«Газпром нефтью» запатентована технология бесконтактной диагностики трубопроводов. Диагностика трубопроводов нефти


Акустическая томография трубопроводов | Инженерная практика

Проблема диагностики дефектных участков трубопроводов и предотвращения протеканий – одна из наиболее актуальных в отрасли. ООО «Рент Технолоджис» предлагает Вашему вниманию опыт разработки и применения метода акустической томографии. Данный метод позволяет обследовать и диагностировать дефектные участки трубопровода без изменения эксплуатационного режима.

26.12.2016 Инженерная практика №09/2016 Самойлов Евгений Владимирович Заместитель генерального директора ООО «Рент технолоджис» Хайруллин Вячеслав Рафаилович Эксперт ООО «НТЦ «Нефтепромдиагностика» Артеменко Сергей Юрьевич Эксперт ООО «Геотехэксперт»

Акустическая томография позволяет обнаружить места повышенной акустической эмиссии или акустические аномалии, возникновение которых обусловлено утонением стенки трубы вследствие как наружной, так и внутренней коррозии или интенсивной трещиноватостью.

Кроме того, метод позволяет выявить акустические аномалии, которые возникают в местах перенапряжения металла, что, в свою очередь, приводит к изменению профиля трубы и разрушению конструктивных элементов.

ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕТОДА

Метод акустической диагностики (АТ-метод) относится к так называемым «оперативным методам», или «экспресс-методам». Он позволяет определить остаточный рабочий ресурс трубопровода или необходимость его перекладки. Также возможно определить участки, на которых необходимо осуществить шурфовку и провести локальные профилактические работы для предотвращения образования течи.

Методом диагностируются трубопроводы наземные и подземные, канальной и бесканальной прокладки, находящиеся в режиме эксплуатации при давлении более 2,5 атмосфер. Диаметр трубопровода – от 80 до 1500 мм. Длина единичного участка для диагностики – от 40 до 300 м. Точность определения местоположения дефекта – 1% от базовой постановки датчиков.

Работы по диагностике осуществляются следующим образом: на концах диагностируемого участка в точках доступа размещаются датчики, соединенные с регистраторами. Регистраторы работают автономно и синхронно. Между ними нет ни кабельной линии связи, ни радиоканала. Осуществляется запись шума тока транспортируемой жидкости по трубе. После этого полученные записи обрабатываются на компьютере с помощью специального программного обеспечения, а результат обработки представляется на графике, где ось X – расстояние от одного из датчиков, а ось Y – уровень энергии сигнала эмиссии. Пример приведен на рис. 1.

Рис. 1. Диагностика выкидного трубопровода. Красным цветом выделены четыре акустические аномалии

С помощью данной методики осуществляется оценка остаточного ресурса. Если ресурс исчерпан, даются рекомендации, в каком месте лучше осуществить шурфовку и провести экспертизу. А для трубопроводов с достаточным для дальнейшей эксплуатации рабочим ресурсом в местах с повешенной акустической эмиссией даются рекомендации по проведению профилактических ремонтных работ с целью предотвращения порывов.

В настоящее время АТ-метод получил наибольшее применение для диагностики трубопроводов горячего водоснабжения. В частности, Московская объединенная энергетическая компания (МОЭК), на балансе которой находятся все тепловые сети г. Москвы, диагностирует данным методом более 2500 км трубопроводов в год.

СТЕНДОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ

Для диагностики нефтепроводов данный метод впервые был опробован на стенде организации ПАО «Транснефть». Стенд представляет собой трубопроводы различного диаметра, длиной около 0,5 км. В каждую из труб врезаны катушки, содержащие различные дефекты, которые были предварительно тщательно исследованы экспертными методами.

На одном из участков тестовой трубы диаметром 530 мм и длиной 150 м было 20 различных дефектов, в том числе вмятины, механическое утонение стенки, коррозионное утонение и т.п. В режиме обработки по принятому для трубопроводов тепловых сетей алгоритму было обнаружено 15 дефектов, а при подключении дополнительного режима – еще четыре. Таким образом, перспективная возможность АТ-метода по выявлению дефектов составила 95%. По совокупности на указанном трубопроводе длиной около 0,5 м было обнаружено 82% указанных дефектов.

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ

На действующих нефтепроводах данный метод в прошлом году был испытан экспертной организацией ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика». Для апробации были выбраны участки, прошедшие внутритрубную диагностику (ВТД). Метод позволил обнаружить четыре дефекта из пяти. Дополнительно был найден коррозионный дефект, который не был обнаружен ВТД – дефект с 50%-ным утонением стенки трубы из-за внутренней коррозии.

Экспертной организацией ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» была проведена диагностика шести участков нефтепровода с переходом через реку на месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Важно отметить, что трубопровод на дне реки находился под пригрузом (рис. 2), что критично для применения метода, так как невозможно дать однозначный ответ на вопрос, чем вызвана акустическая аномалия: пригрузом или коррозией. За пределами переходов, в местах, указанных как акустические аномалии, были обнаружены поперечные риски, утонения стенки трубы на 25% и небольшая 5%-ная коррозия.

