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.
Аннотация к работе
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек.1 Краткое описание нефтепровода Калтасы-Уфа-2.3 Характеристика и раскладка труб на участке 2.4.2 Методы технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода 2.4.2.1 Методы технической диагностики, основанные на контроле параметров 2.4.2.2 Методы магнитного и электромагнитного контроля 2.4.3 Состав и порядок проведения работ по диагностированию3.2 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 4.3 Монтажно-укладочные работы подводного перехода 4.3.1 Демонтаж старой нитки трубопровода5.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность 5.2.1 Инженерные и организационные меры обеспечения безопасности труда 5.2.1 Мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварииНачальные 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 холмистая, западная - является широкой долиной реки Белой, лишь северная часть (Вятская площадь) - приподнятая. В конце 30-х годов на территории месторождения проводили геофизические исследования: магнитометрию, гравиразведку.Всего насчитывается до шести - восьми пластов (нефтенасыщенными являются верхние шесть - семь пластов). Каменноугольные отложения - представлен Турнейским ярусом, в основании залегает заволжский горизонт представленный известняками с прослойкой доломитов и примазками зеленой глины. Литологический состав представлен песчано-глинистыми и алевролитовыми породами с большим количеством включения пирита и обуглившихся растительных остатков с прослоями глинистых сланцев, углей, известняков. Вирейский горизонт представлен переслаиванием известняков и аргиллитов, среди которых встречаются подчиненные прослоем мергелей, аревролитов, редко песчаников и доломитов. Верхняя пермь представлена известняковатыми глинами, алевролитовыми, плотными, в нижней части загипсованными, прослоями песчаниками.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. 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 16НД10?1.Для получения полной информации о внутренней геометрии трубопровода на всем протяжении, после успешного пропуска скребка-калибра (т.е. подтверждения необходимого для безопасного пропуска профилемера проходного сечения трубопровода) осуществляется двукратный пропуск снаряда-профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. На втором уровне диагностирования производится выявление дефектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профилемер; скребок-калибр; стандартные и специальные (щеточные) очистные скребки. Не менее чем за 3 дня до начала транспортирования диагностического оборудования для выполнения работ по договору (срок начала работ предварительно согласовывается с предприятием, выполняющим диагностические работы) региональная управляющая организация системы магистральных нефтепроводов должна письменно подтвердить готовность участков к проведению диагностических работ и готовность принять оборудование и персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, для проведения работ. Персонал предприятия, выполняющего диагностические работы на трассе нефтепровода, по прибытии на место проведения работ должен совместно с персоналом предприятия, эксплуатирующего участок трубопровода, выполнить следующие работы: осуществить контрольный пропуск очистных скребков для принятия решения о готовности участка к пропуску внут
Рисунок 4.2 Последовательность наложения швов по сечению сварного соединения продольных стыков муфты.
РЕФЕРАТ
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
Проведен анализ
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
РД - Руководящий документ
МН - Магистральный нефтепровод
ОАО МН - Открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов
НПС - Нефтеперекачивающая станция
ЛПДС - Линейно-производственная диспетчерская станция
ВИС - Внутритрубный инспекционный снаряд
ДПР - Дефект, подлежащий ремонту
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
ЭХЗ - Электрохимическая защита
ВВЕДЕНИЕ
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 изза 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».