Аннотация 2
Введение 3
1 Анализ исходных данных 5
1.1 Описание участка нефтепровода «Нижневартовск-Курган-Куйбышев» 5
1.2 Свойства материала нефтепровода 7
1.3 Внутренняя коррозия трубопроводов 11
1.4 Способы диагностики при внутритрубной коррозии нефтепровода 14
2 Повышение срока эксплуатации нефтепровода 17
2.1 Катодная защита от почвенной коррозии 18
2.2 Защита внутренних стенок трубопровода от коррозии 25
2.3 Диагностика износа нефтепровода длительной эксплуатации 27
2.3.1 Определение скорости коррозии 33
2.3.2 Определение суммарной площади дефекта 35
3 Разработка технологии восстановления магистрального нефтепровода 37
3.1 Выбор технологии восстановления нефтепровода 37
3.2 Обоснование выбора сварочного оборудования и материалов 40
3.3 Проектирование технологии восстановления нефтепровода d=1220 мм в
монтажных условиях 46
3.3.1 Подготовительные работы 47
3.3.2 Сборка стыка трубы 52
3.3.3 Сварка стыка трубы 55
3.3.4 Контроль качества 57
4 Безопасность и экологичность принятых решений 59
Заключение 68
Список используемых источников 71
Значительные части объемов добываемой нефти в России доставляются потребителям трубопроводным транспортом. Задача обеспечения наибольшей надежности трубопровода и бесперебойности его работы постоянно располагается в поле зрения инженерного также управляющего его состава отрасли.
Ежегодно на нефтепромысловых трубопроводах в России совершается приблизительно 60 тысяч отказов, около 90% отказов - коррозионные повреждения.
Исследования явно дали понять, что разрушение внутренних стенок нефтепровода связанны с коррозией.
Сооружение магистральных нефтепродуктопроводов впервые появились в 1960х годах Советский Союз в то время решал такие проблемы, как снабжение топливом военных баз и экспорт очищенных нефтепродуктов в соседние страны. У ученных в сфере нефтепроводов появились вопросы по временной части эксплуатации магистральных трубопроводов, так как большое количество вышло из поставленных сроков, что могут вызвать последствия.
Механические дефекты, прочие очевидные и скрытые недостатки труб призывают неотложного ремонта, в единичных случаях нужна замена участка трубопровода.
В случае если неосуществимо остановить транспортировку рабочей среды, то нужно осуществлять ремонтные работы на инженерных устройствах под давлением.
В данном случае замена и в том числе незначительные
восстановительные работы связаны с различными видами трудностей, которые должны иметь особенный подход для использования специализированных способов, а также оборудований.
Серьезным шагом будет являться полной замены трубопроводов, так потребуется большое количество денежных средств, а также рабочей силы, времени, ввиду того, что трубы не вышли из строя и находятся в полном рабочем состоянии. Ввиду чего рациональным решением будет постоянное ТО (техническое обслуживание), что будет включать в себя большое количество диагностик, для увеличения срока пригодности данных труб.
Использование нового концепта представляет из себя, применение внутритрубных снарядов для нахождения очага проблем, дефектов и повреждений материал труб и их сварных соединений на внутренних стенках труб нефтепровода.
Рациональным решением будет транспортировка углеводородного исходного материала, на данный период времени является результативным, экономичным, а также считается общепризнанным фактом.
Трубопроводные транспорты является международным каноном эталона менее вредоносным на окружающую среду, но имеет и обратную сторону при авариях, так как имеет большой ущерб, а именно в сфере экологии и экономики поэтому вопрос надежности магистральных трубопроводов является одним из основных для Государственного надзора по промышленности, пожарной и экологической безопасности.
Поэтому вопрос надежности магистральных трубопроводов является одним из основных для Государственного надзора по промышленности, пожарной и экологической безопасности.
В связи с этим, цель магистерской работы: изучив влияние коррозии внутренних стенок нефтепровода, используя современное оборудование диагностики дефектов, увеличить срок безаварийной службы магистральных нефтепроводов.
Большая часть добываемой нефти в России доставляется потребителям трубопроводным транспортом. Ежегодно на нефтепромысловых трубопроводах в России совершается приблизительно 60 тысяч отказов, около 90% отказов - коррозионные повреждения. Для стальных трубопроводов основной причиной снижения надежности является внутренняя коррозия металла трубопровода.
Внутренняя коррозия трубопроводов вызывается электрохимическими процессами. Зонами коррозии в основном являются внутренние поверхности нижней образующей части трубопровода. Внутренняя коррозия трубопроводов особенно опасна в условиях течения жидкости (нефти), когда среда расслаивается (ламинарным режимом под действием сил гравитации.
Причинами, вызывающими внутреннюю коррозию трубопроводов, являются электрохимические процессы. Зоной коррозии обычно является внутренняя поверхность нижней образующей трубопровода. Внутренняя коррозия трубопроводов особенно опасна при расслоенном (ламинарном) режиме движения жидкости (нефти), когда под действием сил гравитации происходит расслоение сред.
Для обеспечения надежности трубопровода и бесперебойности его работы применяется катодная защита от почвенной коррозии, а также защита внутренних стенок от коррозии, что предоставляет возможность увеличить срок эксплуатации трубопровода без аварий. Однако, это возможно при строительстве новых трубопроводов. Исследование участка нефтепровода «Нижневартовск-Курган-Куйбышев», который является частью системы, соединяющей магистральные нефтепроводы фирмы «АК «Транснефть», срок службы которого приближается к гарантированным 33 годам, показало, что на участке №41 нефтепровода с1|р = 1220 мм, 8=12мм из ст. 17Г1С-У,
толщина стенок достигла критической величины.
Основным разрушающим фактором нефтепровода является внутренняя коррозия, которая связана с физико-химическими характеристиками транспортируемой нефти: массовая доля воды в %, концентрация сероводорода, двуокиси углерода, кислорода в мг/дм3, концентрация механических примесей в мг/дм3. Перечисленные факторы определяют номинальную скорость коррозии СК ном при эксплуатации нефтепровода и допустимую СКдоп = 0,5 мм/год. На участке №41 нефтепровода допустимая СКдоп > 0,5мм/год. При таких показателях СКдоп замена труб неизбежна. Вычислив скорость коррозии, которая соответствует заданной величине риска отказа, вычисляется минимально допустимая толщина стенки трубопровода Здоп. Допустимая толщина стенки трубопровода Здоп определяется по объединенной площади коррозионных дефектов. Объединенная потеря металла определяется ее габаритной площадью F = к (л • бтр) • L, мм2. Превышение габаритной площади дефекта F установлено
руководящими документами на данный нефтепровод.Проведенное исследование распределения повреждений по окружности нефтепровода «Нижневартовск-Курган-Куйбышев» на участке № 41 позволило принять решение о целесообразности восстановления дефектного участка трубопровода при выборочном ремонте на монтаже. При разработке технологии восстановления нефтепровода в монтажных условиях по инструкции выполняются 3 этапа: 1) подготовительные работы на трассе, 2) сборка стыка трубы в траншее, 3) сварка стыка трубы в траншее.
Разработка технологии проведения подготовительных работ связана с подготовкой земельного участка для вскрытия траншеи, с подготовкой земельного участка траншеи с учетом установки трактора, удалением дефектного участка газовой резкой, которые приведены в работе.
...
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