Рис. 2. Диагностика нефтепровода на месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Влияние перегруза на отметке 36; повышенные напряжения на угле подъема (отметка 56 м)

Акустической томографией воспользовалась также компания «Геотехэксперт», проведя диагностику нескольких участков выкидных линий от скважины до автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ) в районе месторождений города Сургут. Пример полученных АТ-методом результатов приведен на рис. 1, на котором красным цветом выделены два интервала, в которых обнаружены четыре аномалии.

Рис. 3. Шурф на отметке 40-45 м. Контакт труб и место обнаружения внутреннего дефекта

При обследовании трубы в шурфе на интервале 40-45 м (рис. 3) было обнаружено, что первая аномалия обусловлена контактом труб – это недопустимо на основании п.3.1.22 РД 39-132-94. Вторая аномалия – утонение стенки трубы – остаточная толщина составила 3,8 мм (отбраковочная толщина 2 мм). На других участках были обнаружены коррозионные дефекты с остаточной толщиной стенки трубы 2,3 и 3,4 мм.

Там же была осуществлена диагностика наземных трубопроводов, находящихся на территории предприятия по предварительной переработке нефти. Особенность данной работы заключалась в том, что по трубам транспортировалась нефтяная смесь с большим содержанием газа. На момент написания статьи были обследованы три интервала критических акустических аномалий на одном трубопроводе. Обследования показали наличие расслоения металла в этих местах. Экспертная организация представила заключение о необходимости проведения ремонтных работ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, на сегодняшний день эффективность метода для нефтепроводов составляет около 70%. При этом следует учитывать, что акустическая томография относится к группе экспресс-методов, позволяющих проводить диагностику без вмешательства в процесс эксплуатации трубопровода.

Более того, данный метод очень продуктивен, так как одна бригада может за день обследовать более 1 км трубопровода. При этом программа максимально автоматизирована и оператор не должен обладать какими-либо специфическими навыками.

Практическое применение данной технологии на трубопроводах тепловых сетей при планировании ремонтных работ в ОАО «Кузбассэнерго» позволило сократить количество протечек практически в два раза (рис. 4).

Рис. 4. Практическое применение метода в ОАО «Кузбасэнерго» Другие статьи с тегами: Диагностика трубопроводов

glavteh.ru

Внутритрубная диагностика нефтяных и газовых трубопроводов

Нами очищены и обследованы внутритрубными дефектоскопами более 3400 километров трубопроводов диаметром от 159 мм до 1420 мм.

Цель услуги:

1. Обследование технического состояния трубопровода.

2. Расчеты на прочность (максимального разрешенного давления) и долговечность (остаточного ресурса) по результатам обследования.

3. Экспертиза промышленной безопасности. Лицензия № ДЭ-00-013475.

Этапы технологии внутритрубной диагностики:

1. Подготовительные работы - определение (по данным опросного листа) и обеспечение контролепригодности обследуемого трубопровода.

2. Очистка внутренней полости трубопровода от инородных предметов, окалины, остатков электродов, асфальтосмолистых, парафиновых и пирофорных отложений.

3. Калибровка трубопровода - определение минимального проходного сечения трубопровода и обеспечение 70% проходимости от наружного диаметра (т.е. устранение всех дефектов геометрии, превышающих 30% от наружного диаметра).

4. Обследование трубопровода профилемером - выявление дефктов геометрии трубопровода (вмятин, гофр, овальности) и изерение радиуса поворотов. Обеспечение проходимости трубопровода в 85% от от наружного диаметра (устранение всех дефектов геометрии, превышающих 15% от наружного диаметра) и минимального радиуса поворота трубопровода, равного 1,5Dн или 3Dн (Rпов. должно быть более или равно 1,5Dн или 3Dн в зависимости от применяемого после пофилеметрии дефектоскопа).

5. Обследование трубопровода внутритрубными магнитными (MFL и TFI) и/или ультразвуковыми дефектоскопами - выявление таких дефектов, как: коррозия (внутренняя, наружная, точечная и сплошная), стресс-коррозия под напряжением, расслоения, включения, разноориентированные трещины и др. дефекты стенки трубопровода.

6. Расчет на прочность и долговечность (остаточного ресурса) и экспертиза промышленной безопасности.

С 2007 г. нами выполнены работы по внутритрубной диагностике и экспертизе промышленной безопасности трубопроводов (в т.ч. подводных переходов) в ОАО АНК «Башнефть», ОАО «Удмуртнефть», ООО «Белкамстрой», ОАО «Белкамнефть», ЗАО «Нафтатранс», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «БПО-Отрадный» и др.

