Что такое внутритрубная диагностика
ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКА
Что это такое?
Часть газопроводов конструктивно не удовлетворяют требованиям контролепригодности по проведению ВТД, в частности, это газопроводы с крутоизогнутыми отводами 1,5 Д, неравнопроходного диаметра или с неравнопроходной трубной арматурой, газопроводы не оснащенные стационарными камерами запуска-приема. Применение традиционного внутритрубного диагностического оборудования на таких участках невозможно. Альтернатива — использование специализированных систем, способных беспрепятственно преодолевать конструктивные особенности трубы.
Внутритрубная диагностика (ВТД) — это комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах газопровода с использованием внутритрубных инспекционных приборов.
Для чего это нужно?
Камера запуска устройства ВТД
Как это происходит?
Для обследования стальных труб самый информативный метод внутритрубной диагностики — магнитный. С его помощью можно определить виды, размеры и местоположения дефектов. Метод основан на регистрации полей рассеяния, образующихся при намагничивании стенки газопровода. При наличии дефекта в стенке трубы часть магнитного потока рассеивается, что фиксируется датчиком. Очистной скребок, магнитный очистной поршень, профилемер, дефектоскопы продольного и поперечного намагничивания — в ВТД участвуют сразу несколько устройств. Необходимым условием для проведения качественной внутритрубной диагностики является хорошая очистка трубы. Это как раз задача очистного скребка. Он очищает внутреннюю полость и стенки газопровода от различных отложений, загрязнений и посторонних предметов. После этого магнитный очистной поршень осуществляет намагничивание газовой магистрали и собирает металлические предметы в трубе. Затем в дело вступает профилемер. Он предназначен для измерения профиля внутренней поверхности трубы и тестовой оценки проходимости газопровода. Итоговая работа, а именно: непосредственное обнаружение и регистрация дефектов, — задача дефектоскопов продольного и поперечного намагничивания. Вместе с ними часто запускают еще и навигатор — для обеспечения высокоточной привязки к топографическим координатам газопровода.
Схема магнитного дефектоскопа
Заключительный этап ВТД — подготовка отчета. Он делается по результатам сигналов, зафиксированных инспекционным оборудованием. Для их расшифровки используют специальные программные разработки. Финальному отчету, как правило, предшествует экспресс-отчет — предварительный. Он выдается в максимально короткие сроки с указанием значительных дефектов, подлежащих немедленному устранению. Максимально полную информацию обо всех аномалиях газопровода предоставляет окончательный отчет.
Как у нас?
Что такое внутритрубная диагностика
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ВНУТРИТРУБНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ
In-line inspection of gas pipelines. General requirements
Дата введения 2015-02-01
Предисловие
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Техника и технология добычи и переработки нефти и газа»
6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Октябрь 2019 г.
Введение
Стандартизация внутритрубного технического диагностирования газопроводов вызвана необходимостью создания единой нормативной базы требований, выполнение которых повышает эффективность и качество внутритрубного технического диагностирования газопроводов, надежность и безопасность эксплуатации газопроводов, снижает риск негативного воздействия на окружающую среду и повышает безопасность и защищенность населения, что составляет суть социальной эффективности национального стандарта.
В настоящем стандарте обобщен передовой отечественный и зарубежный опыт проведения внутритрубного технического диагностирования газопроводов, установлены требования к эксплуатирующей и специализированной организациям, к внутритрубному оборудованию, к системе технического диагностирования, к газопроводам, к безопасному проведению работ и к приемке, обработке, оформлению, применению и хранению результатов внутритрубного технического диагностирования газопроводов.
1 Область применения
1.2 Настоящий стандарт не распространяется на нефтепроводы и нефтепродуктопроводы.
1.3 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к основному и вспомогательному диагностическому оборудованию, к эксплуатирующим организациям, к специализированным организациям, выполняющим внутритрубное диагностирование и разрабатывающим внутритрубное диагностическое оборудование, а также требования к оформлению, использованию и хранению результатов внутритрубного технического диагностирования.
1.4 Настоящий стандарт предназначен для применения организациями:
— являющимися собственниками или арендаторами трубопроводов;
— разрабатывающими внутритрубное оборудование;
— выполняющими внутритрубное техническое диагностирование трубопроводов (в том числе иностранные фирмы).
