Назовите и опишите методы обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов на трубопроводах
Существуют два способа определения утечки при стационарном режиме эксплуатации трубопровода: методом понижения давления с фиксированной и скользящей установкой, использующей эффект понижения давления.
Первый – сравнение ранее рассчитанного давления в трубопроводе (гидравлический уклон при заданной производительности) с замеренными через определенные промежутки времени его значениями при помощи ЭВМ.
Второй способ – измерение и сравнение локальных понижений давлений на трубопроводе. ЭВМ через определенные промежутки времени фиксирует все значения давлений в точках измерения на участке трубопровода и сравнивает их с ранее записанными. Если градиент давления превысит предварительно установленное значение (при постоянном расходе), то срабатывает сигнал тревоги. Утечка определяется по формуле или гидравлическому уклону так же, как в первом способе.
Метод отрицательных ударных волн основан на регистрации воли понижения давления (отрицательных ударных ноли), возникающих в момент появления утечки нефти или нефтепродукта и распространяющихся в обе стороны по трубопроводу со скоростью звука (1 км/с).
Метод сравнения расходов основан на постоянстве мгновенного расхода нефти или нефтепродукта в начале и конце участка трубопровода при отсутствии утечки и установившемся режиме перекачки.
Метод сравнения изменения скорости расходов основан на мгновенном изменении скорости расходов в начале и конце участка трубопровода при появлении утечки.
|
|
|
Метод линейного баланса основан на постоянстве мгновенного и интегрального значений объемов перекачиваемой жидкости в начале и конце участка трубопровода при отсутствии утечки и установившемся режиме перекачки.
Радиоактивный метод основан на регистрации радиоактивного излучения вещества (растворенного в жидкости изотопа), проникающего в грунт через сквозные повреждения в стенке трубопровода.
Ультразвуковой метод (зондовый) основан на звуковом эффекте, (ультразвуковой диапазон), возникающем при истечении жидкости через сквозное отверстие (трещину) в стенке трубопровода.
БИЛЕТ 17
1. Опишите технологию применения противотурбулентных присадок на магистральных нефтепроводах и ее преимущества.
Противотурбулентная присадка для нефти предназначена для увеличения объема перекачиваемой нефти и нефтепродуктов путем эффективного снижения гидравлического сопротивления и потерь давления в трубопроводе при перекачке. Противотурбулентная присадка для нефти представляет собой комбинацию высокомолекулярных сополимеров полиальфаолефинов в виде суспензии в комбинированном носителе органического и/или растительного происхождения.
|
|
|
Присадка воздействует на турбулентность в пристенной области потока. Макромолекулы присадки приводят к гашению высокочастотных пульсаций и способствуют росту толщины вязкого подслоя. Таким образом, в присутствии полимерной добавки отмечается расширение диапазона чисел Рейнольдса, в котором шероховатая поверхность является гидравлически гладкой. Максимальный эффект снижения гидравлического сопротивления наблюдается после того, как жидкость, содержащая присадку, заполнит весь трубопровод. Присадка применяется по технологии постоянного дозирования для обработки напорных и магистральных нефте и нефтепродуктопроводов.
Преимущества применения присадок:
• Присадка вводится в жидкость, перекачиваемую по трубопроводу, на низких дозировках (ppm);
• Присадка не оседает на стенках трубопровода, а остается в составе текущей жидкости;
• Эффективность присадки зависит от физических характеристик трубопровода, гидродинамики и свойств жидкости;
• Обеспечивает быстрое увеличение пропускной способности трубопровода, особенно в периоды пиковых нагрузок. Может также использоваться периодически для снижения временных пиковых нагрузок;
|
|
|
• Низкие первоначальные затраты;
• Позволяет уменьшить количество насосных станций, что сокращает до минимума расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание при сохранении высокой производительности;
• Снижает расходы на электроснабжение насосных станций;
• Снижает рабочее давление при сохранении пропускной способности;
• Снижает риск порыва трубопроводов;
• Позволяет снизить капиталовложения.
• Присадка не содержит хлорорганических соединений и не оказывает отрицательного воздействия на процессы нефтеподготовки и переработки, а также не влияет на качество товарной нефти.
2. Перечислите и проанализируйте дефекты, подлежащие первоочередному ремонту, и дефекты, подлежащие расчету срока эксплуатации трубопровода.
Вмятины без повреждения металла трубы и с любыми царапинами, задирами, свищами и другими повреждениями. Независимо от размеров.
Горфы. Независимо от размеров.
Потеря металла (внешняя или внутренняя), расположенная на сварном шве или примыкающая к сварному шву. Глубиной равной или более 0,35t.
Потеря металла (внешняя или внутренняя) без примыкания к сварному шву. Глубиной равной или более 0,5t.
|
|
|
Коррозионное повреждение секции. Общая площадь всех потерь металла равна или превышает 15% от площади наружной поверхности секции и имеется один и более дефектов потери металла глубиной равной или более 0,2t.
Трещина по телу трубы или сварному шву. Независимо от размеров.
Дефектный сварной стык. Сварной стык, содержащий один и более дефектов первоочередного ремонта.
Дефект поперечного сварного шва в сочетании*) с потерей металла глубиной более 0,2t. Независимо от размеров.
Несплошность плоскостного типа в поперечном сварном шве. Независимо от размеров.
Разнотолщинность стыкуемых труб. С отношением толщин стенок стыкуемых труб более 1,5.
Косой стык с дефектами шва ДПР. Угол между осями стыкуемых труб равен или больше 1 градуса.
Косой стык. Угол между осями стыкуемых труб равен или больше 3 градусов.
Дефект продольного (спирального) сварного шва в сочетании*) с потерей металла глубиной более 0,2t. Независимо от размеров.
Несплошность плоскостного типа продольного (спирального) шва. Независимо от размеров.
Соединительные детали незаводского изготовления: отводы, тройники, переходники, заглушки. Все детали.
Вантузы, механические сигнализаторы пропуска средств очистки и диагностики, отборы давления; другие конструктивные детали не соответствующие требованиям действующих нормативных документов. Все конструктивные детали.
Фланцы, литые корпуса задвижек, вентили, клапаны, крепежные детали, резьбовые соединения, не удовлетворяющие требованиям РД 39-132-94. Все детали.
Потеря металла (внешняя или внутренняя), расположенная на сварном шве или примыкающая к сварному шву. Глубиной менее 0,35t.
Потеря металла (внешняя или внутренняя) без примыкания к сварному шву. Глубиной менее 0,5t.
Механическое повреждение типа «риска». Независимо от размеров.
Расслоение.Площадью более 5000 мм2, длиной или шириной более 80 мм.
Расслоение с выходом на поверхность. Независимо от размеров.
Расслоение, примыкающее к бездефектному сварному шву. Независимо от размеров.
Расслоение в сочетании с дефектом сварного шва.Независимо от размеров.
Дефектный сварной стык. Сварной стык, содержащий один и более дефектов
Дефект поперечного сварного шва в сочетании с потерей металла. Независимо от размеров.
Несплошность плоскостного типа в поперечном сварном шве. Независимо от размеров.
Непровар в поперечном сварном шве. Глубиной более 0,05t, более 1,0 мм; протяженностью более t, более 25 мм.
Аномалия в поперечном сварном шве. Независимо от размеров.
Поры в поперечном сварном шве. Размер отдельной поры более 0,2t, более 3,0 мм;
суммарной протяженностью более 30 мм.
Шлаковые включения в поперечном сварном шве. Размер отдельного включения более 0,1t, более 1,5 мм; суммарной протяженностью более 30 мм.
Вогнутость корня шва (утяжина) поперечного сварного шва. Глубиной более 0,2t, более 1 мм; суммарной протяженностью более 50 мм.
Подрез в поперечном сварном шве. Глубиной более 0,05t, более 0,5 мм; суммарной протяженностью более 50 мм.
Смещение кромок в поперечном сварном шве. Глубиной более 0,2t, более 3,0 мм.
Разнотолщинность. С отношением толщин стенок стыкуемых труб более 1,5.
Косой стык. Угол между осями стыкуемых труб равен или больше 3 градусов.
Дефект продольного (спирального) сварного шва в сочетании с потерей металла. Независимо от размеров.
Несплошность плоскостного типа в продольном (спиральном) сварном шве. Независимо от размеров.
Непровар в продольном (спиральном) сварном шве. Независимо от размеров.
Несплавление в продольном (спиральном) сварном шве. Независимо от размеров. Аномалия в продольном (спиральном) сварном шве. Независимо от размеров.
Удлиненные шлаковые включения в продольном (спиральном) сварном шве. Размер по толщине стенки более 1,6 мм; суммарной протяженностью более 12,7 мм на длине шва 150 мм.
Круглые шлаковые включения и поры в продольном (спиральном) сварном шве. Размер отдельного включения, поры более 3,2 мм; суммарной протяженностью более 6,4 мм на длине шва 150 мм.
Смещение кромок в продольном (спиральном) сварном шве. Глубиной более 1,0 мм при толщине стенки до 10 мм; глубиной более 0,1t при толщине стенки от 10 до 20 мм включительно; более 2,0 мм при толщине стенки более 20 мм.
Подрез в продольном (спиральном) сварном шве. Глубиной более 0,4 мм.
БИЛЕТ 18
1. Назовите и проанализируйте мероприятия по ликвидации аварий на подводных переходах.
Аварией на подводном переходе считается событие, связанное с возникновением неконтролируемой утечки нефти в результате разру- шения или повреждения трубопровода из-за коррозионного износа, воз- действия потока воды, якорей и др. Для ликвидации аварийных ситуаций на ППМН, связанных с раз- герметизацией нефтепровода, необходимо выполнить следующее:
ü остановить перекачку нефти;
ü закрыть береговые задвижки и отключить аварийный участок нефтепровода;
ü организовать доставку людей и технических средств к месту аварии;
ü организовать откачку нефти из поврежденного трубопровода;
ü установить ограждения, препятствующие распространению нефти в водном объекте и организовать сбор разлившейся нефти;
ü определить место и характер повреждения трубопровода;
ü организовать ремонт поврежденного участка ППМН;
ü испытать отремонтированный участок нефтепровода. На начальной стадии ликвидации аварии основной задачей является ограничение зоны возможного распространения нефтяного загрязнения и сбор нефти с поверхности реки. На малых реках локализация может осуществляться созданием временных или постоянных запруд или дамб с водоспускными трубами. Основными видами аварийных дефектов на ППМН являются свищи, трещины в сварных швах, разрывы и пробоины. Восстановление несущей способности трубопровода в русловой части может производиться:
ü прокладкой новой нитки подводного перехода;
ü ремонтом с применением кессоннов, полукессонов.
Дата добавления: 2018-04-04; просмотров: 455; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!