Опыт работ по внутритрубной диагностике нефтегазопроводов более 10 лет.

vostokoil.ru

Использование акустико-резонансного метода диагностики промысловых трубопроводов для определения несанкционированных врезок

Ежегодно совместная работа нескольких подразделений ПАО «Оренбургнефть» приводит к обнаружению и ликвидации несанкционированных врезок в промысловые трубопроводы Компании. В частности, Управление эксплуатации трубопроводов (УЭТ) осуществляет целый комплекс мероприятий по обнаружению возможных несанкционированных врезок: обходы и объезды трубопроводов, облеты с помощью вертолетного и самолетного транспорта, проведение внутритрубной диагностики, отслеживание возможных неприходов по узлам учета нефти. Однако проблема обнаружения несанкционированных врезок по-прежнему актуальна, в связи с чем перед специалистами стоит задача поиска новых, экономически и технически обоснованных методов их обнаружения. В предлагаемой Вашему вниманию статье проанализированы результаты проведенных специалистами УЭТ и ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» ОПИ акустико-резонансного метода диагностики трубопроводов с целью обнаружения несанкционированных врезок.  

19.11.2016 Инженерная практика №07/2016 Колесников Дмитрий Владимирович Заместитель начальника Управления эксплуатации трубопроводов – Главный инженер УЭТ ПАО «Оренбургнефть» Савицкая Елена Иосифовна Начальник отдела инжиниринга и повышения надежности трубопроводов ПАО «Оренбургнефть» Кислинский Олег Юрьевич Ведущий инженер отдела инжиниринга и повышения надежности трубопроводов ПАО «Оренбургнефть»

Одна из актуальных и сложных проблем при эксплуатации промысловых трубопроводов состоит в обнаружении несанкционированных отборов нефти, или иначе – несанкционированных врезок в трубопроводы. Данная преступная деятельность третьих лиц наносит значительный экономический ущерб предприятию, поскольку влечет за собой штрафы за загрязнение природной среды, дополнительные затраты на локализацию и ликвидацию последствий аварий и инцидентов на трубопроводах, а также упущенную выгоду от реализации нефти.

В выпуске «Инженерной практики» №10-2015 была опубликована статья Первого заместителя генерального директора, главного инженера ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» Евсеева С.В. с соавторами «Акустический метод диагностики промысловых трубопроводов». Изучив данную статью, специалисты управления эксплуатации трубопроводов ПАО «Оренбургнефть» предложили целенаправленно оценить эффективность акустико-резонансного метода диагностики трубопроводов в отношении обнаружения несанкционированных врезок.

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ОСНОВА МЕТОДА

Метод акустико-резонансной диагностики базируется на вибрации отдельных элементов трубы под воздействием пульсации давления в трубопроводе и эмиссии сигналов акустических частот, которые распространяются по транспортируемой среде. Оценка технического состояния трубопровода осуществляется в соответствии с разработанными критериями, связывающими виброэмиссионные свойства дефекта с вероятностью образования течи.

С помощью данного метода можно выполнять диагностику трубопроводов надземной и подземной, канальной и безканальной прокладки диаметром от 80 мм, находящихся в эксплуатации при внутреннем давлении более 0,25 МПа и обязательном наличии тока транспортируемой среды по трубопроводу. Основной плюс применения данного метода заключается в отсутствии необходимости изменения давления при диагностике – трубопровод работает в обычном режиме.

Для понимания физики процесса локальные утонения на трубе можно рассматривать как мембрану. Решение задачи о колебаниях мембраны на трубе представлено в ряде фундаментальных работ по гидроакустике. Они показывают, что основной параметр колебания – частота – зависит от соотношения толщин ненарушенной части трубы и дефекта и линейных размеров последнего: чем меньше дефект, тем выше частота колебания. Проведенная оценка показала, что дефект размером 200-300 мм обладает собственной частотой колебаний около 1000 Гц. Учитывая большое многообразие коррозионных дефектов на трубопроводах, наиболее вероятный частотный диапазон сигналов эмиссии, распространяющихся по транспортируемой среде, составляет от 100 до 5000 Гц.

Поверхность трубы состоит из отдельных элементов (интервалов) вибрации. Одним из параметров вибрации этих элементов служит собственная частота вибрации, которая зависит, в первую очередь, от площади элемента. При использовании АР-метода исследуются сигналы в диапазоне частот от 500 до 3000 Гц. Силовым фактором, который приводит к вибрации элемента трубы, служит пульсация давления в транспортируемой среде. В большей степени она обусловлена турбулентностью движения транспортируемой среды. При этом пульсация давления в среде должна быть достаточной для «раскачивания» элементов. В связи с этим в число обязательных условий для диагностики рассматриваемым методом входят скорость течения транспортируемой среды около 1 м/с и давление не менее 0,25 МПа.

Пульсация давления в среде представляет собой серию уникальных по частоте импульсов. Когда частота импульса совпадает с собственной частотой колебания дефекта или близка к ней, последний вибрирует с наибольшей амплитудой (явление резонанса). При этом происходит наиболее интенсивное излучение (эмиссия) сигналов в окружающую среду (воздух), металл трубы и транспортируемый продукт. Амплитуда колебания дефекта и энергия сигнала, в частности эмиссия, зависят от толщины стенки трубы в месте дефекта, рис. 1.

