразвукового и/или магнитного).

Для выявления дефектов стенки трубы ПП (коррозионных повреждений,

расслоения, трещин, шлаковых включений) используются такие дефектоскопы,

как UltraScan WM, UltraScan CD и MagneScan HR (фирма Pipetronix),

дефектоскоп типа MFL (фирма PII) и другие. Технические характеристики

дефектоскопов приведены в главе 1.4.


Лист

23


Время автономной работы прибора, час 13 120

Минимальная регистрируемая величина прогиба оси

трубопровода на длине 10 м, мм - 35

Точность привязки экстремума отклонения оси

трубопровода, м

-

3

Температура перекачиваемой среды, С - -

Давление перекачиваемого продукта, МПа 20 -

Длина, мм 1378 -

1.4 Обзор технических средств обследования подводных переходов

1.4.1 Технология проведения работ по дефектоскопии магистральных

трубопроводов ультразвуковым диагностическим комплексом

Настоящая технология проведения работ по дефектоскопии магистральных

трубопроводов ультразвуковым диагностическим комплексом "Ультраскан

WM", определяет состав и последовательность действий при проведении

дефектоскопии трубопроводов данным комплексом.

Работы по дефектоскопии включают в себя:

пропуск очистных скребков для очистки внутренней поверхности

трубопровода от парафинсмолистых отложений, глиняных тампонов и

грязи, а также удаления посторонних предметов;

пропуск снаряда-калибра для определения минимального проходного

сечения трубопровода перед пропуском профилемера Калипер;

пропуск профилемера Калипер для контроля проходного сечения

трубопровода с целью предупреждения застревания и повреждения

дефектоскопа Ультраскан;

пропуск очистных скребков для контроля качества выполненной

Заказчиком очистки внутренней поверхности трубопровода;

пропуск очистных скребков для подготовки внутренней поверхности

трубопровода к дефектоскопии;

пропуск дефектоскопа Ультраскан.


Лист

25

для обнаружения прохождения внутритрубных снарядов через

определенную точку трубопровода по характерному акустическому шуму,

возникающему при его движении по трубопроводу;

8. локаторы - наземный переносной прибор, предназначенный для

обнаружения в трубопроводе внутритрубных снарядов, оснащенных

низкочастотными передатчиками (трансмиттерами), по их сигналам;

9. маркерные передатчики - наземный переносной прибор, размещаемый по

трассе трубопровода в маркерных пунктах и генерирующий

электромагнитные сигналы низкочастотного диапазона, которые

улавливаются приемником дефектоскопа и регистрируются его

накопителем информации для последующей привязки к местности данных

внутритрубной диагностики;

10. трассоискатели - наземный переносной прибор, предназначенный для

поиска места расположения трубопровода под землей.

Подготовка трубопровода к дефектоскопии заключается в проверке проход-

ного сечения и очистке внутренней поверхности трубопровода путем пропуска

внутритрубных снарядов, входящих в состав диагностического комплекса.

Пропуск каждого снаряда по трубопроводу состоит в выполнении

следующих операций:

- запасовке в камеру запуска,

- запуск,

- сопровождение по трассе,

- прием в камеру приема,

- выемка из камеры приема.

Очистные устройства разработанные ОАО “ЦТД Диаскан”

1. Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1

Очистной скребок СКР1 и СКР1-1 (рисунок 1.4 и 1.5) предназначен для

очистки внутренней полости трубопровода от парафинсмолистых отложений,

глиняных тампонов и грязи, а также удаления посторонних предметов.

Рабочая среда для скребков - нефть, нефтепродукты, вода.


Лист

27


Мини-мальный радиус

Полная комплектация

3D 2,5D 2D 1,5D 1,5D 1,5D 1,5D 1,5D

поворота на 900

Без трансмиттера и защитной рамы

1,5D 1,5D 1,5D 1,5D 1,5D 1,5D 1,5D 1,5D

Скорость движения в нефтепроводе не более (м/с)

10 10 10 10 10 10 10 10

Тип используемого передатчика для скребка

ПДС 10-00

ПДС 10-00

ПДС 10-00

ПДС 14-02

ПДС 14-02

ПДС 14-02

ПДС 14-02

ПДС 14-02

2. Двухсекционный очистной скребок типа СКР 2

Скребок СКР-2 (рисунок 1.6) предназначен для очистки внутритрубной

поверхности нефтепроводов и конденсатопроводов от парафинсодержащих

отложений, мусора и продуктов коррозии.

Рабочая среда для скребков - нефть, нефтепродукты, вода.

Прокладка срадиальными

соплами

Подпружиненные щетки Щеточные диски

Ведущие диски

Чистящие дискиВедущий диск уменьшенного диаметра

Ведущие диски

Карданноесоединение

Передатчикдля скребкав защитной

раме

Рис. 1.6 - Двухсекционный очистной скребок типа СКР 2

Основные параметры скребков различных типов размеров приведены в

таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Основные параметры скребков типа СКР 2

Параметры СКР2.20-00 СКР2.28-00 СКР2.32-00 СКР2.40-01 СКР2.48-01 Длина, мм 2424 3369 3675 4571 5110 Диаметр, мм 530 727 815 1016 1210 Масса, кГ 300 500 1000 1736 2470 Максимальное растягивающее усилие, действующее на скребок, кГс

5000 10000 10000 20000 20000

Максимальное усилие запасовки, кГс

1500 3000 3000 6000 6000


Лист

29

4 Устройства очистные многоманжетные "ОУ-ММ"

Очистные устройства типа "ОУ-ММ" (рисунок 1.8) предназначены для

очистки поверхности магистральных и промысловых трубопроводов от

асфальтосмолистых и грязепарафиновых отложений и для вытеснения продукта

и инородных предметов из внутренней полости трубопровода диаметром от 76

до 377 мм. Предлагаемые ОУ-ММ отличаются простотой и надёжностью

конструкции, высокой прочностью и способностью проходить сужения до 45%

от Dн и 90-градусные отводы с радиусом поворота до 1,5 Dн (Dн - номинальный

диаметр трубы).

