Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии обследования и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии обследования и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов"

УДК 622.692.4

На правах рукописи

СУЛЕЙМАНОВ МУХАМЕД КАМИЛОВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ОБСЛЕДОВАНИЯ И ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

ДЛИТЕЛЬНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2004

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный руководитель

-кандидат технических наук, старший научный сотрудник Акбердин Альберт Мвдхятович

Официальные оппоненты

-доктор технических наук,профессор . Азметов Хасан Ахметзиевнч

-кандидат технических наук Кутуков Сергей Евгеньевич

Ведущее предприятие

ЗАО «Нефтемонтаждиагностика», г.Уфа

Защита диссертации состоится 14 мая 2004 г. в 14-00 часов

на заседании диссертационного совета Д 222.002.01

при ГУЛ «Институт проблем транспорта, энергоресурсов» по адресу:

450055 г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР». Автореферат разослан 13 апреля 2004г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Технологические и вспомогательные нефтепроводы (в дальнейшем технологические нефтепроводы) нефтеперекачивающих станций (НПС) - один из ответственных элементов нефтепроводного транспорта.

Значительная часть оборудования НПС и технологических нефтепроводов характеризуется длительным сроком эксплуатации. В процессе эксплуатации в нефтепроводах происходит развитие, накопление дефектов и повреждений различного происхождения.

На техническое состояние технологических нефтепроводов оказывают влияние совокупность факторов малоцикловой усталости, коррозионной эрозии, изменения физико-механических свойств металла вследствие его деформационного старения.

Под воздействием температурных перепадов, просадки опор трубопроводов и фундаментов оборудования происходит пространственное смещение технологических нефтепроводов, что приводит к росту напряжений на патрубках и корпусах оборудования, в узлах соединений нефтепроводов.

Существующая система контроля и оценки технического состояния технологических нефтепроводов, регламентируемая действующими нормативными документами, не учитывает факторов срока эксплуатации и оказалась недостаточной для достоверного определения технического состояния и остаточного ресурса длительно эксплуатируемых нефтепроводов.

Отсутствие нормативного . документа, устанавливающего целенаправленную технологию и единый порядок выполнения обследования и оценки технического состояния технологических нефтепроводов, не давало гарантии их надежной эксплуатации.

Актуальность проблемы предопределило разработку технологии контроля и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов НПС на основе методов и средств диагностики и дефектоскопии.

Работа выполнена в соответствии с Государственной научно-

технической программой Академии наук РвС!

[роблемы

машиностроения, конструкционных материалов и технологии» по направлению 6.2 «Надежность и безопасность технических систем в нефтегазо-химическом комплексе», а также в ходе решения комплексной научно-технической программы Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири» и в рамках реализации подпрограммы Федеральной целевой научно-технической программы «Безопасность населения и народнохозяйственных объектов с учетом риска возникновения природных и техногенных катастроф» -ФЦНТППП «Безопасность» (2000 - 2003 гг.).

Цель работы - разработка технологии обследования и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов, повышающей их надежность.

Основные задачи исследований:

1 Анализ существующих методов контроля, факторов, влияющих на техническое состояние технологических нефтепроводов.

2 Разработка технологии контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов.

3 Разработка технологии обследования, оценки технического состояния, определения остаточного ресурса технологических нефтепроводов.

4 Опытно-промышленная апробация методов контроля .

Методы решения поставленных задач:

При решении поставленных задач были использованы теория магнитоупругости, результаты стандартных испытаний трубных сталей, методы неразрушающего контроля, экспериментальные исследования, прочностные расчеты.

Научная новизна:

- обоснованы параметры контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов. НПС;

- выявлены граничные значения градиентов напряженности магнитного поля рассеяния, соответствующие наличию возможных дефектов;

- разработана технология обследования технологических нефтепроводов, позволяющая определять их техническое состояние и срок безопасной эксплуатации.

Практическая ценность результатов работы:

Результаты работы использованы при разработке РД 153-39.4Р-124-02 «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы технологического оборудования НПС МН» и РД 153-39.4Р-145-2003 «Положение по оценке технического состояния, аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и прогнозированию остаточного срока службы», а также при выполнении освидетельствования оборудования и технологических нефтепроводов НПС.

На защиту выносится разработанная технология контроля напряженно-деформированного состояния, обследования, и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов.

Апробация работы:

Основные положения и результаты работы докладывались на IV конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья»

Выполнена промышленная апробация методов контроля при диагностировании технологических нефтепроводов на ЛПДС «Субханкулово».

Структура и объем работы:

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, списка литературы из 56 наименований, содержит 128 страниц машинописного текста, 16 рисунков, 11 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, поставлены цель и задачи исследований, сформулирована научная новизна и обоснована практическая значимость полученных результатов.

В первой главе изложен анализ существующих методов и нормативно-технических документов, определяющих порядок выполнения обследования и оценки технического состояния технологических трубопроводов. Установлено, что они не учитывают цикличность нагружений, рост напряжений на отдельных участках трубопроводов, изменения в материале труб, вызванные большим

сроком эксплуатации.

Анализ причин повреждения и результаты диагностирования технологических нефтепроводов показали, что в процессе выполнения строительно-монтажных или ремонтных работ может быть допущено некачественное выполнение изоляционного покрытия, а также нарушение изоляции, часто сопровождаемое механическим повреждением отдельных участков нефтепроводов. В указанных зонах механические повреждения могут получить развитие под воздействием коррозионного фактора. С течением времени это приводит к разрушению нефтепровода. Процесс разрушения может быть ускорен при несоответствии параметров электрохимической защиты требованиям нормативных документов. Установлено, что в результате длительной эксплуатации происходит пространственное смещение технологических нефтепроводов, что приводит к возникновению дополнительных усилий на патрубках оборудования и обвязках нефтепроводов. Дополнительные усилия вызывают деформацию корпуса оборудования и элементов его креплений, приводят к росту напряжений в элементах конструкции и могут привести к преждевременному его выходу из строя.

Анализ работ, выполненных ГУЛ «ИПТЭР» показывает, что на долговечность металла нефтепроводов оказывают влияние совокупность факторов малоцикловой усталости, коррозионного воздействия, изменения физико-механических свойств металла нефтепроводов вследствие деформационного старения. Известно, что скорость коррозии заметно возрастает с увеличением приложенных напряжений и пластической деформации. Процесс малоцикловой усталости и деформационного старения нефтепроводов более интенсивно протекает на дефектных участках нефтепроводов, в особенности на участках, подверженных коррозионному воздействию. На этих участках в процессе длительной эксплуатации под действием малоцикловых нагружений происходит перестройка доменной структуры металла, приводящая к разрушению межатомных связей в кристаллической решетке, образованию микротрещин и аккумулированию энергии разрушения в этой зоне. При дальнейших знакопеременных нагружениях происходит слияние микротрещин и образование макротрещин (развитие трещины), которые затем превращаются в магистральную трещину и

приводят металл трубы к разрушению.

Вместе с тем, многочисленные исследования длительно эксплуатируемых нефтепроводов и испытания их образцов показали, что бездефектные участки нефтепроводов сохраняют значительный запас остаточного ресурса.

Исследования физико-химических, механических свойств длительно эксплуатируемых нефтепроводов, проведенные ГУЛ «ИПТЭР» на натурных образцах труб с проделанными искусственными трещиноподобными дефектами при малоцикловых нагрузках, показали, что прогнозный срок эксплуатации бездефектной трубы (с учетом срока эксплуатации) составляет не менее 50-60 лет, в зависимости от материала нефтепроводов и перепада рабочих давлений.

Позднее это подтвердилось результатами, полученными специалистами ЦТД «Диаскан», ИМЕТ РАН, ИМАШ РАН при исследовании механических свойств материалов нефтепроводов. Циклические испытания образцов трубопроводов с искусственными трещиноподобными дефектами показали, что прогнозный срок эксплуатации бездефектных нефтепроводов составляет 55-65 лет, в зависимости от материала трубопроводов и эксплуатационных параметров.

