Реферат на тему Оценка остаточного ресурса длительно эксплуатируемых нефтяных резервуаров

Содержание:

Введение. 3

1.
Неисправности и дефекты магистрального газопровода. 5

2. Современные
методы диагностики газопроводов. 11

3. Внутритрубная диагностика магистральных трубопроводов.
Цель, этапы, методы………………………………………………………………………………14

4. Проведение комплексной диагностики трубопровода………………………..17

Заключение. 22

Список
использованной литературы.. 23

Введение:

Внутритрубная диагностика (ВТД) —
это комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах газопровода
с использованием внутритрубных инспекционных приборов.

Эффективная и безопасная
эксплуатация магистральных газопроводов — важнейшая задача для
газотранспортного предприятия. Для надежности поставок газа чрезвычайно
необходимо поддерживать требуемые характеристики трубы. Значительная
протяженность и малодоступность газовых магистралей не позволяют полноценно
использовать различные методы неразрушающего контроля. Оценку реального
состояния газопровода как раз и дает внутритрубная диагностика, обеспечивающая
доступ и к внутренней, и к наружной поверхности трубы и предоставляющая
возможность своевременно выявлять дефекты газовой магистрали.

Для обследования стальных труб
самый информативный метод внутритрубной диагностики — магнитный. С его помощью
можно определить виды, размеры и местоположения дефектов. Метод основан на
регистрации полей рассеяния, образующихся при намагничивании стенки
газопровода. При наличии дефекта в стенке трубы часть магнитного потока
рассеивается, что фиксируется датчиком. Очистной скребок, магнитный очистной
поршень, профилемер, дефектоскопы продольного и поперечного намагничивания — в
ВТД участвуют сразу несколько устройств. Необходимым условием для проведения
качественной внутритрубной диагностики является хорошая очистка трубы. Это как
раз задача очистного скребка. Он очищает внутреннюю полость и стенки
газопровода от различных отложений, загрязнений и посторонних предметов. После
этого магнитный очистной поршень осуществляет намагничивание газовой магистрали
и собирает металлические предметы в трубе. Затем в дело вступает профилемер. Он
предназначен для измерения профиля внутренней поверхности трубы и тестовой
оценки проходимости газопровода. Итоговая работа, а именно: непосредственное
обнаружение и регистрация дефектов, — задача дефектоскопов продольного и
поперечного намагничивания. Вместе с ними часто запускают еще и навигатор — для
обеспечения высокоточной привязки к топографическим координатам газопровода.

Заключительный этап ВТД —
подготовка отчета. Он делается по результатам сигналов, зафиксированных
инспекционным оборудованием. Для их расшифровки используют специальные
программные разработки. Финальному отчету, как правило, предшествует
экспресс-отчет — предварительный. Он выдается в максимально короткие сроки с
указанием значительных дефектов, подлежащих немедленному устранению.
Максимально полную информацию обо всех аномалиях газопровода предоставляет
окончательный отчет.

Заключение:

Магнитный метод внутритрубной
диагностики основан на регистрации магнитных полей рассеяния, образующихся при
намагничивании стенки трубы. Суть метода заключается в том, что, когда в стенке
трубы имеется дефект, часть магнитного потока рассеивается на дефекте, что
может быть зафиксировано датчиком, расположенным вблизи поверхности трубы.

Намагничивание стенки
трубопровода снарядами-дефектоскопами обеспечивается при помощи постоянных
магнитов, размещённых на цилиндрическом ярме, и гибких металлических щёток,
передающих магнитный поток от магнитов в стенку трубы

Для обследования трубопроводов
нами применяются принципы многоракурсного обследования.

Магнитная диагностика обладает
следующими преимуществами:

высокая чувствительность к
дефектам потери металла

высокая разрешающая способность

высокая стабильность результатов
контроля

наглядность результатов контроля

минимальное количество ложных
срабатываний

высокая надежность и
технологичность конструкции внутритрубных дефектоскопов

Магнитная дефектоскопия
осуществляется комплексом внутритрубных приборов дефектоскопов

диаметром от 219мм (8″) до 1420мм
(56″), включающих:

Дефектоскоп продольного
намагничивания ДМТ (MFL)

Дефектоскоп поперечного
намагничивания ДМТП (TFI)

Фрагмент текста работы:

1. Неисправности и дефекты магистрального
газопровода Дефекты в магистральном проводе:

а) трещины в сварных стыках;

б) коррозионные свищи;

в) разрывы трубы вследствие
коррозионного проржавления и недоброкачественного заводского проката;

г) прорывы прокладок в задвижках
и фланцевых соединениях;

д) повреждение электрических
распределительных, устройств и трансформаторов;

е) обрыв проводов и падение
столбов, а также повреждение устройств телефонной связи.

Аварией на трубопроводе
считается:

а) повреждение трубопровода,
сопровождающееся пожаром или безвозвратной лотерей нефти или нефтепродуктов
свыше 500 т;

б) взрыв трубопровода,
сопровождающийся пожаром;

в) повреждение трубопровода
вследствие землетрясения, оползня, наводнения, урагана и других стихийных
бедствий.

Повреждения всех видов, в
зависимости от тяжести вызываемых последствий для производства, разделяются на
три категории.

К повреждениям I категории относятся повреждения,
повлекшие за собой потерю более 100 т нефти или нефтепродуктов, или порчу
качества последних более 200 т; повреждения, вызвавшие остановку перекачки
продолжительностью более 8 ч, а также повреждения, сопровождающиеся тяжелым
травматизмом. К повреждениям II
категории относятся повреждения, повлекшие за собой остановку перекачки
продолжительностью менее 8 ч; повреждения, повлекшие за собой одновременную
потерю от 10 до 100 т нефти или нефтепродуктов или же порчу качества 100-200 т
их; обрывы телефонных проводов и другие обстоятельства, вызвавшие нарушение
телефонной связи и остановку перекачки по трубопроводу. К повреждениям III категории относятся
коррозийные свищи, трещины сварных стыков трубопроводов, течи сальников задвижек
и другие дефекты, не приводящие к остановке перекачки и сопровождающиеся
потерями нефти и нефтепродуктов до 10 т [8].

Повреждения трубопроводов
возникают в основном из-за некачественного выполнения работ при строительстве,
а также из-за несоблюдения правил технической эксплуатации магистральных
трубопроводов.

Так, неудовлетворительная защита
трубопроводов от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими токами,
приводит к повреждению стенки трубы в виде сквозных проржавлений свищей;
неправильно назначенный тип изоляционного покрытия, а также некачественно
приготовленная мастика и несоблюдение толщины наносимого покрытия при
изоляционных работах также приводят к сквозным проржавлениям трубопровода.
Нарушение технологии сварки, а также применение некачественных сварочных
материалов, в частности электродов приводит к разрушению сварных стыков
трубопроводов (рис№2)

Дефекты, наблюдаемые в сварных
стыках трубопроводов, могут быть разделены на две группы.

К первой группе относятся
дефекты, вызывающие нарушение герметичности трубопровода, как, например,
сквозные поры, трещины, разрывы.

Поры имеют обычно групповой
характер и приводят к образованию в стыках свищей. Наиболее часто поры
наблюдаются в замыкающих участках стыков (замках) при газовой и электродуговой
сварке.

Ко второй группе относятся
дефекты, выявляемые внешним осмотром или просвечиванием швов гамма-лучами
радиоактивных элементов в процессе строительства, но не вызвавшие нарушения
герметичности трубы. К числу таких дефектов сварных швов относятся:

а) несквозные поры и шлаковые
включения;

б) подрезы;

в) непровар;

г) несквовные трещины,
расположенные как в корне шва, так и по кромкам.

Несмотря на то, что эти дефекты
не нарушают герметичности

сварных соединений, наличие их
значительно уменьшает прочность

часто приводит к последующему
разрушению стыков.

Имеются также случаи разрывов
труб в сварных стыках, не имеющих дефектов. Это объясняется главным образом
большим расхождением механических свойств металла шва и основного металла
вследствие применения электродов, которые не обеспечивают пределa прочности и предела
текучести металла шва, приблизительно равными соответствующим прочностным
характеристикам основного металла.

Разрушение в этом случае
объясняется действием значительных напряжении, возникающих в трубопроводе при
изменении темпера туры металла трубы во время эксплуатации, а также в процессе
укладки трубопровода в траншею [6].

Если прочность трубопровода,
выполненного из цельнотянутых труб, зависит главным образом от качества
сварочно-монтажных и изолиционных, то прочность и герметичность трубопровода,
сооружением из труб с продольной или спиральным швом, зависит, кроме того, и от
качества заводских швов. Разрыв трубы по продольному шву показан на рис. 2

Нарушения прочности швов
свидетельствует в первую очередь о том, что принятая на заводе изготовителе
технология сварки труб не обеспечивает стабильного провара корня шва.

Сравнительно редко встречаются
разрывы труб не в местах сварки, а в самом теле трубы.

Это объясняется либо
недоброкачественностью металла трубы, либо наличием вмятин, образовавшимся в
результате метода в результате производства строительно-монтажных работ.

Кроме низкого качества сварки, причиной разрывов
является изгиб труб, происходящий в результате изменения влажности и температуры
грунта (особенно интенсивно в первую весну после укладки и засыпки трубопровода
при строительстве, а также после ремонта трубопровода с подкопом