В качестве очистных элементов могут использоваться резиновые или

полиуретановые манжеты различной твердости.

Из дополнительного навесного оборудования возможна установка на ОУ-

ММ щёточного, калибровочного или магнитного блоков при необходимости

очистки внутренней полости трубопровода от окалины, накипи, плотных

асфальтосмолистых отложений и калибровки.

Рис. 1.8 - Устройства очистные многоманжетные "ОУ-ММ"

5 Устройства очистные повышенной проходимости «ОУ-ПП»

Очистные устройства повышенной проходимости “ОУ-ПП” (рисунок 1.9)

предназначены для очистки внутренней полости трубопроводов диаметром

76 … 530 мм от асфальтосмолистых и грязепарафиновых отложений.

ОУ-ПП отличаются тем, что каркас очистного устройства изготовлен из

гибкого элемента (стального троса), на котором смонтированы чистящие

манжеты. ОУ-ПП может изгибаться по оси устройства при прохождении


Лист

31

6 Устройства очистные с полиуретановыми манжетами "ОУ-П"

Очистные устройства типа "ОУ-П" (рисунок 1.10) предназначены для

очистки поверхности магистральных и промысловых трубопроводов от

асфальтосмолистых и грязепарафиновых отложений и для вытеснения продукта

и инородных предметов из внутренней полости трубопровода диаметром от 325

до 1020 мм. Предлагаемые ОУ-П отличаются простотой и надёжностью

конструкции, высокой прочностью и способностью проходить сужения до 45%

от Dн и 90-градусные отводы с радиусом поворота до 1,5 Dн (Dн - номинальный

диаметр трубы).

В качестве очистных элементов используются резиновые или

полиуретановые манжеты различной твердости.

В передней части очистного устройства под углом к внутренней стенке

трубы расположены цилиндрические сопла, предназначенные для перетока

перекачиваемого продукта и размыва отложений с внутренней поверхности


Из дополнительного навесного оборудования возможна установка на

ОУ-П щёточного, калибровочного или магнитного блоков при необходимости

очистки внутренней полости трубопровода от окалины, накипи, плотных

асфальтосмолистых отложений и калибровки. Технические характеристики

скребков для проведения очистных работ на нефтепроводах различного

диаметра представлены в таблице 1.8.

Рис. 1.10 - Очистные устройства типа "ОУ-П-300" с калибровочным блоком


Лист

33

Таблица 1.9 - Габаритные размеры “ ОУ-ПОР”

Диаметр трубопровода, мм Наружный диаметр поршня D, мм Общая длина L, мм

76 90 115 89 105 135 114 135 170 159 175 240 219 245 330 273 315 410

И более

8 Профилемер Калипер

Профилемер Калипер (рисунок 1.11) является двухсекционным

снарядом, предназначенным для измерения внутреннего проходного сечения и

радиусов поворотов трубы, что необходимо для оценки возможности

безопасного пропуска снарядов-дефектоскопов.

Обнаруживаемые дефекты и особенности:

- геометрические отклонения типа вмятин, овальностей, гофров,

сужений, препятствий, криволинейных (радиусных) изгибов и т.д.;

- возможность определения наличия поперечных сварных швов.

Наличие дефектов и особенностей на трубопроводе, их геометрические

параметры и места расположения определяются по распечатке данных

профилеметрии после пропуска Калипера по трубопроводу.

Коническая манжета

Манжеты

Бампер

Антенна приемопередатчикаОдометры

Кардан с измерительной системойугла поворота

«Спайдер»

Блок потенциометров

Рис.1.11 - Профилемер Калипер

Обнаружение снаряда в трубопроводе осуществляется локатором по

сигналам приемопередатчика при залегании трубы на глубине до двух метров.


Лист

35

Диаметром 426 мм - 160 шт. Диаметром 530 мм - 192 шт.



Номинальная толщина стенки трубы: максимальная 20 мм;

минимальная 5 мм.

Минимальный рабочий диапазон: 120 км.

Минимальное проходное сечение трубы: 85% Dн.

Минимальный радиус отвода цельнотянутого колена трубы, проходимый

снарядом: 1,5 Dн на 90о.

Снаряд может проходить без повреждений сегментные отводы из 5

сегментов с углом 15 о и 2 сегментов 7,5 о и радиусом поворота 3 Дн и более.

Снаряд может без повреждений проходить по трубопроводам с подкладными

кольцами толщиной до 8 мм, установленных на сварных швах внутри


Максимальное рабочее давление: 10 МПа.

Рекомендуемая скорость пропуска прибора:

- 0,2 - 1,0 м/сек (для 426/530мм, 720/820 мм). Допускается: до 1,5 м/сек.

- 0,25 - 1,0 м/сек (для 1020/1220 мм). Допускается: до 1,5 м/сек.

Диапазон температур эксплуатации: от минус 15оС до 50о С.

Минимальные размеры дефектов (регистрация):

- точечная коррозия, только указание и участок распространения (без

измерения глубины): мин. диаметра 6 мм, мин. глубина 1,5 мм.