Рис. 1. Определение мест утонения стенки трубы

ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ

В июне 2016 года специалистами ПАО «Оренбургнефть» совместно с ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» были проведены ОПИ метода АР-диагностики двух участков нефтепровода «УПСВ Курманаевская – УПН Бобровская».

Таблица 1. Технические характеристики трубопровода

Объекты для проведения испытаний выбирались специалистами УЭТ на основании соответствия требуемым техническим характеристикам по давлению и наличию тока транспортируемой среды. Кроме того, на выбранных для обследования участках нефтепровода имелись ранее ликвидированные персоналом ПАО «Оренбургнефть» несанкционированные врезки. Число и местоположение врезок специалистам ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» перед началом проведения работ известны не были.

Технические характеристики выбранного для испытания трубопровода и его схема представлены в табл. 1 и на рис. 2 соответственно.

Рис. 2. Схема нефтепровода «УПСВ Курманаевская – УПН Бобровская»

Обследование проводилось на двух участках нефтепровода (рис. 3, 4):

Рис. 3. Схема обследуемого участка №1Рис. 4. Схема обследуемого участка №2
  1. Участок №1. ПК50+18 – ПК52+62; протяженность – 244 м, диаметр – 273 8 мм.
  2. Участок №2. ПК67+50 – ПК71+50; протяженность – 400 м, диаметр – 325 9 мм.
Рис. 5. Производство замеров

Шурфы изготавливались силами цеха эксплуатации и ремонта трубопроводов в рамках существующего землеотвода. Замер расстояния между шурфами производился комиссионно с помощью GPS-навигатора Garmin.

При подключении приборов проводится минимальное снятие изоляционного слоя трубопровода 50 50 мм с последующим его восстановлением (рис. 5). Время выполнения замера на одном участке – около 5 минут.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЗАМЕРОВ. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ

После завершения полевых работ специалисты ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» проанализировали полученные данные с помощью специализированного программного обеспечения и представили следующие заключения:

На участке №1 выявлены семь дефектов: пять докритичных и два критичных.

Местоположение возможных дефектов указывается с точностью 1-2 метра. Результаты представлены на рис. 6.

Рис. 6. Отчет по результатам АР-диагностирования участка №1 нефтепровода УПС «Курманаевка» –УПН «Бобровка», принадлежащего ПАП «Оренбургнефть»

На участке №2 выявлены 7 дефектов: 4 докритичных и 3 критичных.

Местоположение возможных дефектов указывается с точностью 1-2 метра. (рис. 7)

Рис. 7. Отчет по результатам АР-диагностирования участка №2 нефтепровода УПС «Курманаевка» – УПН «Бобровка» 2 участок, принадлежащего ПАО «Оренбургнефть»

С целью проверки предоставленных данных был организован дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК) визуально-измерительный (ВИК) и ультразвуковой (УЗК) с разработкой шурфов в указанных точках. Контроль проводился сертифицированным оборудованием с привлечением специалиста лаборатории неразрушающего контроля (рис. 8-10).

Рис. 8. Аномалия №1. Дефект кольцевого сварного шва – смещение кромокРис. 9. Аномалия №2. Обнаружен заваренный«стакан» по боковой образующей (на 15 ч)

Всего в рамках дополнительного дефектоскопического контроля было проверено состояние трубопровода в четырех указанных точках, идентифицированных как участки с наличием критичных дефектов. Один из дефектов проверен не был в связи с необходимостью производства земляных работ на поле с сельхозкультурами.

Результаты акустико-резонансной диагностики и ДДК занесены в таблицу 2.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И КРАТКИЕ ВЫВОДЫ

Управление эксплуатации трубопроводов ПАО «Оренбургнефть» организовало и провело ОПИ метода акустико-резонансной диагностики на двух участках напорного нефтепровода «УПСВ Курманаевская – УПН Бобровская». Рассмотрена применимость метода АД для обнаружения несанкционированных врезок.

Рис. 10. Два заваренных «стакана» по верхней образующей на расстоянии менее 20 см друг от друга на участке №2

По завершению выполненных работ был проведен дополнительный дефектоскопический контроль и шурфование обнаруженных дефектов с целью проверки полученных результатов традиционными методами неразрушающего контроля.

По результатам ДДК в трех точках из четырех, обнаруженных методом акустико-резонансной диагностики, подтвердилось наличие (критических) недопустимых дефектов, в двух из них – наличие заваренных ответвлений (врезок).

Таким образом, верификация дефектов показала 75%-ную сходимость по обнаружению дефектов, при этом полный дефектоскопический контроль участка №2 на дистанции от 330 до 332 м не проводился, что не говорит об отсутствии на нем дефекта. Все известные дефекты были обнаружены, в том числе две ликвидированные несанкционированные врезки.

