Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода

Геолого-физическая характеристика месторождения. Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды. Перекачивающая станция. Расчет толщины стенки трубопровода. Водолазное обследование. Инженерные и организационные меры обеспечения безопасности труда.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
НОУ «Камский институт гуманитарных и инженерных технологий»
Факультет нефтегазовых и строительных технологий
Кафедра «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»
Тема: «Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода
«Калтасы - Уфа - 2» на подводном переходе р.Калмаш
Руководитель проекта Р.Р. Атнагулов
зам. заведующего кафедрой В.В. Гусев
Экономика и организация производства, к.э.н. О.Е. Данилин
Безопасность и экологичность проекта, доц. В.В. Столов
Дипломный проект защищен с оценкой ___________________________
Секретарь ГАК ____________________________
1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
1.5 Запасы нефти, газа и конденсата
2 РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ДИАГНОСТИКИ
2.1 Краткое описание нефтепровода Калтасы-Уфа-2
2.2 Характеристика перекачивающей станции
2.3 Характеристика и раскладка труб на участке
2.4.2 Методы технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода
2.4.5.1 Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1
2.4.5.3 Снаряд-дефектоскоп “Ультраскан” WM
2.6 Требования к проведению ремонта нефтепроводов различными методами
2.7 Порядок проведения ремонта дефектов
2.8 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода
2.9 Краткая характеристика подводного перехода
3.1 Расчет толщины стенки трубопровода
3.2 Проверка толщины стенки на прочность и деформацию
3.3 Расчет устойчивости трубопровода на водном переходе
4 ДИАГНОСТИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ И РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДА «КАЛТАСЫ-УФА-2» НА ПОДВОДНОМ ПЕРЕХОДЕ Р.КАЛМАШ
4.2.1.Разработка подводной траншеи экскаватором с понтона
4.3 Монтажно-укладочные работы подводного перехода
4.3.1 Демонтаж старой нитки трубопровода
4.3.5 Футеровка подводного трубопровода
4.3.6 Балластировка подводного трубопровода
4.3.7 Укладка новой плети трубопровода
4.3.9 Берегоукрепления пойменной части подводного перехода
4.4.2 Конструкция сварной ремонтной муфты
4.4..4 Технология установки и сварки ремонтной конструкции на действующем трубопроводе
5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
5.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность
5.2.1 Инженерные и организационные меры обеспечения безопасности труда
5.2.1.1 Инженерно-технические мероприятия
5.1.1.2. Организационные мероприятия
5.2.2 План ликвидации возможных аварийных ситуаций
6 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
Таблица 1.1 - Физические параметры пластовых нефтей
Таблица 2.1 - Характеристика труб и металла
Таблица 2.2 - Технические характеристики скребков
Таблица 2.3 - Точность определения размеров и координат дефектов потери металла
Таблица 2.4 - Точность определения размеров и координат дефектов поперечных трещин
Таблица 2.5 - Описание и обнаружение аномалий трубопроводов
Таблица 2.6 - Описание и обнаружение дефектов вмятин
Таблица 2.7 - Описание и обнаружение металлических предметов
Таблица 2.8 - Пропуск специальных скребков
Таблица 2.9 - Пропуск магнитных скребков
Таблица 4.2 - Величина зазора стыка при сборке продольных стыков муфты.
Таблица 5.1 - Взрыво и пожароопасные свойства нефти
Таблица 5.2 - Распределение взрывоопасных смесей по категориям и группам по ГОСТ 12.1.011-78
Таблица 5.3 - Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована
Таблица 5.4 - Параметры расположения строительной техники около траншеи
Таблица 5.5 - Нормы выдачи спецодежды
Рисунок 2.1 - Очистной скребок типа СКР1.
Рисунок 2.3 - Дефектоскоп Ультраскан
Рисунок 2.5 - Снаряд-шаблон магнитного дефектоскопа MFL.
