Изучение процесса внутренней диагностики магистральных нефтепроводов. Курсовая работа

Содержание

2. Технология внутренней диагностики магистральных нефтепроводов ПАО Транснефть 7

3. Оборудование для внутренней диагностики. 11

Введение

Основу миссии компании ПАО «Транснефть» составляет безопасная эксплуатация магистральных нефтепроводов. Охрана труда сотрудников и экологическая безопасность окружающей среды – это те задачи, которые всегда в приоритете.

ПОА «Транснефть» имеет в своей структуре дочерние компании, такие как, АО «Транснефть – Диаскан». Основная цель компании это осуществление диагностики инфраструктуры по показателям технической исправности, методом внутритрубной диагностики магистральных нефтепрводов.

Актуальность данной темы заключается в том, что эксплуатация магистральных нефтепроводов в первую очередь связана с нефтью, а значит это повышенный класс опасности, помимо этого серьезность вопроса заключается в обеспечении безопасности как для населения так и соблюдение экологической устойчивой окружающей среды.

Известны печальные своими последствиями техногенные аварии, приведшие к нанесению огромного урона окружающей среде, а порой и невосполнимой утрате. Всего этого можно избежать, если своевременно проводить диагностику и предупреждать нарушение целостности магистрального нефтепровода и других неисправностей.

Осуществляется диагностика с помощью навигационных систем, обладающих инерциальными свойствами.

Инновационные разработки затронули область, отвечающую за точность, в период с 2017 по 2018 были разработаны и протестированы в эксплуатацию уникальные методики расчета навигационных параметров и специализированный дефектоскоп, способный измерять не только координаты оси, но и перемещение трубопровода в процессе эксплуатации.

Целью данной работы является изучение процесса внутренней диагностики магистральных нефтепроводов на примере ПАО Транснефть.

Для достижения поставленной цели необходимо решить ряд задач:

Ознакомится с общей характеристикой изучаемого объекта;
Изучить основные показатели внутренней диагностики магистральных нефтепроводов;
Проанализировать методы применяемые при внутренней диагностике;
Изучить ассортиментный перечень инструментов, применяемых для внутренней диагностики магистральных нефтепроводов.

В работе использованы научные статьи, открытые источники в сети интернет (официальный сайт ПАО Транснефть), учебные пособия, аналитические материалы ПАО Транснефть из отчетных документов.

Работа состоит из введения, основной части, заключения, списка использованных источников.

1. Общие сведения об объекте

Для полноценного анализа технологии внутренней диагностики магистральных трубопроводов необходимо ознакомиться с основными показателями нефтепровода КТК. Линейная часть транспортной системы Тенгиз — Новороссийск состоит из 1511 км трубопровода диаметром 1000 мм. Участок от НПС «Тенгиз» до НПС «Атырау» смонтирован из труб Челябинского трубопрокатного завода и был введен в эксплуатацию в 2012–2014 годах в рамках Проекта расширения.

Следующий по движению нефти участок — от НПС «Атырау» до НПС «Комсомольская» — действует с 1989 года. Его построили из труб отечественного и японского производства в составе объектов нефтепровода Тенгиз — Гурьев — Астрахань — Грозный.

Проверки на данном участке выявили технические нарушения магистрального нефтепровода, оперативность метода позволила в короткие сроки осуществить замену пришедших в негодность материалов.

В период до 2014 года было проведено свыше 6 000 операций.

Нефтепровод между НПС «Комсомольская» и НПС «Кропоткинская» смонтирован из труб Волжского трубного завода, участок до Морского терминала были введены в эксплуатацию с применением итальянских материалов.

Учитывая весь участок — 1511 км — без отвода от нефтепровода КТК до трубопроводной системы АО «КазТрансОйл». Длиной чуть более километра и диаметром 700 мм, он был введен в эксплуатацию в 1988 году в составе нефтепровода Тенгиз — Гурьев – Астрахань — Грозный. Первоначально данный участок нефтепровода использовался для перекачки нефти с Тенгизского месторождения до НПС «Атырау» системы «КазТрансОйл».

В 2001 году он был реконструирован и вошел в состав трубопроводной системы Консорциума двумя участками: участком от НПС «Тенгиз» до НПС «Атырау» (КТК) длиной 204 км, который был заменен в рамках Проекта расширения, и отводом от 203-го км до НПС «Атырау» («КазТрансОйл») длиной 1178 м, который эксплуатируется до настоящего времени.

Участок Тенгиз — Атырау (который был введен в эксплуатацию в 2012–2014 годах) проходил комплексное обследование ультразвуковыми и магнитными снарядами в 2016 и 2019 годах.

2. Технология внутренней диагностики магистральных нефтепроводов ПАО Транснефть

Особое внимание в системе контроля за безопасной эксплуатацией магистрального нефтепровода акцентируется на его линейной части, где важную роль играет внутритрубная диагностика.

С 2015 года работы по внутритрубной диагностике нефтепровода Тенгиз — Новороссийск осуществляет дочернее общество ПАО «Транснефть» — АО «Транснефть-Диаскан». Данная компания не имеет конкуренции равных по своим показателям технического оснащения и профессионального подхода. Для достижения поставленных руководство компании целей, «Диаскан» успешно реализует полный спектр задач: в комплексе информационное обеспечение достоверности технологического состояния объекта, определение методов безопасного использования, профессиональное заключение о необходимости проведения ремонтных работ, а также вопросы методического, нормативного, технического и технологического характеров.

Данные задачи выполнимы благодаря наличию в инфраструктуре предприятия своего конструкторского бюро, где разрабатывают дефектоскопы, и сборочно-монтажный цех, где эти приборы собирают, ремонтируют и обслуживают. Предприятие обесчпечивает полный цикл, что заметно облегчает эксплуатационные моменты и поддержку среди конкурентов.

На предприятии действует испытательная лаборатория, где на специальном стенде трубы циклически нагружают внутренним давлением и изгибающим моментом и выявляют срок их долговечности.

Стоит отметить не только наличие технологически развитой инфраструктуры, но также и метод отбора специалистов на предприяие, который основан на первоочередном профессионализме. Достаточно сказать, что в общей сложности АО «Транснефть-Диаскан», с учетом неоднократно проинспектированных участков, продиагностировало в КТК уже более 3 тыс. км трубопроводов.

Предприятие «Транснефть-Диаскан» располагает обширной линейкой диагностических приборов для трубопроводов всех диаметров [1]:

– Назначение профилемера заключается в определении сужения сечения и вмятины.

– Ультразвуковой дефектоскоп WM определяет толщину стенки, потери металла и расслоения.

– Магнитный дефектоскоп MFL контролирует состояние и наличие приварных элементов, кожухов трубопроводов и других конструкций.

В ПАО «Транснефть» внутритрубная диагностика магистральных трубопроводов ведется методом четырехуровнего контроля:

– первый уровень: внутритрубные профилемеры, обеспечивающие обнаружение и измерение дефектов геометрии (вмятин, гофр, овальностей), проходного сечения, радиусов и углов поворота;

– второй уровень: ультразвуковые дефектоскопы типа WM, измеряющие толщину стенки трубопровода, а также выявляющие и измеряющие дефекты потери металла;

– третий уровень – магнитные дефектоскопы типа MFL (с продольным намагничиванием стенки трубопровода) и TFI (с поперечным намагничиванием), выявляющие коррозионные дефекты и дефекты в сварных швах;

– четвертый уровень – ультразвуковые дефектоскопы типа CD (детекторы трещин), выявляющие и измеряющие трещины и риски.

Кроме того, разработаны и эксплуатируются различные типы комбинированных дефектоскопов, обеспечивающих диагностику трубопровода одновременно несколькими методами: магнитные (MFL/TFI), магнитно-ультразвуковые (WM/MFL/CD), созданные впервые в мире ультразвуковые CD для выявления произвольно ориентированных дефектов.

Экспериментальной базой для совершенствования средств внутритрубной диагностики и методов обработки информации является полигон (рис. 1). На трубопроводы полигона нанесено несколько тысяч искусственных и естественных дефектов различных видов с необходимыми параметрами. Нанесенные дефекты имитируют все виды реальных дефектов, возникающих на магистральных трубопроводах. При необходимости – в соответствии с требованиями проводимых исследовательских работ – наносятся новые дефекты.

По данным, полученным в результате обследования участков магистральных нефтепроводов каждым типом ВИП, выпускаются технические отчеты по диагностированию, проводятся расчеты на прочность и долговечность трубопроводов. На основе этой информации организации, эксплуатирующие магистральные трубопроводы, разрабатывают и реализуют программы реконструкции, выборочного и капитального ремонта трубопроводов. В большинстве случаев – это выборочный ремонт, проводящийся по композитно-муфтовой технологии без остановки перекачки продукта.

Особой услугой, за которую можно давать наивысшую оценку, стоит назвать предоставление отчетности, где прописаны выявленные дефекты в геодезической системе координат. Такая задача решается применением составе ВИП бесплатформенной инерциальной навигационной системы (БИНС) – прибора, определяющего свое положение в пространстве с помощью датчиков ускорения и угловых скоростей.

Рисунок 1. Испытательный полигон ПАО Транснефть – Дискан

3. Оборудование для внутренней диагностики

ПАО «Транснефть-Диаскан» постоянно совершенствуют инновационную составляющую технического комплекса.

Внутритрубная диагностика в КТК осуществляется пятью видами приборов (рис.2) [1]:

профилемером;
ультразвуковой (WM) дефектоскоп;
магнитный (MFL) дефектоскоп;
магнитный дефектоскоп TFI;
ультразвуковой дефектоскоп СD.

TFI позволяет более точно выявлять продольно ориентированные дефекты, в том числе дефекты сварных швов, риски и приварные элементы. СD более эффективно диагностирует продольно ориентированные особенности металла стенки трубы, такие как риски расслоения и ручейковую коррозию.

Внутритрубные приборы для определения положения трубопровода (ОПТ) Предназначены для определения пространственного положения трубопровода и выявления его перемещения за время между двумя инспекциями. Дополнительно обеспечивают выявление и оценку размеров дефектов геометрии трубопровода (вмятин, гофр, овальностей).

Ультразвуковые дефектоскопы серии УСК (WM) Предназначены для неразрушающего контроля (толщинометрии) трубопроводов методом ультразвукового сканирования материала трубы при движении дефектоскопа в потоке перекачиваемого продукта. Подробнее

Магнитные дефектоскопы серии МСК (MFL) Предназначены для контроля трубопроводов методом определения утечки магнитного потока при продольном намагничивании в материале трубопровода и поперечных сварных швах при движении дефектоскопа в потоке перекачиваемого продукта. Подробнее

Магнитные дефектоскопы серии МСК (TFI) предназначены для контроля трубопроводов методом определения утечки магнитного потока при поперечном намагничивании в материале трубопровода и продольных сварных швах при движении дефектоскопа в потоке перекачиваемого продукта.

Комбинированные магнитные дефектоскопы (MFL+TFI) За счет применения как продольного, так и поперечного намагничивания позволяет более эффективно и точно обнаруживать различные типы дефектов, в том числе несанкционированные врезки и дефекты сварных швов.

Комбинированные магнитно-ультразвуковые дефектоскопы (MFL+WM+CD) позволяет за один прогон проводить как магнитную (MFL), так и ультразвуковую (WM и CD) диагностику трубопровода на потери металла и наличие трещин продольной и поперечной ориентации. Это позволяет эффективно сочетать преимущества обоих методов. Подробнее

Ультразвуковые дефектоскопы для многоракурсного исследования стенки трубопровода предназначен для выявления произвольно ориентированных дефектов в стенке трубы и сварных швах (продольных, поперечных и спиральных). Используются две ультразвуковые измерительные системы высокого разрешения.

Участок НПС «Астраханская» — НПС «Комсомольская» стал первым, где в 2018 году была проведена комплексная диагностика пятью видами приборов. Снаряд ОПТ в составе комплексной диагностики впервые был применен на участке НПС «Тенгиз» — НПС «Атырау». Такой выбор был не случаен, поскольку участок НПС «Атырау» — НПС «Астраханская» эксплуатируется более 30 лет, имел период консервации и требует повышенного внимания [1].

Усовершенствование и расширение возможностей внутритрубных инспекционных приборов позволило выявлять гораздо большее количество дефектов, отраженных в отчетах по диагностике, в том числе ранее не выявлявшиеся дефекты, например, такие как дефекты продольного шва и риски во вмятинах.

Все это дает возможность провести более глубокий анализ, выявить тенденции развития дефектов и изменения технического состояния нефтепровода. Динамика увеличения количества устраняемых ежегодно дефектов говорит о повышении качества внутритрубной диагностики и совершенствовании технических характеристик приборов.

В 2017 году был устранен 81 дефект, в 2018 году — 109 дефектов, в 2019 году — 299 дефектов.

В настоящее время специалисты Департамента эксплуатации разработали и представили на техническую экспертизу план дальнейшей поэтапной замены участков нефтепровода в 2022–2027 годах в целях повышения надежности линейной части нефтепровода Тенгиз — Новороссийск и увеличения объемов перекачки нефти.

В этой работе был применен комплексный подход в вопросах диагностики и устранения дефектов, учтены практики и методики ведущих нефтегазовых компаний мира.

Описание: Внутритрубная ультразвуковая дефектоскопия (WM):

Описание: Внутритрубная магнитная дефектоскопия (MFL axial):

Рынок услуг по линейной диагностике полевых трубопроводов формируется иностранными фирмами или их филиалами.

Российские посредники. Российские производители встроенных диагностическихИС ориентированы на работу в сегменте

магистрального трубопроводного транспорта и пока не заинтересованы в создании приборов для диагностики ПипЭлин

маленькие Диаметры. В то же время именно объекты диаметром 114-219 мм дают 64% всего объема

поток отказа трубопровода.

В настоящее время магнитные встроенные инспекционные устройства (ИИД) традиционно используются для диагностики

обследование магистральных и промысловых трубопроводов. Наряду с хорошей информативностью, их применение является

характеризуется высокой стоимостью осмотра. Примерная цена- около 3-4 тысяч долларов. Доллары за

осмотр 1 км трассы трубопровода . Такие цены приемлемы fили периодическая диагностика main

трубопроводы, транспортирующие слабоагрессивныепродукты [1].

Однако при эксплуатации и диагностике полевых трубопроводов ситуация иная. Поддержание их

работоспособность и безопасность требует сокращения времени между повторными проверками в2-3 раза. Но так

реализация более частой диагностики, например, совмещенной с операциями прохождения клиринга

приборам (один или несколько раз в год), препятствует высокая цена диагностического осмотра, а также основные

затраты объединяются с неизменными затратами на мобилизацию при наличии объектов хундреДС в составе

контроль. При низкой цене на нефть “традиционная” внутритрубнаядиагностика промысловых трубопроводов становится нерентабельной в

во многих случаях его отсутствие приводит к повышенному риску несчастных случаев и потерям С.

технология диагностики определяется соотношением ее цены с вероятным возрастом плотины трубопровода

разгерметизация связана с их удельной аварийностью и продолжительн