В дальнейшем планируется использовать метода акустико-резонансной диагностики в ПАО «Оренбургнефть» для предварительного определения критических дефектов на трубопроводах, в том числе местоположения несанкционированных врезок в трубопроводы.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Акустический метод диагностики промысловых трубопроводов / С.В. Евсеев и др. // Инженерная практика. – 2015. – №10.
Другие статьи с тегами: Диагностика трубопроводов

glavteh.ru

Диагностика нефтяных и газовых скважин системами телеинспекции

В данной статье рассматриваются задачи телевизионного обследования (видео каротажа) нефтяных и газовых скважин, особенности условий в нефтегазовых скважинах и их влияния на требования, предъявляемые к системам телеинспекции. Также проводится сравнение возможностей систем телеинспекции на основе оптоволоконного кабеля, передающего живое цветное видеоизображение и систем на основе черно-белой видеокамеры, передающей покадровое видеоизображение по стандартному геофизическому кабелю.

1. Задачи телевизионной диагностики нефтегазовых скважин.

К основным задачам диагностики нефтегазовых скважин методом телеинспекции относятся исследование насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадных труб на предмет расстыковок и механических повреждений, обследование застрявших в скважине предметов, исследование притока пластовых флюидов, исследование перфорации и образовавшихся твердых осадков, а также обследование забоя скважины.

telein-vodozabor-skvajin-18Интервал обсадной колонны со значительной язвенной коррозией, которая может привести к аварии при капремонте скважины. telein-vodozabor-skvajin-17Здесь нефть поступает через песчаную пробку, а большие открытые перфорации простаивают. Пузырьки нефти не эмульгируют в стволе скважины, сохраняясь в отдельных фазах до ввода в трубопровод. telein-vodozabor-skvajin-16Образование отложений в областях с активным притоком воды. При поступлении воды под давлением в зону с более низким давлением и температурой минералы осаждаются на стенках скважины и перекрывают перфорацию.

При помощи телеинспекции можно идентифицировать упавшие в скважину предметы и детали бурильного оборудования для выбора метода их извлечения (без телеинспекции эта задача решается многократным спуском свинцовой печати и определения типа застрявшего предмета по полученному оттиску, что значительно дольше и менее информативно). Можно также идентифицировать повреждения обсадных колонн, устанавливать положение и ориентацию заглушек, отводных клиньев, окон в многопластовых скважинах и т.д.

telein-vodozabor-skvajin-14Кабельная лента от электрического насоса в скважине. telein-vodozabor-skvajin-19Эта разрезанная труба не могла быть извлечена стандартными захватами. Спуск печатей не дал достаточной информации. После телеинспекции был подобран подходящий инструмент для извлечения трубы. telein-vodozabor-skvajin-15Вследствие аварии части насосных штанг упали в скважину. Попытки их захватить и вынуть до телеинспекции привели к их смятию и усложнили проблему. Телеинспекция позволила подобрать способ извлечения.

Обследование обсадной колонны скважины, как правило, проводится в ходе капитального ремонта скважины (КРС). Обследование НКТ в некоторых случаях может проводиться и без останова скважины на капитальный ремонт.

2. Параметры нефтяных и газовых скважин и требования, которые они накладывают на системы телеинспекции.

Хотя задачи телеинспекции нефтяных и газовых скважин близки к задачам обследования водозаборных скважин, оборудование для телеинспекции нефтегазовых скважин имеет существенные отличия. Это определяется параметрами нефтегазовых скважин.

Первый существенный фактор – это глубина нефтегазовых скважин, которая может достигать 4000 метров (и более). Передача цветного живого видеоизображения на такое расстояние по тонкому коаксиальному кабелю или по витой паре невозможна. В связи с этим применяют либо системы с оптическим кабелем для передачи цветного живого видео, либо видеокамеры, которые подсоединяются к стандартным геофизическим кабелям и передают последовательный набор черно-белых фотографий. Большая глубина скважин накладывает дополнительные требования и на скорость спуска и подъема видеокамеры для оптимизации времени обследования скважины.

Второй фактор – это температура, которая на уровне забоя нефтегазовой скважины может достигать 90-125 градусов Цельсия (и более). Соответственно, видеокамера должна оставаться работоспособной при такой температуре.

Третьим фактором является то, что при телеинспекции нефтегазовых скважин часто интерес представляет обследование внутреннего состояния НКТ, для этого диаметр видеокамеры не должен превышать 42 мм.

telein-vodozabor-skvajin-12Четвертым фактором является высокая мутность скважинного флюида в нефтяных скважинах. Особенно это характерно для скважин в России, и это может оказаться серьезным препятствием для широкого внедрения телеинспекции нефтяных скважин в нашей стране.

Для видеообследования стенок обсадной колонны в условиях повышенной мутности применяют комбинированные видеокамеры с модулем прямого обзора и модулем бокового обзора, каждый из которых имеет собственные светильники. Модуль прямого обзора смотрит вниз и может хорошо увидеть застрявшие в скважине предметы и состояние забоя, но плохо видит стенки обсадной колонны, так как расстояние до стенки и, соответственно, слой мутной воды, с учетом угла обзора видеокамеры достаточно велики. Видеокамера модуля бокового обзора смотрит непосредственно на стенки обсадной колонны и может вращаться для осмотра стенки по всей окружности. Расстояние между видеокамерой бокового обзора и стенкой обсадной колонны минимально, слой мутной воды небольшой, что позволяет увидеть состояние стенки колонны.

telein-vodozabor-skvajin-11Еще одним фактором является наличие слоя нефти у зеркала скважины. Для предотвращения образования нефтяной пленки на стеклах камеры при прохождении зеркала скважины используются специальные методы и материалы.