Рисунок 2.6 - Магнитный дефектоскоп
Рисунок 2.7- Оборудование, используемое при запасовке магнитных снарядов
Рисунок 2.8 - Запасовка дефектоскопа WM в камеру запуска.
Рисунок 2.9 - Оборудование, используемое при выемке магнитных снарядов
Рисунок 4.1 - Конструкция герметичной привариваемой обжимной муфты.
Рисунок 4.2 Последовательность наложения швов по сечению сварного соединения продольных стыков муфты.
Дипломный проект содержит 129 страницы текста, 19 таблицы, 11 рисунков.
СИСТЕМА СБОРА, ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ ТРАНСПОРТ
Объектом дипломного проектирования является
Цель дипломного проектирования - разработка предложений по реконструкции
В результате предложены мероприятия по повышению надежности
Предложена система реконструкции сбора на Арланском месторождении.
Степень внедрения - имеет практическое внедрение на производстве.
ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ
ОАО МН - Открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов
ЛПДС - Линейно-производственная диспетчерская станция
ВИС - Внутритрубный инспекционный снаряд
ПОР - Дефект первоочередного ремонта
ИПТЭР - Институт проблем транспорта и энергоресурсов, г. Уфа
ДДК - Дополнительный дефектоскопический контроль
WM - Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для выявления дефектов потери металла, расслоений, измерения толщины стенки трубы
MFL - Магнитный внутритрубный дефектоскоп для выявления дефектов кольцевых сварных швов, потери металла
CD - Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для выявления трещиноподобных дефектов стенки трубы и сварных швов
АЭД - Акустико-эмиссионная диагностика
ЦТД - Центр технической диагностики
В решении экономических и социальных задач трубопроводный транспорт приобрел важное народнохозяйственное значение. Объем транспортируемой по трубопроводам нефти составляет 93 % от общего объема транспортировки.
Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам вызывает необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных систем.
Отказы на магистральных трубопроводах наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.
При транспортировке больших объемов нефти, высоких давлениях необходимо обеспечивать надежность магистральных нефтепроводов и предупреждение отказов, аварий. Естественное старение магистральных нефтепроводов и в связи с этим значительное повышение требований к их экологической безопасности - характерные особенности условий работы трубопроводного транспорта нефти. Эти моменты и определяют основные направления совершенствования системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций в отрасли. В компании «Транснефть» к этим направления относят следующие:
- оснащение специализированных аварийно-восстановительных пунктов современным оборудованием и техническими средствами для ликвидации аварий и устранение дефектов нефтепроводов, в том числе на подводных переходах;
- внедрение систем мониторинга технического состояния магистральных нефтепроводов и их объектов;
- развитие системы и технологий планирования ремонта и предотвращения отказов магистральных нефтепроводов, в основе которых лежит оценка степени опасности выявленных дефектов, их ранжирование и устранение в первую очередь наиболее опасных;
- развитие информационных технологий комплексного анализа технического состояния магистральных нефтепроводов и их объектов на основе сопоставления данных внутритрубной инспекции, данных о состоянии электрохимической защиты от коррозии, данных о русловых процессах на подводных переходах, данных об отказах, авариях и ситуационных измерениях в зоне трассы трубопроводов;
- создание надежных машин и механизмов для выборочного и капитального ремонта магистральных нефтепроводов, позволяющих производить ремонт с заменой изоляции и устранением дефектов. В состав этих комплексов входят землеройная техника, подкапывающие, очистные, праймирующие и изоляционные машины нового поколения.
- создание стационарных и мобильных рубежей задержания и улавливания нефти на основе применения современных боновых заграждений и высокоэффективных систем сбора нефти с поверхности воды.
Качество выполнения ремонтных работ во многом определяется совершенством применяемых машин и механизмов, качественной организацией операционного контроля на всех этапах ремонта и, наконец, грамотным выполнением требований технологии ремонта.
