Техническая диагностика нефтегазового оборудования

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 2.3. Порядок  технического диагностирования передвижных  установок для ремонта скважин

 

Измеряют размеры  обнаруженных дефектов, устанавливают  отклонения геометрических размеров и форм металлоконструкций от проектных. Полученные результаты сравнивают с допустимыми значениями и в случае их превышения вносят соответствующие данные в ведомость дефектов.

Оценку технического состояния всех механизмов, оборудования, приборов и устройств безопасности установок осуществляют путем их внешнего осмотра, проведения проверки на холостом ходу и под нагрузкой. При выявлении дефектов или при подозрении на их наличие узел или механизм необходимо разобрать, промыть и провести необходимые измерения и диагностику технического состояния его деталей методами неразрушаюшего контроля. К таким узлам относятся, например, редукторы, коробки передач, пневмо- и гидроаппаратура.

Контроль технического состояния электрооборудования  осуществляют путем его осмотра, проверки комплектности, целостности, качества контактов, надежности крепления и т. п., а также проверкой сопротивления изоляции кабелей, проводов и электрических цепей электрооборудования.

Канаты, блоки, грузозахватные органы, приборы безопасности, кабину машиниста и другие узлы обследуют в соответствии с картой осмотра. Для обследования крюкоблоков, крюков, кронблоков, талевых блоков, элеваторов, штропов и вертлюгов применяют различные методы неразрушающего контроля. Предпочтительными являются ультразвуковой, капиллярный и магнитопорошковый методы.

На завершающем  этапе диагностики проводят статическое  испытание установки под нагрузкой, превышающей их номинальную грузоподъемность на 25 %. Испытание проводят при отсутствии дефектов, снижающих безопасность эксплуатации установки, а при их обнаружении — только после устранения этих дефектов. Перед проведением испытания мачта установки центрируется над испытательным грузом и закрепляется силовыми и ветровыми растяжками. Максимальное смещение оси талевого блока относительно оси приложения нагрузки не должно превышать 50 мм. В процессе испытаний проводится измерение отклонений мачты от вертикали (отвесом или теодолитом) и измерение величины прогиба элементов мачты (нивелиром). Остаточная деформация элементов мачты не допускается, а ее осадка должна удовлетворять требованиям, установленным РД 08-195-98.[1,стр.257-261]

 

 

2.4. Диагностирование вертикальных цилиндрических резервуаров для нефтепродуктов

 

Общие технические  требования к конструкции, устройству, изготовлению, монтажу, эксплуатации и испытаниям резервуаров установлены ПБ 03-605-03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов».

В зависимости  от вместимости и места расположения резервуары подразделяют на три класса:

•    класс I - особо опасные резервуары вместимостью 10 00  м³ и более, а также резервуары 5000 м³ и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки;

•     класс II - резервуары повышенной опасности вместимостью от 5000 до 10 000 м³;

•    класс III - опасные резервуары вместимостью от 100 до 5000 м³.

Степень ответственности (опасности) учитывается при проектировании специальными требованиями к материалам, объемами контроля в рабочей документации, а также коэффициентом надежности по назначению при выполнении технических расчетов.

Диагностика резервуаров  осуществляется в соответствии с РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов». Положение распространяется на стальные сварные цилиндрические резервуары вместимостью 100 до 50 000 м² следующих типов: со стационарной крышей, со стационарной крышей и понтоном, с плавающей крышей.

Система технического диагностирования вертикальных стальных резервуаров включает два уровня проведения работ:

• частичное техническое обследование резервуара с наружной стороны (без выведения его из эксплуатации один раз в пять лет);
• полное техническое обследование, требующее выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации (один раз в десять лет).

Целью первого этапа - изучения конструктивных особенностей, технологии изготовления и монтажа, а также условий эксплуатации резервуара - является определение наиболее напряженных зон в элементах конструкции, возможных механизмов образования дефектов в материале при эксплуатации и мест их локализации, а также составление (уточнение) программы технического диагностирования [1].

Все резервуары должны подвергаться частичному диагностированию в срок, определенный по результатам предыдущего  диагностирования, но не реже чем через каждые 5 лет. При проведении такого обследования резервуары могут не выводиться из эксплуатации.

Частичное диагностирование резервуара предусматривает выполнение следующих работ:

· ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар;

· визуальный контроль конструкций резервуара, включая сварные соединения;

· визуальное определение видов и степени коррозионного поражения наружной поверхности стенки, уторного узла и крыши резервуара;

· измерение фактических толщин элементов стенки и крыши резервуара;

· измерение толщины низа стенки в зоне уторного узла с шагом не более 1 м с целью определения степени коррозионных поражений;

· определение толщины окраечных листов днища в зоне утора;

· измерение геометрической формы и повреждений стенки;

· проверку соответствия требованиям проекта и норм размещения патрубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным швам;

· контроль качества сварных соединений стенки неразрушающими методами;

· оценку состояния узлов врезок люков-лазов и приемо-раздаточных патрубков в стенку резервуара;

· проверку состояния фундамента и отмостки;

· нивелирование наружного контура днища;

· обследование анкерных болтов (при их наличии) и зон их заделки;

· поверочные расчеты конструкции резервуара;

· отбор проб металла разрушающими и неразрушающими способами;

· анализ состояния резервуара, разработка рекомендаций по дальнейшей эксплуатации (с назначением очередного срока и вида диагностирования), ремонту или выводу из эксплуатации;

· составление заключения о техническом состоянии резервуара.

Полное диагностирование резервуаров  проводится с выводом их из эксплуатации, опорожнением, дегазацией и зачисткой. Полное диагностирование проводится в соответствии с согласованной Заказчиком программой диагностирования не реже одного раза в 10 лет и предусматривает выполнение работ, проводимых при частичном диагностировании и, кроме того, дополнительных работ:

· измерения и анализ изменений геометрических отклонений корпуса и основания за время эксплуатации резервуара по данным приемо-сдаточной документации и результатов предыдущих диагностирований;

· диагностирование поверхности снаружи и изнутри всех конструктивных элементов резервуара, включая понтон (плавающую крышу);

· измерение толщин всех конструктивных элементов резервуара с выявлением зон недопустимых коррозионных повреждений;

· измерение зазоров между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара и обследование состояния затвора;

· измерение вертикальности направляющих плавающей крыши (понтона);

· измерение вертикальности опорных стоек плавающей крыши (понтона);

· измерение геометрических характеристик конструктивных элементов резервуара с выявлением параметров, выходящих за допускаемые пределы;

· оценка состояния узлов врезок люков-лазов и приемо-раздаточных патрубков в стенку внутри резервуара;

· определение характера и величины осадки основания и оценка неравномерности осадки основания в зоне стенки и в центральной части днища резервуара;

· контроль качества сварных соединений физическими методами, включая уторный шов и сварные соединения врезок в стенку нижнего пояса;

· определение механических свойств и критической температуры хрупкости металла в зонах интенсивных коррозионных повреждений (при необходимости), а также участков с высокой концентрацией напряжений и резервуаров со сроком эксплуатации более 20 лет;

· измерение толщины антикоррозионных покрытий;

· оценка скорости коррозионных процессов в зонах интенсивной коррозии;

· поверочный прочностной расчет основных конструктивных элементов резервуара, включая расчет устойчивости корпуса резервуара;

· оценка остаточного ресурса резервуара и определение вида и срока проведения очередного диагностирования;

· составление технического отчета о результатах полного диагностирования включающего дефектную ведомость, рекомендации о необходимости проведения ремонта или реконструкции резервуара с определением вида и режима прочностных испытаний, заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара [8,п.2].

Все выявленные дефекты  подлежат измерению по глубине залегания, протяженности и в масштабе наносятся на эскизы.

Объем работ по измерениям толщин устанавливают с  учетом результатов визуального контроля. Во всех случаях измерения проводят в местах, наиболее пораженных коррозией. Результаты измерения толщин используют при вычислении напряжений в металле, а также для определения скорости коррозии.

2.4.1.Расчет стенки резервуара на прочность

Расчеты конструктивных элементов на прочность (в том  числе с учетом сопротивления стали хрупкому разрушению) и устойчивость производят в случаях: отклонения фактических толщин от проектных; внесения при сооружении в конструкции изменений, не предусмотренных проектом; назначения сечений усиливающих элементов конструкций при разработке проектной документации на ремонт резервуара; оценки несущей способности конструкций с учетом деградации свойств металла, отклонения элементов резервуара от заданной геометрической формы и др.

Минимальная толщина листов стенки резервуаров РВС и РВСП для условий эксплуатации рассчитывается по формуле:

                                           (2.9)

Минимальная толщина стенки резервуаров РВСПК для условий  эксплуатации рассчитывается по формуле:

                                             (2.10)

где n₁ - коэффициент надежности по нагрузке гидростатического давления, n₁= 1,05;

r_н - плотность нефти, r_н =900 кг/м³;

g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²;

H_{макс доп} - максимально допустимый уровень взлива нефти в резервуаре, м;

х - расстояние от днища до расчетного уровня, м;

n₂ - коэффициент надежности по нагрузке избыточного давления и вакуума, n₂

P_и - нормативная величина избыточного давления, Па

R - радиус стенки резервуара, м;

j_с - коэффициент условий работы, j_с = 0,7 для нижнего пояса, j_с = 0,8 для остальных поясов;

R_y- расчетное сопротивление материала пояса стенки по пределу текучести, Па.

Расчетное сопротивление  материала стенки резервуаров по пределу текучести, определяется по формуле:

,                                                         (2.11)

где   - нормативное сопротивления растяжению (сжатию) металла стенки, равное минимальному значению предела текучести, принимаемому по государственным стандартам и техническим условиям на листовой прокат;

γ_м - коэффициенты надежности по материалу, γ_м = 1,025;

γ_н - коэффициент надежности по назначению, для резервуаров объемом по строительному номиналу 10000 м³ и более - γ_н = 1,15, объемом по строительному номиналу менее 10000 м³ - γ_н = 1,1.

В качестве номинальной толщины  δ_ном каждого пояса стенки выбирается значение большей из двух величин, округленное до ближайшего значения из сортаментного ряда листового проката.

d<_ном³max{d_e + C_i + D; d_кс},                                                  (2.12)

где С_i - припуск на коррозию, мм;

D - фактическое значение  минусового допуска на толщину  листа, мм;

d_кс - минимальная конструктивная толщина стенки.

Расчет стенки резервуара на устойчивость выполняется  с помощью проверки соотношения

                                           (2.13) 

где , - первое (меридиональное) и второе (кольцевое) критические напряжения.

При невыполнении этого условия для обеспечения  устойчивости стенки можно увеличить толщину верхних поясов или установить промежуточные кольца жесткости, или то и другое вместе [1, стр.261-271].