При необходимости телевизионного обследования забоя нефтяной скважины в условиях высокой мутности жидкости в скважине применяется спуск видеокамеры через НКТ до забоя с последующим нагнетанием чистой воды через НКТ вниз к забою, что позволяет создать область прозрачной воды в зоне обследования.

Проведение телевизионной диагностики НКТ при вводе видеокамеры через лубрикатор в НКТ скважины, находящейся под давлением, необходимо учитывать давление, выталкивающее видеокамеру из скважины и препятствующее ее спуску. Это давление зависит от площади сечения кабеля видеокамеры — так как площадь нижней части видеокамеры, на которую действует давление, больше площади верхней части видеокамеры на величину площади сечения кабеля, уходящего в лубрикатор.

telein-vodozabor-skvajin-21telein-vodozabor-skvajin-9

 

Характерной особенностью видеокамер для нефтяных и газовых скважин изначально являлся вынос галогенного светильника камеры прямого обзора вперед на некоторое расстояние от объектива камеры – для улучшения освещения стенок скважины в зоне их осмотра.

 

telein-vodozabor-skvajin-22

Однако с развитием светодиодных светильников последнее время чаще делают камеры со светодиодами, расположенными на уровне объектива камеры.

 

Как правило, видеокамеры для нефтяных и газовых скважин дополнительно оснащают датчиками температуры и давления.

telein-vodozabor-skvajin-10

Чаще всего питание видеокамеры для скважин осуществляется по кабелю, хотя встречаются и системы с питанием от аккумуляторов.

3. Сравнение систем телевизионной диагностики скважин, передающих живое цветное видео и систем, передающих покадровое черно-белое изображение.

telein-vodozabor-skvajin-20Система телеинспекции нефтяных и газовых скважин на основе оптоволоконного кабеля, позволяющая передавать живое цветное видео, состоит из поста управления с монитором и устройством видеозаписи, цветной видеокамеры со встроенными светильниками (которая может быть как только прямого обзора, так и двуракурсной – с модулями прямого и бокового обзора), центраторов и кабельного барабана со специальным комбинированным грузонесущим оптическим кабелем длиной до 4000 метров на специальном кабельном барабане.

Комбинированный оптический кабель изготавливается специально для таких систем. На сегодня не известны отечественные кабели, которые выдержали бы большое количество смоток и размоток и были бы достаточно надежны, даже при использовании нескольких резервных оптических линий. Импортные специальные оптические кабели значительно надежнее, но их цена очень высока.

Преимуществом такой системы является цветное видеоизображение в реальном времени, которое значительно более информативно, чем покадровая передача черно-белых фотографий и позволяет, в том числе, оценивать притоки пластовых флюидов и анализировать характер образовавшихся отложений по их цвету.

Использование двуракурсной видеокамеры (с управляемым приводом вращения камеры бокового обзора) в такой системе дает дополнительные возможности по качественному обследованию стенок НКТ и обсадной колонны. А в случае низкой прозрачности скважинного флюида двуракурсная камера может являться единственным решением, позволяющим производить обследование стенок скважины.

Недостатками такой системы являются высокая стоимость, необходимость размещения системы на отдельном специальном грузовике, который, как правило, не несет на себе больше никакого геофизического оборудования. С точки зрения ремонтопригодности самым слабым местом таких систем является оптический кабель, так как его восстановление в случае обрыва жилы может выполнить только квалифицированный специалист со специальным оборудованием.

Фильм по системе телеинспекции скважин с оптическим кабелем.

Система телеивизионной диагностики скважин на основе черно-белой камеры с покадровой передачей информации состоит из видеокамеры со светильником, центраторов и поста управления. В качестве кабеля такая система использует любой стандартный геофизический кабель, в котором есть хотя бы одна жила кроме оплетки, а в качестве кабельного барабана – стандартный геофизический подъемник с регулируемой в нужных пределах скоростью спуска и подъема.

Видеокамера передает по кабелю последовательность быстро обновляемых черно-белых фотографий с интервалом 1,7 с (или более). Использование двуракурсной камеры в такой системе невозможно. Такая система проще, компактнее, надежнее и дешевле, но возможности ее сильно ограничены. При этом такая система вполне может использоваться в большом количестве случаев, когда обследование касается неподвижных объектов, цвет не имеет большого значения и одной качественной фотографии бывает достаточно, чтобы определить проблему.

Фильм по системе телеинспекции скважин с покадровой передачей информации.

vistaros.ru

«Газпром нефтью» запатентована технология бесконтактной диагностики трубопроводов

По сообщению пресс-службы «Газпром нефти», компанией получено 6 патентов на собственную разработку технологии бесконтактной диагностики промысловых трубопроводов. На момент создания оборудования, зарубежных аналогов в нефтяной отрасли не существовало.