При обнаружении дефектов появляется необходимость в обосновании тех или иных способов восстановления работоспособности нефтепровода (капитальный ремонт нефтепровода или выборочный ремонт дефектов, подлежащие немедленному устранению, расположены на значительном удалении друг от друга).
В разделе «КИП и автоматика» освещен вопрос о назначении, устройстве и принципе действия Толщиномера МТ-50НЦ.
В разделе «Безопасность и экологичность проекта» описываются мероприятия по избежанию опасных ситуаций при выполнении работ по вырезке «катушки».
В разделе «Экономика» приведен расчет экономической эффективности проведения комплексной диагностики линейной части нефтепровода «Калтасы-Уфа II».
1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
1 .1 Общие сведения о месторождении
Арланское нефтяное месторождение одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике. Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии. Начальные геологические запасы месторождения составляли более миллиарда тонн, а размеры более 100 в длину и до 30 км в ширину.
Месторождение занимает обширную территорию северо-западной части республики Башкортостан. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения хо лмистая, западная - является широкой долиной реки Белой, лишь северная часть (Вятская площадь) - приподнятая.
Геологические исследования района начались в конце 19 века.
В конце 30-х годов на территории месторождения проводили геофизические исследования: магнитометрию, гравиразведку.
В 1949 году проводили электроразведку. Каких-либо существенных результатов, с точки зре-ния подготовки площадей и структур под глубокое бурение, получено не было. В 1946 году на территории месторождения были начаты детальные геологические исследования силами объединения «Башнефть». В первые годы работ выявлена Акинеевская структура. В конце 40-х годов были выявлены Вятское поднятие и небольшая антиклинальная структура, названная Крым-Сарайской. Одновременно проводили структурно-поисковое бурение. В1954 году из ТТНК получена первая нефть и открыта Вятская площадь. Глубокие структурно-поисковые скважины бурились на ТТНК (Терригенная толща нижнего карбона), поисково-разведочные - в основном на терригенном девоне.
Арланское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в России и самым большим в Республике Башкортостан. Расположено оно к северо-западу от г.Уфы на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в Удмуртии. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывается АНК “Башнефть” в рамках НГДУ “Арланнефть”, “Южарланнефть” (Новохазинская площадь), “Чекмагушнефть” (Юсупов-ский участок Новохазинской площади) и ОАО “Белкамнефть” (Вятская площадь).
В административном отношении месторождение расположено на территориях Краснокамского и Дюртюлинского районов Башкортостана и Каракулинского района Удмуртской Республики.
В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р.Белой и р.Кама.
Район месторождения протяженностью 120 км промышленно обустроен, центр г.Нефтекамск. При разработке учитывалось, что пойменные участки рек Кама и Белой подлежат затоплению, в связи со строительством Нижнекамской ГЭС. Ожидаемый подъем уровня воды в р. Кама - до отметки 66-68 м. По р.Белой территория защищена дамбами-дорогами и производится бурение наклонно-направленных и скважин-дублеров для выработки запасов. По р.Кама (Вятская площадь) принят вариант строительства скважин со спецоснований. Имеются охранные зоны в районе г.Нефтекамска, рабочего поселка и Камского водозабора.
Основные населенные пункты по территории месторождения: г.Нефтекамск, д.Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево. Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Нефтекамск.
Основные населенные пункты по территории месторождения: г.Нефтекамск, д.Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево. Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Н Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.
1 .2 Геолого-физическая характеристика месторождения
Арланское нефтяное месторождение - одно из крупнейших в России.
В него входят четыре площади (с юга на север): Новохазинская, Арланская, Николо-Березовская и самая северная - Вятская.
В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием органогенно-шламовых разностей. Дебиты скважин из турнейских известняков небольшие, в среднем 0.8 - 5.2 т/сут нефти.