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 2.501 Единая система конструкторской документации. Правила учета и хранения
ГОСТ 12.2.007.0 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения
ГОСТ 18353-79 Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов
Утратил силу в РФ. Действует ГОСТ Р 56542-2015.
ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения
ГОСТ 26828 Изделия машиностроения и приборостроения. Маркировка
ГОСТ Р 52319 Безопасность электрического оборудования для измерения, управления и лабораторного применения. Часть 1. Общие требования
Отменен. Действует ГОСТ 12.2.091-2012 (IEC 61010-1:2001).
ГОСТ Р 53697-2009 Контроль неразрушающий. Основные термины и определения
ГОСТ Р 54907-2012 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование. Основные положения
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 аномалия: Особенности трубопровода или дефекты в металле трубопровода, зарегистрированные диагностическим оборудованием, тип которых по результатам внутритрубного технического диагностирования невозможно идентифицировать.
верификация: Подтверждение на основе преставления объективных свидетельств того, что установленные требования были выполнены.
3.3 вероятность обнаружения: Вероятность, с которой при внутритрубном техническом диагностировании обнаруживаются дефекты или особенности.
3.4 вероятность распознавания: Вероятность, с которой при внутритрубном техническом диагностировании распознается (идентифицируется) тип дефекта или особенности трубопровода.
3.5 внутритрубное техническое диагностирование (ВТД): Комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах, сварных швах, особенностях трубопровода и их местоположении с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля.
внутритрубный инспекционный прибор (ВИП): Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении.
дефект геометрии трубопровода: Дефект, вызывающий изменение проходного сечения трубы вследствие изменения ее формы в поперечном сечении.
3.8 дефект трубопровода: Отклонение параметров (характеристик) трубопровода или его элементов от требований, установленных в нормативных документах.
дополнительный дефектоскопический контроль: Комплекс работ, проводимых с целью уточнения параметров дефектов участка после выполнения внутритрубного диагностирования, акустико-эмиссионного контроля или электрометрического диагностирования.
3.10 камеральная обработка результатов внутритрубного технического диагностирования: Обработка и анализ данных внутритрубного технического диагностирования трубопровода, подготовка и оформление отчетных материалов.
капитальный ремонт: Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые.
3.12 контролируемое шлифование: Технология ремонта трубы, заключающаяся в шлифовании дефекта с контролем в процессе ремонта его остаточной глубины, а также контролем результатов ремонта, включая подтверждение устранения дефекта и определение размеров зоны шлифования.
3.13 магистральный газопровод: Технологически неделимый, централизованно управляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных объектов, являющихся его неотъемлемой технологической частью, предназначенных для транспортировки подготовленной в соответствии с требованиями национальных стандартов продукции от объектов добычи и/или пунктов приема до пунктов сдачи потребителям и передачи в распределительные трубопроводы или иной вид транспорта и/или хранения.
магнитопорошковый метод: Метод неразрушающего контроля, основанный на регистрации магнитных полей рассеяния над дефектом с использованием в качестве индикатора ферромагнитного порошка или магнитной суспензии.
3.15 маркер: Приспособление, устанавливаемое над осью трубопровода, для привязки к трассе трубопровода данных внутритрубного технического диагностирования.
3.16 методика обработки данных внутритрубного технического диагностирования: Совокупность конкретно описанных операций, специализированного программного обеспечения и алгоритмов, использование которых обеспечивает получение результатов с установленными показателями точности.
неразрушающий контроль (НК): Область науки и техники, охватывающая исследования физических принципов, разработку, совершенствование и применение методов, средств и технологий технического контроля объектов, не разрушающего и не ухудшающего их пригодность к эксплуатации.
3.18 особенность трубопровода: Соединительные детали трубопровода, а также посторонние физические объекты, обнаруженные при проведении внутритрубного технического диагностирования трубопровода.
3.19 погрешность: Отклонение результата определения значения величины от ее истинного (действительного) значения.
3.20 порог чувствительности: Характеристика системы технического диагностирования в виде наименьшего значения физической величины, начиная с которого может осуществляться ее определение.
3.21 предельная погрешность: Максимальная допустимая погрешность определения (плюс, минус) данных при внутритрубном техническом диагностировании трубопровода.
распознавание дефекта: Определение характера обнаруженного дефекта, установление его вида, формы и размеров и принятие решения о том, является ли дефект значимым, незначимым или ложным.
ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКА
Что это такое?
Часть газопроводов конструктивно не удовлетворяют требованиям контролепригодности по проведению ВТД, в частности, это газопроводы с крутоизогнутыми отводами 1,5 Д, неравнопроходного диаметра или с неравнопроходной трубной арматурой, газопроводы не оснащенные стационарными камерами запуска-приема. Применение традиционного внутритрубного диагностического оборудования на таких участках невозможно. Альтернатива — использование специализированных систем, способных беспрепятственно преодолевать конструктивные особенности трубы.
Внутритрубная диагностика (ВТД) — это комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах газопровода с использованием внутритрубных инспекционных приборов.
Для чего это нужно?
Камера запуска устройства ВТД
Как это происходит?
Для обследования стальных труб самый информативный метод внутритрубной диагностики — магнитный. С его помощью можно определить виды, размеры и местоположения дефектов. Метод основан на регистрации полей рассеяния, образующихся при намагничивании стенки газопровода. При наличии дефекта в стенке трубы часть магнитного потока рассеивается, что фиксируется датчиком. Очистной скребок, магнитный очистной поршень, профилемер, дефектоскопы продольного и поперечного намагничивания — в ВТД участвуют сразу несколько устройств. Необходимым условием для проведения качественной внутритрубной диагностики является хорошая очистка трубы. Это как раз задача очистного скребка. Он очищает внутреннюю полость и стенки газопровода от различных отложений, загрязнений и посторонних предметов. После этого магнитный очистной поршень осуществляет намагничивание газовой магистрали и собирает металлические предметы в трубе. Затем в дело вступает профилемер. Он предназначен для измерения профиля внутренней поверхности трубы и тестовой оценки проходимости газопровода. Итоговая работа, а именно: непосредственное обнаружение и регистрация дефектов, — задача дефектоскопов продольного и поперечного намагничивания. Вместе с ними часто запускают еще и навигатор — для обеспечения высокоточной привязки к топографическим координатам газопровода.
Схема магнитного дефектоскопа
Заключительный этап ВТД — подготовка отчета. Он делается по результатам сигналов, зафиксированных инспекционным оборудованием. Для их расшифровки используют специальные программные разработки. Финальному отчету, как правило, предшествует экспресс-отчет — предварительный. Он выдается в максимально короткие сроки с указанием значительных дефектов, подлежащих немедленному устранению. Максимально полную информацию обо всех аномалиях газопровода предоставляет окончательный отчет.
Как у нас?
Внутритрубная диагностика магистральных трубопроводов.
Газопроводы, газопроводы-отводы обеспечивают снабжение городов и крупных промышленных предприятий, и перебои поставок недопустимы. Правильно выполненная диагностика позволит оценить реальное состояние объекта и предотвратить поломки. При оценке состояния магистральных трубопроводов внутритрубная диагностика является наиболее достоверной.
Цель внутритрубной диагностики:
процедура позволяет оценить состояние труб, сварных швов, провести детальное обследование состояния материала, выявить аварийно опасные участки, составить четкий план ремонта. Безопасность — необходимое требование для газотранспортного предприятия. Большая протяженность и удаленность газовых магистралей не дают возможности детального исследования, единственный способ реально оценки – внутритрубная диагностика. Она дает возможно увидеть внутренние повреждения и своевременно провести ремонтные работы. Метод был создан в 1980-х годах и до сих пор совершенствуется.
Этапы проведения диагностики магистральных трубопроводов:
Методы и оборудование, используемое для внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов.
Магнитная диагностика обладает следующими преимуществами:
Комбинированные дефектоскопы (магнитно-акустические) выявляют дефекты и трещины на самых ранних стадиях образования, анализируют длину, глубину трещин, скорость распространения коррозии. Подходят для исследования нефте- и газопроводов. Диагностика позволяет обследовать газопроводы диаметром 273-1420 мм.
Возможно выявить следующие типы дефектов:
— геометрические (сколы, вмятины). Применяется электронно-механический щуп, касающийся стен трубы. Преобразовываясь в электрический сигнал, прибор регистрирует полученные данные:
Скорость перемещения дефектоскопа контролируется, чтобы избежать пропусков дефектов и повторного запуска. После извлечения прибора все данные анализируются специалистом и формируются в виде отчета. Сроки профилактики подбираются индивидуально, каждая трасса обладает своими особенностями, точную оценку может дать только специалист. Требования безопасности РФ обязывают проводить обследование подводных и подземных переходов магистральных газопроводов путем проведения внутритрубной диагностики.
Тестируемая труботрасса должна отвечать определенным требованиям:
Апробирование проводится после полной очистки полостей труб с последующей продувкой или чисткой. Оценка состояния трубопровода после проведенного ремонта является обязательной.
Обеспечение надежности трубопроводных систем. Метод диагностики внутреннего антикоррозионного покрытия трубопроводов
А.А. Кундик
ООО «Газпромнефть-Оренбург»
Ключевые слова: коррозия, внутритрубная изоляция, диагностика изоляции, обеспечение целостности
Предложено использование трубопровода, заполненного подтоварной водой, в качестве проводника электрического тока с целью определения пробоя внутренней изоляции. Описаны два метода определения целостности внутреннего покрытия с использованием физических свойств проводника электрического тока. Определен наиболее перспективный метод диагностики, заключающийся в измерении магнитного поля, создаваемого вокруг проводника тока. Данный метод является авторским. В настоящее время не существует другой технологии диагностики трубопровода с внутренним антикоррозионным покрытием. Удачное применение данного метода позволит повысить надежность трубопроводных систем с внутренним покрытием практически до 100%.
Ensuring the reliability of pipelines. Diagnostics method of internal anticorrosive coating of pipelines
PRONEFT». Professional’no o nefti, 2017, no. 1(3), pp. 74-76
A.А. Kundik
Gazpromneft-Orenburg LLC, RF, Orenburg
Keywords: corrosion, inner surface insulation, insulation diagnostics, integrity assurance
Currently in Russia operated 350 thousand km of flowlines. Meanwhile, a significant number of failures is due to corrosion wear of the pipeline material On an annual networks replacement spent 7–8 thousand km of pipes or 400–500 thousand tons of steel. The use of product transport tubes with internal insulation offers a number of tangible advantages compared to the standard design execution pipelines. High watering in pipelines, the presence of corrosive water, salts, carbon dioxide, hydrogen sulfide in transportable products and high temperature operation promote intensive corrosion of the inner pipe surfaces. The rate of general corrosion can reach 0.01–0.4 mm / year and the local corrosion rate reaches 1.5–6 mm /year. The real life of the steel flowlines without internal protective coating, can be 1–3 years, and in some fields through corrosion of pipelines can occur after a few months of commissioning. At the same time, using a sufficiently effective internal anticorrosion coatings may increase the real life of the flowlines by 8–10 times. The main and perhaps the only drawback so far is the lack of control of the internal insulation coating technology.
введение
В настоящее время на территории России эксплуатируется 350 тыс. км промысловых трубопроводов. Ежегодно на них происходят отказы. При этом значительный процент отказов связан с коррозионным износом материала трубопроводов (рис. 1). На ежегодную замену нефтепромысловых сетей расходуется 7–8 тыс. км труб или 400–500 тыс. т стали.
Рис. 1. Последствия коррозионного износа трубопровода
В статье рассмотрены возможные методы диагностики внутреннего изоляционного покрытия трубопроводов.
Использование труб с внутренним изоляционным покрытием
Общеизвестно, что промысловые трубопроводы с внутренней изоляцией имеют целый ряд ощутимых преимуществ по сравнению с трубопроводами в стандартном конструктивном исполнении.
Большая обводненность скважин, наличие в транспортируемых продуктах коррозионно-активной воды, солей, углекислого газа, сероводорода, повышенная температура в эксплуатируемых промысловых трубопроводах способствуют интенсивной коррозии внутренней поверхности труб. При этом скорость общей коррозии может достигать 0,01–0,4 мм/год, скорость локальной коррозии – до 1,5–6 мм/год. Срок службы стальных промысловых трубопроводов, не имеющих внутреннего защитного покрытия, может составить 1–3 года, а на некоторых промыслах сквозная коррозия трубопроводов может происходить уже в первые несколько месяцев после ввода их в эксплуатацию. Однако при использовании достаточно эффективных внутренних антикоррозионных покрытий срок службы промысловых трубопроводов может увеличиться в 8–10 раз.
Существенно уменьшенная эквивалентная шероховатость трубопроводов с внутренним покрытием позволяет увеличивать их пропускную способность за счет уменьшения зоны турбулентности. В процессе сравнительных гидравлических расчетов отмечается интересный факт: трубопроводы с внутренним покрытием перекачивают на 20–30 % больше жидкости, чем трубопроводы стандартного исполнения, при сохранении тех же линейных давлений.
Кроме того, в трубопроводах с внутренним изоляционным покрытием снижается металлоемкость трубы за счет уменьшения расчетной толщины стенки вследствие исключения из расчета коэффициента поправки на коррозию. Так, для трубы диаметром 89 мм снижение металлоемкости составит 1775 кг/км.
Несомненными преимуществами применения труб с внутренним покрытием являются отсутствие необходимости ингибирования и стойкость к коррозионной агрессивности среды. Главный и, пожалуй, единственный недостаток на сегодняшний день состоит в отсутствии технологии контроля сплошности внутреннего изоляционного покрытия, поэтому перспективна рынка трубопроводов с внутренним антикоррозионным покрытием пока не ясна.
В настоящее время наиболее распространенным способом внутренней противокоррозионной защиты зоны сварных стыков трубопроводов является применение вставных изолированных втулок (рис. 2). Технология их монтажа довольно сложна и требует соблюдения ряда внешних условий, в том числе и погодных, что создает дополнительные риски целостности изоляционного покрытия.
Рис. 2. Применение установки герметизирующих втулок при монтаже труб с внутренним изоляционным покрытием
При нанесении изоляционного покрытия и монтаже труб сварным соединением возможный брак можно разделить на две категории: заводской и монтажный. Проконтролировать наличие или отсутствие заводского брака можно только визуально на стадии входного контроля. Контроль монтажного брака невозможен из-за отсутствия необходимой технологии.
Предлагаемый метод определения места нарушения целостности изоляции трубы основан на способности подтоварной воды проводить электрический ток. Создается разомкнутая цепь с «плюсом» на высокочувствительном приборе, который подсоединяется к металлу трубы в зоне самого уязвимого места (сварного шва), «минусом» на электролите – подтоварной воде (рис. 3). После подачи тока на сварной шов в случае нарушения целостности изоляции цепь замкнется, и прибор покажет наличие тока. Если диэлектрический (изоляционный) слой не нарушен, цепь остается разомкнутой, и прибор показывает отсутствие тока. Основной недостаток данного метода заключается в локальном характере контроля участка трубопровода. Он применим только для выявления брака при монтаже втулок, изолирующих сварные соединения трубопровода. При этом, проблема определения пробоя внутреннего изоляционного покрытия по трассе трубопровода остается неразрешенной. Однако есть возможность решить поставленную задачу, основываясь на природе электромагнитного поля. Изолированный участок трубопровода, заполненный электролитом, является проводником электрического тока, следовательно, при подаче тока во внутритрубное пространство вокруг электролита неизбежно будет образовываться магнитное поле. В продольном сечении трубопровода магнитное поле распространяется в виде синусоиды. В месте нарушения изоляции синусоида будет выходить за пределы эталонных значений (рис. 4). Таким образом, при фиксировании значения магнитного поля специальным прибором появляется возможность определения мест повреждения изоляции по всей длине смонтированного трубопровода.
Рис. 3. Схема определения сплошности внутреннего изоляционного покрытия в конкретной точке
Рис. 4. Изменение амплитуды магнитного поля в месте нарушения изоляционного покрытия
Заключение
Проведена экономическая оценка предлагаемого метода в совместимости с использованием трубопроводов стандартного исполнения с постоянной подачей ингибитора корозии.
Индекс прибыльности инвестиций уже в горизонте планирования 5 лет показал коэффициент 5,06.
Применение предлагаемого метода позволит:
Список литературы
Reference
Ссылка на статью в русскоязычных источниках:
The reference to this article in English is:
A.А. Kundik. Ensuring the reliability of pipelines. Diagnostics method of internal anticorrosive coating of pipelines (In Russ.), PRONEFT». Professional’no o nefti, 2017, no. 1(3), pp. 74-76.