2.Надземные сооружения объектов нефтегазового комплекса.

Состав МН: подводящий трубопровод; ГНС; промежуточная НПС; конечный пукт; линейная часть. Линейные сооружения включают: трубопровод с ответвлениями и лупингами, ЗРА, переходами через препятствия, узлами подключения НПС, узлами пуска и приема ОУ и разделителей, установки ЭХЗ, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики, ЛЭП; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти; здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, указательные, опознавательные и предупредительные знаки; пункты подогрева нефти. НПС располагаются на нефтепроводах с интервалом 70 - 150 км. Перекачивающие станции нефтепроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. ГНПС располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, отличается от промежуточных наличием резервуарного парка. На каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, котельная, системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием. По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны. Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк НПЗ, либо перевалочная база, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к НПЗ или экспортируется за границу.

Состав МГ. В состав магистрального газопровода входят: трубопровод с отводами и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, КС, УРГ, ГРС, ГИС, узлами пуска и приёма очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола; установки электрохимической защиты, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики; ЛЭП, конденсатосборники, вдольтрассовые дороги и вертолётные площадки, расположенные вдоль магистральных трубопроводов и подъезды к ним.

Состав МГ -головные сооружения; -компрессорные станции; -газораспредилительные станции(ГРС); -подземные хранилища газа; -линейные сооружения.

3.Эксплуатация ЛЧ МН. Контроль за проходным давлением нефти. Осуществляют по техни­ческим манометрам, установленным на тр-дах, согласно расчетным схемам, в местах, доступных для обслуживания. Очистка полости НП. Проводят с целью восстановления их пропускной спо­собности, а также с целью снижения скорости коррозии труб путем удаления песка, воды и различ­ного строительного мусора. Комплекс оборудования состоит из: камеры пуска и приема очистного устройства; оборудования для запасовки в камеру пуска и извлечения из камеры приема очистного устройства; технологи­ческой обвязки камер пуска и приема с запорной арматурой; средств контроля и сигнализации за прохождением очистного уст­ройства; сооружения для сбора и утилизации выносимых из полости трубопровода загрязнителей.

Для очистки полости чаще всего применяют очистные скребки, которые обеспечива­ют хорошее качество. На тр-де устанавливают дренажные устройства или нефтесборники для удаления воды из мест ее регу­лярного скопления. Уход за трассой. Трасса подземных НП через каждый километр и в местах поворота закреплена на местности постоянными знаками высотой 1,5 —2 м. Знак содержит информацию о местоположении оси трубопровода, километре и пикете трассы, а также номер теле­фона эксплуатирующей организации. Закрепительные знаки также устанавливают на переходах че­рез естественные и искусственные препятствия. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исклю­чения возможности повреждения трубопроводов устанавливают охранные зоны: на землях сельскохозяйственного назначения - по 25 м от осей крайних трубопроводов; вдоль трасс многониточных трубопроводов — по 50 м; вдоль подводных переходов трубопроводов — по 100 м. В охранных зонах трубопроводов устанавливают плакаты с за­претительными надписями против всякого рода действий, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов либо привести к их повреждению. Техническое обслуживание и ремонт. Наблюдение за состоянием трассы трубопроводов, элементов трубопроводов и их деталей, находящихся на поверхности земли (выявление возможных утечек; наличие оголений, размывов, оползней, оврагов и т. п.; производство посторонних работ и нахождение посторонней техники; состояние: подводных переходов через реки, ручьи, овраги; воздушных переходов через различные препятствия; пересечений с железными и автомобильными дорогами; вдольтрассовых сооружений (линейные колодцы, защитные противопожарные и противокоррозионные сооружения, вдольтрассовые дороги, указательные знаки); появление неузаконенных переездов; содержание в соответствии с НТД трассы, охранной зоны, сооружений; поддержание в исправном состоянии аварийной техники, механизмов, приспособлений, своевременное их пополнение; содержание вертолетных площадок; подготовка тр-дов к эксплуатации в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка). Проведение мероприятий по подготовке к эксплуатации в осенне-зимний период, паводковый период, противопожарные мероприятия: подготовка аварийной техники; проверка ТПА; создание временных опорных пунктов в труднодоступных местах трассы тр-да, оснащенных необходимой техникой и материалами; создание необходимых запасов ГСМ; проверка и устройство водоотводов и водопропусков; очистка водопропускных, водоотводящих и других сооружений от наносов, снега, льда; ремонт мостов и лежневых дорог; размещение дежурных постов на особо ответственных участках для своевременного обнаружения угрозы повреждения газопровода и его сооружений; организация связи.

Билет №13

1.Диагностика трубопроводов. 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; комбинированный, к которому относятся методы внешних осмотров, линейных измерений, манометрический, расходометрический, тепловой, тахометрический, тензометрический, хронометрический, электрических параметров и анализа состава вещества.