- расслоение: мин. диаметр 6 мм (30 кв. мм); расположение расслоения внутри

трубы: 2 мм от обеих поверхностей стенки трубы;

- царапины и надрезы с потерей металла:

мин. ширины: 10 мм; мин. глубина: 1,5 мм.

Минимальные размеры дефектов (измерение):

- точечная коррозия, (с измерением полной глубины):

мин. диаметра 10 мм, мин. глубины 1 мм.

- сплошная коррозия: мин. глубины 1 мм.


Лист

37

Погрешность определения углового положения дефекта:

+/- 12о (для 720/820 мм); +/- 15о (для 1020/1220 мм).

Погрешность одометрической системы: +/- 0,5 % от пройденного пути.

Дефектоскоп “Ультраскан WM” снабжен системой измерения

пройденного расстояния (одометрические колеса), системой приема-передачи

электромагнитных сигналов низкой частоты, а также программируемой

микропроцессорной системой управления (мастер-системой).

Дефектоскоп “Ультраскан WM” состоит из секций - стальных

герметичных корпусов (с расположенной внутри электроникой, накопителями

информации и батареями) и носителя датчиков, связанных между собой при

помощи карданных соединений и кабелей.

Минимальное проходное сечение трубопровода, необходимое для

пропуска дефектоскопа “Ультраскан WM”, составляет 85%, а минимальный

радиус поворота на 90о цельнотянутого колена трубы, проходимый снарядом,

составляет 1,5 Dн.

Бампе

Антенна

Шланги омывания

Коническая

Колесодометр

Манжет Манжет

Кардан

Носитель

ДатчикПоло

Рис. 1.12 Дефектоскоп “Ультраскан WM”

1.4.2 Технология проведения работ по дефектоскопии магистральных

трубопроводов магнитным диагностическим комплексом

Данная технология определяет состав и последовательность действий по

дефектоскопии трубопроводов магнитным диагностическим комплексом. В


Лист

39

Находящиеся в полости трубопровода посторонние металлические

предметы собираются на четырех магнитах-сборниках на корпусе скребка, а

также на щетках.

Критерий окончания процесса очистки: принос скребком не более

1 металлического предмета (огарка электрода) на 10 км трассы, но не более 15

шт. при длине трассы более 150 км.

Такелажноекольцо

Такелажноекольцо

Постоянные магнитысо щетками

Лепестковыеманжеты

Постоянныемагниты -сборники

Поддерживающаяманжета

«Грибок»

Рис. 1.13 - Магнитный скребок

2. Снаряд-шаблон

Снаряд-шаблон (рисунок 1.14) является двухсекционным снарядом,

предназначенным для подтверждения возможности безопасного пропуска

магнитного дефектоскопа по диагностируемому участку трубопровода.

Для осуществления контроля за движением снаряда-шаблона по

трубопроводу он оснащается передатчиком (трансмиттером) «Sewerin»,

который устанавливается в задней части снаряда внутри защитной рамы.

Обнаружение снаряда в трубопроводе осуществляется по сигналам

трансмиттера переносным локатором типа «Sewerin» при залегании трубы на

глубине до трех метров.


Лист

41

металла, находящиеся под кожухами.

- дефекты потери металла, связанные с зазубринами.

- дефекты потери металла, расположенные под ремонтными муфтами.

- дефекты потери металла, связанные с заводскими дефектами.

- сварные швы - кольцевые, продольные и спиральные.

- аномалии сварных соединений, включая поперечные трещины (по

окружности) внутри кольцевых швов.

- вмятины, включая любые связанные с ними поперечные трещины.

- металлургические / заводские дефекты.

- повреждения, возникшие в ходе строительства.

- изменения номинальной толщины стенки.

- трубопроводная арматура и фитинги, включая:

- тройники;

- отводы;

- задвижки;

- изгибы;

- аноды;

- вставки для линейной компенсации;

- внешние опоры;

- ремонтные муфты;

- точки катодной защиты - ферромагнитного типа.

- металлические предметы вблизи трубопровода, которые обладают

потенциалом оказания отрицательного влияния на изоляционное

покрытие трубопровода или на систему катодной защиты.

- кожухи, включая эксцентрические кожухи, где степень

эксцентричности представляет угрозу изоляционному покрытию

трубопровода или системе катодной защиты.

- реперные магниты.

- расслоение поверхности труб.

Передняя секция представляет собой стальной корпус, с обоих концов


Лист

43

4. Снаряд-дефектоскоп “Ультраскан CD”

Внутритрубные снаряды типа “Ультраскан-CD” снабжены

ультразвуковыми датчиками и предназначены для дефектоскопии стенок

трубы. Снаряды обеспечивают обнаружение и измерение следующих дефектов:

- осевых трещин в продольных сварных швах;

- осевых трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах

(подрезы, непровары, нарушающие целостность поверхности

трубопровода);

- осевых трещин в основном материале.

Минимальные размеры дефектов:

- мин. длина: 50 мм,

- мин. глубина: 1,5 мм.

Вероятность обнаружения дефектов с минимальными размерами - 95 %.

Вероятность обнаружения дефектов длиннее 60 мм и глубже 40 % толщины

стенки - 98 %.

Примечание: Ориентация дефекта должна быть осевой в пределах +/- 15 о.

Во всех случаях радиальное отклонение плоскости дефекта не должно

превышать 45 о.

Определение размеров отдельных трещин:

- определение размера длины трещины L (уровень достоверности 80 %):

продольный дефект - Длина L +/- 10 мм для L 100 мм,

+/- 10 % для L 100 мм.