Благодаря новым технологиям специалисты компании создали современный комплекс диагностики, принцип работы которого основан на дистанционном измерении магнитного поля объекта. Теперь стало возможным превентивное выявление критических дефектов трубопроводов и планирование точечных предупредительных ремонтов. Во время испытаний оборудования специалисты смоделировали оптимальный режим действия комплекса, изготовили опытные образцы, прошедшие все необходимые испытания и сертификации.

Ожидают, что использование нового комплекса принесет экономический и экологический эффект. Пресс-служба «Газпром нефти» отметила, что оперативный мониторинг сделает возможным переход от полной замены элементов трубопроводов на выборочный ремонт и повысит производственную безопасность объектов за счет раннего выявления дефектов.

Начальником департамента нефти и газа компании Александром Шушаковым было отмечено: «Уникальный комплекс диагностики собственной разработки подчеркивает передовые позиции нашей компании по внедрению в производство современных технологий. Новейшее оборудование позволит контролировать состояние подземных магистралей и повысит экономическую эффективность, снизив затраты на ремонт трубопроводов».

Проект комплекса бесконтактной диагностики трубопроводов получил премию в области науки и техники ПАО «Газпром». Награждение победителей прошло 7 декабря в Москве.

Метки: "Газпром нефть", диагностика трубопроводов

Интересная статья? Поделитесь ей с друзьями:

novostienergetiki.ru

Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода

НОУ «Камский институт гуманитарных и инженерных технологий»

Факультет нефтегазовых и строительных технологий

Кафедра «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Допустить к защите

«___» ______________2008 г.

Зав.кафедрой, доктор эконом.наук

________________В.А. Тумаев

Тема: «Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода

«Калтасы – Уфа – 2» на подводном переходе р.Калмаш

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Руководитель проекта Р.Р. Атнагулов

Технологический раздел

зам. заведующего кафедрой В.В. Гусев

Экономика и организация производства, к.э.н. О.Е. Данилин

Безопасность и экологичность проекта, доц. В.В. Столов

Нормоконтролер А.Е. Бойчук

Дипломный проект защищен с оценкой ___________________________

Секретарь ГАК ____________________________

2008 год

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

1.5 Запасы нефти, газа и конденсата

2 РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ДИАГНОСТИКИ

2.1 Краткое описание нефтепровода Калтасы-Уфа-2

2.2 Характеристика перекачивающей станции

2.3 Характеристика и раскладка труб на участке

2.4.1 Общие положения

2.4.2 Методы технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода

2.4.2.1 Методы технической диагностики, основанные на контроле параметров

2.4.2.2 Методы магнитного и электромагнитного контроля

2.4.3 Состав и порядок проведения работ по диагностированию

2.4.4 Организация пропуска внутритрубных снарядов

2.4.5.1 Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1

2.4.5.2 Профилемер “Калипер”

2.4.5.3 Снаряд-дефектоскоп “Ультраскан” WM

2.4.5.4 Магнитный дефектоскоп

2.4.5.5 Запасовочное устройство

2.5 Результаты диагностического обследования

2.6 Требования к проведению ремонта нефтепроводов различными методами

2.7 Порядок проведения ремонта дефектов

2.8 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода

2.9 Краткая характеристика подводного перехода

3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчет толщины стенки трубопровода

3.2 Проверка толщины стенки на прочность и деформацию

3.3 Расчет устойчивости трубопровода на водном переходе

4 ДИАГНОСТИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ И РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДА «КАЛТАСЫ-УФА-2» НА ПОДВОДНОМ ПЕРЕХОДЕ Р.КАЛМАШ

4.1 Водолазное обследование

4.2 Земляные работы

4.2.1.Разработка подводной траншеи экскаватором с понтона

4.3 Монтажно-укладочные работы подводного перехода

4.3.1 Демонтаж старой нитки трубопровода

4.3.2 Сварочно-монтажные работы

4.3.3. Гидравлическое испытание

4.3.4 Изоляция

4.3.5 Футеровка подводного трубопровода

4.3.6 Балластировка подводного трубопровода

4.3.7 Укладка новой плети трубопровода

4.3.8 Контроль изоляции участка

4.3.9 Берегоукрепления пойменной части подводного перехода

4.4.2 Конструкция сварной ремонтной муфты

4.4..4 Технология установки и сварки ремонтной конструкции на действующем трубопроводе

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность

5.2 Охрана труда

5.2.1 Инженерные и организационные меры обеспечения безопасности труда

5.2.1.1 Инженерно-технические мероприятия

5.1.1.2. Организационные мероприятия

5.2 Промышленная безопасность

5.2.1 Мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварии

5.2.2 План ликвидации возможных аварийных ситуаций

5.2.3 Организация управления в ЧС

5.3 Экологичность проекта

6 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1.1 - Физические параметры пластовых нефтей

