Курсовая работа по нефтегазовому делу на тему Радиографический контроль в нефтегазовой отрасли.

Введение
Одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта является сохранение нормального состояния линейной части промысловых и магистральных трубопроводов. Подземные трубопроводы, работающие при нормальных режимах, сохраняются, по крайней мере, несколько десятков лет. Так, например, в США некоторые трубопроводы, проработавшие около двадцати лет, полностью сохранились и не требуют ремонта. Этому способствовало то большое внимание, которое уделяется систематическому контролю состояния подземных и надземных трубопроводов и своевременная ликвидация появляющихся дефектов.
Как правило, большинство дефектов на трубопроводах появляются в результате коррозионных и механических повреждений, определение места и характера которых связаны с рядом трудностей и большими материальными затратами. Совершенно очевидно, что вскрытие трубопровода для его непосредственного визуального обследования экономически неоправданно. К тому же обследовать можно только внешнюю поверхность трубопровода. Поэтому в течение последних лет в нашей стране и за рубежом усилие специализированных научно-исследовательских и проектных организаций направлено на решение проблемы определения состояния подземных и надземных промысловых, магистральных нефтепродуктопроводов без их вскрытия. Эта проблема связана с большими техническими трудностями, однако при использовании современных методов и средств измерительной техники она успешно решается.
В настоящее время уже имеются некоторые методы и средства, которые позволяют контролировать состояние трубопроводов, и появляется новое направление - «Техническая диагностика».
Техническая диагностика - это молодая наука, о распознавании состояния технической системы, включающая широкий круг проблем, связанных с получением и оценкой диагностической информации. В процессе диагностики устанавливается диагноз, т. е. состояние технической системы. Согласно ГОСТ 20911—89, техническая диагностика — область знаний, охватывающих теорию, методы и средства определения технического состояния объектов.
Целью технической диагностики являются определение возможности и условий дальнейшей эксплуатации диагностируемого оборудования и в конечном итоге повышение промышленной и экологической безопасности.
Задачами технической диагностики, которые необходимо решить для достижения поставленной цели, являются:
-обнаружение дефектов и несоответствий, установление причин их появления и на этой основе определение технического состояния оборудования;
-прогнозирование технического состояния и остаточного ресурса (определение с заданной вероятностью интервала времени, в течение которого сохранится работоспособное состояние оборудования). Решение перечисленных задач, особенно для сложных технических систем и оборудования, позволяет получить большой экономический эффект и повысить промышленную безопасность соответствующих опасных производственных объектов.
 
1. Диагностика магистральных трубопроводов
1.1 Дефекты объекта диагностирования
Магистральным газопроводом (МГ) называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа, прошедшего подготовку из района добычи в районы его потребления. Движение газа по магистральному газопроводу обеспечивается компрессорными станциями (КС), сооружаемыми по трассе через определенные расстояния.
Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к МГ и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.
Магистральные газопроводы классифицируются по величине рабочего давления и по категориям.
В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса:
1 класс — рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно;
и класс — рабочее давление от 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.
Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным. Это внутри промысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах, а также другие газопроводы.
В зависимости от назначения и диаметра, с учетом требований безопасности эксплуатации магистральные газопроводы и их участки подразделяются на пять категорий: В,I, II, III и IV . Категория газопроводов определяется способом прокладки, диаметром и условиями монтажа.
Основные объекты и сооружения магистрального
газопровода
В состав МГ входят следующие основные объекты (рис. 15.2):
головные сооружения;
— компрессорные станции;
— газораспределительные станции (ГРС);
— подземные хранилища газа;
— линейные сооружения.
На головных сооружениях производится подготовка добываемого газа к транспортировке (очистка, осушка т п). В начальный период разработки месторождений давление газа, как правило, настолько велико, что необходимости в головной компрессорной станции нет. Ее строят позднее, уже после ввода газопровода в эксплуатацию.
Компрессорные станции предназначены для перекачки газа. Кроме того на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.
Газ из магистрального газопровода через открытый кран поступает в блок пылеуловителей. После очистки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперекачивающими агрегатами (ГНА) далее он проходит через аппараты воздушного охлаждения (АВО) и через обратный клапан 8 поступает в магистральный газопровод.
Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение, т.е. пылеуловители, газоперекачивающие агрегаты и она, называются основными, для обеспечения их нормальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электроснабжения, вентиляции, масло снабжения и т.д.
Газораспределительные станции сооружают в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него.
Высоконапорный газ, транспортируемый по магистральному газопроводу, не может быть непосредственно подан потребителям, поскольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденсата), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией.
Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одоризация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции (ГРС). Принципиальная схема ГРС приведена на рис. 1.
Газ по входному трубопроводу 1 поступает на ГРС. Здесь он последовательно очищается в фильтре 2, нагревается в подогревателе 3 и редуцируется в регуляторах давления 4. далее расход газа измеряется расходомером 5 я в него с помощью одоризатора б вводятся одорант — жидкость, придающая газу запах.
Необходимость подогрева газа перед редуцированием связана с тем, дросселирование давления сопровождается (согласно эффекту джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность закупорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами.
Подземные хранилища газа служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозатрат и капиталовложения в хранилища
Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефте- н нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кроме того для сбора вытпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники.
Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр - от 150 до 1420 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа

Рис.1 Схема магистрального газопровода;
1 — газосборные сети; 2 — промысловый пункт сбора газа; 3- головные сооружения; 4 — компрессорная станция;5газораспределительная станция; б подземные хранилища; 7 — магистральный трубопровод; 8 — ответвления от магистрального трубопровода; 9 — линейная арматура;10 — двухниточный проход через водную преграду.
ТРУБЫ
Для сооружения магистральных газопроводов применяются бесшовные или сварные трубы из низколегированных или малоуглеродистых мартеновских спокойных сталей с максимальным содержанием углерода в металле труб не более 0,27%. Сталь труб должна хорошо свариваться дуговыми методами и стыковой контактной сваркой. Показатели, характеризующие химический состав и механические свойства металла труб, допускаемых к применению для магистральных газопроводов, должны удовлетворять требованиям специальных технических условий или ГОСТ.
Поставляемые для сооружения магистральных газопроводов трубы имеют сертификаты завода-изготовителя, в которых должны быть указаны: а) номинальный размер труб; б) номер ТУ, по кото¬рым изготовлены трубы; в) марка стали; г) результаты механических испытаний; д) результаты гидравлических испытаний.
На каждой трубе на расстоянии около 500мм от одного из кон¬цов должны быть выбиты клейма: марка стали, месяц и год изгото¬вления трубы, номинальные размеры по толщине стенки и диаметру, товарный знак завода и клеймо ОТК, номер трубы, номера плавок, из которых изготовлена труба. Клеймо выбивается вблизи от продольного шва. Участок клеймения обводится черной краской.
Каждая труба, предназначенная для сооружения магистральных газопроводов, должна подвергаться на заводе-изготовителе гидравлическому испытанию внутренним давлением, создающим в металле труб кольцевые напряжения, равные 90% от текучести металла в готовой трубе. Расчет напряжений по минимальной толщине стенки трубы.
Таблица 1. Характеристика электросварных труб
Диаметр
труб»
мм Толщина стенки, мм Теоретический
вес
1 пог. м,
кг Марка стали Длина труб, м Завод-изготовитель
529 7 90,11 10Г2СД (МК) 8,0 Ждановский металлургический завод им. Ильича
529 8 102,9 19Г 10,5—12,0 Челябинский трубопрокатный
529 8 9 102,9 115,4 14ХГ СилиМК 10,0—12,0 Xарпизский трубный
630 7 107,5 10Г2СД (МК) 8,0 Ждановский-металлургический завод им. Ильича
720 8
9
10 140,5 157,8 175,1 19Г 10,5—12,2 Челябинский трубопрокатный
820 9 10 11 180,0
199,8
219,5 14ГН 10,5—12,2 Челябинский трубопрокатный
1020 10 249,1 114ГН 17ГС 15Г2С 5-12 Новомосковский


ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА
На магистральных газопроводах для возможности отключения участков газопроводов во время ремонта или аварии, а также на всех отводах, компрессорных и газораспределительных станциях устанавливается запорная арматура, в качестве которой приме¬няются краны, задвижки и вентили. Запорная арматура устана¬вливается также и на свечах для возможности сообщения отдельных участков газопровода с атмосферой.
Выбор запорной арматуры для определенного диаметра газопровода и рабочего давления газа производится согласно ГОСТу 355-52 и ГОСТ 356—59. ГОСТ 355-52 устанавливает диаметры условных проходов, для которых изготовляется запорная арматура. Условным проходом Dy называется номинальный внутренне диаметр прохода в присоединительном конце арматуры. Часто путают условный проход с внутренним диаметром. Необходимо иметь в виду, что при одном и том же условном проходе внутренний диаметр может быть разным, так как постоянным является наружный диаметр трубы, который должен соответствовать стандарту a внутренний диаметр изменяется в зависимости от толщины стенки трубы. Так например, труба с условным диаметром Dу = 700 мм имеет наружный диаметр 720 мм, а толщину стенки от 8 до 10 мм, отсюда: внутренний диаметр трубы будет изменяться от 700 до 704 мм ГОСТ 356—59 устанавливает условное давление в зависимости от рабочего давления, температуры газа и свойств металла, из кото¬рого изготовлена арматура.
СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ
Соединительные детали устанавливают в местах поворотов, переходов и разветвлений магистрального газопровода. Они служат для изменения направления газопровода, устройства отводов, сопряжения одного трубопровода с другим. В качестве соединительных деталей применяют отводы, тройники, переходники и переходные кольца. Отвод (колено) — деталь для соединения труб под углом для осуществления поворота газопровода. Тройник — деталь с тремя под соединительными концами для подключения отводов к потребителям газа, лупинга или перемычки. Переходник — деталь для соединения труб различного диаметра. Переходное кольцо — деталь для соединения труб равного диамет¬ра с разной толщиной стенок.
Соединительные детали по принципу присоединения к газо¬проводу делятся на резьбовые, фланцевые и привариваемые встык. При монтаже стального газопровода применяют только детали, привариваемые встык. Это позволяет ускорить монтаж газопровода, повысить его надежность, сократить расход металла и упро¬стить технологию его изготовления. По способу изготовления детали газопровода могут быть сварными и штампосварными (ОСТ 102—54—81 —ОСТ 102—62—81). Изготовляют стальные приварные детали диаметром 426—1420 мм для газопроводов с неагрессивными и слабоагрессивными средами. С условным давление от 1,6до 10МПа и температурой стенки от -20 до 150С. В зависимости от категории газопровода для деталей устанавливают коэффициент условия работы: В — 0,6; I—IV — 0,75.


1.2Организация ремонто-восстановительной службы
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.