Анализ факторов, влияющих на техническое состояние технологических нефтепроводов, выявил необходимость контроля их напряженно-деформированного состояния для определения мест с концентраторами напряжений и дефектоскопии этих зон методами неразрушающего контроля.

Проанализированы наиболее распространенные методы контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводов, из ферромагнитных материалов, применяемых на производстве, на основе:

спектрально-акустической системы контроля механических напряжений;

электромагнитного контроля напряженно-деформированного

состояния;

- метода магнитных шумов, основанного на эффекте Баркгаузена;

- контроля напряженно-деформированного состояния, основанного на корреляционной зависимости между механическими свойствами металла при силовом нагружении и током размагничивания, значениями коэрцитивной

силы;

- бесконтактной магнитометрической системы контроля трубопроводов, основанной на создании собственного магнитного поля под воздействием силовых нагрузок и перераспределении магнитного поля рассеяния в дефектных местах;

- контроля напряженно-деформированного состояния методом магнитной памяти металла.

Приведены краткие характеристики указанных методов контроля и анализ особенностей их применения.

Экспериментальными работами установлено, что эффективным методом контроля, позволяющим выявлять зоны с концентраторами напряжений, характеризующими наличие дефектов в нефтепроводах, является метод магнитной памяти металла. Соответствующая технология контроля базируется на методиках и средствах, разработанных ООО

«Энергодиагностика». Этот метод контроля позволяет выявлять концентраторы напряжений на технологических нефтепроводах НПС.

По сравнению с другими методами контроля метод магнитной памяти металла имеет следующие преимущества:

- для контроля не требуется зачистка поверхности металла и удаления лакокрасочного и изоляционного покрытия толщиной до 7 мм;

- не требуется намагничивания контролируемой зоны;

- метод оперативен, не требует выполнения предварительной подготовки, обеспечивается высокая скорость контроля, диагностирование осуществляется сканированием датчика по обследуемой поверхности со скоростью до 3 м в минуту.

Во второй главе изложены принципы контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводов методом магнитной памяти металла и результаты опытно-экспериментальных работ, выполненных при разработке технологии контроля нефтепроводов этим методом.

Было установлено, что, контроль напряженно-деформированного состояния нефтепроводов методом магнитной памяти металла можно выполнять по аналогии контроля газопроводов и труб котельных агрегатов с использованием средств, разработанных 0 0 0 «Энергодиагностика». Но

технология контроля по четырем образующим трубы через 90° не позволяла выявить все концентраторы напряжений, характерные для технологических нефтепроводов. Поэтому возникла, необходимость разработки технологии контроля технологических нефтепроводов методом магнитной памяти. При этом были рассмотрены теоретические основы метода контроля и выполнены экспериментальные работы. Метод магнитной памяти металла основан на макроэффектах, являющихся следствием взаимосвязи и взаимодействия силовых полей с электромагнитными полями микрочастиц, и несовершенства кристаллической решетки, обусловленного ее дефектами.

По результатам исследований, проведенных ООО «Энергодиагностика» установлено, что оптимальным вариантом определения магнитных параметров металла, характеризующих воздействие механических сил, является их измерение в магнитном поле Земли. .При силовом нагружении, превышающем предел текучести металла, происходит .рост и развитие доменов как по плоскости по направлению плоскостей скольжения, так и по толщине за счет перескакивания «лишних» частей плоскостей в верхние и нижние слои, что приводит к разрыву межатомных связей и образованию микротрещин. Эта зона является зоной развивающихся повреждений и местом будущего разрушения. При контроле таких зон методом магнитной памяти при достижении напряжений, предшествующих временному сопротивлению на разрыв, происходит резкое увеличение градиента напряженности магнитного поля рассеяния. Ориентация собственных магнитных полей вызывает появление устойчивых линий смены знака напряженности магнитного поля рассеяния - Нр, с одновременным резким увеличением .их абсолютных значений в зонах развивающихся повреждений металла. Эти диагностические параметры были положены в основу контроля технологических нефтепроводов методом магнитной памяти металла.

По методике контроля оценка напряжений осуществляется по разности значений напряженности магнитного поля рассеяния - , измеренных на контролируемом участке в зонах, где Нр = 0. Для количественной оценки уровня концентрации напряжений (КН) определяется градиент (интенсивность изменения) нормальной составляющей напряженности магнитного поля рассеяния при переходе через линию, где или на месте резкого

изменения значения Нр , определяемого по формуле

где Кин - градиент магнитного поля рассеяния, характеризующийся интенсивностью изменения намагниченности металла в зоне концентрации напряжений и, соответственно, интенсивностью изменения поля Нр;

ДНр | - модуль разности значений напряженности магнитного поля Нр между двумя точками контроля, расположенными на равных отрезках по обе стороны от линии Нр=0 (£» = 8) или на отрезке С между точками контроля;

5 - толщина стенки трубопровода, мм.

В процессе освоения магнитометрического контроля оборудования и технологических нефтепроводов были выполнены испытания образцов на растяжение трубопроводов, различных диаметров, новых и бывших в эксплуатации (рисунки Л,.2). В процессе нагружения образцов производили измерение нормальной составляющей напряженности магнитного поля рассеяния - Нр на поверхности образцов прибором ИКНМ-2ФП.

Испытания образцов длительно эксплуатируемых нефтепроводов показали, что они имеют остаточную намагниченность, обусловленную их нагружением от рабочих давлений. При увеличении нагружения происходило скачкообразное изменение напряженности магнитного поля рассеяния. Было установлено, что при равнозначном нагружении образцов из новых и старых труб градиент напряженности магнитного поля рассеяния - Кин У новых труб всегда выше - на 20-35% (рисунок 3). Это объясняется тем, что у старых труб в результате рабочих нагружении происходит деформация объемов с задержкой и накоплением дислокаций, формирование и закрепление структуры доменов в направлении действующих сил. Поэтому в условиях испытаний образцов из старых труб для скольжения дислокаций вдоль границ доменов и доменов по плоскостям скольжения, а также переустройства структуры доменов требуется большее значение напряжений. Испытаниями выявлено, что при нагружении, превышающем предел текучести, происходит постепенное снижение градиента

напряженности магнитного поля рассеяния. При достижении напряжений, предшествующих временному сопротивлению на разрыв, в зоне будущего разрушения происходит резкое увеличение Кт . Эти данные совпадают с результатами исследований ООО «Энергодиагностика».

А/и 100

-100 -

-200

111 ! \л

1 \

; ДУХ;

1 СГ г. ^ /1 1 1 'Т/ $ б | СМ 9

Ум

/ ш ^ : : ! 1 ! ':

; «. г » • ! I г

; ; : ; : ; !

-50 МПа -100 МПа -200 МПа--300 МПа -0 МПа

Рисунок 1 График зависимости распределения напряженности магнитного поля рассеяния по длине образца от величины механических напряжений, полученной при испытании на растяжение образца из новой трубы 17Г1С

На основе результатов экспериментов и диагностики нефтепроводов и оборудования НПС разработана технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов НПС с использованием метода магнитной памяти металла. По результатам

механических испытаний образцов трубопроводов и выполнения диагностических работ на нефтепроводах и оборудовании НПС было установлено, что размеры локальной поверхности нефтепровода; на которой обнаруживаются концентраторы напряжений составляют 80-100 мм для труб диаметром до 700 мм и 150-200 мм для труб диаметром более 700мм.

100

А/м 80

60

40 -

20

О

-20

-60 • -80 ■ -100 ■ -120 -140 I

Рисунок 2.График зависимости распределения напряженности магнитного поля рассеяния по длине образца от величины механических напряжений, полученной при испытании на растяжение образца из трубы 17Г1С, бывшей в эксплуатации 29 лет

При контроле на участки технологических нефтепроводов горизонтальными и вертикальными линиями наносится сетка размером 100x100 мм. Для труб диаметром более 720 мм размер сетки может быть увеличен до

150x150 - 200x200 мм. По направлению потока нефти труба делится на две половины - правую и левую, отчет каждой половины начинается сверху буквенным обозначением, вертикальные линии обозначаются цифрами.

Рисунок 3 График зависимости градиентов напряженности магнитного поля рассеяния от силовых напряжений, полученной при испытании на растяжение образцов из новой трубы 17ПС и бывшей в эксплуатации 29 лет

Диагностирование осуществляется сканированием датчика вдоль горизонтальных (вертикальных) линий. При пересечении датчиком вертикальных (горизонтальных) линий записывается максимальное показание прибора, зафиксированное в зоне пересечения сеток. При диагностировании нефтепроводов и их сварных швов приборами, имеющими определитель длины сетка не наносится. Установлено, что зоны, где разность значений напряженности магнитного поля рассеяния (с учетом их знаков), измеренных в районе одной сетки, составляет 170 А/м и более подлежат количественной

оценке уровня концентрации напряжений/ Для количественной оценки уровня концентрации напряжений определяется градиент напряженности магнитного поля рассеяния По формуле (1) определяется - градиент магнитного поля рассеяния. Установлено, что зоны нефтепроводов, где разность значений напряженности магнитного поля рассеяния достигает значений 170 А/м и более, а также, где К,, достигает значений 8,5-103 А/м2 и более, соответствуют возможному наличию дефектов, поэтому они подлежат визуально-измерительному ультразвуковому, капиллярному (магнитопорошковому) контролю. Зоны нефтепроводов и сварные швы, где достигает предельных значений и по результатам неразрушающего контроля не выявлены

недопустимые дефекты, должны быть зарегистрированы с привязкой к элементам нефтепровода и при следующем обследовании должны подвергаться обязательному диагностированию методами неразрушающего контроля.

Предельные значения градиента магнитного поля рассеяния для участков нефтепроводов, подверженных коррозионно-усталостному износу, прилагаются в диссертации с учетом данных ООО «Энергодиагностика».

Опытно-экспериментальные исследования, а также результаты диагностирования оборудования и нефтепроводов на предприятиях ОАО «АК«Транснефть» позволили определить эффективность магнитометрического контроля при выявлении дефектов, в том числе скрытых под слоем изоляции, шпаклевки, краски.

В третьей главе приводится разработанная технология обследования, оценки технического состояния и определения остаточного срока службы нефтепроводов НПС. Глава содержит основные положения по проведению обследования нефтепроводов методами неразрушающего контроля.

Порядок выполнения обследования нефтепроводов включает следующие основные этапы.

1 Контроль сплошности изоляционного покрытия путем измерения градиента потенциалов вдоль и поперек оси подземных нефтепроводов, измерение защитных потенциалов «труба-земля» на контрольно-измерительных пунктах, на патрубках или корпусах оборудования, расположенного под землей и в дальнейшем на шурфованных участках нефтепроводов.

2 Шурфовка участков, имеющих наибольшие повреждения изоляции и наибольшие отклонения от требуемых норм значения защитных потенциалов, а также тупиковые, застойные зоны, где возможен отстой воды. На этих участках производится очистка трубы от изоляции вкруговую на длине не менее одного метра. Осуществляется контроль изоляции, измерение толщины стенок, проводится визуально-измерительный, магнитометрический контроль, при необходимости - ультразвуковой, магнитопорошковый, капиллярный.

3 Наружный осмотр надземных нефтепроводов, при этом выявляются все видимые невооруженным глазом дефекты. Для определения напряжений, представляющих опасность, как для оборудования, так и для нефтепроводов проводится магнитометрический контроль методом магнитной памяти металла в зонах соединения нефтепроводов с патрубками оборудования, а также в зонах прокладки по фундаментам и опорам.

4 Визуально-измерительный, ультразвуковой, капиллярный (магнитопорошковый) контроль мест, где по результатам наружного осмотра выявлены дефекты и по результатам магнитометрического контроля выявлены концентраторы напряжений со значениями разности напряженности, магнитного поля рассеяния равными 170 А/м и более или градиентов Кн = 8,5-103 А/м2 и более, для уточнения расположения и размеров дефектов. Выявленные недопустимые дефекты по результатам контроля подлежат устранению.

5 Акустико-эмиссионный . контроль подземных и надземных нефтепроводов. Подземные участки • технологических нефтепроводов шурфуются для установки преобразователей акустической эмиссии (ПАЭ), которые устанавливаются на нефтепроводах через каждые 70-80 м. При наличии на трубопроводах тройников, переходников расстояние между ПАЭ может быть сокращено до 30-40 м. Существующие нормативные документы (ANSI/ASME, РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов») показывают, что потеря толщины стенки трубопроводов от коррозии менее 20% от проектного значения является допустимым, так как при этом сохраняется несущая способность

трубопровода. Поэтому приняли, что потеря толщины стенок от коррозии менее 20% от проектного значения является допустимой.

Исходя из этого, разработан порядок выполнения контроля технологических нефтепроводов акустико-эмиссионным методом. Для исключения помех со стороны работающего оборудования предусмотрено выполнение акустико-эмиссионного контроля технологических нефтепроводов в условиях неработающей станции. Контроль нефтепроводов осуществляется нагружением его внутренним давлением в несколько циклов согласно графику (рисунок 4).

Рисунок 4 График нагружения технологических нефтепроводов НПС при проведении акустико-эмиссионного контроля

Установлено, что величину давления на каждом цикле нагружения необходимо принимать в зависимости от проектного рабочего давления Рпр. Проектное рабочее давление является максимальной величиной давления, при котором проводится акустико-эмиссионный контроль нефтепроводов. Если длина нефтепровода не позволяет осуществить его полное диагностирование с

одного раза, то он разбивается на два и более участков: Длительность каждого цикла АЭ контроля определяется таким образом, чтобы общее время нагружения нефтепровода составило не менее 12 часов. Данная схема акустико-эмиссионного контроля позволяет эффективно выявлять дефекты, находящиеся на разной стадии развития, в том числе на стадии предразрушения.

6 Визуально-измерительный, магнитометрический, ультразвуковой, капиллярный (магнитопорошковый) контроль мест, где по результатам акустико-эмиссионного контроля обнаружены акустические сигналы, соответствующие источникам II, Ш, IV класса.

Выявленные недопустимые дефекты по результатам контроля подлежат устранению.

7 Участки нефтепроводов с недопустимыми дефектами должны быть заменены или восстановлены ремонтом, после чего эти участки подвергаются гидравлическим испытаниям.

Анализ зарубежных и отечественных исследований показал, что гидравлические испытания длительно эксплуатируемых трубопроводов демонстрируют их целостность лишь на момент испытаний и не гарантируют ее на последующий период эксплуатации. Кроме того, гидравлические испытания длительно эксплуатируемых трубопроводов могут спровоцировать ускоренное развитие дефектов, которые в рабрчих режимах эксплуатации не получили бы развитие десятки лет. Поэтому на технологических нефтепроводах, на которых выполнен акустико-эмиссионный контроль и не выявлены - недопустимые дефекты, разработанной технологией, проведение гидравлических испытаний не предусматривается.

8 С учетом требований РД 153-39.4Р.-119-02 «Методика оценки работоспособности и проведения аттестации длительно эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов» разработан порядок расчета остаточного срока службы технологических нефтепроводов. Расчет базируется на данных о фактической минимальной толщине стенки, проектном давлении, перепаде рабочих давлений, прогнозируемом числе циклов нагружений на рассматриваемый период, трещиностойкости металла длительно эксплуатируемых нефтепроводов.

Экспериментальными работами и исследованиями, выполненными в ГУЛ «ИПТЭР» установлено, что процесс пуска и остановки магистральных агрегатов характеризуется наличием переходных процессов. Переходный процесс характеризуется кратковременным увеличением давления на нефтепроводе (в течение нескольких секунд) относительно установившегося затем рабочего давления. Коэффициент кпср, учитывающий влияние переходного процесса, показывает во сколько раз давление при пуске насоса превышает рабочее. Коэффициент колеблется от 1,05 до 1,55 и зависит от метода пуска (на открытую, закрытую, открывающуюся задвижку), схемы переключения, времени выдержки при переключении, диаметра нефтепровода, рабочего давления. Установлена необходимость корректировки остаточного ресурса технологических нефтепроводов с учетом переходного процесса при пуске- остановке насосных агрегатов.

Расчет остаточного ресурса (в годах) по формуле

X _ ^шш

N

■км

при« ПЫ

(2)

где , - количество циклов развития трещины от ее начального состояния до недопустимой глубины при нагружении трубы циклическим давлением с размахом, равным нормативному давлению (определено расчетно-экспериментальным путем в ОАО «АК»Транснефть» и приведено в приложении к РД 153-39.4Р-145-2003);

- коэффициент пересчета долговечности, определяемый для каждой трубы в зависимости от отношения размахов давлений при испытаниях труб и

при прогнозируемой годовой цикличности нагружения

2,1

( Р 1

I, = -1»2!-

(3)

где - максимальное давление для трубы при испытаниях на долговечность, МПа;

- размах давления при прогнозируемой годовой цикличности нагружения;

■ ПСр1

коэффициент, учитывающий влияние переходного процесса;

- коэффициент запаса прочности по долговечности. С учетом требований норм

N„¡00 - прогнозируемая приведенная • годовая цикличность нагружения

нефтепровода НПС, определяется по формуле

где - число включений насосных агрегатов с перепадом внутреннего давления на выходе НПС, равным

Установлена необходимость проведения поверочного расчета остаточного ресурса технологических нефтепроводов по максимальной скорости коррозии до времени достижения коррозионного поражения равного 20% по формуле

5 -0,85

тш ^' вэ

Т = -

■ъ

(5)

где

- остаточный срок эксплуатации в годах;

- минимальная толщина стенки;

- проектная толщина стенки. Скорость коррозии определяется по формуле:

где

- исполнительная толщина стенки элемента, мм;

- плюсовой допуск на толщину стенки, мм;

- время от начала эксплуатации до момента обследования, лет.

Из значений Т>и и Т выбирается меньшее значение . Период времени до следующего технического обследования технологических нефтепроводов назначается равным минимальному значению ресурса минус один год, но не более 8 лет.

В четвертой главе приводятся результаты проведенной опытно-промышленной апробации методов контроля, которые подтвердили достаточность и полноту установленных в руководящем документе методов, объема и последовательности проведения обследования технологических и

вспомогательных нефтепроводов НПС.

В 2002 - 2003 г. г. на НПС-6 ЛПДС «Субханкулово» Туймазинского РГУ ОАО «Уралсибнефтепровод» была проведена опытно-промышленная апробация методов контроля технологических нефтепроводов НПС. Станция была введена в эксплуатацию в 1976 г. Цель работы - опытно-промышленная апробация методов обследования и контроля, определение текущего технического состояния и прогнозирование срока службы технологических и вспомогательных нефтепроводов. При выполнении работы применялись следующие методы неразрушающего контроля:

- контроль состояния изоляционного покрытия и измерение защитных потенциалов "труба-земля" подземных участков нефтепроводов;

- визуально- измерительный контроль;

- акустико-эмиссионный контроль;

- магнитометрический контроль;

- ультразвуковой контроль;

- капиллярный контроль;

- измерение толщины стенки.

На станции был выполнен контроль состояния изоляционного покрытия трубопроводов прибором ИПИ-85 (искателем повреждения изоляции), который основан на принципе измерения величины разности потенциалов на поверхности земли. Контроль осуществлялся вдоль оси трубопроводов от узла подключения к МН Нижневартовск-Курган-Куйбышев до насосной. В процессе контроля нефтепроводов были установлены места с нарушением изоляционного покрытия. Места с нарушениями изоляционного покрытия были отшурфованы и продиагностированы методами неразрушающего контроля. При этом было установлено следующее. На нагнетательном нефтепроводе, проложенном в овраге, выявлено отслоение пленочного покрытия площадью 1,5-1,8 м2 . На этой поверхности нефтепровода выявлено наличие налета ржавчины. После расчистки продуктов коррозии на поверхности были выявлены локальные участки с коррозионными язвами диаметром до 5 мм и глубиной до 1,8 мм. Количество коррозионных язв на локальном участке составляло от 3 до 8 шт., расстояние между ними - от 5 до 15 мм. Дефекты являются допустимыми.

Обширной коррозионной потери металла на этом месте по толщине стенок не наблюдалось, максимальная потеря толщины стенок составила 0,7 мм (4,7 %). Площадь нарушения изоляции в остальных местах была меньше - до 0,4 м2 , при этом наблюдались следы коррозии, потеря толщины стенок составляла 0,3 - 0,9 мм. Были обследованы два тупиковых участка нефтепроводов длиной до 9 м. Измерение толщин стенок выявило потери металла от внутренней коррозии, доходящие до 0,8 мм. Значения, защитных потенциалов «труба-земля» на нефтепроводах составили от минус 0;8 до минус 1,25 В, при этом обеспечивается удовлетворительная защита нефтепроводов от электрохимической коррозии.

Было выполнено диагностирование элементов трубопроводов методом магнитной памяти металла. Были продиагностированы трубопроводы на всасывающей и нагнетательной линиях насосов магистральных; на нефтепроводах, соединенных с регуляторами давления и фильтрами-грязеуловителями, на отшурфованных участках нефтепроводов с повреждениями изоляционного покрытия. При» этом на. трубопроводы наносилась сетка размером 150x200 мм. Диагностирование трубопроводов осуществлялось прибором ИКНМ-2ФП путем сканирования датчика вдоль образующей трубопровода. При пересечении датчиком вертикальных линий записывались максимальные значения напряженности магнитного поля рассеяния Нр, зафиксированные в обследуемой зоне.

В результате диагностирования трубопроводов было выявлено следующее. На горизонтальном участке трубы диаметром 1020 мм всасывающей линии магистрального насоса № 2 на середине продольного шва (сверху от вертикальной плоскости 30-35°) обнаружен концентратор напряжения с градиентом магнитного поля рассеяния Указанная зона была обследована ультразвуковым, капиллярным методами контроля. Дефектов не обнаружено.- Предлагается при следующем обследовании трубопроводов выполнить обязательный контроль этой зоны методами НК.

На приемной линии, на расстоянии 560 м от узла подключения, на месте повреждения изоляции был обнаружен концентратор напряжения с градиентом

напряженности магнитного поля рассеяния При визуальном

контроле этой зоны была обнаружена риска глубиной 0,8 мм, шириной 2,5 мм, длиной 80 мм. Указанный дефект был устранен зашлифовкой. При последующем магнитометрическом контроле этой зоны значение градиента составило КШ1 = 10,3 А/м2. Ультразвуковой и капиллярный контроль этой зоны дефектов не выявили. Магнитометрический контроль участков нефтепроводов, соединенных с регуляторами давления, фильтрами-грязеуловителями, нарушениями изоляции наличия зон со значениями и более не

выявил.

Был выполнен акустико-эмиссионный контроль технологических нефтепроводов с применением восьмиканальной акустико-эмиссионной системы "Локус-4080" ЗАО «Элтест».

На приемном и нагнетательном трубопроводах через каждые 80 м были отрыты шурфы для установки преобразователей акустической эмиссии (ПАЭ). Также были отрыты шурфы для установки датчиков на трубопроводах, соединяющих их с патрубками задвижек на НПС и узле подключения к магистральному нефтепроводу. В процессе контроля датчики устанавливались на всасывающей и нагнетательной линиях магистральных насосов, на трубопроводах, соединенных с патрубками задвижек, на трубопроводах входа и выхода фильтров-грязеуловителей, на трубопроводах входа и выхода заслонок.

Контроль трубопровода осуществлялся при циклическом увеличении давления нагружения до проектного значения. По результатам АЭ контроля источники сигналов соответствующие II, III, IV классу не выявлены. Выявлены 25 источников сигналов I класса, которые являются допустимыми.

По результатам диагностирования на нефтепроводах не выявлены недопустимые дефекты (кроме риски на приемной линии, которая была устранена), марка, тип, материалы труб заложенные по проекту соответствуют фактическому исполнению. Максимальная потеря толщины стенок от коррозии составила - 10,8 % на приемной линии , что находится в пределах допустимых значений (менее 20 %). За допустимое рабочее давление в нефтепроводах принято проектное давление. Выполнен расчет остаточного ресурса технологических нефтепроводов, для приемной линии он составил 22 года, для

нагнетательной линии - 19 лет. Срок проведения очередного технического обследования технологических нефтепроводов НПС - 6 лет.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Установлено, что существующие нормативные документы не учитывают изменений, происшедших в материалах технологических нефтепроводов в процессе длительной эксплуатации, а также наличие концентраторов и рост напряжений на отдельных участках. Установлена необходимость выявления зон с концентраторами напряжений для их дефектоскопического контроля.

2 Разработана технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов методом магнитной памяти металла.

Определены критерии граничных значений градиентов напряженности магнитного поля рассеяния, соответствующие наличию возможных дефектов, при которых указанные зоны должны быть подвергнуты дополнительному дефектоскопическому контролю.

3 Разработана технология контроля технологических нефтепроводов, установлена необходимость корректировки расчета остаточного срока службы с учетом переходного процесса при пуске и остановке насосных агрегатов, а также скорости потери толщины стенки от коррозии до достижения значения потери толщины стенки равной 20 % от проектного значения.

4 Результаты диссертации были использованы при разработке РД 153-39.4Р-145 2003, который был согласован Госгортехнадзором России, утвержден в ОАО «АК»Транснефть» и применяется в Компании. Опытно-промышленная апробация подтвердила достаточность и полноту установленных в руководящем документе методов, объема и последовательности проведения обследования нефтепроводов НПС.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХРАБОТ:

1 Патент на изобретение №2143631 от 27.12.1999г. «Способ предохранения опасных участков магистральных трубопроводов от перенапряжений » /Гумеров А.Г., Акбердин А.М., Сулейманов М.К., Карамышев В.Г., Сабиров У.З/;

2 Вопросы переосвидетельствования технического состояния энергоустановок с целью продления срока службы /Акбердин А.М., Павлова

З.Х., Сулейманов MX, АбдрашитоваГ.В7 Опубл. 1999г. ГУЛ "ИПТЭР" материалы конгресса. Издательство «ТрансТЭК», г. Уфа;

3 Актуальность выполнения работ по диагностированию и оценке технического состояния технологических трубопроводов НПС МН /Сулейманов М.К., Чибирева А.В7 Опубл. 2003г. ГУЛ «ИПТЭР», материалы конгресса. Издательство «ТрансТЭК», г. Уфа;

4 Контроль напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов НПС/Сулейманов М.КУ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов», стр. 207-211 №63, 2004г., Издательство «ТрансТЭК», г. Уфа;

5 РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций» /Гумеров АГ., Гумеров Р.С., Акбердин А.М., Сулейманов М.К. и др. /;

6 РД 153-39ТН-009-96 «Положение о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов», /Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М.,. Сулейманов М.К. и др./.

7 РД 153-39.4Р-124-02 «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы технологического оборудования НПС МН» / Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин A.M., Сулейманов М.К. и др/;

8 РД 153-39.4Р-145-2003 «Методика оценки технического состояния, аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и прогнозирования безопасного срока их эксплуатации» / Калинин В.В., Лисин Ю.В., Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М., Сулейманов М.К. и др./.

Соискатель

М.К.Сулейманов

Фонд содействия научных исследований. Подписано к печали 08.04.2004. Бумага писчая. Заказ № 117 Т^аж100 экв Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

-V

J

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Сулейманов, Мухамед Камилович

Введение

1. Анализ методов контроля технического состояния технологических трубопроводов и оценки их напряженно-деформированного 12 состояния

1.1 Анализ методов контроля технического состояния технологических трубопроводов 12:

1.2 Анализ технического состояния длительно эксплуатируемых нефтепроводов

1.3 Анализ методов оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов ф 1.3.1 Спектрально-акустическая система контроля механических напряжений «Астрон»

1.3.2 Методы оценки механических напряжений с использованием их иагнитных характеристик. Электромагнитный метод контроля

1.3.3 Контроль напряженно-деформированного состояния трубопроводов, основанный на эффекте Баркгаузена

1.3.4 Контроль напряженно-деформировнного состояния трубопроводов, основанный на эффекте изменения тока размагничивания и коэрцитивной силы

1.3.5 Бесконтактная магнитометрическая диагностика трубопроводов

1.3.6 Метод магнитной памяти металла

2 Экспериментальные работы и разработка технологии контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов методом магнитной памяти металла

2.1 Особенности применения метода магнитной памяти металла для 36 оценки напряженно-деформированного состояния нефтепроводов

9 2.2 Эксперментальные и диагностические работы по контролю методом магнитной памяти металла!

2.3 Технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов методом магнитной памяти металла.

3 Технология выполнения обследования: и оценки* технического состояния технологических нефтепроводов НПС

3.1 Основные принципы, подготовительных мероприятий по обследованию нефтепроводов

3.2 Методы контроля и диагностирования нефтепроводов

3.2.1 Визуальный и измерительный контроль

3.2.2 Магнитометрический контроль

3.2.3 Особенности выполнения акустико-эмиссионного контроля нефтепроводов НПС

3.2.4 Ультразвуковой контроль

3.2.5 Капиллярный контроль

3.2.6 Магнитопорошковый контроль

3.2.7 Вибродиагностический контроль

3.3 Техническое обследование и диагностирование технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС

3.4 Диагностирование надземных нефтепроводов

3.5 Диагностирование подземных нефтепроводов

3.6 Обследование опор, подвесок, фундаментов

3.7 Гидравлические испытания нефтепроводов

3.8 Оценка технического состояния и прогнозирование остаточного срока службы

3.9 Подготовка и анализ исходных данных для аттестации

• технологических и вспомогательных нефтепроводов 95 4 Экспериментальные (промышленные) исследования и опытнопромышленная апробация методов контроля

4.1 Особенности контроля защищенности нефтепроводов от коррозии

4.2 Результаты акустико-эмиссионного контроля нефтепроводов

4.3 Особенности магнитометрического контроля

4.4 Ультразвуковой контроль

4.5 Капиллярный контроль

4.6 Измерение толщины стенок

4.7 Определение допустимого рабочего давления

4.8 Расчет остаточного ресурса технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС 115 Выводы 119 Список использованных источников

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии обследования и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов"

Нефтеперекачивающие станции содержат большое количество запорно-регулирующей арматуры, насосных агрегатов, технологических и вспомогательных нефтепроводов, которые входят в единую систему трубопроводного транспорта нефти.

Технологические трубопроводы нефтеперекачивающих станций - один из наиболее ответственных элементов нефтепроводного транспорта.

Вероятность отказов технологических трубопроводов мала при качественном изготовлении труб и выполнении строительно-монтажных работ в соответствии с требованиями нормативных и проектных документов.

В условиях работающей НПС отказы нефтепроводов могут быть спровоцированы развитием дефектов, возникших при изготовлении труб, их транспортировке, монтаже, а также повреждений, образовавшихся в процессе эксплуатации.

Существенное влияние на несущую способность нефтепроводов оказывает коррозионное поражение, вызванное повреждениями изоляционного покрытия, нарушениями в работе средств электрохимической защиты, наличием застойных участков трубопроводов, где со временем из нефти может выделяться вода, способствующая более интенсивному коррозионному разрушению металла трубы.

Трубопроводы могут быть подвержены дополнительным нагрузкам от температурных деформаций отдельных его участков, при просадке грунта или его подвижке, смещении в пространстве относительно присоединенного к нему оборудования. Кроме того, трубопровод испытывает малоцикловые нагружения при включении насосных агрегатов и изменении режимов работы нефтепровода.

Эти факторы вызывают изменение напряженно-деформированного состояния металла трубы, которое совместно с величиной напряжения от внутреннего давления- может способствовать ускоренному развитию дефектов, особенно в местах с концентраторами напряжений.

Значительная часть оборудования, технологических трубопроводов и вспомогательных коммуникаций НПС характеризуется длительным сроком эксплуатации. В современных условиях существующая система технического обслуживания, ремонта и оценки технического состояния технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС, регламентируемая действующими нормативными документами, являлась недостаточной для достоверного определения технического состояния трубопроводов и условий для дальнейшей их эксплуатации

В отличие от магистральных нефтепроводов на технологических трубопроводах НПС в связи с большой их разветвленностью, различием диаметров; наличием оборудования не представляется возможным применение внутритрубных диагностических снарядов.

Утвержденные Госгортехнадзором России руководящие документы по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов не распространяются технологические нефтепроводы НПС, хотя и содержат требования к устройству, эксплуатации, проведению ревизии, в объеме которой осуществляется диагностирование и оценка технического состояния трубопроводов: Эти положения могут быть использованы при решении частных задач по обеспечению надежной работы технологических нефтепроводов НПС.

Действующее в отрасли с 1996 г. РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации: эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций» [ 1 ] не учитывает изменения, происшедшие в материалах нефтепроводов после длительной (30 и более лет) эксплуатации, а также их напряженно-деформированное состояние.

Актуальность проблемы предопределило разработку в 2002-2003 г.г. институтом; совместно с ОАО «АК «Транснефть» руководящего документа РД 153-39.4Р-145-2003 «Положение по оценке технического состояния; аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и прогнозированию остаточного срока службы» [2].

Материалы диссертации были использованы при разработке этого документа.

Одним из важнейших факторов, определяющих техническое состояние длительно эксплуатируемых нефтепроводов, является его напряженно-деформированное состояние. Диссертация отражает результаты экспериментальных работ и разработки технологии контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов, а также теоретических исследований в этой области.

При разработке документа и определении методов обследования и контроля нефтепроводов были исследованы и учтены отечественный и зарубежный опыт по оценке технического состояния длительно эксплуатируемых трубопроводов. Вопросам обеспечения работоспособности, оценки технического состояния и остаточного ресурса конструкций, трубопроводов и оборудования опасных производств посвящены многие работы таких ученых, как Гумеров А.Г., Патон Б.Е., Клюев В.В., Гутман Э.М., Гумеров Р.С., Зайнуллин Р.С., Ямалеев К.М., Гумеров К.М. и др.

Были проанализированы существующие методы контроля и выбраны наиболее рациональные, позволяющие выявлять дефекты на ранней стадии их возникновения и развития, а также производить их оценку по степени опасности. Рассмотрены исследования зависимости магнитных характеристик ферромагнитных изделий от внешних напряжений в работах Вонсовского С.В., Тикадзуми С., Дубова А.А. Татура Т.А. и др. Разработана струюура применения комплекса методов обследования, диагностирования, позволяющая с большой достоверностью выявлять различные дефекты.

В первой главе изложен анализ действующих методов и нормативно-технических документов, определяющих порядок выполнения обследования и оценки технического состояния трубопроводов.

Приводится анализ технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов НПС. Основными причинами, вызвавшими отказ нефтепроводов, являются: коррозионные повреждения, брак, допущенный при изготовлении труб и выполнении строительно-монтажных работ, механические повреждения^ допущенные в результате выполнения ремонтных работ и в процессе эксплуатации, наличие дополнительных напряжений, вызванных пространственным смещением нефтепроводов.

Выполнен анализ существующих методов оценки. напряженно-деформированного состояния . трубопроводов, из ферромагнитных б материалов, применяемых на производстве, в том числе, акустического, магнитных методов контроля, с приложением и без приложения внешнего магнитного поля. Установлено, что эффективным методом выявления зон с концентраторами напряжений, характеризующими наличие дефектов в нефтепроводах, является метод магнитной памяти металла.

Во второй главе изложены основополагающие принципы контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводов методом магнитной памяти металла.

Приводятся результаты экспериментов, выполненных на образцах труб. Приводятся данные по результам контроля технологического оборудования и нефтепроводов НПС методом магнитной памяти металла.

На основе результатов экспериментов, контроля технологических нефтепроводов и оборудования НПС, выполнения опытно-промышленной апробации разработана технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов НПС с использованием метода магнитной памяти металла.

I.

В третьей главе приводится технология обследования, оценки технического состояния и остаточного срока службы технологических нефтепроводов НПС. Глава содержит основные положения по проведению диагностирования технологических и вспомогательных нефтепроводов.

Предусматривается проведение оценки технического состояния и эффективности работы средств электрохимической защиты, контроля сплошности изоляционного покрытия нефтепроводов, застойных и тупиковых участков нефтепроводов для оценки коррозионного поражения их наружных и внутренних поверхностей.

Для выявления напряжений,, представляющих опасность, как для. оборудования; так и для нефтепроводов, предусматривается проведение контроля напряженно-деформированного состояния в зонах соединения нефтепроводов с патрубками оборудования, а также в зонах опирания на фундаменты или опоры.

Разработан порядок выполнения контроля нефтепроводов акустико-эмиссионным методом, при котором осуществляется циклическое нагружение нефтепровода с увеличением давления иагружения до проектного значения. В процессе проведения контроля выявляются дефекты, находящиеся на разной стадии развития, в том числе на стадии предразрушения. Применяемые методы неразрушающего контроля позволяют эффективно выявлять дефекты, представляющие опасность для целостности нефтепроводов.

Установлен порядок расчета остаточного срока службы, который базируется на данных о трещиностойкости длительно эксплуатируемых нефтепроводов, а также скорости потери толщины стенки от коррозии до достижения значения потери толщины стенки равной 20 % от проектного значения.

В четвертой главе приводятся результаты проведенных промышленных исследований и опытно-промышленной апробации методов контроля, которые подтвердили достаточность и полноту установленных в руководящем документе методов, объема и последовательности проведения обследования технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС.

Представленные исследования были вызваны тем, что, несмотря на достигнутые успехи в области неразрушающего контроля и оценки работоспособного состояния магистральных трубопроводов, некоторые вопросы остались открытыми.

Среди них можно выделить' следующие:

-отсутствие технологии, регламентирующей порядок выполнения обследования, обеспечивающего достоверную оценку технического состояния и прогнозирование остаточного срока службы технологических нефтепроводов НПС МН;

-существующие документы, применяемые при диагностировании технологических трубопроводов, не позволяют эффективно осуществлять контроль напряженно-деформировнного состояния трубопроводов и определять места с дефектами, представляющими наибольшую опасность для целостности нефтепроводов;

-необходимость дальнейшего'исследования по оценке напряженно-деформированного состояния нефтепроводов и выявлению зон с дефектами, представляющими опасность для несущей способности нефтепроводов;

-необходимость дальнейшего развития комплексной системы технического диагностирования технологических нефтепроводов, позволяющей с применением ■■ методов неразрушающего контроля эффективно выявлять недопустимые дефекты.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ:- разработка технологии обследования и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов, повышающей их надежность.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ:

1 Анализ существующих методов контроля, факторов, влияющих на техническое состояние технологических трубопроводов.

2 Разработка технологии контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов.

3 Разработка технологии .обследования, оценки технического состояния, определения остаточного, ресурса технологических нефтепроводов НПС.

4 Опытно-промышленная апробация методов контроля.

МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ПОСТАВЛЕННЫХ ЗАДАЧ - при решении поставленных задач были использованы теория магнитоупругости, результаты стандартных испытаний трубных сталей, методы неразрушающего контроля, экспериментальные исследования, прочностные расчеты.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА:

- обоснованы параметры ( крнтроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов НПС;

- выявлены граничные значения напряженности магнитного поля рассеяния, соответствующие наличию дефектов. разработана технология обследования технологических нефтепроводов, позволяющая определять их техническое состояние и прогнозировать срок безопасной эксплуатации.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ:

Результаты работы использованы при разработке РД 153-39.4Р-145-2003 [2] и РД 153-39.4Р-124-02 [3], внедренных на объектах магистральных нефтепроводов.

Разработанная технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов и оборудования на основе магнитной памяти металла позволяет выявлять зоны с концентраторами напряжений, представляющими опасность для целостности нефтепроводов и корпусов оборудования.

Методами неразрушающего контроля осуществляется диагностирование технологических и вспомогательных нефтепроводов, при котором выявляются недопустимые дефекты.

Определены условия, когда по результатам диагностирования технологических и вспомогательных нефтепроводов участки нефтепроводов с недопустимыми дефектами должны быть заменены или отремонтированы, а нефтепровод должен быть приведен в соответствие с требованиями проектной документации.

Установлено, что наиболее достоверным является прогнозирование срока службы нефтепроводов по данным нагружения и циклической трещиностойкости трубных сталей, полученным экспериментальным путем в результате испытаний образцов труб длительно эксплуатируемых нефтепроводов, а также скорости коррозии до достижения коррозионного поражения, равного 20% от толщины стенок, установленного проектом;

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Основные положения и результаты диссертационной работы были использованы при диагностировании технологических нефтепроводов на ЛПДС «Каркатеевы» в 1999 г, на ЛПДС «Субханкулово» в 2002 г, а также технологического оборудования на НПС «Азнакаево», НПС «Краснокамская», НПС «Никольское» и других станциях в 2001 г.

Руководящий документ РД 153-39.4Р-145-2003 [2] был использован при диагностировании технологических нефтепроводов на ЛПДС «Субханкулово», выполненным ООО «Диапак» в 2003 г., на БКНС «Поповка» и «Бугуруслан» выполненнымs ООО' «Конструкция» в 2003 г., а также на других объектах, выполненных этими и другими организациями.

Разработанные документы РД 153-39.4Р-145-2003 [2] и РД 153-39.4Р -124-02 [3] предусматривают выполнение обследования и диагностирования методами неразрушающего контроля в объеме, обеспечивающем получение достоверной информации о техническом состоянии объекта, позволяющем выявлять оборудование и участки трубопроводов с недопустимыми дефектами, что дает возможность планировать работы по ремонту и замене дефектных участков трубопроводов и неисправного оборудования для приведения технологических нефтепроводов в соответствие с требованиями проектной документации.

Проведенные экспериментальные работы и промышленное применение подтвердили полноту и достаточность установленных в руководящих документах методов, объема и последовательности использования в реальных условиях эксплуатации различных методов НК и их сочетаний. и

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Сулейманов, Мухамед Камилович

выводы

Г Проведенные исследования по оценке технического состояния длительно эксплуатируемых нефтепроводов, а также экспериментальные работы по диагностированию технологических трубопроводов НПС, выполненные в объеме опытно-промышленной апробации методов и технических решений, представленных в разрабатываемом РД153-39.4Р-145-2003, позволили сделать следующие выводы.

Существующие нормативно-технические документы, регламентирующие обследование и оценку технического состояния трубопроводов что не учитывают воздействие на трубопровод локальных напряжений, вызываемых нагрузками от патрубков оборудования, температурными деформациями, смещением и просадками грунта, наличием различных дефектов, недостаточно отражены вопросы влияния коррозионного поражения как наружной, так и внутренней поверхности трубопроводов на их целостность.

Анализ технического состояния технологических нефтепроводов, эксплуатируемых длительное время, показывает, что основными факторами, приводящими к отказу нефтепроводов, являются дефекты, образовавшиеся при изготовлении, транспортировке труб, выполнении строительно-монтажных и ремонтных работ, ' эксплуатации нефтепроводов. На ресурс нефтепроводов оказывают влияние совокупность факторов малоцикловой усталости и изменения физико-механических свойств металла вследствие его старения.

В дефектных зонах напряжения в металле труб значительно выше, чем в бездефектных местах. Эти места являются концентраторами напряжений. В процессе эксплуатации под влиянием малоцикловых нагружений, эксплуатационных факторов, коррозионного воздействия происходит развитие дефектов, приводящее к разрушению дефектной зоны трубопровода.

Установлено, что применяемые методы контроля нефтепроводов должны обеспечивать выявление развивающихся дефектов, представляющих опасность для целостности нефтепровода.

Выбор метода оценки напряженно-деформированного состояния должен быть сделан с учетом необходимости выявления мест с концентраторами напряжений.

I.

Были рассмотрены акустический, магнитные с применением внешнего магнитного поля, магнитный с измерением собственного магнитного поля рассеяния методы контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводов.

Эффективным методом контроля, позволяющим выявлять дефекты (концентраторы напряжений) является метод магнитной памяти металла. Этот метод по результатам промышленной апробации был выбран в качестве метода контроля и оценки напряженно-деформированного состояния технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС.

2 Разработана технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов НПС методом магнитной памяти металла.

Экспериментально определены зависимости магнитных параметров1 нефтепроводов от механических напряжений. Установлены критерии граничных значений разности и градиентов напряженности магнитного поля рассеяния, соответствующих возможному наличию дефектов, при которых указанные зоны должны быть подвергнуты дополнительному дефектоскопическому контролю.

Практические работы, проведенные по диагностированию технологических нефтепроводов, оборудования НПС методом магнитной памяти металла определили его эффективность при выявлении концентраторов напряжений и соответственно различных дефектов.

3 Разработана технология обследования технологических, нефтепроводов, установлена необходимость корректировки расчета остаточного срока службы с учетом переходного процесса при пуске и остановке насосных агрегатов, а также скорости потери толщины стенки от коррозии до достижения значения потери толщины стенки равной 20 % от проектного значения.

4 Результаты диссертации были использованы при разработке РД 153-39.4Р-145 2003 и РД 153-39.4Р-124-02, которые были согласованы Госгортехнадзором России, утверждены в ОАО «АК»Транснефть» и применяются в Компании.

Результаты проведенных промышленных исследований и опытно-промышленной апробации методов контроля подтвердили достаточность и полноту установленных в руководящем документе методов, объема и последовательности проведения обследования технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сулейманов, Мухамед Камилович, Уфа

1. РД 153-39ТН-008-96. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. -Уфа: Бюро «ХРОМИС». 1997. 205 с.

2. РД 153-39.4Р-145-2003: Положение по оценке технического состояния, аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и прогнозирования остаточного срока службы. -Уфа: ГУП «ИПТЭР». 2003. -88 с.

3. РД 153-39.4Р-124-02 Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы технологического оборудования НПС МН. -Уфа: ГУП «ИПТЭР». 2002. 157 с.

4. РД 38.13.004-86 Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см2). М: «ХИМИЯ». 1988. -283 с.

5. ПБ 05-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических нефтепроводов. М: ООО «БЭСТ-принт». 2003. 148 с.

6. РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. М.: «Недра-Бизнесцентр». 2000. - 193 с.

7. РД 153-39.4Р-119-02. Методика оценки работоспособности и проведения аттестации длительно, эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов.- М.: ОАО «АК «Транснефть»., 2002.

8. ОСТ 153-39.4-010-2002. Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений.

9. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. Согласовано с Госгортехнадзором России 11.01.96.

10. РД 50-690-89. Методы оценки показателей надежности по экспериментальным данным.

11. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Ямалеев К.М., Росляков А.В. Старение труб нефтепроводов.-М.:Недра,1995.'- 224 с.

12. Джарджиманов А.С.Внутритрубная дефектоскопия магистральных нефтепроводов. // Безопасность труда, 1994. №7.- с.8-12.

13. Гумеров К.М., Гумеров И.К., Худяков М.А., Ишмуратов Р.Г., Салихов М.С., Галяутдинов А.Б.,. Оценка технического состояния участка нефтепровода по результатам комплексной • диагностики и изучения состояния металла.

14. Ромашов В.П. Спектрально-акустический метод диагностики. Опыт внедрения и перспективы. Приложение к ТТН, №8 2002.

15. Дубов А.А. Диагностика трубопроводов и сосудов с использованием метода магнитной памяти металла.//Безопасность труда в промышленности, 1997. №6. С. 27-31.

16. Дубов А.А., Демин Е.А., Миляев А.И., Стеклов О.И. Контроль напряженно-деформированного состояния газопроводов.//Газовая промышленность, 2002. №2. - С.58-61.

17. РД 34.17.437-95. Неразрушающий магнитный метод диагностирования сварных соединений трубных систем котлов и трубопроводов энергетических установок.

18. РД ЭО 0185-00. Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов энергоблоков АЭС. М.: Концерн «Росэнергоатом», 1999. - 63 с. ь

19. Дубов А.А. Исследования свойств металла с использованием эффекта магнитной памяти металла. //Металловедение и термическая обработка металлов, 1997. №9.

20. Вонсовский С.В. Магнетизм. М. Наука, 1971. -1032 с.

21. Дубов А.А., Власов В.Т. Физические эффекты, лежащие в основе метода магнитной памяти металла. //Материалы научно-технической конференции «Неразрушающий контроль и диагностика», Санкт-Петербург, 2002.

22. Диагностика оборудования и конструкций с использованием магнитной памяти металла. //Третья международная научно-техническая конференция. М: ООО «Энергодиагностика». 2003.

23. РД 153-39.4-067-00. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов. М: ОАО «АК»Транснефть». 2000

24. ПБ-03-593-03 . Правила организации; и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, . аппаратов, котлов, технологических трубопроводов . Утв. постановлением Госгортехнадзора России № 77 от 09.06.2003.-23 с.

25. Исследования взаимодействия трубных обвязок с магистральными насосами и задвижками НПС. Днепропетровский инженерно-строительный институт, 1988.- 53 с.

26. Петров В.А. О перегрузочных испытаниях.// Дефектоскопия, 1997. -№3. С. 92-97.

27. Новые подходы к диагностике дефектов в трубопроводах. За рубежом. «Транс-Пресс», 1998. С. 37-44

28. РД 153-39.4Р-118-02. Правила испытаний линейной части действующих магистральных нефтепроводов.-Уфа? ГУП «ИПТЭР». 2002

29. Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1989.

30. Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах. Утв. постановлением Госгортехнадзора России №43 от 09.07.2002 г.

31. Неразрушающий контроль и диагностика: Справочник./ Под ред. В.В.Клюева.-М.: Машиностроение, 1995.

32. Татур Т.А. Основы теории электромагнитного поля: Справочное пособие. М.: Высшая школа, 1989.»- '

33. Иванцов О.М. Надежность ' и безопасность магистральных трубопроводов России //Трубопроводный транспорт нефти, 1997. №10.1. С. 26-31.

34. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Гумеров Р.С. и др. • Восстановление работоспособности труб нефтепроводов.-Уфа: Башкирское книжное изд-во, 1992.-235 С.

35. Гумеров А.Г., Ямалеев К.М. Характер разрушения металла труб нефтепроводов при малоцикловом нагружении. //Нефтяное хозяйство, 1985. -№6.

36. Зайнуллин Р.С. Механика катастроф. Обеспечение работоспособности оборудования в условиях механохимической повреждаемости.- М.: МИБ СТС, 1997.

37. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Гумеров Р.С. Прогнозирование долговечности нефтепроводов на основе диагностической информации. //Нефтяное хозяйство, 1991. - №10.

38. Вольский М.И. Гуменный Л.К., Лаптев Т.И. К вопросу исследования причин разрушения магистральных нефтепроводов. //Нефтяная промышленность ,- 1978. №11.

39. Исхаков Р.Г., Володин В.Г. Отчет о научно исследовательской работе "Исследование и совершенствование системы автоматического ввода резервного насосного агрегата на полностью открытые задвижки (АВР НАПОЗ)".

40. Долгов И.А., Горчаков В.А. и др. Оценка поведения стресс-коррозионных трещин при нагружении трубы внутренним давлением. УДК 620.178.3, Предриятие "Тюментрансгаз" Югорск, Рургаз АГ Эссен, Институт физики металлов УрО РАН С. 83-89.

41. Dr. Schmerwitz Н. Опыт испытания трубопроводов с большим сроком службы методом стресс-теста. Транспорт и хранение нефти. Зарубежный опыт. Выпуск2-3. Москва, 1998.-С. 1-6.

42. Гумеров Р.С. Комплексная система обеспечения работоспособности нефтепроводов,Дисс. д-ратехн наук, 1997г., Уфа. -393 с.

43. Семенова И.И. Алгоритм оценки скорости внутренней и наружной коррозии магистральных трубопроводов по результатам аппаратной диагностики.//Нефтяное хозяйство, 2001. № 10. - С.79-81.

44. Лукъяненко В.И., Тихомирова-Андреева Н.М. и др. . Моделирование монотонных процессов старения технологического оборудования ипрогнозирование остаточного ресурса. //Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2003.-№ 7. С. 46-47 .

45. Мужицкий В.Ф., Безлюдько Г.Я. и др. Магнитный контроль напряженно-деформированного состояния труб магистральных газопроводов. Седьмая международная деловая встреча "Диагностика 97". (Ялта, апрель 1997) ИРЦ "Газпром"Москва. С.163-171.

46. Горкунов Э.С., Новиков В.Ф. и др. Устойчивость остаточной намагниченности термически обработанных стальных изделий к действию упругих деформаций. //Дефектоскопия, 1991. №2 . - С.68-75.

47. Петров В.А. Гидравлические испытания не гарантируют безопасной эксплуатации; объектов. //Безопасность труда в промышленности; 1998: № 4.- С. 28-29.

48. Сапун А. А., Киченко Б.В. Диагностирование и оценка работоспособности оборудования и трубопроводов топливно- энергетического комплекса. //Безопасность труда в промышленности, 1996.-№ 9.- С. 20-25.

49. Шевнин В.М., Гофман Ю.М. Диагностирование сварных соединений трубопроводов энергетических установок методом магнитной памяти. //Безопасность труда в промышленности, 2001. № 5> С. 55-57.

50. Макаров Р.А. Средства технической диагностики машин.- М.: Машиностроение, 1981. -223 с.

51. Михеев М.Н., Горкунов Э.С. Магнитные и термоэлектрические методы фазового анализа .//Дефектоскопия, 1985. -№12.- С.3-21.

52. Суворов В.И. Дефекты в металлах. М.: Наука, 1984. 176 С.

53. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения

54. ГОСТ 27.004-85. Надежность в технике. Системы технологические. Термины и определения

55. ГОСТ 27.301-95. Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения

56. ГОСТ 8.495-83. ГСИ. Толщиномеры ультразвуковые контактные. Методы и средства поверки

57. ГОСТ 9.602-89. ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

58. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

59. ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение

60. ГОСТ 9454-78. Металлы.'* Методы испытания на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температурах

61. ГОСТ 16076-70*. Заглушки сферические для соединений трубопроводов по внутреннему конусу

62. СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ

63. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы

64. СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы

65. СН 527-80. Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа <• '

66. ВСН 012-88. Строительство ' магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. М., Миннефтегазстрой, 1990.

67. ГОСТ 7268-82. Сталь. Метод определения склонности к механическому старению по испытанию на ударный изгиб.

68. ГОСТ 11358-89. Толщиномеры и стенкомеры индикаторные с ценой деления 0,01 и 0,1 мм. Технические условия

69. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Швы сварные. Методы ультразвуковые

70. ГОСТ 23667-85. Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Метод измерения основных параметров

71. ГОСТ 18442-86. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы контроля

72. ГОСТ 21105-90. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковыйметод

73. ГОСТ 27.310-95. Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения

74. ГОСТ 2789-73. Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики

75. ГОСТ 26656-85. Техническая диагностика. Контролепригодность. Общие требования

76. ГОСТ 27518-67. Диагностирование изделий. Общие требования