Таблица 2.1 - Характеристика труб и металла

Таблица 2.2 - Технические характеристики скребков

Таблица 2.3 - Точность определения размеров и координат дефектов потери металла

Таблица 2.4 - Точность определения размеров и координат дефектов поперечных трещин

Таблица 2.5 - Описание и обнаружение аномалий трубопроводов

Таблица 2.6 - Описание и обнаружение дефектов вмятин

Таблица 2.7 - Описание и обнаружение металлических предметов

Таблица 2.8 - Пропуск специальных скребков

Таблица 2.9 - Пропуск магнитных скребков

Таблица 2.10 - Результаты очистки

Таблица 2.11- Выявленные дефекты

Таблица 4.1 Температура и время прокалки электродов

Таблица 4.2 - Величина зазора стыка при сборке продольных стыков муфты.

Таблица 5.1 - Взрыво и пожароопасные свойства нефти

Таблица 5.2 - Распределение взрывоопасных смесей по категориям и группам по ГОСТ 12.1.011-78

Таблица 5.3 - Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована

Таблица 5.4 - Параметры расположения строительной техники около траншеи

Таблица 5.5 - Нормы выдачи спецодежды

СПИСОК РИСУНКОВ

Рисунок 2.1 – Очистной скребок типа СКР1.

Рисунок 2.2 - Профилемер “Калипер”

Рисунок 2.3 - Дефектоскоп Ультраскан

Рисунок 2.4 - Магнитный скребок

Рисунок 2.5 – Снаряд-шаблон магнитного дефектоскопа MFL.

Рисунок 2.6 - Магнитный дефектоскоп

Рисунок 2.7- Оборудование, используемое при запасовке магнитных снарядов

Рисунок 2.8 - Запасовка дефектоскопа WM в камеру запуска.

Рисунок 2.9 - Оборудование, используемое при выемке магнитных снарядов

Рисунок 4.1 - Конструкция герметичной привариваемой обжимной муфты.

Рисунок 4.2 Последовательность наложения швов по сечению сварного соединения продольных стыков муфты.

РЕФЕРАТ

Дипломный проект содержит 129 страницы текста, 19 таблицы, 11 рисунков.

СИСТЕМА СБОРА, ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ ТРАНСПОРТ

Объектом дипломного проектирования является

Цель дипломного проектирования – разработка предложений по реконструкции

Проведен анализ

В результате предложены мероприятия по повышению надежности

Предложена система реконструкции сбора на Арланском месторождении.

Степень внедрения – имеет практическое внедрение на производстве.

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

МН – Магистральный нефтепровод

ОАО МН – Открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов

НПС – Нефтеперекачивающая станция

ЛПДС – Линейно-производственная диспетчерская станция

ВИС – Внутритрубный инспекционный снаряд

ДПР – Дефект, подлежащий ремонту

ПОР – Дефект первоочередного ремонта

ИПТЭР – Институт проблем транспорта и энергоресурсов, г. Уфа

ДДК – Дополнительный дефектоскопический контроль

WM– Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для выявления дефектов потери металла, расслоений, измерения толщины стенки трубы

MFL– Магнитный внутритрубный дефектоскоп для выявления дефектов кольцевых сварных швов, потери металла

CD– Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для выявления трещиноподобных дефектов стенки трубы и сварных швов

АЭД – Акустико-эмиссионная диагностика

ЦТД – Центр технической диагностики

ЭХЗ – Электрохимическая защита

ВВЕДЕНИЕ

В решении экономических и социальных задач трубопроводный транспорт приобрел важное народнохозяйственное значение. Объем транспортируемой по трубопроводам нефти составляет 93 % от общего объема транспортировки.

Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам вызывает необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных систем.

Отказы на магистральных трубопроводах наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

При транспортировке больших объемов нефти, высоких давлениях необходимо обеспечивать надежность магистральных нефтепроводов и предупреждение отказов, аварий. Естественное старение магистральных нефтепроводов и в связи с этим значительное повышение требований к их экологической безопасности – характерные особенности условий работы трубопроводного транспорта нефти. Эти моменты и определяют основные направления совершенствования системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций в отрасли. В компании «Транснефть» к этим направления относят следующие:

- оснащение специализированных аварийно-восстановительных пунктов современным оборудованием и техническими средствами для ликвидации аварий и устранение дефектов нефтепроводов, в том числе на подводных переходах;

- внедрение систем мониторинга технического состояния магистральных нефтепроводов и их объектов;

- развитие системы и технологий планирования ремонта и предотвращения отказов магистральных нефтепроводов, в основе которых лежит оценка степени опасности выявленных дефектов, их ранжирование и устранение в первую очередь наиболее опасных;

- развитие информационных технологий комплексного анализа технического состояния магистральных нефтепроводов и их объектов на основе сопоставления данных внутритрубной инспекции, данных о состоянии электрохимической защиты от коррозии, данных о русловых процессах на подводных переходах, данных об отказах, авариях и ситуационных измерениях в зоне трассы трубопроводов;

mirznanii.com