- оценка глубины трещины d:

Оценка глубины трещины d основана на детальной оценке информации,

содержащейся в данных “Ультраскана CD”. Она требует участия

интерпретатора и его опыта. Для опытного интерпретатора оценка глубины

может быть выполнена с уровнем достоверности около 80 % следующим

образом:

- d 2 мм;

- 2 мм d 4 мм;


Лист

45

- эксплуатация: от минус 10 до + 50 град. С.

Максимальное рабочее давление: 10 МПа.

Снаряд снабжен устройством задержки включения, срабатывающим

только по информации одометра, что позволяет в несколько этапов (прогонов)

обследовать трубопровод, длина которого превышает минимальный

гарантированный рабочий диапазон.

1.4.3 Технические устройства для наружного обследования ПП

1. Трассоискатель ручной (шифр ТИР-5)

Ручной (береговой) трассоискатель ТИР-5(рис. 1.16) предназначен для

определения местоположения трубопровода и определения величины его

заглубления.

Рис. 1.16 - Структурная схема ТИР-5

В состав ТИР-5 входит:

1. Датчик с усилителем-преобразователем и узлом индикации.

2. Телефоны головные.

3. Рулетка металлическая

Основные технические данные приведены в таблице 1.10

Таблица 1.10 - Технические данные аппаратуры ТИР-5

Наименование

Единица измерения

Значение параметра

Ручной (береговой) трассоискатель.

1. Рабочие частоты кГц 0.1, 1 и 10

2. Напряжение питания* В 9

3. Диапазон измерения высотного положения трубопровода, не менее

м 0,5-12

Фильтр 100 Гц, 1, 10 кГц

НаушникиИндикаторДатчик Усилитель

мощности

Усилитель


Лист

47

- Спутниковая система позиционирования (ССП) как источник плановых

координат;

- Компьютер сбора и управления (ССОД) .

ГАС обеспечивает получение результатов обследования в следующих

условиях:

- диапазон глубин водоёма 1,0 100 м;

- скорость течения воды не более 2,5 м/с;

- температура воды 0 30 С;

- прозрачность воды без ограничения;

- ледовый режим мелкий битый лёд;

- категория грунта без ограничения;

- диаметр трубопровода от 125 мм и более;

Технические данные ГАС НТФ “Гидромастер” представлены в табл. 1.12.

Таблица 1.12 - Технические характеристики.

Наименование Единица измерения

Значение параметра

Гидролокатор бокового обзора (ГБО). 1. Рабочая частота ГБО кГц 240 2. Разрешающая способность ГБО см 10...70 3.Ширина полосы обзора (диапазоны) ГБО (на каждый борт)

м 30,60;120;240; 480

4.Количество дискрет на строку ГБО шт. 16384 5.Количество квант сигнала шт. 8192

Эхолот промерный (ПЭГ). 5. Рабочая частота ПЭГ кГц 200 6. Диапазон измеряемых глубин ПЭГ при коэффициенте отражения от дна 0,82

м 0,6...80

7. Поддиапазоны измерения глубины м

30,60,120,240, 480

8. Количество дискрет на строку ПЭГ шт. 16384

9. Количество квант сигнала ПЭГ шт. 8192

10. Выходная мощность излучателя Вт 300

11. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения глубины

м 0,01Н

12. Питание системы В 1210%


Лист

49

Судовая часть ГАС может быть размещена как, на катере проекта РВн-

376, так и на маломерном судне типа «Прогресс» .

3. Гидролокатор кругового обзора - Miniking Sonar

Этот прибор используется для определения глубин в русле водоема с

последующим построением поперечного профиля дна (рис. 1.18).

Рис. 1.18 - Гидролокатор кругового обзора

Технические характеристики Сонара

Операционная частота 675 kHz

Диапазон 100 м

Сектора Просмотра 3600 ,1800 , 900

Потребляемая мощность 12, 24, 48 В, 6А

Связь Данных COM порт

Программное обеспечение win 98, ХР

Длина 180 мм

Ширина 88 мм

Высота 76 мм

Вес в воздухе 1,1 кг

Вес в воде 0,5 кг

Максимальная эксплуатационная глубина 1000 м

Рабочая температура –100…+350

Устанавливает диапазон дальности в пределах 5-50 м. Большие

диапазоны сканируются медленнее из-за ограничений, связанных со скоростью

прохождения звука в гидролокатор кругового обзора.

В зависимости от размеров реки устанавливается несколькими способами.

На небольших реках съемку можно производить с берега. На штативе опустить


Лист

51

и должности исполнителей;

- Перечень нормативных документов, на основании которых проводилось

обследование ПМН;

- Перечень используемого оборудования, приборов и инструмента со

сроками метрологической аттестации;

- Краткую техническую характеристику ПМН, данные о проведенных

ремонтных работах, данные 3-х предыдущих обследованиях;

- Расчет и прогноз планово-высотных деформаций водотока (для полного

обследования);

- Анализ данных внутритрубной диагностики и нивелировки, расчет и

анализ напряженного состояния трубопровода (для воздушного

перехода);

- Анализ данных обследования несущих конструкций; расчет и анализ их

напряженного состояния (для воздушного перехода);

- Заключение о техническом состоянии и эксплуатационной надежности

ППМН (эксплуатации нефтепровода (при полном обследовании);

- Срок следующего обследования согласно Регламенту или обоснованные

рекомендации по проведению внеочередного обследования (для полного

обследования);

- Рекомендации по выполнению ремонтных работ.

