Негосударственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Камский  институт гуманитарных и инженерных технологий» 

Факультет нефтегазовых и строительных технологий

Кафедра «Нефтегазовые технологии» 
 
 
 

Курсовая  работа 

по дисциплине:   « Основы технической диагностики»

Тема: Диагностика  линейной части магистральных  нефтегазопроводов  (НГП)

        

                                                                                    Выполнил:

                                                                                   Студент гр.УЗНД 86.2/6

                                                                                  Дюкарева М.М.                                                                                       

                                                                                   Проверил: преподователь   

                                                                                   Стерхова Т.Н. 
 
 
 
 

Ижевск, 2011 

Содержание 

Введение                                                                3     1. Диагностика линейной части МН.                 4

1.1. Общие  положения                          4

1.2. Состав  и порядок проведения работ  по диагностированию      4

1.2.1. Организация  пропуска внутритрубных снарядов      7

1.2.2. Основные  технические  данные  внутритрубных  инспекционных  снарядов              9

1.2.2.1. Очистные  скребки типа СКР1 и СКР1-1       9

1.2.2.2. Профилемер  “Калипер”          11

1.2.2.3. Снаряд-дефектоскоп   “Ультраскан” WM2       13

1.3. Результаты  диагностического обследования       17

2. Выбор  схемы ремонта и организация  капитального ремонта     24

2.1. Классификация дефектов           24

2.2. Порядок проведения ремонта дефектов        31

2.3. Методы ремонта дефектных участков нефтепровода      33

2.3.1 Разрешенные  методы ремонта.          33

2.3.2. Методы  ремонта дефектов различных типов       35

2.4. Требования к проведению ремонта различными методами.     41

3. Техника  безопасности при проведении  ремонтных работ.     49

Список использованной литературы                                                       52

Приложение 1

Описание  скребков и приборов                              

ВВЕДЕНИЕ

 

     Современные нефтепродуктопроводы представляют собой  сложные высокоавтоматизированные и энергоемкие линейно-протяженные объекты с большим количеством основного и вспомогательного оборудования.

     Опыт  работы с такими сложными магистральными нефтепроводами  показал, что обеспечение  их рациональной эксплуатации – сложная  научно-техническая проблема, включающая целый ряд сложных задач. Но на современном этапе развития трубопроводного транспорта особо остро встает задача обеспечения надежности и безаварийности магистральных трубопроводов из-за их подверженности к естественному старению. В связи с этим проблема периодического диагностирования технического состояния магистральных трубопроводов входит в число первоочередных задач.

     Главным направлением технической политики АК “Транснефть”, под чьим руководством и находится обслуживание рассматриваемого в данном курсовом проекте нефтепровода, в области обеспечения надежности и безопасности нефтепроводной системы стал системный, комплексный подход  к вопросам диагностики и капитального ремонта, который позволяет значительно сократить затраты на поддержание нефтепроводной системы в работоспособном состоянии, уменьшить активность ремонта и существенно снизить аварийность. Стратегия выборочного ремонта магистральных нефтепроводов получила в настоящее время приоритетное развитие, и заключается в том, что по результатам диагностики целенаправленно ремонтируются только дефектные трубы или дефектные участки, что повышает эффективность капитального ремонта.

Разумное  планирование ремонта нереально  без оценки технического состояния  трубопровода, которая, в свою очередь, возможна только на основании полной информации о наличии, местоположении, форме и размерах различных типов дефектов. В этих условиях решающее значение приобретает диагностика трубопроводов с применением внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС).

1. Диагностика линейной  части МН.

1.1. Общие положения

     Система внутритрубной диагностики является основной составной частью системы  диагностики линейной части магистральных  нефтепродуктопроводов.

     Система внутритрубной диагностики должна обеспечить безопасность работ нефтепродуктопроводов во время диагностирования.

     Задачи  технической диагностики состоят  в определении наличия и параметров дефектов стенки трубы и сварных  швов (на основе информации, полученной при проведении внутритрубной инспекции участков магистрального нефтепродуктопровода), классификации дефектов по степени опасности и принятии решения:

• о возможности эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов на проектных режимах;
• о необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;
• о необходимости проведения ремонта участка нефтепродуктопровода (с точной локализацией мест его проведения).

1.2. Состав и порядок  проведения работ  по диагностированию

     Внутритрубная инспекция должна проводиться после  завершения подготовки участка магистрального нефтепродуктопровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепродуктопровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепродуктопровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепродуктопроводов. Готовность к диагностированию должна быть обеспечена проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода.

     Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепродуктопровода должна достигаться  на основе реализации 4-х уровневой  интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение  параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:

• дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;
• дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т. п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;
• поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;
• продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.

     Проведение  работ по внутритрубной инспекции  должно производится с применением комплексов технических средств, соответствующих типам определяемых дефектов.

     На  первом уровне диагностирования (для  участков, обследуемых впервые), прежде всего, должна быть получена информация об особенностях и дефектах геометрии трубопровода, вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для получения такой информации следует использовать комплекс технических средств в составе скребка-калибра и снаряда - профилемера. Проведение диагностических работ должно начинаться с пропуска скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 60%, 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепродуктопровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепродуктопровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода. Для получения полной информации о внутренней геометрии трубопровода на всем протяжении, после успешного  пропуска скребка-калибра (т.е. подтверждения необходимого для безопасного пропуска профилемера проходного сечения трубопровода) осуществляется двукратный пропуск снаряда - профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера установка маркерных передатчиков должна производиться с интервалом 5 – 7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепродуктопровода, должно устранить сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода.

     На  втором уровне диагностирования должно производиться выявление дефектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профилемер; скребок-калибр; стандартные и специальные (щеточные) очистные скребки.

     На  третьем уровне диагностирования должно производиться выявление поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с  использованием комплекса технических средств в составе магнитного снаряда-дефектоскопа, магнитного скребка, снаряда-шаблона, стандартных и специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.

     На  четвертом уровне диагностирования должно производиться выявление продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах с применением комплекса технических средств в составе ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными ультразвуковыми датчиками, снаряда - профилемера, скребка-калибра, стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков.

     Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов  должна осуществляться с интервалом 1,5 – 2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов  установка маркеров должна производиться  в тех точках, где имелись пропущенные  маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропука снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.

     1.2.1. Организация пропуска  внутритрубных снарядов

     Проведение  конкретных работ по диагностическому обследованию нефтепродуктопровода должно производиться в следующем порядке.

     Не  менее чем за 3 дня до начала транспортирования  диагностического оборудования для  выполнения работ по договору (срок начала работ предварительно согласовывается  с предприятием, выполняющим диагностические  работы) региональная управляющая организация системы магистральных нефтепродуктопроводов должна письменно подтвердить готовность участков к проведению диагностических работ и готовность принять оборудование и персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, для проведения работ. Все участки магистрального нефтепродуктопровода, включенные в договор на проведение диагностических работ, должны быть подготовлены к диагностированию.