Терригенная толща нижнего карбона стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках радаевскому, бобриковскому и частично тульскому горизонтам визейского яруса. Представлена она темно-серыми аргиллитами и светло-серыми и бурыми алевролитами и песчаниками. Песчаники и алевролиты, являющиеся коллекторами нефти, имеют кварцевый состав и обычно слабо или средне сцементированы.
Всего насчитывается до шести - восьми пластов (нефтенасыщенными являются верхние шесть - семь пластов). Общая толщина песчаников от 2 до 57 м. Нижний (СVI ) нефтенасыщенный пласт наиболее мощный (до 12 м) относится к бобриковскому горизонту. Остальные пласты (от V до I) стратиграфически приурочены к тульскому горизонту. Наиболее широко развит на территории месторождения II пласт. Пласты I, III, IV, V представлены линзами и линзовидными прослоями.
В строении Арланского Нефтяного месторождения принимает участие отложения от четвертичного, третичного и пермского возраста выходящая на поверхность до наиболее древних отложений Бавлинской свиты, частично пройденных глубокими разведочными скважинами. Максимальная мощность осадочная мощность осадочных пород равна 3005 м была вскрыта скважина № 36 на Арланской площади. Геологический разрез девонских месторождений и каменноугольных отложений представлен в основном карбонатными породами, а терригенные отложения имеют значительно меньшую мощность.
Каменноугольные отложения - представлен Турнейским ярусом, в основании залегает заволжский горизонт представленный известняками с прослойкой доломитов и примазками зеленой глины.
Терригенная толща нижнего карбона. Литологический состав представлен песчано-глинистыми и алевролитовыми породами с большим количеством включения пирита и обуглившихся растительных остатков с прослоями глинистых сланцев, углей, известняков.
Тульский горизонт представлен терригенно-карбонатными породами.
Серпуховский надгоризонт представлен доломитами с прослоями известняков, с включением гипса и ангидрита.
Намюрский ярус представлен толщей доломитов, с прослоями доломитизированных известняков.
Средний карбон. Башкирский ярус. Сложен известняками с остатками водорослей фораминиферовами с примазками глины.
Московский ярус. Вирейский горизонт представлен переслаиванием известняков и аргиллитов, среди которых встречаются подчиненные прослоем мергелей, аревролитов, редко песчаников и доломитов.
Каширский горизонт сложен из известняков и доломитов, с редкими прослоями мергеля и тонкими примазками аргиллитов.
Подольский горизонт представлен известняками с незначительной прослойкой доломитов.
Мячковский горизонт сложен известняками, плотными, крепкими, доломитизированными, встречаются прослои доломитов.
Верхний карбон представлен чередованием известняков с доломитами.
Пермские отложения. Нижняя часть. Сакмарский ярус - сложен известняками плотными, крепкими. Артинский ярус - представлен чередованием доломитов и известняков плотными, крепкими, кристаллическими, сульфатизированными, иногда глинистыми. Кунгурский ярус- сложен органогенно-карбонатными отложениями. В основании залегают два прослоя ангидритов, расчленённые прослоем доломитов.
Третичные отложения сложены серыми и коричневато-серыми глинами с прослоями серых песков.
Четвертичные отложения представлены в основном аллювиальными отложениями Камы и Белой.
1 .3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
В связи с плохой сортировкой обломочного материала и своеобразными текстурно-структурными особенностями пород коллекторские свойства невысокие. Пористость обычно не превышает 13 - 16 %, лишь изредка отмечаются цифры 20 - 24 %, проницаемость колеблется от 0.005 до 0.600 мкм2, редко 0.830 - 4.260 мкм2.
Пласт СII относится к числу наиболее развитых пластов. Он довольно неоднороден, песчаники часто замещаются алевролито-глинистыми разностями пород. В разрезе отдельных скважин пласт СII глинистыми породами расслаивается на 2 прослоя, с толщиной каждого из них до 1.5, реже 2 м.
В распределении толщин пласта СII в северо-западной части месторождения отмечается тенденция к увеличению ее значений с северо-запада на юго-восток.