Порядок проведения работ по диагностике МН: 1 этап – профилеметрия; 2 этап – дефектоскопия.

Кроме работ по внутритрубной диагностике осваиваются технологии акустико-эмиссионного контроля запорно-регулирующей аппаратуры.

К методам контроля состояния металла стенки трубы и определения коррозионных повреждений в нем относятся: метод магнитной дефектоскопии; ультразвуковой метод; радиографический метод; бесконтактный метод.

Метод магнитной дефектоскопии основан на обнаружении и регистрации полей рассеяния, возникающих в местах дефектов при намагничивании контролируемых изделий. При этом магнитные силовые линии распространяются в металле стенки трубы без изменения направления, если в ней отсутствуют дефекты. При наличии дефектов в стенках труб магнитные силовые линии отклоняются, и возникает поле рассеяния. Величина этого поля зависит от размеров и конфигурации дефекта при определенном значении намагниченности стенки трубы.

Кроме того, с помощью магнитографического метода контроля выявляются различные дефекты в сварных швах газопроводов, выполненных автоматической сваркой при толщине основного металла от 2 до 20 мм. При использовании метода магнитной дефектоскопии, выполняются две последовательные операции: намагничивание стенки газопровода специальным устройством, при котором поля обнаруженных дефектов «записываются» на магнитную ленту; воспроизведение или считывание «записи» с ленты, осуществляемое с помощью магнитографических дефектоскопов.

Ультразвуковой метод контроля основан на способности энергии ультразвуковых колебаний распространяться с малыми потерями в однородной упругой среде и отражаться от нарушений оплошности этой среды. По интенсивности и времени отражения определяется размер и местоположения дефекта. Применение ультразвукового метода для определения линейной части магистральных газопроводов связано с измерением толщины стенки трубы, выявлением слоистости, различных трещин, а также дефектов сварки (непровар, пористость, пустоты, сколы). Для дефектоскопии сварных стыков магистральных газопроводов используются поперечные волны, создаваемые искателем, имеющим пластинку титаната бария и обеспечивающим ввод в сварной шов ультразвуковых волн. Это позволяет производить контроль сварных соединений без снятия усиления. К недостаткам ультразвукового метода следует отнести влияние на его точность следующих факторов: геометрии контролируемого изделия, а также ориентации дефектов; зависимости между формой акустического пучка и геометрией дефекта; внутренней структуры (размеров зерна, пористости, включений) контролируемого изделия. Указанные факторы влияют на выявляемость дефектов, которая определяется чувствительность, разрешающей способностью и отстройкой шумов, т.е. способностью обнаруживать полезные сигналы на фоне одновременно действующих помех как электрической, так и акустической природы.

Радиографический метод контроля основан на использовании свойств радиоактивных излучений. Под действием излучения на пленке образуется скрытое изображение, которое становится видимым после фотообработки в проявителе и закрепителя. Для сокращения времени просвечивания, и обеспечения лучшей выявляемости дефектов используют флуоресцентные и металлические экраны.

Радиографический контроль подземных газопроводов без их вскрытия возможен только при использовании способа рассеивания радиоактивных лучей путем пропуска дефектоскопа внутри трубопровода.

Бесконтактный метод контроля коррозионного состояния металла труб газопроводов без их вскрытия с поверхности земли (бесконтактный метод контроля) основан на использовании собственного магнитного поля, генерируемого трубопроводом под действием динамико-механических нагрузок, вызываемых статическим и пульсирующем давлением газа. При этом, измерение параметров магнитного поля может фиксироваться как в режиме эксплуатации газопровода, так и при отсутствии в нем давления газа, например, при производстве ремонтно-восстановительных работ.

2.Катодная защита трубопроводов от коррозии. Катодная защита.

1 - ЛЭП; 2 - трансформаторный пункт; 3 - станция катодной защиты; 4 - защищаемый трубопровод; 5 - анодное заземление; 6 – кабель

Источником постоянного тока является станция катодной защиты, где с помощью выпрямителей переменный ток, поступаю­щий от вдольтрассовой ЛЭП через трансформаторный пункт, преобразуется в постоянный.

Отрицательным полюсом источник с помощью кабеля под­ключен к защищаемому трубопроводу, а положительным - к анодному заземлению. При включении источника тока электричес­кая цепь замыкается через почвенный электролит. Под воздействием приложенного электрического поля источника начинается движение полусвободных валентных электронов в направлении «анодное заземление - источник тока - защищаемое сооружение». Теряя электроны, атомы металла анодного заземления переходят в виде ион-атомов в раствор почвенного электролита, т. е. анод­ное заземление разрушается. У защищаемого же сооружения вследствие работы источника постоянного тока наблюдается избыток свободных электронов, т. е. создаются условия для протекания реакций кислород­ной и водородной деполяризации, характерных для катода.

Считается, что для защиты от коррозии подземных металличес­ких трубопроводов необходимо, чтобы их потенциал был не более минус 0,85 В.