Графическая часть отчета должна содержать:

- Топографический план перехода;

- Профиль перехода с нанесенными на него фактическим и проектным

положением трубопровода, профилем предельного размыва русла,

участки с оголениями, провисами и недостаточным заглублением

трубопровода с указанием координат в системе координат перехода.

Профиль предельного размыва русла берется из исполнительной

документации. При отсутствии таковой должны быть выполнены

необходимые изыскания и расчеты.

- Нанесенные на профиль результаты внутритрубной инспекции- дефекты


Лист

53

2. МЕТОДОЛОГИЯ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА КОМПЛЕКСНОГО

ОБСЛЕДОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДВОДНЫХ

ПЕРЕХОДОВ НЕФТЕПРОВОДОВ

2.1 Техническое обслуживание подводных переходов нефтепроводов

Авария на подводном переходе (ПП) нефтепровода, сопровождаемая

утечкой продукта, может привести к тяжелым экологическим последствиям и

большим материальным затратам. Причиной аварии на ПП нефтепровода ТОН-

II через р. Белая в 1995 г. явилось раскрытие трещины по сварному шву

трубопровода, находящегося в провисшем состоянии после размыва грунта

вокруг нефтепровода. Между тем ее можно было предотвратить, осуществляя

периодическое обследование планового и высотного положения данного

участка нефтепровода.

Практика эксплуатации ПП трубопроводов показывает, что для

безопасной эксплуатации, предотвращения серьезных аварий и своевременного

проведения планово-предупредительного ремонта необходимо проводить

периодическое обследование технического состояния ПП. Контроль

технического состояния (диагностика) подводного перехода осуществляется

специальными целевыми проверками, обследованиями и измерениями с

применением средств технического диагностирования в период строительства,

эксплуатации и ремонта, а также после нормативного срока эксплуатации ПП .

Основной задачей технической диагностики ПП является определение

количественных и качественных зависимостей между факторами,

вызывающими образование и развитие дефектов, и действительными

значениями характеристик дефектов. Специальные целевые проверки ПП

должны осуществляться путем наружного обследования (обхода, облета,

водолазного и приборного), а также с применением внутритрубных средств

технической диагностики. Выбор метода неразрушающего контроля (НК) и

технического средства зависит от состава контролируемых параметров

обследуемого подводного перехода и условий его обследования.


Лист

55

2.4). Тогда как по данным Американской газовой ассоциации удельная

стоимость обследования одного километра 100 километрового участка

нефтепровода составляет около 3000 долларов США.

Таблица 2.1 - Стоимость обследования ПП нефтепровода «Вятка – Ашит»

ПП нефтепровода «Вятка – Ашит» через р. Кама (3800 м)

Стоимость обследования, $ США T.D.Williamson H.Rozen

Engineering

Рipetronix

38 500 54 200 79400 Источниками стоимостей обследования ПП являются ответы

представителей инофирм на запросы от УГНТУ о возможности обследования

ПП:

- T.D. Williamson - "Предложение № EFLS-0196-0004" от 05.01.96 г;

- H. Rozen Engineering - "Проект № 0-9602-01368 (Бюджетное

предложение)" от 16.01.96 г;

- Рipetronix – «Проект № 951019/SG от 26.10.95 г». и письмо от 24.01.96 г.

Таким образом, обследование таких коротких участков ПП

дорогостоящими внутритрубными дефектоскопами типа UltraScan WM,

UltraScan CD, MagneScan HR, MFL и др. экономически не выгодно.

Альтернативной методикой и технологией обследования участков ПП

нефтепроводов для контроля всех параметров стенки трубы дюкера является

разработанная УГНТУ совместно с Научно-производственной фирмой

«Геофизика» методика и технология комплексного обследования технического

состояния подводных переходов нефтепроводов с помощью внутритрубных и

протягиваемых кабелем скважинных диагностических приборов.

Эта методика и технология впервые использованы при обследовании

резервной нитки ПП нефтепровода через р. Кама ОАО АНК "Башнефть" в 1996-

97 г.г., а также при обследовании ПП нефтепровода «Напорный нефтепровод

ДНС-5 - УПН» через р. Кама в ОАО «Удмуртнефть» в 2000 г.

Анализируя функциональные возможности геофизических

диагностических приборов, используемых при обследовании вертикальных

скважин, и определяя возможность использования их для обследования


Лист

57

внутренней геометрии трубы на всем протяжении обследуемого ПП путем

пропуска приборов для выявления дефектов геометрии (профилемеров).

Проведение этих подготовительных работ важно и потому, что по своим

геометрическим размерам скважинные приборы имеют значительные

габаритные размеры по длине. Поэтому для реализации данной методики

важным является выявление в ПП круто изогнутых отводов, косых стыков и

значительных дефектов геометрии (вмятин и гофр).

После проведения указанных выше работ внутри подводного перехода

протягивается геофизический каротажный кабель. Дальнейшее обследование

стенки трубы ПП по разработанной методике предусматривает использование

приборов, применяемых при обследовании нефтяных и газовых скважин с

каротажным кабелем связи, именно: определение пространственного положения

ПП с помощью магнитометрического инклинометра ИМММ 73-120/60,

определение плотности (наличия) грунта вокруг трубы подводного перехода и

усредненной толщины стенки ПП с помощью скважинного гамма-цементомера

ЦМ 8-12” (гамма-гамма дефектоскопа) и определение размеров и

геометрической формы труб ПП с помощью скважинного ультразвукового

микрокаверномера–дефектоскопа САТ-4 (скважинный акустический телевизор).