Породы пласта представлены, в основном, песчаниками мелкозернистыми, иногда с примесью зерен среднезернистой фракции. Песчаники местами алевритистые, глинистые.
Ввиду неоднородности литологического состава коллекторские свойства пласта очень непостоянные: пористость изменяется от 8 до 28 %, проницаемость от 0.010 до 6.300 мкм2.
Таким образом, разрез ТТНК характеризуется следующими осо-бенностями строения:
1. Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза).
2. Расчлененность разреза (до 9 песчаных пластов).
3. Широкое развитие глинистых и углистых пород.
4. Наличие глубоких размывов турнейских известняков.
5. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по пло-щади, особенно пластов т. н. промежуточной пачки (1Уо, IV, V, У1о).
6. Резкие изменения толщины основных песчаных пластов (II, III)
1 .4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Арланского месторождения является низкий газовый фактор 13 - 18 м3/т, некоторые пробы нефти имеют газовый фактор от 12,0 до 20,3 м3/т и высокое содержание азота, которое объясняет высокое значение давления насыщения при общей низкой газонасыщенности.
Исследования поверхностных нефтей показали, что нефти терригенных отложений нижнего карбона тяжелые, вязкие.
По химическому составу нефти высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые. Содержание серы 2 - 4 %, парафина 3 - 4.5 %, смол 14.2 - 20.0 %, асфальтенов 4.2 - 8.9 %.
Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппы. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость. Воды замкнутых участков как по пласту СII, так и по пласту СVI, а также связанные воды являются рассолами, из которых может образоваться твердый осадок.
Законтурные воды на Арланской и Ново-Хазинской площадях отличаются лишь по средним значениям плотности и очень близки по своим основным гидрохимическим показателям.
Физические параметры пластовых нефтей
Подошвенные воды имеют некоторое различие на отдельных площадях, но в общем близки между собой.
Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых участков внутри залежи (застойные воды) СVI Ново-Хазинской площади. По сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых участков Арланской площади они характеризуются повышенными значениями плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов.
Попутные газы Арланского месторождения - жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции.
В углеводородной части газа преобладающими являются этан и пропан для Вятской и Николо-Березовской площадей; метан и пропан для Арланской и Ново-Хазинской площадей. Характерным для Арланского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе.
Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона.
Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190 - 250 см3/л. В составе газов концентрация азота 84 - 90 %, метана 6 - 12 %, этана 2.4 - 2.5 %, тяжелых углеводородов 2.5 - 2.7 %, углекислого газа 0.3 - 1.5 %.
1 .5 Запасы нефти, газа и конденсата
На Арланском месторождении продуктивными являются 4 толщи -- известняки турнейского яруса, пласты песчаников ТТНК (включая алексинский горизонт), карбонатные коллекторы московского яруса (каширский и подольский горизонты) и пласт известняка верейского горизонта.
Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Различна и их изученность. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты -- в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью.
На стадии поисково-разведочных работ производили оперативную оценку запасов в пределах разведанной площади. Как правило, при этих оценках использовали суммарную толщину всех пластов, а подсчетные параметры определялись как средние, без деления по пластам. Такой прием в те годы был обычным и больших сомнений не вызывал.
В связи с тем, что обширную территорию месторождения разведывали по отдельным участкам, находящимся на значительном расстоянии друг от друга, а также поэтапной разведке отдельных площадей со значительным различием во времени, первоначально считалось, что открывали самостоятельные месторождения: Арланское, Вятское, Николо-Березовское, Уртаульское, Новохазинское и т.д. Поэтому первые подсчеты запасов производили по месторождениям, не связанным друг с другом. В связи с недостатком первичной информации некоторые параметры принимали по аналогии или ориентировочно.
Первая работа по подсчету запасов Арланской площади выполнена В. С. Виссарионовым в 1957 г. . При этом считалось (как отмечалось выше), что эта площадь является самостоятельным месторождением. Подсчет был выполнен для технологической схемы разработки, составленной И. Г. Пермяковым.
