Эксплуатация скважин. Учебное пособие Эксплуатация. Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ

• Название: Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ
• Анкор: Эксплуатация скважин
• Дата: 24.05.2022
• Размер: 2.57 Mb.
• Имя файла: Учебное пособие Эксплуатация.docx
• Тип: Документы; #546464
• страница: 19 из 20

13.3. Виды и классификация отказов линейной

части трубопроводов
Отказом называют нарушение работоспособности линейной части, приводящее к отключению участка МТ между линейной арматурой для восстановления его работоспособности. За критерий отказа технологического объекта МТ принимаются наличие и величина утечки продукта через разрывы, трещины, свищи, др. повреждения и факт простоя, недопустимые по условиям эксплуатация объекта МТ в целом. Отказы, повреждения объектов МТ отличаются между собой природой возникновения, стадией существования объекта, на которой зародился отказ или повреждение, возможностью их прогнозирования и другими факторами.

В зависимости от того, на какой стадии существования объекта был заложен дефект, явившийся причиной отказа. Отказы делятся на проектные, производственные, конструкционные и эксплуатационные.

Рассмотрим основные виды отказов:

• 
  внезапный отказ – отказ вследствие скачкообразного изменения одного или нескольких параметров системы;
  
• 
  постепенный отказ – отказ, при котором постепенно изменяются один или несколько основных параметров системы;
  
• 
  независимый отказ элемента – отказ элемента системы, не обусловленный повреждениями и отказами других элементов системы;
  
• 
  зависимый отказ элемента – отказ элемента объекта, вызванный повреждениями или отказами других элементов системы;
  

• 
  полный отказ – отказ, при котором использовании системы по назначению невозможно до восстановления её работоспособности;
  
• 
  частичный отказ – отказ, после возникновения которого использование системы по назначению возможно, но при этом значения одного или нескольких основных параметров находятся вне допустимых пределах;
  
• 
  сбой – самоустраняющийся отказ, приводящий к кратковременной утрате работоспособности;
  
• 
  перемежающийся отказ – многократно возникающий сбой одного и того же характера;
  
• 
  конструкционный отказ – отказ из-за ошибок конструктора или несовершенства методов конструирования;
  
• 
  производственный отказ – отказ, вызванный нарушением или несовершенством технологического процесса изготовления или ремонта элементов системы;
  
• 
  эксплуатационный отказ – отказ, возникающий при нарушении установленных правил эксплуатации или влияния, непредусмотренных внешних воздействий.
  

13.4. Средства технической диагностики состояния

стенки трубопровода
Трубопроводы представляют собой сложные технические системы с восстанавливаемыми и резервируемыми элементами и комбинированным техническим обслуживанием.

Надёжность магистральных трубопроводов (МТ) определяется их способностью поставлять кондиционный энергоноситель потребителям в запланированных объёмах с заданными технологическими параметрами в течении всего анализируемого периода времени и обуславливается долговечностью и ремонтоспособностью.

В настоящее время широкий круг вопросов обеспечения эффективной и надёжной эксплуатации МТ сформировался на требующую незамедлительного решения комплексную систему диагностики (мониторинга) трубопроводных газо-технических систем. Значительный интерес, проявляемый как в нашей стране, так и за рубежом к разработке и практическому использованию систем диагностики МТ, обусловлен объективными тенденциями развития сети – увеличением общей протяжённости МТ, усложнением природно-технических условий эксплуатации МТ, главное, «старением» трубопроводов.

Существуют следующие методы проведения диагностирования:

• 
  тестовый, при котором на элементы трубопровода подаётся специальное тестовое воздействие и по искажению выходных переменных делается вывод о его исправности;
  

• 
  функциональный, когда для оценки состояния трубопровода используются только имеющиеся внешние воздействия и комбинированный, к которому относятся методы: внешних осмотров, линейных измерений, манометрический, расходометрический, тепловой, тахометрический, тензометрический, хронометрический, электрических параметров и анализа состава вещества.
  

Основная задача системы диагностического обеспечения МТ – долгосрочное прогнозирование работы объектов, раннее предупреждение дефектов и определение по результатам прогнозов наиболее эффективных способов использования располагаемых материально-технических ресурсов. В настоящее время задача контроля технического состояния объектов МТ вышло на первое место, при этом следует учесть, что традиционные мероприятия повышения надёжность МН исчерпали свои возможности. Вместе с тем стало очевидно, что в связи с негативными процессами старения МН наращивать капитальный ремонт только на основе существующей технологии сплошного ремонта просто невозможно даже по экономическим соображениям. Поэтому было принято решение – быстрее переходить на метод выборочного ремонта на базе внутритрубной диагностики и других современных технических средств неразрушающего контроля.

В настоящее время в качестве диагностических приборов внутритрубного контроля используются:

• 
  Профилемер «Калипер».
  
• 
  Магнитный дефектоскоп «Магнескан».
  
• 
  Ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан».
  

Ниже приведены технические данные приборов внутритрубного контроля.

Технические данные диагностических приборов внутритрубного контроля.

1. 
   Технические данные приборов:
   

• 
  Профилемер «Калипер» Д_у 426530 мм длина 1516 мм;
  
• 
  Профилемер «Калипер» Д_у 720820 мм длина 1750 мм;
  
• 
  Магнитный дефектоскоп «Магнескан» Д_у 426/530 длина 2150 мм;
  
• 
  Магнитный дефектоскоп «Магнескан» Д_у720 мм длина 2616 мм;
  
• 
  Ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан» Д_у 426/530 м длина 4500 мм;
  
• 
  Максимальная длина трубопровода, диагностируемая за один пропуск прибора:
  

• 
  «Калипера» 250 км в газе или воде, 500 км в нефти;
  
• 
  «Магнескана» 250 км;
  
• 
  «Ультраскана» 120 км;
  

(все приборы снабжены устройством задержки включения для диагностики трубопроводов, длина которых превышает рабочие пределы приборов, за несколько пропусков приборов)
 Минимальное проходное сечение трубопровода для:

• 
  «Калипера» 70% Д_у;
  
• 
  «Магнескана» 90% Д_у;
  
• 
  «Ультраскана» 84% Д_у;
  

 Минимальный радиус изгиба колена трубы 90, обеспечивающий прохождение прибора, для:

• 
  «Калипера», «Ультраскана» 0,5 Д_у;
  
• 
  «Магнескана» 3 Д_у;
  

 Рекомендуемая скорость пропуска приборов:

• 
  «Калипера» 0,23 м/с (возможно до 6 м/с);
  
• 
  «Магнескана» 0,64 м/с;
  
• 
  «Ультраскана» 0,21 м/с (возможно до 1,3 м/с);
  

 Диапазон температур эксплуатации – от - 15С до + 50С;

 Максимальное давление – 100 бар;

 Максимальное время работы в трубопроводе, для:

• 
  «Калипера» Д_у 426/530 мм 50 часов;
  
• 
  «Магнескана» Д_у720 мм 70 часов;
  
• 
  «Ультраскана» Д_у 72 часа;
  

 Обнаруживаемые дефекты:

• 
  «Калипером» – вмятины, овальности, овальности с вмятинами, сварки кольцевым швом, клапаны, изменение толщины стенок, радиус изгиба трубы.
  
• 
  «Магнесканом» – коррозия металла, зазубрины, вмятины, твёрдые точки, эрозия, механические дефекты (приведшие к потери металла). Выщербины: минимальный диаметр 3 мм толщину стенки, минимальная глубина 0,15 мм толщину стенки. Площадь эрозии: минимальная глубина 0,15 мм толщину стенки.
  
• 
  «Ультрасканом»  внутренняя и внешняя коррозия, царапины, влияющие на потерю металла, задиры (расслоения), газовые поры, отложения шлаков. Выщербины: (без измерения глубины) минимального диаметра 6 мм, минимальной глубины 1,5 мм. Выщербины: (с измерением полной глубины) минимального диаметра 20 мм, минимальной глубины 1 мм. Площадь коррозии минимальной глубины 1 мм. Отслоения минимальным диаметром 6 мм.
  

 Точность определения местоположения дефектов (на предварительно очищенной трубе, с использование одометра, маркера и информации о поперечных швах):

• 
  «Калипером» 1 м;
  
• 
  «Магнесканом» 1 м. Точность определения по окружности 45;
  
• 
  «Ультрасканом» 0,25 м. Точность определения по окружности 10.
  

Размеры камер запуска и приёма для диагностического комплекса:

• 
  «Калипер», «Магнескан», «Ультраскан» Д_у 426 мм
  

• 
  Диаметр камеры 530 мм
  
• 
  Длина камеры 4500 мм
  
• 
  Дина переходной части от камеры к трубе номинального диаметра не менее 500 мм (переход плавный)
  
• 
  Длина трубы Д_у ном. от камеры приёма до задвижки не менее 4500 мм. Наличие сигнализатора на камере – обязательно.
  

• 
  «Калипер», «Магнескан», «Ультраскан» Д_у 530 мм
  

• 
  Диаметр камеры 720 мм
  
• 
  Длина камеры 4500 мм
  
• 
  Дина переходной части от камеры к трубе номинального диаметра не менее 500 мм (переход плавный)
  
• 
  Длина трубы Д_у ном. от камеры приёма до задвижки не менее 4500 мм. Наличие сигнализатора на камере – обязательно.
  

• 
  «Калипер», «Магнескан», Д_у 720 мм
  

• 
  Диаметр камеры 820 мм
  
• 
  Длина камеры 3000 мм
  
• 
  Дина переходной части от камеры к трубе номинального диаметра не менее 500 мм (переход плавный)
  
• 
  Длина трубы Д_у ном. от камеры приёма до задвижки не менее 3000 мм. Наличие сигнализатора на камере – обязательно.
  

• 
  «Калипер» Д_у 820 мм
  

• 
  Диаметр камеры 1020 мм
  
• 
  Длина камеры 2000 мм
  
• 
  Дина переходной части от камеры к трубе номинального диаметра не менее 500 мм (переход плавный)
  
• 
  Длина трубы Д_у ном. от камеры приёма до задвижки не менее 2000 мм. Наличие сигнализатора на камере – обязательно.
  

Диагностические приборы импортного производства, кроме покупки импортной техники идёт разработка отечественных приборов для технической диагностики МН.

Порядок проведения работ по диагностике МН:

1 этап – профилеметрия профилемером «Калипер»;

2 этап – дефектоскопия с помощью «Дефектоскана».

Кроме работ по внутритрубной диагностике осваиваются технологии акустико-эмиссионного контроля запорно-регулирующей аппаратуры. Центром технической диагностики с привлечением ряда научных организаций ведутся работы по созданию программно-методического комплекса (ПМК) оценки и прогнозирования остаточного ресурса магистральных трубопроводов по результатам внутритрубного обследования.

ПМК предназначен для сопровождения диагностики магистрального
трубопровода с использованием внутритрубных дефектоскопов и принятия решения по режиму эксплуатации МТ и ремонту.

Основной рабочей функцией ПМК должна стать выдача в оперативном (автоматическом) режиме оценки прочностного состояния трубопровода по данным о параметрах дефекта с использованием справочной информации по условиям и режимам эксплуатации конкретного участка трубопровода.

Исходя из назначения и целей, ПМК должен решать следующие основные функциональные задачи:

• 
  Выполнение идентификации дефектов, обнаруженных по фактическим данным внутритрубной диагностики линейной части магистральных трубопроводов.
  
• 
  Выполнение расчётов на прочность и долговечность трубопровода в зоне обнаружения дефекта по параметрам дефекта и данным по условиям эксплуатации с учётом местной нагруженности и коррозионного воздействия окружающей среды.
  
• 
  Определение кинетики развития дефекта.
  
• 
  Выдача рекомендаций по эксплуатации трубопровода с дефектами:
  

• 
  оценка остаточного ресурса трубопровода с дефектами;
  
• 
  определение срока следующего дефектоскопического обследования;
  
• 
  определение заменяемых и ремонтируемых секций трубопровода;
  
• 
  определение нового режима эксплуатации нефтепровода при пониженном рабочем давлении перекачиваемого продукта;
  
• 
  определение возможного характера разрушения трубопровода из-за наличия дефектов;
  
• 
  оценка последствий аварии на трубопроводе.
  

В соответствие с поставленной задачей при разработке ПМК выделены следующие типы дефектов, которых возможно посредством эксплуатируемых снарядов внутритрубной диагностики:

• 
  коррозионные повреждения: сплошная и местная коррозия стенки, коррозионные язвы и ручейковая коррозия в около шовной зоне;
  
• 
  дефекты геометрической формы трубы: вмятины и гофры;
  
• 
  механические повреждения: риски, задиры, расслоения стенки трубы и т.п.
  

Анализ результатов внутритрубной диагностики позволяет выявить места трубопроводов, требующие капитального ремонта, кроме того, все дефекты будут собраны в «Банк» дефектов.

Эти данные будут использованы для оценки фактического состояния линейной части трубопровода, сертификации дефектов, изучения влияния на развитие дефектов различных факторов, действующих на различных объектах, расчёта остаточного ресурса и прогнозирования развития дефектов с определённой степенью вероятности.

Однако результаты диагностирования дают «информационный срез»,

описывающий техническое состояние трубопровода на время исследования, кроме диагностики, очевидно, нужно решать и задачи прогнозирования технического состояния МН.

При прогнозировании технического состояния МТ должны решаться следующие задачи:

• 
  установление динамики развития дефектов труб и защитных покрытий;
  
• 
  определение возможности образования дефектов на участках трубопровода, эксплуатируемых в экстремальных условиях;
  
• 
  установление динамики изменения прочностных характеристик трубопровода;
  
• 
  расчёт аварийно-опасных участков трубопровода и режимов их эксплуатации;
  
• 
  определение оптимальной технологии диагностирования трубопровода.
  

Таким образом, диагностика и прогнозирование даёт единую методологию для комплексной диагностики линейной части МТ, позволяющей наблюдать за их техническим состоянием на протяжении всего жизненного цикла и обеспечить надёжную и безаварийную эксплуатацию МТ, и усилить систему безопасности жизнедеятельности, наиболее актуальную при их эксплуатации.
13.5. Определение производительности компрессорной станции и участка
Для определения производительности МГ оборудуют пунктами замера газа (ПЗГ), оборудованным стандартными системами измерения расхода газа. ПЗГ устанавливаются в основном на КС, где производятся приемо-сдаточные операции (головная КС, КС на границах управлений и т.п.). Производительность остальных участков определяют расчетным методом, уменьшая количество газа по мере его продвижения на величину газа, потребленного на технологические нужды. При однониточном исполнении такой метод обеспечивает достаточную точность для анализа работы газопровода. Для многониточных систем, какими являются МГ Тюменской области, переток газа по перемычкам практически исключает возможность этим методом добиться приемлемой точности. В этом случае при анализе работы отдельной нитки системы требуется проведение специальных исследований при закрытых перемычках. Альтернативой этому является использование косвенных методов определения производительности отдельных элементов системы.

Производительность отдельных нагнетателей определяется по их приведенным характеристикам. Суммируя производительность параллельно работающих нагнетателей или групп нагнетателей,

определяют производительность цеха. Производительность каждой нитки системы находится с учетом перетока газа по перемычкам на выходе КС. Переток газа по перемычкам рассчитывается по изменению температуры газа за перемычкой[5].

Анализ приведенных характеристик ЦН показал, что наиболее устойчивой является характеристика приведенной мощности, и ее использование позволит определить производительность нагнетателя с точностью, превышающей 4%. Для этого определяются давление и температура газа на входе и выходе нагнетателя и частота вращения рабочего колеса. Давление измеряется манометрами класса точности не ниже 0,4; для измерения температуры используются термометры с ценой деления 0,1-0,2 градуса. Частоту вращения следует измерять тахометрами класса точности не ниже 0,5. Проведение серии измерений, с последующей статистической обработкой результатов, позволяет добиться желаемой точности определения производительности.

Используя полученные исходные данные, определяют:

1) степень сжатия нагнетателя;

2) температурный показатель политропического сжатия
; (13.26)

3) коэффициент сжимаемости газа при условиях входа в нагнетатель;
4) величину в зависимости от ;
5) величину А

; (13.27)

6) задавшись двумя значениями приведенной производительности, определяют соответствующие им значения приведенной мощности:

; ; (13.28)

7) полученные значения приведенной мощности наносят на приведенную характеристику нагнетателя и соединяют прямой линией, точка пересечения с характеристикой приведенной мощности дает приведенную производительность нагнетателя;

8) определяется коммерческая производительность нагнетателя

. (13.29)

Таким образом, определена производительность ЦН и, соответственно, цеха. Чаще всего на выходе станции происходит перераспределение расходов цехов по перемычкам между нитками. Для определения величины перетока можно воспользоваться информацией о температуре газа в нитках до и после перемычки. С этой целью фиксируется температура газа в каждой нитке до и после перемычки:

T_A1 и Т_A2 - температура за АВО первого и второго цеха;

T₁₁ и Т₁₂ - температура после перемычки в первой и во второй нитке;

Q₁ и Q₂ - производительность первого и второго цеха.

Если температура газа в нитке после прохождения перемычки не меняется, то имеет место переток от этой нитки.
Изменение температуры свидетельствует о притоке газа в нитку. Понятно, что картина будет тем яснее, чем больше разница температур газа за АВО и величина перетока. Рекомендуется перед измерениями, включением и выключением вентиляторов или открытием байпасов добиться максимальной разницы температур и выдержать этот режим в течение 15-20 минут. Используя уравнение баланса тепла, можно записать
. (13.30)

Точность определения перетока при этом методе будет невысокой, порядка 10%, что позволяет определить производительность газопровода с учетом малости перетока по сравнению с общим потоком с точностью порядка 1-2%.

13.6. Оценка состояния внутренней полости участка магистрального газопровода
Несмотря на тщательную подготовку газа к дальнему транспорту, в трубопровод попадает значительное количество воды и конденсата. Кроме того, в газе содержатся продукты коррозии металла и масло из уплотнений нагнетателей. Посторонние примеси постепенно накапливаются во внутренней полости газопровода, увеличивая его гидравлическое сопротивление. Состояние внутренней полости участка газопровода характеризуется величиной коэффициента гидравлической эффективности Е, представляющего собой отношение фактической производительности участка к его пропускной способности при тех же параметрах работы:
. (13.31)

Чаще всего гидравлическая эффективность работы МГ определяется наличием жидкости в газе. При движении жидкости в потоке газа часть ее движется в виде пленки по стенкам труб. Толщина пристенного слоя зависит от содержания жидкости в газе и скорости движения газа в трубопроводе. Количество жидкости в пристенном слое не может превысить величину, определяемую соотношением этих факторов. Следовательно, каждому их сочетанию соответствует своя минимальная величина Е_min:
, (13.32)

где W_B - объемное содержание жидкости в газе;

W - средняя скорость течения газа в участке, м/с.

Достигнув минимального значения, гидравлическая эффективность в дальнейшем меняется вслед за изменением производительности МГ и содержания жидкости в газе. Содержание жидкости при нормальной работе установок подготовки газа является величиной достаточно стабильной, и изменения Е происходят в основном за счет изменения производительности газопровода. При нарушении работы установок подготовки газа содержание жидкости меняется скачкообразно, что приводит к резкому снижению эффективности головных участков. Производительность газопровода меняется синусообразно в соответствии с сезонным изменением потребления газа, достигая максимума в холодный период и минимума в теплый.

Объем отложений в трубопроводе можно ориентировочно определить, исходя из равномерного их распределения по длине участка:
, (13.33)

где V_OT - объем отложений в участке газопровода;

V_TP - геометрический объем внутренней полости труб участка;

- постоянный для данного участка коэффициент, = 1,8-2,0 .

Уравнение (13.33) позволяет решить обратную задачу, определить эффективность участка при известном объеме отложений. Объем жидкости, накопившийся в участке, можно оценить по разности содержания воды в газе на входе и выходе участка.

На практике значение Е определяется с использованием диспетчерских данных по работе МГ по формулам (13.31) и (13.32).

Точность определения эффективности работы участка по одному режиму будет определяться точностью измерения производительности и точностью определения пропускной способности участка:
. (13.34)
В свою очередь, точность определения пропускной способности зависит от достоверности информации о длине и диаметре участка, свойствах транспортируемого газа, точности измерения давления и температуры и точности определения коэффициента гидравлического сопротивления. Принимая во внимание, что ошибка в определении длины и диаметра является систематической и может быть откорректирована по результатам расчетов, можно представить следующим образом:

, (13.35)
где - средняя точность измерения давления;

- средняя точность измерения температуры;

- точность определения плотности газа;

- точность определения коэффициента гидравлического сопротивления участка.

Следовательно, обработка одного режима работы участка не позволит определить Е с точностью не менее 5% . Для получения результата с достаточной точностью, порядка (0,1-0,2)% , необходимо определять Е статистической обработкой серии из n режимов:
, (13.36)

где - требуемая точность определения Е.

Если производить обработку выбранных подряд режимов из периода стабильной работы МГ в течение 2-3 суток, то нужную точность обеспечат 10-12 режимов.