Особенностью (новизной) в методике обследования ПП с помощью

автономных внутритрубных и протягиваемых каротажным кабелем

геофизических диагностических приборов является применение при

обследовании горизонтального подводного перехода трубопровода

геофизической исследовательской аппаратурой с кабельным каналом связи.

Другой особенностью, вытекающей из предложенной методики

обследования ПП, является необходимость протащить геофизический кабель

внутри ПП.

При реализации этой методики необходимо решать следующие основные

задачи:

1. Разработка технологии протягивания кабеля внутри ПП нефтепровода.

2. Исследование зависимости тягового усилия (и максимально


Лист

59

Технология протягивания геофизического кабеля внутри нефтепровода

следующая (рисунок 2.1).

Через сальниковое уплотнение лубрикатора, смонтированного на затворе

камеры 2, пропускается кабель 4 и механически подсоединяется к заднему

фланцу разделителя 7. Разделитель запасовывается в камеру и через задвижку 6

подается вода или перекачиваемый продукт в подводный переход 1. Под

действием потока разделитель продвигается в нефтепроводе от камеры пуска (с

одного берега реки) до камеры приема (на другой берег). Прокачиваемый

продукт далее поступает по основной нитке нефтепровода в резервуарный парк.

При этом производится сопровождение разделителя с помощью специальных

приборов сопровождения и контроля прохождения через заранее определяемые

пункты контроля.

Q Q

3 54 2 1 1 26 7 8

1 – подводный переход; 2 - камера пуска и приема скребка; 3 – каротажная станция

(подъемник); 4 – каротажный кабель; 5 – ролики натяжные; 6 – задвижка вводная;

7 – разделитель; 8 - задвижка выводная

Рисунок 2.1 - Протягивание кабеля через подводный переход

Кабель подается (освобождается) с геофизического подъемника 3,

смонтированного на автомобиле. Для постоянного контроля за силой натяжения

(тягового усилия) кабеля и гашения рывков монтируется специальная установка

5 с регулирующими натяжение кабеля роликами. При реализации описанной

технологии протаскивания кабеля при обследовании ПП через р. Кама в ОАО

АНК «Башнефть» был использован очистной калибр «ОКП-300», который был

специально спроектирован и изготовлен для проведения очистки и калибровки

этого ПП. ОКП-300 представляет собой передатчик прибора «Поиск-МП», на

который с помощью специальных фланцев монтируются три манжеты.


Лист

61

Каждый элементарный участок можно идентифицировать номером,

равным номеру начальной точки этого участка. В силу сделанных

предположений, каждый из элементарных участков характеризуется

определенным набором входных параметров (схема участка с указанием

баланса основных сил, действующих на разделитель, приведена на рисунке 2.2).

На рисунке 2.2 применены следующие обозначения:

i - угол наклона оси трубы относительно горизонта;

F - сила проталкивания разделителя;

Р - вес разделителя (разлагается на две составляющие: нормальную - )н(iР

и касательную - )к(iР по отношению с оси трубы);

)т(iF - результирующая сила трения на рассматриваемом участке.

3 Расчетные параметры.

1. Приращения координат равны:

i1iii1ii yyy;xxx . (2.1)

2. Длина элементарного участка равна

2i

2ii yx . (2.2)

3. Нормальная составляющая веса разделителя (или прибора)

i

ii

)н(i

xP)(CosPР

. (2.3)

i

)(тiF

P

)(кiP

)(нiP

F1iy

1ix

iy

ix

Y

X

Рисунок 2.2 - Схема элементарного участка подводного


Лист

63

,yxfx

P

SinCosfxP

SinxPCosxfPT

iiкi

iк

iiкiк

iiкiiкк)n(

i

(2.7)

где: кP - масса одного метра кабеля, кf - коэффициент трения кабеля о

поверхность трубопровода, покрытого парафином.

Тогда сила трения кабеля на всем протяжении трассы ПП от лебедки до

рассматриваемого сечения ix будет равна:

j

jjкi

1jкiiк

i

iк

i

1j

)n(i

yxfPyxf

xPT

. (2.8)

Таким образом, изменение тягового усилия на кабель вдоль трассы

подводного перехода нефтепровода определяется, с учетом (5.1) … (5.8),

следующей зависимостью:

j

jjкi

1jк

i

i

i

i)т(i

yxfP

yРf

xРkF

. (2.9)

Результаты расчета тягового усилия на кабель можно оформить в виде

таблицы.

Выбор наибольшего значения тягового усилия на каротажный кабель

рационально производить простым перебором значений )т(iF . Такой путь

представляется целесообразным, т.к. хранение и обработка массивов отметок

профиля ПП вручную является достаточно трудоемким процессом. А в случае

хранения и обработки информации на компьютере, организация ранжирования

массива выходных величин ( )т(iF ) не представляет затруднений.

Измеренные значения силы натяжения кабеля при проведении

обследования ПП нефтепровода “Вятка – Ашит” подтвердили правильность

проведенных теоретических исследований.


Лист

65

5 этап - определение высотно-планового (пространственного) положения

ПП с помощью магнитометрического инклинометра ИМММ 73-120/60.

6 этап - определение плотности (наличия) грунта вокруг трубы

подводного перехода и усредненной толщины стенки ПП с помощью

скважинного гамма-цементомера “ЦМ 8-12” (гамма-гамма дефектоскопа).

7 этап – общего коррозионного состояния внутренней поверхности ПП с

помощью cкважинного ультразвукового микрокаверномера–дефектоскопа САТ-

4 (скважинный акустический телевизор).

Регистрация информации осуществляется в цифровом виде на бортовой

компьютер каротажной лаборатории.

На практике методика и технология проведения исследований ПП

нефтепровода «Вятка – Ашит» через р. Кама была согласована на научно-

техническом совете ОАО АНК «Башнефть» и был утвержден специальный план

проведения работ (приложение).

Модернизация магнитометрического инклинометра ИМММ 73-120/60.

Для замера профиля ПП нефтепровода используется серийно

выпускаемый магнитометрический многоточечный инклинометр ИМММ 73-

120/60. Инклинометр предназначен для измерения азимута и зенитного угла

скважин с выводом результатов измерений на цифровое табло и на внешнюю

систему записи и обработки данных инклиномерии БРИИГ.

Область применения инклинометра – эксплуатационные не обсаженные

скважины, бурящиеся на нефть и газ глубиной до 7000 м для измерения азимута

и зенитного угла. Инклинометр используется с одножильным или трехжильным

кабелем типа КГ1-55-180, КГ3-60-180 и по ГОСТ 6020-82.

Инклинометр обеспечивает:

- измерение азимута скважины от 0 до 360 град. с основной

погрешностью……………………………………………………….

- измерение зенитного угла скважины от 0 до 100 град. с

основной погрешностью………………………….

- время измерения одного параметра не более…………………...

1 град.

15 мин.

2 сек.


Лист

67

обсадных колонн. Модернизация прибора САТ-4 позволила приспособить его к

обследованию горизонтального трубопровода как микропрофилемер-

дефектоскоп САТ-4М, технические характеристики которого приведены ниже.

Технические характеристики САТ-4М

определение геометрических размеров трубы с точностью до 0,7 мм.

определение механических нарушений внутренней поверхности

трубопровода глубиной до 6 мм.

количество точек измерения геометрических размеров и механических

нарушений нефтепровода до 400.

внутренний диаметр исследуемого нефтепровода 307 мм.

длина скважинного прибора 4500 мм.

вес скважинного прибора 100 кг.

скорость протяжки прибора 120…150 м/час.

Обработка результатов измерений проводится на ПЭВМ по алгоритмам,

полученным на основе данных математического и физического моделирования.

2.3 Диагностика подводного перехода нефтепровода на примере

нефтепровода «Вятка-Ашит» через р. Кама

2.3.1 Определение дефектов геометрии в подводном переходе

нефтепровода

После проведения подготовительных pабот, т.е. изучения технической

документации на обследуемый подводный переход, анализа отложений на

внутренней поверхности вырезанных во время монтажа камер пуска и приема

катушек из этого нефтепровода, определения пунктов контроля прохождения

снарядов на левом и правом берегах реки и по трассе пойменной части

перехода, установки геофизического подъемника, подготовки приборов к

проведению обследования была проведена очистка внутренней поверхности ПП

от парафиносмолистых отложений по технологии нарастающей очистки,

описанной в главе 2, с помощью специальных очистных устройств, определение

минимального проходного сечения трубы ПП снарядом-калибром «ОКП-300» и


Лист

69

абсолютной величине не превышает 0,02 градуса, что равно величине

случайного среднеквадратического отклонения (с.к.о.) показаний

инклинометра, определенного при поверке, поэтому необходимо оценивать

только случайную составляющую погрешности измерения. Качественным

считается замер, для которого среднеквадратическая погрешность, вычисленная

по разностям двойных измерений (0,17 градуса), не превышает предела

основной погрешности, нормированной в технической документации на

инклинометр (для ИМММ 77-120/60 составляет 15 минут, что равно 0,25

градуса).

Рисунок 2.4 – График поправок инклинометра ИМММ 73-120/60 №39.

Требуемая при проведении маркшейдерских и геофизических работ (в

нашем случае - при эксплуатации и ремонте подводных переходов

трубопроводов) величина средней квадратической погрешности измерения

промеров глубины не должна превышать 1,5 мм в масштабе создаваемого

плана, который выбирается в зависимости от ширины реки в межень по зеркалу

воды в створе перехода и составляет 1:200 при ширине реки не более 1000 м.

Таким образом, погрешность определения глубины не должна превышать 0,30

м. Полученная оценка погрешности измерения зенитного угла позволила с

большой точностью оценить погрешность расчетной глубины залегания

трубопровода, которая рассчитывалась по формулам:

Зенитные углы, °С

Поправка


Лист

71

Промер дна производился ручным лотом со льда. Для оценки глубины

грунта над нефтепроводом бралась разница между положением верхней части

трубопровода, рассчитанной по результатам инклинометрического замера, и

глубиной дна. Результаты расчетов, плановое положение трубопровода и

глубина дна относительно уровня реки на время обследования представлены в

отчётной документации.

2..3 Определение толщины стенки трубы и плотности грунта

Прибор ЦМ (8-12)" обеспечивает регистрацию интенсивностей

рассеянного гамма-излучения от коллимированного под углом 45 к оси

прибора в 2 - телесном угле источника цезий-137 активностью около 100 мг-

экв. радия взаимно экранированными и коллимированными тремя

сцинтилляционными индикаторами, равномерно распределенными в

поперечном сечении прибора на расстояниях 450 мм (большой зонд) и 180 мм

(малый зонд) от источника

Регистрируемые в процессе движения прибора внутри трубопровода

интенсивности (число отсчетов детектора в единицу времени) по детекторам

большого и малого зондов функционально связаны с объемной плотностью

среды, в которой размещен трубопровод, толщиной стенки стальной трубы

против данного детектора и рядом других факторов, которые учитываются при

эталонировании прибора в модели трубопровода с известной конструкцией.

На рисунке 2.5 приведены расчетные зависимости показаний большого

зонда прибора (Jо) от плотности среды за трубой диаметром 325 мм при

условном диаметре скважины 395 мм для различных сочетаний плотности

породы (п) и толщины стенки трубы (от 8,5 мм до 14 мм).

При обработке информации, полученной от детекторов соответствующей

зондовой установки, использовались следующие функциональные зависимости:

),1(64,002,025,0

005,008,00007,0018,061,0)3,2,1(lg2

22

сПП

kkcc hhddJg

(2.12)

TПck Jh lg]1,0)1(5,01[306 (2.13)


Лист

73

том же интервале обработки. Численные значения сi и hki , как результат

решения системы уравнений 2.12 и 2.13 исправляются за влияние

эксцентричного положения детекторов большого зонда относительно оси

трубы.

Величина условного эксцентриситета в относительных единицах

вычисляется с помощью выражения:

.)1(1275,01,0*

min i iJg

Jg

Априорно допускается, что Jgmin соответствуют показаниям детектора,

который в этот момент находится на минимально возможном расстоянии от

стенки трубы (Е* 0,1). При наличии реальной модели трубопровода, где

можно выполнять эталонирование прибора ЦМ (8-12), Jgmin определяется путем

непосредственных измерений и заносится в меню программы обработки.

По результатам расчетов и экспериментов

0,12,0 min iJg

Jg, а 0,11,0 *

.

Значение поправки для плотности среды с вычисляется по формуле:

сi=0,11*. Исправленные значения *ci =ci+ci вводятся в уравнение 2.13 и

вычисляются исправленные значения толщины стенки трубы h*ki. Значения *

ci

и h*ki являются конечным результатом автоматизированной обработки.

Плотность породы, состоящей судя по геологическим описаниям, в

подводной части состоит из гальки средней и мелкой фракции и кварцевого

песка, принималась равной *ci =2,3 г/см3, а условный диаметр нефтепровода

принимался равным 300 мм, dc = 20 см.

По результатам обработки данных измерений плотности среды прибором

ЦМ (8-12) в подводной части нефтепровода, плотность среды с в затрубном

пространстве находится в пределах от 1,5 до 2,2 г/см3, что значительно выше

плотности воды. Это свидетельствует о том, что подводная часть нефтепровода

нигде не размыта, т.е. дюкер не оголен и выходит в воду.


Лист

75

где Uik - амплитуда скорректированная; Ui - амплитуда не

скорректированная; - коэффициент поглощения ультразвуковой волны; m, n –

расчетные параметры ,/ 01 m ,/ 10 CCn ; 0,, 1 – плотность среды и

металла трубы; С0, С1 – скорость ультразвука в среде и в металле; Qi – угол

падения ультразвукового импульса на стенку трубы в i-ой точке; R -

коэффициент отражения ультразвуковой волны от стенки

iiii QnQmQnQmR 222 sincos/sincos ;

На основании исследований состояния внутренней поверхности

подводного перехода нефтепровода через р. Кама по разработанной методике

были сделаны следующие выводы:

1. Реальное пространственное положение подводной части трубопровода

по зенитному углу значительно отличается от проектного. Вскрытие

трубопровода на поверхности показало такие же отличия и по азимуту.

2. Величина плотности грунта за трубой и его толщина свидетельствует

об отсутствии размытых участков.

3. Толщина стенки трубы и измерения профиля свидетельствуют об

отсутствии в подводной части участков с интенсивной коррозией.

Предложенная методика и технология комплексного обследования

подводных переходов трубопроводов с помощью автономных и скважинных

диагностических приборов, а также проведенные исследования зависимости

тягового усилия на геофизический кабель от различных факторов при

протаскивании скважинных диагностических приборов позволили на практике

провести обследование подводных переходов промысловых нефтепроводов

через р. Кама в ОАО АНК «Башнефть» (1996-97 гг.), в ОАО «Удмуртнефть»

(2000 г.) и в ООО “Белкамнефть” (2003г.).

Таким образом, при реализации этой методики и технологии значительно

экономятся материальные ресурсы и дополнительно, по сравнению с

обследованием подводных переходов внутритрубными инспекционными

снарядами, контролируются такие важные параметры ПП, как высотно-


Лист

77

Заключение

Разработана методология комплексного обследования технического

состояния подводных переходов нефтепроводов, обеспечивающая требуемый

уровень безопасности при эксплуатации.

Предложенные методы и технология обследования подводных переходов,

основанные на использовании известных методов неразрущающего контроля с

помощью скважинных диагностических приборов, позволяют определить такие

ранее не контролируемые внутритрубными приборами параметры перехода, как

высотно-плановое положение и плотность (наличие) грунта вокруг трубы.

Контроль этих параметров подводного перехода позволяет расчетным

методом оценить напряженно-деформированное состояние размытого участка, а

также разработать мероприятия, направленные на обеспечение безопасности

подводных переходов нефтепроводов.

Разработанные методика и технология комплексного обследования

подводных переходов трубопроводов с помощью автономных и скважинных

диагностических приборов на практике реализованы при проведении

обследования подводных переходов нефтепроводов через р. Кама в ОАО «АНК

«Башнефть», ОАО «Удмуртнефть» и ОАО “Белкамнефть”, что позволило

обеспечить безопасную эксплуатацию этих подводных переходов.

ВВЕДЕНИЕ превышает 228 тыс км аОбщая протяженность...

Documents