Помощь студентам в учебе
Строительство нефтепровода «Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение - транспортная система Восточная Сибирь Тихий Океан» с узлом подключения в районе г. Ленск
|
1. Характеристика объекта и района строительства 6
1.1. Обоснование выбора маршрута трассы 6
1.2. Краткая климатическая характеристика района 7
1.3. Инженерно-геологическая характеристика объекта 11
2. Расчет трубопровода при строительстве 16
2.1. Гидравлический расчет 16
2.2. Тепловой расчет 23
2.3. Механический расчет 26
3. Технология строительно-монтажных работ 34
3.1. Общие положения 34
3.2. Подготовительные работы 34
3.3. Основные линейные работы 45
3.3.1. Земляные работы 46
3.3.2. Раскладка труб на трассе 49
3.3.3. Сварочно-монтажные работы 50
3.3.4. Изоляционные работы 57
3.3.5. Укладка трубопровода в траншею 60
3.3.6. Балластировка участка трубопровода 64
3.3.7. Очистка полости, испытание трубопровода 68
4. Технология запуска и приема очистных устройств 77
4.1. Общие сведения о внутритрубной очистке 77
4.2. Очистка трубопроводов 78
4.3. Виды очистных устройств 81
4.4. Требования, предъявляемые к очистным устройствам (ОУ) 84
4.5. Подготовительные работы перед запуском очистных устройств 86
4.6. Обязанности персонала, обеспечивающего запуск ОУ 88
4.7. Состав оборудования КПП СОД 89
4.8. Технология запуска ОУ 90
4.9. Технология приема ОУ 93
5. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 94
5.1. Расчет коммерческой эффективности проекта 95
6. Социальная ответственность 104
6.1. Производственная безопасность 105
6.2. Экологическая безопасность 115
6.3. Безопасность в чрезвычайных ситуациях 118
6.4. Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 120
Заключение 125
Список литературы
Приложения
1.1. Обоснование выбора маршрута трассы 6
1.2. Краткая климатическая характеристика района 7
1.3. Инженерно-геологическая характеристика объекта 11
2. Расчет трубопровода при строительстве 16
2.1. Гидравлический расчет 16
2.2. Тепловой расчет 23
2.3. Механический расчет 26
3. Технология строительно-монтажных работ 34
3.1. Общие положения 34
3.2. Подготовительные работы 34
3.3. Основные линейные работы 45
3.3.1. Земляные работы 46
3.3.2. Раскладка труб на трассе 49
3.3.3. Сварочно-монтажные работы 50
3.3.4. Изоляционные работы 57
3.3.5. Укладка трубопровода в траншею 60
3.3.6. Балластировка участка трубопровода 64
3.3.7. Очистка полости, испытание трубопровода 68
4. Технология запуска и приема очистных устройств 77
4.1. Общие сведения о внутритрубной очистке 77
4.2. Очистка трубопроводов 78
4.3. Виды очистных устройств 81
4.4. Требования, предъявляемые к очистным устройствам (ОУ) 84
4.5. Подготовительные работы перед запуском очистных устройств 86
4.6. Обязанности персонала, обеспечивающего запуск ОУ 88
4.7. Состав оборудования КПП СОД 89
4.8. Технология запуска ОУ 90
4.9. Технология приема ОУ 93
5. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 94
5.1. Расчет коммерческой эффективности проекта 95
6. Социальная ответственность 104
6.1. Производственная безопасность 105
6.2. Экологическая безопасность 115
6.3. Безопасность в чрезвычайных ситуациях 118
6.4. Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 120
Заключение 125
Список литературы
Приложения
Развитие экономики России невозможно без обеспечения отечественной нефтеперерабатывающей промышленности нефтью для производства нефтепродуктов и сырья для нефтехимической промышленности, без экспорта нефти для получения валюты. Наиболее дешёвым и высоконадёжным видом транспорта нефти являются магистральные трубопроводы (МТ). С разработкой нефтяных месторождений Восточной Сибири и Крайнего Севера, началом освоения морского шельфа и месторождений, расположенных в труднодоступных местах, происходит дальнейшее удаление мест переработки от районов добычи и рост затрат на транспортировку углеводородного топлива. В этих условиях трубопроводный транспорт становится важнейшим элементом топливно-энергетического комплекса страны, обеспечивающим снижение издержек и повышение прибыльности добычи нефти для нефтеперерабатывающих компаний, залогом увеличения степени удовлетворения растущих потребностей в топливе.
