ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С., Векштейн М.Г.
Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов

Глава № 1

Навигация

Аннотация-Введение-Оглавление-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

1.1. НАЗНАЧЕНИЕ И СОСТАВ РАБОТ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

Надежная и эффективная работа МН зависит от характеристик надежности, которые закладываются на стадии проектирования и строительства и поддерживаются на стадии эксплуатации путем технического обслуживания и ремонта. Не имея возможности существенно изменять характеристики надежности в процессе эксплуатации, необходимо обеспечивать поддержание их в течение всего срока службы трубопровода за счет высокоорганизованной и эффективной системы технического обслуживания и ремонта.

Техническое обслуживание - это комплекс технических и организационных мероприятий, осуществляемых в процессе эксплуатации МН с целью обеспечения требуемой надежности и эффективности выполнения ими заданных функций. Техническое обслуживание включает осмотр объектов магистральных нефтепроводов, контроль параметров режима их работы, устранение незначительных дефектов.

Правильно организованное техническое обслуживание позволяет снизить эксплуатационные расходы за счет уменьшения числа ситуаций, приводящих к отказам, сокращения количества и объемов дорогостоящих ремонтных работ, снижения затрат на их проведение и способствует увеличению ресурса технического объекта.

Объемы и сроки технического обслуживания объекта зависят от конструктивных особенностей и режима его эксплуатации.

Ремонт линейных сооружений в зависимости от назначения, характера и объема подразделяется на текущий и капитальный. В случаях повреждения трубопровода с потерей герметичности проводится аварийный ремонт.

7

Текущий ремонт (ТР) - минимальный по объему и содержанию вид ремонта, осуществляемый в процессе эксплуатации и заключающийся в систематически и своевременно проводимых работах по предупреждению преждевременного износа линейных сооружений, устранению мелких повреждений и неисправностей. Текущий ремонт подразделяется на профилактический, количественно и качественно определенный и планируемый заранее по объему и выполнению, и неплановый - по фактическому техническому состоянию, определяемый в процессе эксплуатации и осмотров.

Капитальный ремонт (КР) - наибольший по объему и содержанию вид ремонта, который производится при достижении предельных величин износа в линейных сооружениях и связан с разборкой, восстановлением и заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений. К этому виду ремонта относятся: замена дефектных участков трубопровода и антикоррозионной изоляции, запорной арматуры; устранение дефектов труб нефтепровода; прокладка нового дюкера; берего- и дноукрепительные работы на водных переходах; сооружение защитных кожухов на пересечениях с железными и шоссейными дорогами; ремонт и восстановление защитных противопожарных сооружений, земляных дамб на переходах через овраги; ремонт блок-постов и т.п.

Капитальный ремонт линейных сооружений проводят без остановки и с остановкой перекачки.

Магистральный нефтепровод представляет собой сложное инженерное сооружение, содержащее целый комплекс технических систем: линейную часть, головные и промежуточные перекачивающие станции, резервуарные парки и др. Линейная часть магистрального нефтепровода — система линейно-протяженных объектов, предназначенных для обеспечения процесса перекачки нефти. Она включает: собственно трубопровод с отводами, лупингами и арматурными узлами; защитные противопожарные сооружения; линейные службы эксплуатации; устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохим-защиты; линии электропередачи и технологической связи; вдольтрассовые дороги и проезды, переходы через естественные и искусственные препятствия; устройства пуска и приема очистных устройств и приборов диагностики.

Таким образом, линейная часть магистрального трубопровода по конструкции и условиям эксплуатации является уникальной технической системой, для которой весьма затруднена выработка универсальных рекомендаций по выбору ра-

8

циональной стратегии технического обслуживания. К тому лее имеются сложности в точной и полной оценке ее фактического технического состояния.

Выбирать стратегию технического обслуживания и ремонта линейной части магистрального трубопровода следует с учетом обеспечения безопасностои работ и охраны окружающей среды, бесперебойного снабжения потребителей нефтью требуемого качества. Необходимо найти разумное соотношение между затратами на техническое обслуживание и ремонт и уровнем надежности и эффективности функционирования трубопровода. Технический осмотр является одним из важнейших видов работ по техническому обслуживанию линейной части нефтепроводов. В состав работ по техническому осмотру входят: визуальный осмотр и контроль за состоянием трассы; выявление утечек нефти и выхода ее на поверхность земли, внешних ситуационных изменений в охранной зоне, опасных для нормального функционирования нефтепроводов, неисправностей линейных сооружений и причин их появления; определение и уточнение объемов работ для проведения текущего и капитального ремонта; проверка готовности объектов к эксплуатации в паводковый и осенне-зимний периоды и т.д.

В состав работ по текущему техническому обслуживанию линейных сооружений, кроме вышеперечисленных, входят: устранение незначительных размывов нефтепроводов; отвод ливневых и талых вод; очистка водоотливных каналов; удаление растительности под нефтепроводом (при надземной прокладке) и внутри ограждений; очистка колодцев от мусора, грязи; удаление снега внутри ограждений; проведение водолазных осмотров и обследований переходов нефтепроводов через водные преграды, овраги; спуск воды из амбаров защитных противопожарных сооружений; приведение в порядок надписей на плакатах, указателях и т.д.

Основа обеспечения сохранности и работоспособности линейной части - текущий ремонт.

К текущему ремонту относятся следующие работы: ликвидация мелких повреждений земляного покрова над нефтепроводом, устройство и очистка водоотводных канав, укрепление оврагов в охранной зоне, вырубка кустарника, очистка внутренней полости трубопровода от парафина, грязи, воды и удаление воздуха; проверка состояния изоляции трубопровода шурфованием и измерением потенциала труба — земля, ревизия и ремонт запорной арматуры, связанный с заменой сальников, смазка; ремонт колодцев, ограждений береговых

9

укреплений переходов трубопроводов через водные преграды; подготовка линейных объектов нефтепровода к эксплуатации в осенне-зимних условиях, в период весеннего паводка; устранение мелких повреждений, причиненных паводком, работы по обеспечению и сохранению аварийного запаса труб; окраска линейных сооружений и т.п.

Мероприятия по техническому обслуживанию и ТР линейной части проводятся в основном без остановки перекачки по трубопроводу.

Поскольку сооружения, входящие в состав линейной части магистральных нефтепроводов, весьма разнообразны, техническое обслуживание и ремонт каждого из них имеют свои специфические особенности.

При назначении сроков проведения ремонтных работ исходят из фактического технического состояния и величины наработки по каждому линейному сооружению, учитывают специфические условия, влияющие на состояние линейной части в зависимости от климатических, геологических и других особенностей.

Данные, полученные на основании контрольных диагностических обследований, испытаний и технических осмотров, систематизируются и используются в качестве основы для планирования ремонтных работ. При этом составляется перечень первоочередных, не терпящих отлагательства ремонтных работ.

К первоочередным работам следует отнести восстановление герметичности трубопровода, узлов и оборудования, поврежденных линий связи и станций катодной защиты, дренажей, работоспособности линейной арматуры, исправления повреждений на трассе в результате стихийных бедствий, а также работы, планируемые на основании паводковых прогнозов.

В районах средней полосы весь основной комплекс работ выполняется летом, после окончания весеннего паводка. При этом имеется возможность выполнять текущие профилактические работы два раза в год (для целого ряда линейных сооружений этого достаточно). В остальное время проводятся работы первоочередного характера.

Обслуживание линейной части магистральных трубопроводов, проложенных в сложных климатических условиях, носит, как правило, сезонный характер. В условиях Западной Сибири и Крайнего Севера, когда летом трасса практически малодоступна для наземного транспорта, многие текущие ремонтные работы проводятся в зимний период.

10

Аварийные ремонтные работы по ликвидации отказов магистральных нефтепроводов требуют незамедлительного выполнения. При построении системы ремонта в первую очередь следует исходить из необходимости обеспечения работ по ликвидации отказов в кратчайшие сроки, снижения тяжести последствий, наносимых растекающейся нефтью поверхностным и грунтовым водам, сельскохозяйственным угодьям и т.д. Аварийные ситуации, возникающие на действующем нефтепроводе, носят разнообразный характер, отличаясь по виду, местоположению и тяжести последствий, поэтому применяемые методы и технические средства выбираются с учетом необходимости ликвидации всех возможных аварий и их последствий.

Магистральные трубопроводы эксплуатируются в течение нескольких десятков лет, что приводит к снижению показателей надежности. Создаются новые методы и средства технического обслуживания и ремонта. Все это требует постоянного совершенствования, модернизации системы технического обслуживания и ремонта.

Совершенствование системы технического обслуживания и ремонта магистральных трубопроводов достигается тремя основными взаимообусловленными направлениями: техническим, экономическим и организационным. Содержание этих направлений включает следующие проблемы: совершенствование организации управления техническим обслуживанием и ремонтом; рациональная централизация обслуживания и ремонта и обоснование целесообразной мощности ремонтных предприятий или подразделений; всестороннее совершенствование технологии обслуживания и ремонта; выбор оптимальной стратегии обслуживания и ремонта магистральных трубопроводов.

Для рационального использования технического ресурса нефтепровода, оборудования и сооружений МН и установления научно обоснованных межремонтных сроков проведения технического обслуживания и ремонта необходимо наиболее полно учитывать фактическое техническое состояние и особенности оборудования и сооружений трубопровода с широким использованием системы эксплуатации и ремонта "по состоянию" с применением современных средств технической диагностики.

При ремонте "по состоянию" сроки вывода в ремонт трубопровода и объемы работ определяются не заранее, как среднестатистические величины, а индивидуально для каждого участка нефтепровода путем анализа данных о его техничес-

11

ком состоянии, полученных во время диагностических обследований.

Дальнейшие пути обеспечения надежности и повышения эффективности эксплуатации МН состоят в организации и производстве ремонтно-восстановительных работ по результатам технического диагностирования, организации контроля технического уровня эксплуатационных параметров объекта, полном выявлении и формирующихся, и накопленных дефектов, классификации их, прогнозировании технического состояния объектов магистральных нефтепроводов.

1.2. КОНТРОЛЬ ЗА ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ ДЕЙСТВУЮЩИХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Контроль технического состояния объектов линейной части магистральных нефтепроводов — это проверка соответствия фактических параметров, подверженных изменению в процессе эксплуатации, их проектным значениям.

Контролируемыми параметрами технического состояния действующих магистральных нефтепроводов являются толщина стенки труб, геометрия труб, герметичность нефтепровода, защитные свойства антикоррозионных покрытий, положение трубопровода в пространстве, положение переходов трубопроводов через реки, дороги, овраги и т.п. Режим технического обслуживания во многом определяется уровнем фактической надежности нефтепроводной системы, устанавливаемой контролем ее технического состояния.

Контроль технического состояния проводят специальными приборами и визуальным осмотром. Техническое состояние может быть оценено непосредственно (измерением) и косвенно. Например, по снижению давления перекачки на выходе из насосной станции можно установить нарушение герметичности в линейной части магистрального нефтепровода. Имеются приборы контроля переносные, для внешнего контроля, и внутритрубные, помещаемые внутрь трубы и передвигаемые потоком перекачиваемого продукта. Применяют также воздушное патрулирование трубопроводов.

Особенности нефтепроводов обусловлены непрерывным характером работы нефтепроводных магистралей и значительной их протяженностью.

Частота и метод контроля МН определяются сложностью трассы, сроком их эксплуатации, фактическими показателя-

12

ми надежности, наличием участков с эрозией грунта, оползней, состоянием подводных переходов и т.д.

Если осмотр проводится воздушным инспектированием, он должен быть дополнен данными наземной инспекции, обеспечивающей большую полноту контроля. По трассе трубопровода необходимо отмечать заросли леса, участки с эрозией грунта, изменение русел рек, повреждение или отсутствие ориентиров, плохое состояние дорог, места проведения строительных работ в полосе отвода или рядом с ней, которые могут повредить трубопровод или нарушить режим его эксплуатации. Инспектирование переходов через ручьи и реки требует наибольшего внимания с целью выявления провисов трубопроводов вследствие вымывания под ними грунта или вскрытия их под действием песчаной или гравийной эрозии. На крупных судоходных реках осмотры должны выполняться постоянно, в том числе постами, обеспечивающими контроль гидрологического режима реки и контроль за соблюдением правил прохождения судов в створе переходов. Особое внимание необходимо уделять прогнозу возможных ухудшений вдольтрассовых условий, размывов, затоплений, обрушений берегов рек в створе переходов и прочих изменений обстановки, требующих учета при планировании мероприятий весеннего и зимнего периода. В период паводков, осенней распутицы контроль (особенно воздушное патрулирование) должен быть усилен.

Данные, полученные на основании контрольных измерений, испытаний и профилактических осмотров, систематизируют и используют в качестве основы для планирования и проведения ремонтных работ.

Для выявления предельного напряженного состояния особо ответственных узлов в камерах пуска и приема скребков, на выкидных коллекторах, подводных и других переходах, в сложных местах прохождения трассы нефтепроводов эффективна специальная диагностическая система с использованием метода неразрушающего контроля на основе акустической эмиссии (АЭ) и магнитных шумов.

При техническом контроле подземных переходов через автомобильные и железные дороги используют визуальный осмотр, а также трассоискатели или шурфование для определения планово-высотного положения защитного кожуха, самого нефтепровода и соответствия расположения трубопровода и защитного кожуха относительно друг друга.

Действительные радиусы изгиба трубопровода определяют с помощью внутритрубных и геодезических приборов

13

(теодолита, нивелира, оптического дальномера), мерной ленты.

При техническом контроле запорно-регулирующей арматуры применяют визуальный осмотр, геодезический контроль, трассоискатели или шурфование для определения планово-высотного положения арматуры, опорного фундамента и прилегающих участков нефтепровода.

Результаты электрометрических измерений защитного потенциала, данные обследования состояния изоляции, результаты шурфовок, измерений удельного сопротивления грунта и сведения о коррозионных повреждениях составляют информацию об эффективности защиты от коррозии, накапливаемую с начала эксплуатации и включающую также сведения о выполнявшихся ремонтах изоляции и тела трубы, типе изоляции, рельефе местности и ситуации трассы.

Практика эксплуатации отечественных и зарубежных трубопроводов показывает, что ежедневного контроля установок катодной защиты не требуется. Дренажные установки, особенно вблизи грузонапряженных электрифицированных линий, следует контролировать ежедневно. Снятие характеристик этих установок связано со случайным характером блуждающих токов, что требует проведения периодических проверок.

Систематизация полученных данных позволяет правильно оценить коррозионную обстановку и эффективность защиты и на этом основании планировать объем и периодичность ремонтно-профилактических мероприятий, включающих корректировку параметров катодных и дренажных установок, изменение их мощности, установку новых катодных станций, частичную или полную замену изоляции и, наконец, замену пораженных коррозией участков трубопроводов.

По результатам электрометрических измерений, показывающих падение защитного потенциала ниже допускаемого уровня или систематическую тенденцию к ухудшению эффективности защиты, намечают проведение комплексных коррозионных обследований, включающих контроль качества изоляции с помощью приборов или визуально (путем шурфовок), проверку коррозионной активности грунтов, анализ коррозионной обстановки на трассе и повреждений трубопровода. Используемые в настоящее время искатели повреждений позволяют определить состояние изоляции без вскрытия трубопроводов. Один из таких приборов УКИ-1М — создан в Институте проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР).

14

Техническая характеристика УКИ-1М

Дальность обследования, км............................................. 3-10

Погрешность определения оси трубопроводов

и глубины залегания, м....................................................... 0,05

Погрешность определения места расположения

дефекта в изоляции, м, не более.................................... 0,1

Минимальный размер определяемого дефекта в изоляции на фоне сплошного изоляционного

покрытия, мм, не более......................................................... 3

Входное сопротивление селективного индикатора, Мом, не менее............................................................... 10

Ослабление помехи с частотой 50 Гц по отношению к сигналу с частотой:

100 Гц, раз................................................................................ Не менее 2000

964 Гц, раз................................................................................ Не менее 10 000

Напряжение питания селективного генератора, В.................................................................................................. 9

Устройство контроля изоляции подземных трубопроводов УКИ-1М позволяет:

обнаруживать трубопроводы, кабели и определять глубину их залегания, т.е. работает как трассоискатель;

определять места сквозных повреждений в противокоррозионном покрытии трубопроводов без их вскрытия;

определять места повреждений анодной линии установок катодной защиты;

осуществлять интегральную оценку состояния изоляции отдельных участков на основе бесконтактных измерений токов в трубе.

1.3. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ

Нарушение герметичности магистральных нефтепроводов приводит к потерям нефти и загрязнению окружающей среды.

Проблеме обнаружения места утечки и устранения повреждения, а также вопросам контроля герметичности магистральных нефтепроводов в процессе эксплуатации уделяется серьезное внимание. Быстрое обнаружение нарушений герметичности и оперативное ее восстановление позволяют существенно снизить ущерб от повреждений трубопровода.

Объем выхода нефти в окружающую среду при потере герметичности зависит от диаметра трубопровода, расстояния между задвижками, рельефа местности, места и размера повреждения, времени его обнаружения и устранения. Коли-

15

чество вытекшей нефти может оказаться значительным далее при относительно небольшом повреждении, если оно остается незамеченным в течение длительного времени.

С учетом указанных факторов проверка герметичности является основной функцией контроля технического состояния собственно трубопровода.

Проверка герметичности всей линейной части, необходимой по условиям эксплуатации, осложнена трудностью контроля такого протяженного объекта, как линейная часть магистральных нефтепроводов. Целесообразно организовать многоступенчатый контроль, включающий методы режимного анализа параметров перекачки и балансового учета, периодические аппаратурные телеметрические или вдольтрассо-вые измерения (в том числе пропуск специальных устройств внутри трубопровода), а также непосредственное наблюдение по трассе.

Применение различных методов обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов обусловливается многими факторами: режимом работы, параметрами и конструкцией трубопровода, профилем трассы, свойствами перекачиваемого продукта, климатическими и погодными условиями, режимом контроля, требованиями к охране окружающей среды, экономичностью и т.д.

Каждый из применяемых методов контроля имеет свои преимущества и недостатки. Недостатки контроля герметичности по режимным показаниям давления хорошо известны и ограничиваются возможностью обнаружения крупной утечки. Суть режимного контроля за герметичностью нефтепровода заключается в наблюдении за давлением в трубопроводе по всей трассе с помощью электроконтактных манометров с передачей показаний в диспетчерскую. Имея перед собой профиль нефтепровода с нанесенным на нем гидравлическим уклоном, диспетчер или оператор может сопоставлять фактические давления по трассе с давлением, установленным технологической картой. Давление в любой точке нефтепровода на графике представляет собой отрезок между линией гидравлического уклона и точкой пересечения профиля. Сравнение фактического давления и установленного технологической картой позволяет обнаружить утечку продукта. В то же время необходимо иметь в виду, что различия в давлениях имеют место при других повреждениях трубопровода: частичной закупорке посторонними предметами или запарафинивании высоковязкой пара-финистой нефтью, не полностью открытой линейной за-

16

движке и пр. Данное обстоятельство затрудняет однозначное определение наличия утечки продукта. Во всех случаях при изменении гидравлического уклона необходимо направить подвижную аварийно-ремонтную бригаду для обследования трассы.

Контроль герметичности нефтепровода можно также вести путем сравнения количества откачанной и поступившей на конечный пункт нефти с учетом сброса ее в емкости промежуточных перекачивающих станций или путевых наливных пунктов и нефтебаз. Течь обнаруживается, если на конечный пункт поступает нефти меньше, чем откачано (балансовый учет нефти). Система балансовых учетов позволяет контролировать герметичность нефтепровода при соответствующей надежности замеров и точности первичных приборов. Поэтому путем проведения оперативного (обычно с двухчасовым интервалом) учета можно выявить лишь достаточно крупную аварию.

В большей степени функциям контроля герметичности отвечают инвентаризационные балансы перекачки, выполняемые при обязательном соблюдении одновременности и точности замера температуры и условий отбора нефтепродукта для анализа плотности. Обнаружение сверхнормативного де-баланса перекачки квалифицируется как ненормальная ситуация. При этом выполняются повторные инвентаризации для уточнения величины дебаланса. Периодические односторонние дебалансы со всей очевидностью указывают на наличие утечек. Если при проверке состояния оборудования станций не удается объяснить причины расхождения положения запорной арматуры на станционных коммуникациях и отводах, осуществляют поиск места потери герметичности линейной части.

Определение негерметичного перегона может быть выполнено замером уровней в промежуточных резервуарах, организацией контрольных перекачек по системе с подключенными резервуарами (при сбалансированных режимах насосных станций) или системе перекачки через резервуары.

Возможно использование гидроимпульсных акустических способов централизованного контроля герметичности, однако их разрешающие возможности позволяют обнаружить только крупные утечки.

Периодические вдольтрассовые проверки герметичности трубопровода устанавливаются на основании визуальных инспекций трассы непосредственным обходом или воздушным патрулированием, а также специальными локаторами, осно-

17

ванными на акустических, газоаналитических, спектрографических способах контроля.

Из других методов и способов контроля герметичности трубопроводов молено привести следующие.

Графоаналитический метод применяется в двух случаях. Первый — когда на нефтепроводе произошла авария с полным разрывом стыков труб, продольных и спиральных швов и большим выходом перекачиваемой нефти или нефтепродукта через повреждение. Такие аварии определяются по падению давления на насосах и увеличению расхода. Второй — когда через разрывы вытекает только часть перекачиваемой нефти, а остальная поступает на конечный пункт нефтепровода. В этом случае на профиле строят две линии гидравлического уклона: одну по производительности от предыдущей НПС до места разрыва, другую — по поступлению нефти на последующую НПС. Точка пересечения их указывает наиболее вероятное место повреждения нефтепровода.

Метод отрицательных ударных волн основан на регистрации волн понижения давления, возникающих в момент появления утечки нефти и распространяющихся в обе стороны по трубопроводу со скоростью звука.

При возникновении утечки отрицательная волна давления достигает измерительных точек по обе стороны от утечки. Время прибытия сигналов с преобразователей регистрируется в контрольном диспетчерском центре самописцем. Вычислительная машина по специальной программе обрабатывает результаты поступающей информации с учетом последовательности поступления сигналов, расстояния до преобразователей, скорости распространения волны, понижения давления, эксплуатационных параметров перекачки и вычисляет место появления утечки.

Достоинствами метода являются быстрое обнаружение утечек, возможность применения независимо от длины и конструкции трубопровода, обеспечение дистанционной автоматической передачи информации о появлении утечки, непрерывность контроля.

Недостатки метода: большая погрешность определения местонахождения утечки, низкая чувствительность к малым утечкам, пониженная чувствительность при последовательной перекачке различных жидкостей.

Сущность радиоактивного метода заключается в регистрации радиоактивного излучения вещества, проникающего в грунт через сквозные повреждения в стенке трубопровода. В качестве излучающих веществ применяются радиоактивные

18

изотопы натрия-24 с энергией излучения 1,4-2,8 МэВ и периодом полураспада 15 ч и брома-82 с энергией гамма-лучей 1,32-1,48 МэВ и периодом полураспада 36 ч. Радиоактивное вещество, растворенное в воде, вводится в трубопровод и в месте сквозного повреждения проникает в грунт, скапливаясь в нем. Место утечки (наличие повышенной радиоактивности) обнаруживается либо автономным зондовым прибором, движущимся по трубопроводу в потоке перекачиваемого продукта, либо наземными радиометрами.

Метод позволяет точно обнаружить место незначительных утечек нефти на магистральных трубопроводах в процессе эксплуатации и гидроиспытаний. Он может быть применен для действующих трубопроводов любых диаметров без остановки перекачки, но особенно эффективен для обнаружения мест незначительных утечек с помощью зондового радиометра, пропускаемого по трубопроводу.

К недостаткам метода относится следующее: точность обнаружения незначительных утечек зависит от глубины залегания трубопровода, когда радиоактивность измеряется наземными радиометрами; метод неприменим на подводных переходах, где растворенный изотоп будет уноситься водой; метод не безопасен для обслуживающего персонала и окру-жающей среды; технология заполнения трубопровода радио-активным изотопом и обнаружения мест утечек наземными радиометрами очень трудоемка.

Ультразвуковой метод основан на звуковом эффекте (ультразвуковой диапазон), возникающем при истечении жид-кости через сквозное отверстие (трещину) в стенке трубопровода.

Возникновение звука при утечке обусловлено, во-первых, локальными изменениями давления на выходе из отверстия стенки трубы, вызванными завихрениями жидкости (переход от ламинарного течения к турбулентному); во-вторых, наступлением процесса кавитации.

Ультразвуковые волны, распространяясь по жидкости, проникают через отверстие в стенке трубопровода и создают звуковое поле внутри трубопровода.

Акустический шум, создаваемый утечкой жидкости, успешно используется для разработки высокочувствительных автономных приборов (зондовых устройств), пропускаемых по трубопроводу с перекачиваемым продуктом, в целях обнаружения мест незначительных утечек нефти и нефтепро-дуктов в действующем трубопроводе.

Достоинства метода: эффективен для проведения периоди-

19

ческого контроля за незначительными утечками нефти и нефтепродуктов; характеризуется высокой чувствительностью к величине незначительных утечек; отличается достаточно высокой точностью определения мест незначительных утечек нефти и нефтепродуктов; позволяет осуществлять контроль герметичности магистральных трубопроводов, перекачивающих любые жидкости; не влияет на режим перекачки; безопасен в эксплуатации.

Недостатки метода: неприменим при наличии значитель-ных утечек; возможна ложная информация при скорости перекачки продукта более 2 м/с; отсутствует непрерывная дистанционная информация о местонахождении автономного прибора и результатах контроля герметичности трубопровода; неприменим для трубопроводов с участками труб разных диаметров.

В основу акустического метода положена регистрация звукового эффекта (акустические волны звукового диапазона частот) при истечении жидкости через сквозное повреждение (свищ, трещина) в стенке трубопровода. Так как перекачка в магистральном трубопроводе и его гидростатические испытания проводятся под высоким давлением, жидкость из сквозного отверстия вытекает со значительной скоростью. На выходе из стенки трубы возникает турбулентное течение жид-кости, которое создает звуковое поле. Спектр звуковых частот, измеренный с поверхности в непосредственной близости от места утечки, составляет 20–20 000 Гц.

Частотная характеристика шумов утечки имеет, как правило, несколько максимумов: 250, 1500, 4500, 7000 и 17 000 Гц. При прохождении акустических колебаний через грунт максимум частотной характеристики смещается в область более низких частот и носит менее выраженный характер. Это объясняется тем, что коэффициент звукопоглощения грунта неодинаков для различных частот.

Спектр акустических шумов от перекачиваемого продукта зачастую совпадает со спектром акустических шумов, возникающих при утечке.

Для определения мест скрытых утечек в подземных тру-бопроводах разработан ряд электронно-акустических течеис-кателей, принцип действия которых основан на прослушивании и оценке акустических шумов, создаваемых утечкой, с поверхности земли. Течеискатели представляют собой переносные автономные приборы, состоящие из микрофонов, избирательного усилителя, фильтров, выделяющих акустические шумы на фоне помех, стрелочного измерителя интенсив-

20

ности шумов и наушников. Место повреждения определяется по максимуму шумов при перемещении течеискателя по трассе трубопровода.

Достоинства метода: эффективен для нахождения точного места скрытых подземных утечек при гидростатических испытаниях магистральных трубопроводов; характеризуется высокой чувствительностью к величине незначительных утечек; применим для любых диаметров трубопроводов и любых перекачиваемых жидкостей; безопасен с экологической точки зрения. Переносные течеискатели просты по конструкции и удобны в эксплуатации.

Недостатки метода: очень трудоемок при обследовании трассы трубопровода для обнаружения мест незначительных утечек; неприменим в зимнее время и на трубопроводах, проложенных в труднодоступной местности; эффективность контроля снижается в ночное время и зависит от погодных условий; чувствительность аппаратуры уменьшается при залегании трубопровода на глубине более 1 м, в этом случае требуется повышение давления перекачиваемого продукта.

Сущность визуального метода заключается в обнаружении мест утечек нефти и нефтепродуктов из подземного трубопровода путем осмотра трассы трубопровода обходчиками, а также с помощью автотранспорта, речных катеров и авиации.

Основными признаками визуального обнаружения утечки являются: видимый выход нефти на поверхность трассы; изменение цвета (пожелтение) растительности; изменение цвета (потемнение) снежного покрова; появление пены или пузырей на поверхности воды. Эти признаки позволяют установить наличие и район утечки нефти.

Достоинства метода: позволяет оперативно обнаружить места любых утечек нефти при выходе ее на поверхность земли; эффективен при контроле в дневное время с помощью вертолетов и автотранспорта.

Недостатки метода: регулярное патрулирование обходчиками и с помощью наземного транспорта утомительно и трудоемко; использование метода зависит от климатических и погодных условий, а также от времени суток; в труднодоступной местности осмотр трассы возможен только с помощью авиации в дневное время; затруднено обнаружение мест незначительных утечек.

Метод контроля гидравлическим испытанием предусматривает проведение испытаний нефтепровода на герметичность повышенным давлением, превышающим рабочее на

21

10 — 25 %, в течение 8 —24 ч. В процессе гидравлических испытаний давление непрерывно контролируется манометрами, его изменение указывает на наличие утечки. В процессе повышения гидростатического давления в трубопроводе имеющиеся утечки быстро проявляют себя. Незначительные утечки появляются при повышенном давлении, а при снижении давления исчезают. Места утечек обнаруживают с помощью переносных наземных приборов, а также с помощью зондо-вых приборов.

Достоинства метода: обеспечивает надежность и безопасность работы магистрального трубопровода в целом (труб, запорной арматуры и т.п.); выявляет имеющиеся утечки и развивающиеся дефекты; определяет дефекты независимо от диаметра трубопровода и конструкции, а также климатических условий.

Недостатки метода: необходимость остановки трубопровода на длительное время; большая трудоемкость работ, особенно в зимнее время; значительный объем воды для испытаний, которую по окончании испытаний необходимо очистить от нефти.

Среди известных способов испытаний трубопроводов на герметичность наибольшей полнотой и точностью обладает метод испытания действующего нефте- и продуктопровода при закрытых задвижках.

Метод основан на замере давления между двумя участками нефтепровода, разделенными линейными задвижками. При этом учитываются следующие факторы, влияющие на точность испытания:

изменение температуры продукта во время испытания;

объемное сжатие продукта под давлением;

увеличение объема внутренней полости трубопровода под давлением за счет упругой работы металла трубопровода.

Испытание предусматривает выдержку магистрали под давлением с перекрытыми задвижками. При этом периодически замеряется разница в давлениях (Ар) по обе стороны от каждой задвижки. При отсутствии утечки производная Ар по времени t асимптотически приближается к нулю:

-------- -» 0 При Г -» оо,

dt

а в случае утечки

d(Ap) . ,

-------» qk при t -» °°,

dt

22

где

0,785D 1\ 6 +-------1

I E ь)

q — объемный расход за единицу времени; D, 1, 6 — диаметр, длина и толщина стенки трубы соответственно; (3 — коэффициент объемного сжатия продукта; Е - модуль упругости материала труб.

Надежность перекрытия линейной арматурой внутренней полости трубы контролируется четкостью срабатывания и полнотой перекрытия сечения. Помимо испытания трубопровода возможен контроль герметичности арматуры. Отсутствие герметичного перекрытия трубопровода арматурой вызывает увеличение сроков ликвидации повреждений и усиливает тяжесть их последствий. Принципы контроля работоспособности арматуры телемеханизированных и обычных трубопроводов практически одинаковы, главное отличие состоит в организационном исполнении и трудоемкости выполнения операций.

На телемеханизированных трубопроводах контроль готовности (срабатывания) арматуры осуществляется непосредственно с диспетчерского пункта; имеющаяся тенденция к применению аппаратурного контроля сальниковых утечек позволяет также автоматизировать контроль герметичности конструкции арматуры. Герметичность затворов может быть проконтролирована непосредственно во время контрольных испытаний герметичности трубопровода при закрытых задвижках. Поскольку каждая секция характеризуется определенными условиями по скорости падения давлений, нулевые показания дифманометров, установленных на задвижках, свидетельствуют о герметичности последних. Однако по показаниям дифманометров не может быть установлена степень негерметичности.

Наиболее просто испытания затворов на герметичность проводятся последовательным нагружением секций. Длительность испытаний такого рода требует их приурочивания к плановым остановкам трубопровода и другим периодам возможного снижения производительности. Причиной нарушения герметичности линейной арматуры являются также утечки через сальниковые устройства.

Нарушение плотности сальников обычно бывает следствием неправильного выбора набивки без достаточного учета

23

особенностей ее работы, неудовлетворительной укладки набивки, конструктивных дефектов сальниковой коробки, неудовлетворительного надзора за работой сальника. Для создания необходимой плотности сальниковая набивка должна быть сжата грундбуксой (сальниковой втулкой) настолько, чтобы боковые давления на уплотнительные поверхности были достаточными для поддержания герметичности. В большинстве случаев сальниковая набивка является упругопласти-ческим материалом. Поэтому созданное усилие затяжки со временем уменьшается, что приводит к снижению бокового давления на уплотнительные поверхности и негерметичности сальника. Это обусловливает необходимость регулярных осмотров линейных задвижек, а в случае утечек — подтяжки сальниковых втулок.

В институте ИПТЭР разработан ультразвуковой течеиска-тель нефти УТН-1, предназначенный для периодического контроля герметичности (обнаружения мест утечек) магистральных нефтепроводов в процессе строительства и эксплуатации.

УТН-1 представляет собой комплекс, состоящий из автономного прибора и пульта управления. Автономный прибор запасовывается в камеру скребков и путем переключения определенных задвижек выталкивается потоком нефти в трубопровод, где продолжает движение за счет парусности резиновых манжет, и извлекается в конце участка нефтепровода из камеры приема скребков.

Конструкция автономного прибора УТН-1 обеспечивает высокую проходимость его по магистральному трубопроводу за счет изменения сечения до 25 %.

Пульт управления предназначен для преобразования информации о техническом состоянии нефтепровода, записанной на магнитной ленте, в десятичный код и выдачи результатов на цифровую индикацию, а также для управления циф-ропечатающим автоматом при печатании результатов обследования на бумажную ленту.

Преимущества прибора УТН-1: эффективен для проведения периодического контроля за незначительными утечками нефти; характеризуется высокой чувствительностью к величине незначительных утечек; отличается достаточно высокой точностью определения мест незначительных утечек нефти и нефтепродуктов; не влияет на режим перекачки; безопасен в эксплуатации; обеспечивает автоматическую обработку информации.

24

Недостатки прибора: неприменим при наличии значительных утечек, так как движение автономного прибора по нефтепроводу практически прекращается; возможны застревания автономного прибора в трубопроводе при наличии большого диаметра, соизмеримого с основной магистралью, и малых радиусов поворотов трубопровода; отсутствует непрерывная дистанционная информация о местонахождении автономного прибора и результатах контроля герметичности трубопровода; неприменим для трубопроводов с участками труб разных диаметров; возможна ложная информация при скорости перекачки нефтепродукта более 2 м/с.

В НИИ интроскопии при Томском политехническом институте разработан течеискатель АЭТ-1М для обнаружения утечек на трубопроводах. Прибор АЭТ-1М способен определять местоположение сквозных дефектов (трещин, свищей) на речных и болотных переходах трубопроводов при гидравлических испытаниях на герметичность в процессе их сооружения и эксплуатации.

С помощью АЭТ-1 можно также обнаруживать утечки из подземных трубопроводов, места частичных закупорок трубопроводов при образовании ледяных пробок или в случае застревания очистных устройств, протечки в запорной арматуре.

Течеискатель АЭТ-1 М состоит из двух блоков: акустического зонда и пульта управления, соединенных между собой кабелем длиной 5 м. Питание прибора осуществляется от аккумуляторного блока с напряжением 9,6 В.

Габариты, мм:

пульт с источником питания......... 343x225x68

акустический зонд............................... 430x52x52

Масса, кг:

пульт с источником питания......... 4

акустический зонд............................... 0,7

В том же институте создана система непрерывного контроля герметичности участков нефтепровода. Назначение системы - непрерывный автоматизированный контроль герметичности наиболее опасных в экологическом отношении участков нефтепроводов и продуктопроводов. Может работать как в составе АСУ трубопроводного транспорта, так и автономно.

Принцип действия основан на регистрации акустического шума, возникающего при истечении жидкости через сквозное отверстие при наличии в трубе избыточного давления.

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Я:

Ищю:

от лет

до лет

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.
Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С., Векштейн М.Г.
Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов

Глава № 1

Навигация

Аннотация-Введение-Оглавление-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта