Техническая диагностика нефтегазового оборудования

Качество работы узлов  и механизмов проверяют поочередным  включением их при работающем двигателе. При этом устанавливают исправность механизмов, правильность и надежность включения и выключения узлов и механизмов, обеспечение монтажной жесткости соединения узлов (секций мачты, редукторов и лебедок буровой установки и т.п.), отсутствие ослабления болтовых и прочих соединений, проверяется правильность регулировки узлов и механизмов, исправность действия смазочных устройств, отсутствие или наличие течи рабочей жидкости гидросистемы, наличие масла в редукторах, герметичность пневмосистемы.

Выявленные дефекты, относящиеся  к неисправности буровой установки, отмечаются в Карте осмотра буровой установки и подлежат устранению [6,п.2,3,4].

 

2.2.Диагностирование линейной части стальных

газонефтепроводов и арматуры

 

Наиболее сложными для технического диагностирования являются подземные газонефтепроводы. Особенности определения их технического состояния рассмотрим на примере стальных подземных газопроводов.

Требования к  техническому состоянию газопроводов установлены в утвержденных Госгортехнадзором РФ ПБ 12-368-00 «Правила безопасности в газовом хозяйстве». Предусмотрено, что оценка технического состояния осуществляется путем оперативной диагностики с периодичностью не реже одного раза в три месяца, а приборного технического обследования — не реже одного раза в пять лет.

Плановое и внеочередное диагностирование производится в два  этапа - без вскрытия грунта (бесшурфовое) и шурфовое.

Анализ результатов диагностирования, проводимый ГРО, осуществляется комиссией с оформлением актов. Анализ результатов диагностирования, проводимый экспертной организацией, имеющей соответствующую лицензию, осуществляется в порядке, предусмотренном Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности (утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 № 64, зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98, peг. № 1656).

Последовательность выполнения диагностических работ приведена  на схеме рис. 2.2.

Рис. 2.2. Порядок диагностирования подземных газопроводов

 

Получить информацию о динамике изменения свойств  металла и изоляционного покрытия на трассе подземных газопроводов, необходимую для оценки остаточного ресурса, можно только при наличии шурфов, что значительно повышает трудности диагностирования. Поэтому на первом этапе технического диагностирования максимум информации стремятся получить без вскрытия грунта.

Программа диагностирования без вскрытия грунта включает следующие разделы:

• проверка герметичности  газопроводов в соответствии со СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы ». Подземный газопровод считается выдержавшим испытание на герметичность, если фактическое падение давления в период испытаний не превысит допускаемое р, определяемое по формуле

 

                                                                                                 (2.1)

где d — внутренний диаметр газопровода, мм;

Т — продолжительность испытаний, Т = 24 ч;

 

• проверка эффективности электрохимической защиты от коррозии путем измерения потенциалов на защищенном участке (в точке подключения установки электрохимической защиты и на границах создаваемой ею защитной зоны);
• проверка состояния изоляции (в том числе наличия сквозных повреждений) производится во всех местах, доступных для визуального контроля; на засыпанных участках газопровода — проверка сплошности изоляционного покрытия с помощью специальных приборов (АНПИ, КАОДИ, C-S_can и др.);
• выявление участков газопровода с аномалиями металла труб с помощью приборов, позволяющих дистанционно установить места коррозийных или иных повреждений труб, а также участки газопровода с местным повышением напряжений.
• определение коррозийной активности грунта и наличия блуждающих токов на участках с наиболее неблагоприятными условиями по этому показателю.

По полученным результатам  диагностирования без вскрытия грунта составляется акт и производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе, устраиваемом в период строительства. Если на действующем трубопроводе базовый шурф отсутствует, место базового шурфа выбирается в одном из мест обнаружения наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоляции и однозначно в случае их совпадения (критерием, подтверждающим наличие мест аномалий, является всплеск параметров магнитного поля более чем на 20 % по сравнению с фоновым значением).

Помимо базового при необходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов. Основными критериями такой необходимости являются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции с показаниями определения аномалий металла, результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия с местами высокой агрессивности грунта, наличие блуждающих токов [1,стр. 233-251].

Программа шурфового диагностирования включает:

• определение толщины  и внешнего вида изоляционного покрытия (расположение и размеры сквозных повреждений, наличие трещин, бугристость и др.), механической прочности, адгезии (прилипаемости) изоляционного покрытия к металлу трубы, величины переходного электрического сопротивления;

• определение величины коррозийных повреждений трубы, наличие вмятин, рисок и т.п., контроль наружного диаметра и толщины  стенки при наличии коррозийных повреждений;

• определение вида и  размеров дефектов в сварных швах, если они попали в зону шурфа и  при осмотре обнаружены их отклонения от требований нормативных документов;

• определение коррозийной  активности грунта и наличия блуждающих токов;

• определение фактических  значений временного сопротивления  о_вф и предела текучести о_тф при толщине стенки 5 мм; более 5 мм — определение ударной вязкости металла, параметров напряженно-деформированного состояния в кольцевом сечении.

Оценку технического состояния  газопровода проводят путем сравнения  фактических значений параметров технического состояния с предельно допустимыми значениями соответствующих определяющих параметров. При достижении предельного состояния принимают решение о ремонте газопровода или его демонтаже. При наличии запаса производят оценку остаточного ресурса по следующим определяющим параметрам:

• переходному сопротивлению  изоляционного покрытия;

• изменению пластичности металла труб в результате старения;

• изменению ударной вязкости (трещиностойкости) в результате старения;

• величине напряженно-деформированного состояния при действии фронтальной (общей) коррозии металла;

• величине язвенной коррозии металла.

  Остаточный срок службы принимается  наименьшим из рассчитанных по определяющим параметрам [7,п.4,п.6].

2.2.1. Расчет остаточного срока службы газопровода

 

 Состояние изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному сопротивлению R_ф в сравнении с критическим (предельным) R_K значением конечного переходного сопротивления труба-грунт. Критическое (предельное) переходное сопротивление на диагностируемом участке газопровода вычисляется решением трансцендентного уравнения

,                                            (2.2)

где r_г - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом×м;

D - наружный диаметр трубопровода, м;

Н - глубина от поверхности земли до верхней образующей трубопровода, м;

h - толщина стенки трубы, м.

Решать уравнение следует  методом подбора значения R_к, обеспечивающего равенство левой и правой частей уравнения с точностью 0,5.

 Расчет остаточного  срока службы изоляционного покрытия  по переходному сопротивлению (t_ост, год) проводится по формуле

                                ,                                                              (2.3)

где a - постоянная времени старения (год^-1), рассчитываемая по формуле

,                                                               (2.4)

где R_о - переходное сопротивление изоляционного покрытия на законченном строительством участке газопровода. Берется реально измеренное R_о значение для данного участка либо принимается по табл.;

t_ф - фактическое время эксплуатации газопровода до начала диагностирования, год.

Пример расчета  остаточного срока службы изоляционного  покрытия

Пусть в результате диагностирования было определено:

газопровод из стальных труб наружным диаметром D = 0,219 м и толщиной стенки трубы h = 0,006 м проложен в грунте средней коррозионной активности удельным сопротивлением r_Г = 12 Ом×м на глубине Н = 1 м. Его переходное сопротивление, замеренное в шурфе, R_ф = 100 Ом×м², а исходное значение, принимаемое по табл. 2.1, R_о = 5×10⁴ Ом×м². Время эксплуатации t_ф = 30 лет.

Подставляем имеющиеся значения в формулу (1):

,                                     (2.5) 

после арифметических упрощений  имеем

R_к = 16,098 + 1,314lnR_к.                                             (2.6)     

Решаем полученное уравнение  методом подбора с точностью  не ниже 0,5 Ом×м².

Значение Rк для левой части уравнения	18,0	20,0
Соответствующее значение Rк в правой части уравнения	19,89	20,03

Принимаем величину критического переходного сопротивления R_к = 20,0 Ом×м².

Проверяем выполнение условия 2R_к < R_ф : 2´20,0 < 100, условие выполняется.

По формулам (3) и (2) проводим расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия:

 = 0,21 год^-1;                               (2.7) 

 = 6,60 года.                               (2.8)    

Таким образом, по результатам  расчета, по истечении семи лет на продиагностированном участке газопровода ожидается снижение переходного сопротивления изоляционного покрытия за допустимые пределы и должно быть принято решение о дальнейших противокоррозионных мероприятиях, в том числе с применением пассивной и активной электрохимической защиты[7,п.4,п.6].

Таблица 2.1

      Переходное сопротивление изоляционного покрытия R_о на законченном

строительством участке газопровода

 

Основа покрытия	Переходное сопротивление, Ом x кв. м
Битумные мастики	5×104
Полимерные рулонные материалы	105
Полиэтилен экструдированный	3×105
Стеклоэмаль	103

 

2.3. Диагностирование установок для ремонта скважин

 

Установки для  ремонта скважин (далее установки) изготовляются в передвижном исполнении и представляют собой мачтовый подъемник, смонтированный на специальном шасси или на шасси базового серийного автомобиля. Техническое диагностирование установки регламентировано РД 08-195-98 «Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных установок для ремонта скважин». Порядок диагностирования по РД 08-195-98 приведен на рис. 2.3.

Визуальный и  измерительный контроль металлоконструкций, механизмов и оборудования выполняют в соответствии с типовыми картами осмотра установок. При необходимости применяют различные методы неразрушающего контроля. В качестве одного из основных предусматривается использование метода акустической эмиссии, позволяющего выявить в металлоконструкциях зарождающиеся и развивающиеся дефекты типа усталостных трещин. Акустико-эмиссионная диагностика осуществляется совместно со статическими испытаниями установки под нагрузкой.

К возможным характерным  дефектам металлоконструкций, возникшим в процессе эксплуатации, относят:

• изгибы, смятия и другие виды деформаций, отклонения положения узлов от проектных;
• разрушение элементов вследствие коррозии;
• разрушение (вздутие) элементов замкнутого сечения вследствие скапливания и замерзания в них воды;
• образование трещин в сварных швах, основном металле и ослабление болтовых соединений;
• выработку (износ) шарнирных соединений.