В результате разведочных работ 1957--1958 гг. были получены новые данные, существенно изменившие представления о геологическом строении месторождения. В связи с этим БашНИПИнефти было поручено произвести пересчет запасов Арланского месторождения. Эту работу в 1958--1959 гг. выполнили А.В. Копытов и А.Д. Надежкин. На это время было пробурено 83 скважины: в 59 -- получен приток нефти из ТТНК, в 9 -- из каширо-подольских отложений и в 2 скважинах -- из турнейского яруса.
Подсчетные параметры ТТНК определены в сумме по всем пластам и составляли:
Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3 435681
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 6,7
Объем нефтенасыщенных песчаников, тыс. м3 2926167
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 0,8809
2 РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ДИАГНОСТИКИ
2 .1 Краткое описание нефтепровода Калтасы-Уфа-2
Для транспортировки высокосернистых нефтей, добываемых на северо-западе Башкирии и юге Пермской области, на уфимские НПЗ и выхода их на магистральные нефтепроводы Туймазы-Омск через перекачивающую станцию Черкассы было принято решение построить нефтепровод Калтасы-Уфа-2 пропускной способностью 7 млн. тонн в год.
Проектное задание и рабочие чертежи со сметной документацией были разработаны институтом «Башнефтепроект» и утверждены Постановлением Совмина РСФСР от 4 января 1967 года. Предусматривалось строительство трубопровода без промежуточной насосной станции, при этом участок от НПС Калтасы до НПС Чекмагуш - из труб диаметром 700 мм, от НПС Чекмагуш до НПС Черкассы - из труб диаметром 500 мм с подключением к нефтепроводу на всем протяжении существующего нефтепровода Калтасы - Чекмагуш - Уфа. Для обеспечения транспортировки нефти в объеме 7,0 млн. тонн в год по проектируемому нефтепроводу предусматривалось использование существующей насосной станции на НПС Калтасы, а для существующего нефтепровода Калтасы - Языково - Салават запроектировать новую насосную с насосными агрегатами 16НД101.
Технологическая схема НПС Калтасы позволяла выполнять операции по приему нефти от башкирских нефтесборных промысловых парков и из Чернушки, осуществлять перекачку на Салават и Уфу.
Строительство нефтепровода было начато в декабре 1966 года и закончено в сентябре 1967 года. Длина нефтепровода Калтасы - Уфа-2 составляет 189,7 км. Промежуточная станция НПС «Чекмагуш» находится на 109 км.
2 .2 Характеристика перекачивающей станции
ЛПДС Калтасы в данное время перекачивает нефть по двум направлениям, Калтасы - Уфа-2 и Калтасы - Языково - Салават, а также принимает с нефтепровода Чернушка - Калтасы и промыслов: НГДУ «ЮжАрланнефть», НГДУ «Арланнефть» и НГДУ «Кранохолмскнефть».
Объем резервуарного парка 120 тыс.м3, состоящий из 12 резервуаров типа ЖБР-10000. На станции находятся две насосных, насосная №1 перекачивает на Уфу, а насосная №2 - на Салават.
2 .3 Характеристика и раскладка труб на участке
Трубопровод диаметром DН=720 мм. Трубы 2 группы прочности из стали 17Г1С. На участках, где рабочее давление превышает допустимое значение, проложены трубы 4-й группы прочности из стали 14ХГС. Характеристика труб и металла, из которых они изготовлены, представлены в таблице 2.1.
Система внутритрубной диагностики является основной составной частью системы диагностики линейной части магистральных нефтепроводов.
При диагностировании участка нефтепровода предусматривается безопасность всех видов работ.
Задачи технической диагностики состоят в определении наличия и параметров дефектов стенки трубы и сварных швов (на основе информации, полученной при проведении внутритрубной инспекции участков магистрального нефтепровода), классификации дефектов по степени опасности и принятии решения:
о возможности эксплуатации магистральных нефтепроводов на проектных режимах;
о необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;
о необходимости проведения ремонта участка нефтепровода (с точной локализацией мест его проведения).
Техническая диагностика (ТД) предполагает определение состояния объектов с определенной точностью, причем, результатом этого процесса должно быть заключение о техническом состоянии объекта с указанием места, а при необходимости, вида и причины дефекта.
Современные системы ТД трубопроводов являются не только средствами получения информации об их фактическом состоянии на этапах сооружения и эксплуатации, но и активными органами контроля управления качеством и надежности.
ТД на этапах строительства и эксплуатации трубопроводов позволяет объективно оценивать реальную экологическую ситуацию в зоне непосредственного техногенного воздействия данного объекта.
2 .4.2 Методы технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода
Контроль параметров процессов перекачки нефти можно использовать для обнаружения дефектов и для прогнозирования изменения их состояния.
Метод базируется на данных контроля, регистрации и последующей обработки параметров нефтепровода и перекачиваемой нефти. Этот метод получил название параметрической диагностики. Основу метода составляет расчет гидравлических характеристик нефтепровода по приведенным значениям определенных измеряемых параметров и последующего сопоставления результатов расчета с первоначальными характеристиками нефтепровода, определенными после его сооружения или ремонта. Отклонение выходных параметров от номинальных свидетельствует об изменении технического состояния элементов нефтепровода, формирующих данный параметр. Эффективность метода параметрической диагностики зависит от правильности выбора исходных данных, а также от совершенства диагностической логики, используемой при их обработке. К недостаткам метода следует отнести необходимость учета влияния режима работы нефтепровода и внешних условий.
Электромагнитный метод позволяет обнаружить такие дефекты, как трещины, отслоения, задиры, царапины. Разрешающая способность и точность контроля при использовании электромагнитного метода зависят от чувствительности приборов, компоновки датчиков, характеристики намагничивания материала, системы преобразования сигналов. Электромагнитный метод, по сравнению с другими методами дефектоскопии, позволяет выявить множество мелких дефектов, в частности такие, которые проникают в толщу стенки трубы на 10-15%.
Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Готовность к диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.
Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:
дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;
дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стен
Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат по теме Естествознание в системе научного знания
Курсовая работа по теме Електропостачання підприємства
Реферат На Тему Половая Социализация Мальчиков И Девочек В Семье И Обществе
Курсовая работа по теме Разработка прикладного программного обеспечения отдела кадров университета
Курсовая Работа На Тему Статистические Методы Изучения Взаимосвязей Финансовых Показателей Деятельности Банка
Реферат: Понятие и виды договорных связей в торговой обороте
Реферат: Электронные таблицы. Назначение и основные возможности
Дипломная работа по теме Право собственности и другие вещные права
Реферат по теме Малые народы России
Книга: Анализ книги П Ф Друкера Задачи менеджмента в XXI веке
Отчет по практике по теме Налогообложение бюджетных учреждений на примере деятельности Управления Пенсионного фонда РФ
Реферат: Основи факсимільного зв’язку
Реферат: Живопись церковная и светская. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Автоматизация системы бюджетирования финансовой службы
Доклад по теме Крымская война 1853-1856гг.
Контрольная Работа На Тему Социальная Мобильность И Циркуляция
Практическое задание по теме Формирование жанровой разновидности сатирической комедии 'На всякого мудреца, довольно простоты'
Контрольная работа по теме Стереотипы и недостаток внимания, как факторы затрудняющие общение
USA Holidays
Небольшое Сочинение В Художественном Стиле
Организация бухгалтерского учета и аудита на ОАО "Олкон" - Бухгалтерский учет и аудит отчет по практике
Йеллоустонский парк - География и экономическая география презентация
Аудит расчетов с прочими дебиторами и кредиторами - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа