Организация работ по проведению внутритрубной диагностики магистрального нефтепровода на примере объекта в Республике Ирак

ВВЕДЕНИЕ 12
1. АНАЛИЗ ИЗУЧЕННОГО МАТЕРИАЛА ПО ТЕМЕ ИССЛЕДОВАНИЯ (ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР) 15
1.1. Характиристика магистрального нефтепровода 16
1.1.1. Физико – географическая характеристика 16
1.1.2. Климатическая характеристика 17
1.1.3. Геологическая характеристика 18
1.2. Анализ технических решений по проведению внутритрубной диагностики магистрального нефтепровода 18
1.2.1. Дефекты магистральных нефтепроводов 19
1.2.2. Профилеметрия трубопроводов 21
1.2.3. Дефектоскопия трубопроводов 24
2. ОСНОВНАЯ АНАЛИТИЧЕСКАЯ (РАСЧЕТНАЯ) ЧАСТЬ 33
2.1. Проведение внутритрубной диагностики участка магистральных нефтепроводов МН 34
2.1.1. Подготовка участка магистральных нефтепроводов МН диагностическому обследованию внутритрубного инспекционнгог прибора ВИП 35
2.1.2. Последовательность пропуска внутритрубного инспекционнгог прибора ВИП по участку магистральных нефтепроводов МН 37
2.1.3. Запасовка магнитного дефектоскопа 39
2.1.4. Запасовка ультразвукового дефектоскопа 42
2.1.5. Технология запуска внутритрубного инспекционнгог прибора ВИП 44
2.1.6. Сопровождение внутритрубного инспекционнгог прибора ВИП 45
2.1.7. Технология приёма внутритрубного инспекционнгог прибора ВИП 48
2.1.8. Выемка внутритрубного инспекционнгог прибора ВИП из камеры приема 49
2.1.9. Очистка внутритрубного инспекционнгог прибора ВИП 50
2.2. Подготовка технического отчета 51
2.3. Анализ технического отчета 52
2.4. Расчет толщины стенки 54
2.5. Проверка на недопустимые пластические деформации 55
3. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 58
3.1. Промышленная безопасность на магистральных нефтепроводах 59
3.1.1. Анализ опасных факторов и возможных аварий при проведении внутритрубной диагностики магистральных нефтепроводов 59
Анализ опасных производственных факторов 59
3.2. Охрана труда и техника безопасности персонала 66
3.2.1. Обеспечение персонала средствами индивидуальной защиты 66
3.2.2. Порядок допуска персонала при выполнении работ по очистке от внутритрубных отложений 69
3.3. Экологическая безопасность 83
3.3.1. Обоснование мероприятий по защите окружающей среды 83
3.3.2. Мероприятия по предотвращению чрезвычайных ситуаций 88
4. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА 90
4.1. Бюджет проведении технического диагностирования 91
4.1.1. Расчет материальных затрат и затрат на специальное оборудование при проведении технического диагностирования 91
4.1.2. Затраты на оплату труда исполнителей работ 92
4.1.3. Отчисления во внебюджетные фонды 93
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 97
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 98

Весь текст будет доступен после покупки

В настоящее время одним из определяющих требований, предъявляемых
к магистральным нефтепроводам, является обеспечение их надежного, безопасного функционирования при длительных сроках эксплуатации. Необходимость выполнения этого требования диктуется высоким уровнем затрат на строительство и ремонт трубопроводов, серьезными экологическими проблемами при авариях, ужесточением законодательных норм по охране окружающей среды.
В последнее время главным действующим инструментом системы диагностического контроля стала внутритрубная диагностика, которая представляет собой наиболее оперативный и содержательный метод диагностики системы трубопроводов. В концепцию внутритрубной диагностики, положен классический принцип: найти дефекты в трубопроводе, оценить их опасность, наиболее опасные из них отремонтировать, остальные взять под контроль и все это без нарушения нормальной работы трубопровода. Совершенствование внутритрубной диагностики и использование новейших способов оценки результатов диагностики, является весьма актуальной проблемой на данный момент.
Это позволит значительно улучшить результативность диагностического контроля магистральных нефтепроводов и обеспечить их надежную эксплуатацию. Целью данной работы является, выбор наиболее оптимального технического решения для проведения внутритрубной диагностики магистрального нефтепровода с целью выявления дефектов в процессе эксплуатации.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 . Характиристика магистрального нефтепровода
1.1.1. Физико – географическая характеристика
На территории Республике Ирак находится множество магистральных нефтепроводов. В своей дипломной работе рассмотрим один из них. Свое начало он Басра – Ди Кар, протяженность трубопровода составляет 146 км.
Техническая характеристика основной нитки существующего нефтепровода:
• Диаметр трубопровода – 1020 мм;
• Допустимое давление 5,5 МПа.

Рисунок 1. Карта магистральных нефтепроводов в Ираке

1.1.2. Климатическая характеристика
Климатическая характеристика района работ составлена по данным метеостанций Курна и Аль-Бурджисия. Басра характеризуется резко континентальным климатом с короткой и холодной зимой.
Средняя годовая температура воздуха составляет 20 °С. Средняя дата наступления последнего заморозка весной приходится на 25 мая, первого осенью 17 сентября. Средняя продолжительность безморозного периода изменяется
от 98 до 114 дней. Средняя продолжительность периода с устойчивым морозом изменяется от 60 до 70 дней.
Таблица 1
Среднегодовое количество осадков (мм), в течение года
Метеостанция Кол-во дней с осадками Теплый период Холодный период
Румайла 34 251 109
Базарган 42 240 120
Бадра 50 221 139

Появление снежного покрова отмечается во второй декаде октября, устойчивый водянный покров появляется в начале ноября. Среднее число дней со снежным покровом составляет 30 – 50 дней. Средняя высотаводы составляет 25 см. Среднегодовая скорость ветра составляет 4 м/сек.

1.1.3. Геологическая характеристика
Грунты сложены четвертичными аллювиальными отложениями, представленными суглинками от тугопластичной до текучей консистенции
и песками от средней крупности до пылеватых с редкими прослоями глин
и супесей.
С поверхности грунты перекрыты почвенно – растительным слоем мощностью 0,1 – 0,3 метра и местами торфом мало и среднеразложившимися мощностью 0,5 – 1,2 метра. Все грунты содержат растительные остатки до 10 %.
Подземные воды залегают на глубине 5 – 9 метров. Грунты сильно переувлажнены и обладают пучинистыми свойствами. Глубина промерзания
в данном районе для суглинков 2,4 метра, для песков 2,9 метра,
для торфа 1 – 1,5 метра.

1.2. Анализ технических решений по проведению внутритрубной диагностики магистрального нефтепровода
В целях оценки технического состояния конструктивных элементов линейной части магистрального нефтепровода применяются различного рода методы, виды и способы диагностики (рис. 2), которые во многом позволяют получить достаточно полную картину состояния диагностируемого объекта.


Рисунок 2. Способы диагностирования структурных элементов ЛЧ МН
Необходимо учитывать следующие факторы при выборе метода, типа
и способа диагностики:
• категорию трубопровода;
• срок эксплуатации трубопровода;
• конструкционные особенности трубопровода;
• наличие нарушений охранных зон прохождения трубопровода;
• наличие структурных элементов ЛЧ МН, относящихся к потенциально опасным и особо ответственным, и сложным для диагностирования.
Рассмотрим более подробно внутритрубное диагностирование линейно части магистрального нефтепровода. Внутритрубная диагностика нефтепровода проводится для того, чтобы показать все неровности формы и наличие механических нарушений стенок труб (овальность, вмятины и др.), изъяны коррозионного характера, трещин в сварных соединениях и стенках трубы.
Внутритрубное обследование нефтепровода состоит из двух основных элементов:
• профилеметрия (проверка формы поперечного сечения
на протяжении маршрута для идентификации местных деформаций сечения; выявления минимальных радиусов изгиба и точек усадки нефтепровода);
• дефектоскопия (инспектирование основного слоя металла в стенках труб;
• инспекция сварных соединительных швов труб).

1.2.1. Дефекты магистральных нефтепроводов
Дефект определяется как каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям [6]. Неисправности трубопроводов классифицируются в соответствии с рядом критериев: степень локализации, местоположение, ориентация, этап возникновения и уровень опасности. Разновидности дефектов могут быть разбиты на следующие категории:

1. По стадии возникновения (своему происхождению) [7]:
• Производственно – технические (металлургические) дефекты, возникающие при отливке и прокатке;
• дефекты производственного и технологического характера, проявляющиеся при производстве, комплектации и восстановлении деталей
(в сварке, наплавке, механической обработке, термообработке, и т.д.);
• неисправности, возникающие после определенного срока эксплуатации изделия вследствие усталости металлических частей, необоснованных дополнительных нагрузок, ударов, вибрации, перепадов температур, образования коррозии, износа, старения и т.д., а также ненадлежащего в ходе эксплуатации технологического обслуживания.
2. По степени опасности [7]:
• категория «А». Дефекты, подлежащие наружному обследованию
в кратчайшие сроки, нефтепровод с такими дефектами находится
в предаварийном состоянии;
• категория «В». Дефекты, подлежащие наружному обследованию
в плановом порядке, эти дефекты могут быть причиной аварии (сроки наружного обследования таких дефектов определяются исходя из ожидаемого роста
их размеров и опасности при предположении сохранения текущего режима эксплуатации нефтепровода);
• категория «С». Аномалии, которые допускаются при эксплуатации трубопровода без проведения наружного обследования; данные аномалии
не должны привести к аварии до следующего ВТД и не нуждаются в наружном обследовании.
Дефекты делятся на внешние и внутренние в зависимости
от их локализации. Некоторые дефекты (поверхностные дефекты) можно обнаружить визуально при внешнем осмотре, другие можно обнаружить только с помощью специального инструмента и приспособлений.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Гареева А.Г., Иванова И.А., Абдуллина И.Г. Прогнозирование коррозионно – механических разрушений магистральных трубопроводов. Трубопроводные системы: Справ. изд. – Уфа: Гилем, 1997. – 177 с.
2. Патент №2186289 Российская Федерация, МПК F17D 5/02 (2006/01). Способ внутритрубной диагностики глубины дефектов стенки трубы: №2009144324: заявл. 30.11.2009 / Тимашев С.А., Тырсин А.Н.
3. Внутритрубная диагностика. Уровни внутри трубной диагностики / Иноземцев Д.А., Ковалева С.С. / REFERATOTECH – 2022. – С.174 – 176.
4. Рекомендации по выбору способа мониторинга технического состояния трубопроводов / Белов А.А., Иванов Ю.Д., Шестаков А.А., Царева С.Г., Шишков Э.В. / Актуальные проблемы гуманитарных и естественных наук. – 2015. №10-1. С63 – 66 – ISBN 2073 – 0071.
5. Российская Федерация. Законы. О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (с изменениями и дополнениями): Федеральный закон № 116-ФЗ: [принят Государственной думой 21 июля1997 года].( с изменениями на 11 июня 2021 года).
6. ГОСТ 15467 – 79. Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения: дата введения 1979 – 07 – 01. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200001719 (дата обращения: 19.02.20221). – Текст: электронный.

Весь текст будет доступен после покупки