Отчет по практике в МВЕК

Схемы участков контроля толщин указаны на рис. 1.

Рисунок 1 — Схема толщинометрии задвижек

В скобках указаны номера контрольных участков, расположенных с противоположной стороны задвижки

В результате проведенной толщинометрии установлено, что минимальные измеренные толщины стенок обследованной запорной арматуры превышают отбраковочные значения, указанные в табл.7.4 РД 39-132-94.

Результаты толщинометрии.

Ультразвуковое сканирование основного металла стенки трубопроводов проводилось на зачищенных от изоляции контрольных участках, в полосе шириной 30 мм по всему периметру поперечного сечения.

В случае выявления коррозионных повреждений наружной поверхности производилась зачистка до основного металла, при невозможности полной вышлифовки коррозионных повреждений остаточная толщина стенки трубопровода определялась как разность показаний ультразвукового толщиномера вблизи коррозионной язвы и глубины коррозионной язвы.

Результаты измерений толщиномером «PANAMETRICS» 37 DL PLUS представлены в протоколе измерений остаточных толщин стенок трубопроводов. Каждое контролируемое сечение разделено на 12 равных участков (см. рисунок 7.2; вид на сечение показан в направлении движения перекачиваемой среды), в протоколе измерений приведены минимальные значения толщин стенок в каждом из этих 12-ти участков.

Рисунок 2 — Схема толщинометрии трубопровода

По результатам толщинометрии установлено, что остаточные толщины стенок трубопроводов на проконтролированных участках не достигли отбраковочных значений.

Минимальные измеренные значения остаточных толщин стенок трубопроводов составили:

• 7,4 мм (6,64 мм) для типоразмера 530х8 мм трубопровода №1;
• 9,0 мм (4,32 мм) для типоразмера 325х10 мм трубопровода №1;
• 11,3 мм (4,32 мм) для типоразмера 325х12 мм трубопровода №1;
• 6,6 мм (6,28 мм) для типоразмера 530х7 мм трубопровода №2;
• 7,3 мм (6,28 мм) для типоразмера 530х8 мм трубопровода №2;
• 8,5 мм (6,28 мм) для типоразмера 530х9 мм трубопровода №2.

В скобках приведены значения отбраковочных толщин стенок трубопроводов, рассчитанные в соответствии с РД 39-132-94.

Ультразвуковая дефектоскопия сварных соединений.

После проведения ВИК производился ультразвуковой контроль сварных швов на наличие внутренних дефектов сварных соединений. Ультразвуковая дефектоскопия сварных соединений трубы и 90° отвода проводилась на контрольных участках №1.2 и №2.1. Ультразвуковая дефектоскопия сварных швов и околошовных зон трубопроводов проводилась вдоль сварных швов по ходу часовой стрелки (см. схему, изображенную на рис. 3).

Рисунок 3 —  Схема ультразвуковой дефектоскопии сварного шва и околошовной зоны (вид на сечение показан в направлении движения перекачиваемой среды)

В результате ультразвуковой дефектоскопии сварных соединений дефектов не зафиксировано.

Заключение

Процесс прохождения производственной практики научил меня терпению и трудолюбию. Я узнал много новой и полезной информации, которая пригодится мне в дальнейшей учебё и трудоустройстве. Задания, выполняемые на практике, напрямую связанны с нашей специальностью, что значительно повысило мои знания по своей профессии. Также я извлек для себя полезные уроки из различных рабочих ситуаций. Производственная практика весьма необходима студентам для закрепления теоретических знаний, полученных в учебном заведение.

Список использованных источников

1. Гуреева М.А. Экономика нефтяной и газовой промышленности : учебник / М. А. Гурееева. — М. : Академия, 2011. — 240 с.
2. Экономика отрасли : учебное пособие / Л. Е. Басовский. — М. : ИНФРА-М, 2012. — 145 с. — (Высшее образование). — Библиогр.: с. 143.
3. Федотов А. С. Нефтяная промышленность России: состояние и перспективы. — М. Посткриптум, 2011.
4. Журнал «Нефть России» http://www.oilru.com/