Тенденция к снижению добычи нефти в нашей стране, проявившаяся в 2007г., послужила поводом для увеличения объёмов поисково -разведочных работ, для освоения месторождений с затруднённым доступом, а также для возобновления добычи нефти из ранее сооружённых, но законсервированных по техническим причинам (удалённость, неблагоприятный климат, высокое содержание парафина, воды и попутных газов в добываемой нефти и др.) скважин.
Среднеботуобинское месторождение относится к числу расположенных в труднодоступном районе. Прокладка нефтепровода от Среднеботуобинского месторождения до узла подключения ВСТО связана с преодолением зон с различными грунтами и неблагоприятных погодных условий.
В данном дипломном проекте рассматривается технология строительства нефтепровода, предназначенного для транспортирования нефти из труднодоступного района.
Тенденция к снижению добычи нефти в нашей стране, проявившаяся в 2007г., послужила поводом для увеличения объёмов поисково -разведочных работ, для освоения месторождений с затруднённым доступом, а также для возобновления добычи нефти из ранее сооружённых, но законсервированных по техническим причинам (удалённость, неблагоприятный климат, высокое содержание парафина, воды и попутных газов в добываемой нефти и др.) скважин.
Среднеботуобинское месторождение относится к числу расположенных в труднодоступном районе. Прокладка нефтепровода от Среднеботуобинского месторождения до узла подключения ВСТО связана с преодолением зон с различными грунтами и неблагоприятных погодных условий.
В данном дипломном проекте рассматривается технология строительства нефтепровода, предназначенного для транспортирования нефти из труднодоступного района.
Территория расположения проектируемого нефтепровода «Среднеботуобинское НГКМ-трубопроводная система ВСТО» находится в пределах Приленкого плато Средне- Сибирского плоскогорья (0-80) и Лено Вилюйской возвышенности (80-169), расположенной в Западной Якутии.. Характеризуется наличием участков с термокарстом, пересекает большое количество рек, ручьёв, болот. Однако, геологические условия исследуемого района прокладке трубопровода не препятствуют.
Большая часть МТ относится к III категории, но на переходах через естественные и искусственные препятствия категории участков повышаются до I, II. От 0 км до 169 км выполняется подземная прокладка нефтепровода.
Предусмотренная проектом конструкция МТ включает: линейную часть - 169 км, ГНПС и ПСП. При строительстве МТ приходится преодолевать три крупных водотока, более 30 малых рек и ручьёв, ЛЭП, кабель связи, один газопровод, автомобильные дороги. По трассе равномерно распределены линейные задвижки, вертолётные площадки, станции катодной защиты, камеры пуска-приёма СОД. МТ планируется оснастить средствами автоматизации и телемеханизации.
Загрузка нефтепровода в процессе эксплуатации будет неравномерной: минимальная в первый год (1500 тыс. тонн нефти), а максимальная на третьем году эксплуатации (4500 тыс. т.).
Для технологического расчёта выбран материал (сталь 06ГФБАА), рассчитана толщина стенки труб (11 мм), при заданном значении диаметра (530 мм) и производительности (679 м /час).
Гидравлическим расчётом установлено, что основным режимом протекания транспортируемой нефти по трубопроводу является турбулентный (зона гладкого трения).
Проверкой на прочность подтверждена достаточность принятого значения толщины стенки труб; значения напряжений в металле не превосходят заданных значений для принятой стали при температурных условиях, соответствующих разному времени года.
При организации строительных работ выделены комплексы подготовительных, основных и заключительных работ.
В комплекс основных работ входят земляные, сварочные, изоляционные и работы по балластировке трубопровода.
На заключительном этапе проводятся работы по очистке полости и испытания трубопровода, рекультивация земель, очистка и слив воды после испытаний, вывоз техники.
Спец. вопросом была выбрана тема, технология запуска и приема очистных устройств для трубопровода. В целях электрохимической защиты подземной части нефтепровода предусматривается размещение станций катодной защиты и прокладка вдоль трассовой ЛЭП.
Для обеспечения эксплуатационной надёжности объектов и сооружений необходимо организовать эффективный контроль качества выполняемых работ.
В экономической части дипломного проекта представлена оценка его экономической эффективности, выполненная по программе Альт-Инвест-Прим. Для учёта фактора времени, в расчётах применяется дисконтирование (Ен=10%).
Чистый доход от реализации инвестиционного проекта составит 2962 тыс. руб.
ЧДД, характеризующий превышение денежных поступлений суммарных затрат ад затратами, с учетом фактора времени составит 527 тыс. руб.
Внутренняя норма доходности данного ИП составляет 17,1%.
Срок окупаемости, при Ен =10%, составит около 7 лет.
В результате можно сделать вывод, что данный инвестиционный проект эффективен.
Характеризуя состояние промышленной безопасности и охраны труда, необходимо отметить, что строительная техника, механизмы и приспособления, используемые при строительстве трубопровода по степени риска относятся к категориям А и В. Для предотвращения аварийных ситуаций, необходиморазработать план мероприятий, направленных на снижение риска травматизма и предупреждение профзаболеваний.
В экологическом отношении в проекте предусмотрены меры по охране и рациональному использованию земель, по охране поверхностных и подземных вод.. Разработаны мероприятия по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций.
Большая часть МТ относится к III категории, но на переходах через естественные и искусственные препятствия категории участков повышаются до I, II. От 0 км до 169 км выполняется подземная прокладка нефтепровода.
Предусмотренная проектом конструкция МТ включает: линейную часть - 169 км, ГНПС и ПСП. При строительстве МТ приходится преодолевать три крупных водотока, более 30 малых рек и ручьёв, ЛЭП, кабель связи, один газопровод, автомобильные дороги. По трассе равномерно распределены линейные задвижки, вертолётные площадки, станции катодной защиты, камеры пуска-приёма СОД. МТ планируется оснастить средствами автоматизации и телемеханизации.
Загрузка нефтепровода в процессе эксплуатации будет неравномерной: минимальная в первый год (1500 тыс. тонн нефти), а максимальная на третьем году эксплуатации (4500 тыс. т.).
Для технологического расчёта выбран материал (сталь 06ГФБАА), рассчитана толщина стенки труб (11 мм), при заданном значении диаметра (530 мм) и производительности (679 м /час).
Гидравлическим расчётом установлено, что основным режимом протекания транспортируемой нефти по трубопроводу является турбулентный (зона гладкого трения).
Проверкой на прочность подтверждена достаточность принятого значения толщины стенки труб; значения напряжений в металле не превосходят заданных значений для принятой стали при температурных условиях, соответствующих разному времени года.
При организации строительных работ выделены комплексы подготовительных, основных и заключительных работ.
В комплекс основных работ входят земляные, сварочные, изоляционные и работы по балластировке трубопровода.
На заключительном этапе проводятся работы по очистке полости и испытания трубопровода, рекультивация земель, очистка и слив воды после испытаний, вывоз техники.
Спец. вопросом была выбрана тема, технология запуска и приема очистных устройств для трубопровода. В целях электрохимической защиты подземной части нефтепровода предусматривается размещение станций катодной защиты и прокладка вдоль трассовой ЛЭП.
Для обеспечения эксплуатационной надёжности объектов и сооружений необходимо организовать эффективный контроль качества выполняемых работ.
В экономической части дипломного проекта представлена оценка его экономической эффективности, выполненная по программе Альт-Инвест-Прим. Для учёта фактора времени, в расчётах применяется дисконтирование (Ен=10%).
Чистый доход от реализации инвестиционного проекта составит 2962 тыс. руб.
ЧДД, характеризующий превышение денежных поступлений суммарных затрат ад затратами, с учетом фактора времени составит 527 тыс. руб.
Внутренняя норма доходности данного ИП составляет 17,1%.
Срок окупаемости, при Ен =10%, составит около 7 лет.
В результате можно сделать вывод, что данный инвестиционный проект эффективен.
Характеризуя состояние промышленной безопасности и охраны труда, необходимо отметить, что строительная техника, механизмы и приспособления, используемые при строительстве трубопровода по степени риска относятся к категориям А и В. Для предотвращения аварийных ситуаций, необходиморазработать план мероприятий, направленных на снижение риска травматизма и предупреждение профзаболеваний.
В экологическом отношении в проекте предусмотрены меры по охране и рациональному использованию земель, по охране поверхностных и подземных вод.. Разработаны мероприятия по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций.