Помощь студентам в учебе
РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО РЕСУРСА УЧАСТКА ПРОМЫСЛОВОГО НЕФТЕПРОВОДА НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕКТОВ В ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ
|
ВВЕДЕНИЕ 12
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ, НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ 14
1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ 17
1.1 ПОНЯТИЕ О ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДАХ 17
1.1.1 ПРОМЫСЛОВЫЙ ТРУБОПРОВОД 17
1.1.2 КЛАССИФИКАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ 17
1.1.3 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДАХ 18
1.2 ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЕРЕКАЧИВАЕМЫХ СРЕД ПО ПРОМЫСЛОВЫМ
ТРУБОПРОВОДАМ 18
1.3 ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОТКАЗОВ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ 19
1.3.1 ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ И СРЕДСТВА МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ 22
1.4 КОРРОЗИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
ОБОРУДОВАНИЯ 25
1.4.1 ОБЩЕЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЕ О КОРРОЗИИ 25
1.4.2 ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА СКОРОСТЬ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ ...26
1.4.3 ТЕХНОЛОГИИ КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА 31
1.4.4 УЧЕТ ТРЕБОВАНИЙ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ
ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ АГРЕССИВНУЮ СРЕДУ 33
1.4.5 ВЫБОР МАТЕРИАЛОВ НЕФТЕПРОВОДА 34
1.4.6 ВЛИЯНИЕ СОСТОЯНИЯ И ФОРМУ ТРУБОПРОВОДА НА ПРОТЕКАНИЕ
ПРОЦЕССОВ КОРРОЗИИ 34
1.4.7 СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА 35
1.5 СОВРЕМЕННЫЕ СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ 38
1.6 ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЛЕКСА ИНЖЕНЕРНЫХ ЗАДАЧ ДЛЯ
ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА 40
1.7 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 42
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ 43
2.1 ВЛИЯНИЕ ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКИХ, МЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ И
КЛИМАТ РАЙОНА 43
2.2 ИССЛЕДОВАНИЕ АГРЕССИВНОСТИ ГРУНТА В ОБЛАСТИ ПРОЛЕГАНИЯ
НЕФТЕПРОВОДА 44
2.3 МОДЕЛЬ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ ИССЛЕДУЕМОГО ОБЪЕКТА 45
2.4 ХАРАКТЕРИСТИКА ТРАНСПОРТИРУЕМЫЙ СРЕДЫ НА ИССЛЕДУЕМОМ
УЧАСТКЕ ТРУБОПРОВОДА И ЕЕ ИССЛЕДОВАНИЯ 46
2.5 ИССЛЕДОВАНИЕ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ НА УЧАСТКЕ 46
2.6 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 48
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ И РАСЧЕТЫ ПРОМЫСЛОВОГО
НЕФТЕПРОВОДА 49
3.1 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ПРОМЫСЛОВОМ
ТРУБОПРОВОДЕ ИЗ СТАЛИ 09Г2С 49
3.2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ПРОМЫСЛОВОГО
ТРУБОПРОВОДА 51
3.2.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБЫ 52
3.2.2 ПРОВЕРКА УСЛОВИЙ ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДА 54
3.3 ИССЛЕДОВАНИЕ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА НА НАПРЯЖЕННО
ДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ ИЗ СТАЛИ 09Г2С 56
3.4 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 58
4. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
ПО ВЫБОРУ НАИБОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНОГО ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ 59
4.1 НЕОБХОДИМЫЕ ДАННЫЕ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ
ИССЛЕДОВАНИЙ 60
4.1.1 МОДЕЛЬ ВОДЫ 60
4.1.2 ИНГИБИТОРЫ, ПОДЛЕЖАЩИЕ ИССЛЕДОВАНИЮ 60
4.1.3 МАТЕРИАЛЫ И ЛАБОРАТОРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 60
4.2 МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ СВОЙСТВ 61
4.2.1 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ СОВМЕСТИМОСТИ С МОДЕЛЬЮ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ 61
4.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ ГРАВИМЕТРИЧЕСКИМ МЕТОДОМ ...62
4.3.1 ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ 62
4.3.2 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ 63
4.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАЩИТНОЙ СПОСОБНОСТИ ИНГИБИТОРА 63
4.4.1 ПРИГОТОВЛЕНИЕ МОДЕЛИ НЕФТИ 64
4.4.2 НАСЫЩЕНИЕ ДВУОКИСЬЮ УГЛЕРОВА 64
4.4.3 ПОДГОТОВКА ЭЛЕКТРОДОВ 64
4.4.4 ПРИГОТОВЛЕНИЕ МОДЕЛИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ 65
4.4.5 ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ ДЛЯ СИСТЕМЫ НЕФТЕСБОРА 65
4.4.6 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ 66
4.5 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 66
5. ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 69
5.1 ОЦЕНКА КОММЕРЧЕСКОГО ПОТЕНЦИАЛА И ПЕРСПЕКТИВНОСТИПРОВЕДЕНИЯ НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ С ПОЗИЦИИ
РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТИ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ 69
5.1.2 АНАЛИЗ КОНКУРЕНТНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ 70
5.1.3 SWOT-АНАЛИЗ 71
5.2 ПЛАНИРОВАНИЕ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ 73
5.2.1 СТРУКТУРА РАБОТ В РАМКАХ НАУЧНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ 73
5.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТРУДОЕМКОСТИ ВЫПОЛНЯЕМЫХ РАБОТ 74
5.3.1 РАЗРАБОТКА ГРАФИКА ПРОВЕДЕНИЯ НАУЧНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ 74
5.4 БЮДЖЕТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ РАЗРАБОТКИ 76
5.4.1 РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНЫХ ЗАТРАТ НТИ 76
5.4.2 РАСЧЕТ ЗАТРАТ НА СПЕЦИАЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ НАУЧНЫХ РАБОТ 77
5.4.3 ОСНОВНАЯ ЗАРАБОТНАЯ ПЛАТА ИСПОЛНИТЕЛЕЙ РАБОТЫ 77
5.4.4 ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ЗАРАБОТНАЯ ПЛАТА ИСПОЛНИТЕЛЕЙ РАБОТЫ 78
5.4.5 ОТЧИСЛЕНИЯ ВО ВНЕБЮДЖЕТНЫЕ ФОНДЫ 79
5.4.6 НАКЛАДНЫЕ РАСХОДЫ 79
5.4.7 ФОРМИРОВАНИЕ БЮДЖЕТА ЗАТРАТ НАУЧНО - ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОГО ПРОЕКТА 79
5.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕСУРСНОЙ (РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩЕЙ), ФИНАНСОВОЙ,БЮДЖЕТНОЙ, СОЦИАЛЬНОЙ И ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ 80
5.6 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 82
6. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 85
6.1 ПРАВОВЫЕ И ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ВОПРОСЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ 86
6.2 ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ 87
6.3 ОТСУТСТВИЕ ИЛИ НЕДОСТАТОК ИСКУССТВЕННОГО ОСВЕЩЕНИЯ 88
6.4 ПОВЫШЕННАЯ ЗАГАЗОВАННОСТЬ ВОЗДУХА РАБОЧЕЙ СРЕДЫ, ВЛИЯНИЕ
ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ 91
6.5 ПОНИЖЕННАЯ ТЕМПЕРАТУРА ВОЗДУХА РАБОЧЕЙ ЗОНЫ 92
6.6 ДВИЖУЩИЕСЯ МЕХАНИЗМЫ, ПОДВИЖНЫЕ ЧАСТИ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО
ОБОРУДОВАНИЯ 93
6.7 ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ФАКТОРЫ, СВЯЗАННЫЕ С ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ ТОКОМ 93
6.8 ОПАСНЫЙ УРОВЕНЬ ДАВЛЕНИЯ В ТРУБОПРОВОДЕ 94
6.9 ПОЖАРОВЗРЫВООПАСНОСТЬ 95
6.10 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ 96
6.11 БЕЗОПАСНОСТЬ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ 97
6.12 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 98
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 99
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 101
ПРИЛОЖЕНИЕ А 108
ПРИЛОЖЕНИЕ Б 113
ПРИЛОЖЕНИЕ В 117
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ, НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ 14
1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ 17
1.1 ПОНЯТИЕ О ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДАХ 17
1.1.1 ПРОМЫСЛОВЫЙ ТРУБОПРОВОД 17
1.1.2 КЛАССИФИКАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ 17
1.1.3 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДАХ 18
1.2 ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЕРЕКАЧИВАЕМЫХ СРЕД ПО ПРОМЫСЛОВЫМ
ТРУБОПРОВОДАМ 18
1.3 ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОТКАЗОВ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ 19
1.3.1 ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ И СРЕДСТВА МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ 22
1.4 КОРРОЗИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
ОБОРУДОВАНИЯ 25
1.4.1 ОБЩЕЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЕ О КОРРОЗИИ 25
1.4.2 ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА СКОРОСТЬ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ ...26
1.4.3 ТЕХНОЛОГИИ КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА 31
1.4.4 УЧЕТ ТРЕБОВАНИЙ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ
ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ АГРЕССИВНУЮ СРЕДУ 33
1.4.5 ВЫБОР МАТЕРИАЛОВ НЕФТЕПРОВОДА 34
1.4.6 ВЛИЯНИЕ СОСТОЯНИЯ И ФОРМУ ТРУБОПРОВОДА НА ПРОТЕКАНИЕ
ПРОЦЕССОВ КОРРОЗИИ 34
1.4.7 СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА 35
1.5 СОВРЕМЕННЫЕ СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ 38
1.6 ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЛЕКСА ИНЖЕНЕРНЫХ ЗАДАЧ ДЛЯ
ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА 40
1.7 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 42
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ 43
2.1 ВЛИЯНИЕ ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКИХ, МЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ И
КЛИМАТ РАЙОНА 43
2.2 ИССЛЕДОВАНИЕ АГРЕССИВНОСТИ ГРУНТА В ОБЛАСТИ ПРОЛЕГАНИЯ
НЕФТЕПРОВОДА 44
2.3 МОДЕЛЬ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ ИССЛЕДУЕМОГО ОБЪЕКТА 45
2.4 ХАРАКТЕРИСТИКА ТРАНСПОРТИРУЕМЫЙ СРЕДЫ НА ИССЛЕДУЕМОМ
УЧАСТКЕ ТРУБОПРОВОДА И ЕЕ ИССЛЕДОВАНИЯ 46
2.5 ИССЛЕДОВАНИЕ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ НА УЧАСТКЕ 46
2.6 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 48
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ И РАСЧЕТЫ ПРОМЫСЛОВОГО
НЕФТЕПРОВОДА 49
3.1 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ПРОМЫСЛОВОМ
ТРУБОПРОВОДЕ ИЗ СТАЛИ 09Г2С 49
3.2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ПРОМЫСЛОВОГО
ТРУБОПРОВОДА 51
3.2.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБЫ 52
3.2.2 ПРОВЕРКА УСЛОВИЙ ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДА 54
3.3 ИССЛЕДОВАНИЕ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА НА НАПРЯЖЕННО
ДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ ИЗ СТАЛИ 09Г2С 56
3.4 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 58
4. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
ПО ВЫБОРУ НАИБОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНОГО ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ 59
4.1 НЕОБХОДИМЫЕ ДАННЫЕ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ
ИССЛЕДОВАНИЙ 60
4.1.1 МОДЕЛЬ ВОДЫ 60
4.1.2 ИНГИБИТОРЫ, ПОДЛЕЖАЩИЕ ИССЛЕДОВАНИЮ 60
4.1.3 МАТЕРИАЛЫ И ЛАБОРАТОРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 60
4.2 МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ СВОЙСТВ 61
4.2.1 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ СОВМЕСТИМОСТИ С МОДЕЛЬЮ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ 61
4.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ ГРАВИМЕТРИЧЕСКИМ МЕТОДОМ ...62
4.3.1 ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ 62
4.3.2 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ 63
4.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАЩИТНОЙ СПОСОБНОСТИ ИНГИБИТОРА 63
4.4.1 ПРИГОТОВЛЕНИЕ МОДЕЛИ НЕФТИ 64
4.4.2 НАСЫЩЕНИЕ ДВУОКИСЬЮ УГЛЕРОВА 64
4.4.3 ПОДГОТОВКА ЭЛЕКТРОДОВ 64
4.4.4 ПРИГОТОВЛЕНИЕ МОДЕЛИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ 65
4.4.5 ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ ДЛЯ СИСТЕМЫ НЕФТЕСБОРА 65
4.4.6 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ 66
4.5 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 66
5. ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 69
5.1 ОЦЕНКА КОММЕРЧЕСКОГО ПОТЕНЦИАЛА И ПЕРСПЕКТИВНОСТИПРОВЕДЕНИЯ НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ С ПОЗИЦИИ
РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТИ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ 69
5.1.2 АНАЛИЗ КОНКУРЕНТНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ 70
5.1.3 SWOT-АНАЛИЗ 71
5.2 ПЛАНИРОВАНИЕ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ 73
5.2.1 СТРУКТУРА РАБОТ В РАМКАХ НАУЧНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ 73
5.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТРУДОЕМКОСТИ ВЫПОЛНЯЕМЫХ РАБОТ 74
5.3.1 РАЗРАБОТКА ГРАФИКА ПРОВЕДЕНИЯ НАУЧНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ 74
5.4 БЮДЖЕТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ РАЗРАБОТКИ 76
5.4.1 РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНЫХ ЗАТРАТ НТИ 76
5.4.2 РАСЧЕТ ЗАТРАТ НА СПЕЦИАЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ НАУЧНЫХ РАБОТ 77
5.4.3 ОСНОВНАЯ ЗАРАБОТНАЯ ПЛАТА ИСПОЛНИТЕЛЕЙ РАБОТЫ 77
5.4.4 ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ЗАРАБОТНАЯ ПЛАТА ИСПОЛНИТЕЛЕЙ РАБОТЫ 78
5.4.5 ОТЧИСЛЕНИЯ ВО ВНЕБЮДЖЕТНЫЕ ФОНДЫ 79
5.4.6 НАКЛАДНЫЕ РАСХОДЫ 79
5.4.7 ФОРМИРОВАНИЕ БЮДЖЕТА ЗАТРАТ НАУЧНО - ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОГО ПРОЕКТА 79
5.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕСУРСНОЙ (РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩЕЙ), ФИНАНСОВОЙ,БЮДЖЕТНОЙ, СОЦИАЛЬНОЙ И ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ 80
5.6 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 82
6. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 85
6.1 ПРАВОВЫЕ И ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ВОПРОСЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ 86
6.2 ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ 87
6.3 ОТСУТСТВИЕ ИЛИ НЕДОСТАТОК ИСКУССТВЕННОГО ОСВЕЩЕНИЯ 88
6.4 ПОВЫШЕННАЯ ЗАГАЗОВАННОСТЬ ВОЗДУХА РАБОЧЕЙ СРЕДЫ, ВЛИЯНИЕ
ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ 91
6.5 ПОНИЖЕННАЯ ТЕМПЕРАТУРА ВОЗДУХА РАБОЧЕЙ ЗОНЫ 92
6.6 ДВИЖУЩИЕСЯ МЕХАНИЗМЫ, ПОДВИЖНЫЕ ЧАСТИ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО
ОБОРУДОВАНИЯ 93
6.7 ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ФАКТОРЫ, СВЯЗАННЫЕ С ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ ТОКОМ 93
6.8 ОПАСНЫЙ УРОВЕНЬ ДАВЛЕНИЯ В ТРУБОПРОВОДЕ 94
6.9 ПОЖАРОВЗРЫВООПАСНОСТЬ 95
6.10 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ 96
6.11 БЕЗОПАСНОСТЬ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ 97
6.12 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 98
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 99
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 101
ПРИЛОЖЕНИЕ А 108
ПРИЛОЖЕНИЕ Б 113
ПРИЛОЖЕНИЕ В 117
Актуальность. Трубопроводный транспорт углеводородов (УВ) является стратегически важным видом транспорта в Российской Федерации, с наибольшим объемом грузооборота по сравнению с другими видами. Общая протяженность промысловых трубопроводов в России составляет более 350 тыс. км. По итогам 2023 года трубопроводный транспорт занимает более 55% от грузооборота во всей стране, превосходя даже долю железнодорожного транспорта.
В процессе эксплуатации промысловых трубопроводов существует риски наличия факторов, которые могут привести к отказам, экологическим ущербам, и потерям ценного углеводородного сырья. Поэтому знание и понимание возможных причин разрушения трубопровода необходимо для предотвращения их возникновения.
На сегодняшний день значительная часть промысловых трубопроводных систем (до 50-65%) исчерпала установленный ресурс, то есть начинается поток интенсификации отказов.
Обзор статистических данных, в том числе отчетов Ростехнадзора, свидетельствует об отказах промысловых трубопроводов (ПТП), 95% из которых связано с коррозионными повреждениями различного характера и вида. Но общим для указанной статистики является то, что речь идет о нефтегазосборных коллекторах, по которым перекачивают один из самых агрессивно-опасных флюидов, в состав которого входят растворенные газы (такие как СО2 и ЖБ) и растворенные соли, входящие в пластовые воды, добываемые попутно с УВ. Поэтому важным становится вопрос, связанный с обеспечением надежности и сохранении (продлении) эксплуатационного ресурса опасных участков.
Цель работы. Определить факторы, влияющие на остаточный ресурс промыслового трубопровода, связанные с влиянием перекачивания агрессивной коррозионно-активной среды во время срока эксплуатации нефтепровода. В целях прогнозирования возможных отказов участка трубопровода произвести моделирование осложненного участка в заданных условиях эксплуатации. Рассмотреть новые-современные методы, при которых снижается коррозионное воздействие агрессивной перекачиваемой среды на трубопровод. Выбрать оптимальную технологию защиты промыслового трубопровода от коррозии для обеспечения длительного эксплуатационного ресурса.
Для реализации поставленной цели работы требуется выполнить следующие задачи:
- в ходе изучения литературы определить основные факторы влияния на процессы протекания коррозии в промысловых нефтепроводах при перекачивании агрессивных сред;
- составить характеристику исследуемого объекта;
- определить исходные данные, требующиеся для проведения математических расчетов и построения модели участка нефтепровода;
- провести гидравлический расчет системы промысловых нефтепроводов;
- провести технологический расчет для определения прочностных участка ПТ;
- построить модели участка ПТ в проектном положении и после года эксплуатации, и провести анализ данных моделей;
- выбрать оптимальную технологию продления эксплуатационного ресурса ПТ и предложить возможные пути решения имеющейся проблемы исследуемого объекта;
Объект исследования - промысловые нефтепроводы эксплуатируемые в условиях подверженности возникновения коррозионных процессов.
Предмет исследования - сложный промысловый нефтепровод нефтяного месторождения.
В процессе эксплуатации промысловых трубопроводов существует риски наличия факторов, которые могут привести к отказам, экологическим ущербам, и потерям ценного углеводородного сырья. Поэтому знание и понимание возможных причин разрушения трубопровода необходимо для предотвращения их возникновения.
На сегодняшний день значительная часть промысловых трубопроводных систем (до 50-65%) исчерпала установленный ресурс, то есть начинается поток интенсификации отказов.
Обзор статистических данных, в том числе отчетов Ростехнадзора, свидетельствует об отказах промысловых трубопроводов (ПТП), 95% из которых связано с коррозионными повреждениями различного характера и вида. Но общим для указанной статистики является то, что речь идет о нефтегазосборных коллекторах, по которым перекачивают один из самых агрессивно-опасных флюидов, в состав которого входят растворенные газы (такие как СО2 и ЖБ) и растворенные соли, входящие в пластовые воды, добываемые попутно с УВ. Поэтому важным становится вопрос, связанный с обеспечением надежности и сохранении (продлении) эксплуатационного ресурса опасных участков.
Цель работы. Определить факторы, влияющие на остаточный ресурс промыслового трубопровода, связанные с влиянием перекачивания агрессивной коррозионно-активной среды во время срока эксплуатации нефтепровода. В целях прогнозирования возможных отказов участка трубопровода произвести моделирование осложненного участка в заданных условиях эксплуатации. Рассмотреть новые-современные методы, при которых снижается коррозионное воздействие агрессивной перекачиваемой среды на трубопровод. Выбрать оптимальную технологию защиты промыслового трубопровода от коррозии для обеспечения длительного эксплуатационного ресурса.
Для реализации поставленной цели работы требуется выполнить следующие задачи:
- в ходе изучения литературы определить основные факторы влияния на процессы протекания коррозии в промысловых нефтепроводах при перекачивании агрессивных сред;
- составить характеристику исследуемого объекта;
- определить исходные данные, требующиеся для проведения математических расчетов и построения модели участка нефтепровода;
- провести гидравлический расчет системы промысловых нефтепроводов;
- провести технологический расчет для определения прочностных участка ПТ;
- построить модели участка ПТ в проектном положении и после года эксплуатации, и провести анализ данных моделей;
- выбрать оптимальную технологию продления эксплуатационного ресурса ПТ и предложить возможные пути решения имеющейся проблемы исследуемого объекта;
Объект исследования - промысловые нефтепроводы эксплуатируемые в условиях подверженности возникновения коррозионных процессов.
Предмет исследования - сложный промысловый нефтепровод нефтяного месторождения.
В данной выпускной квалификационной работе бакалавра:
1. проведен аналитически обзор различных видов коррозии, причин возникновения коррозии в промысловых трубопроводах, определены механизмы протекания коррозионных процессов, выделены методы борьбы с образование коррозии, рассмотрены современные методы коррозионного мониторинга;
2. составлена характеристика объекта исследования, выделены основные моменты, при которых эксплуатируется данный объект;
3. зная состав пластовой воды и согласно имеющимся производственным данным лабораторных исследований о скорости коррозии, для сравнения проводились аналогичные исследования на определение скорости коррозии на базе Томского политехнического университета. Среднегодовая скорость коррозии согласно производственному отчету равна 2,235 мм, по результатам лабораторных исследований на базе университета установлена скорость коррозии на исследуемом объекте в 2,248 мм в год;
4. выполнен гидравлический расчет сложного промыслового нефтепровода, по результатам которого установлен режим течения НГВСС - ламинарный. Стоит отметить характеристику ламинарного потока течения флюида, при котором по результатам расчетов числа Рейнольдса не доходят до 100 единиц, что говорит о очень низких скоростях движения среды в трубопроводе. Данный расчет доказывает активное протекание коррозионных процессов по нижней образующей трубы, так как обводненность перекачиваемой продукции в среднем составляет 70%;
5. выполнен технологический расчет на прочность промыслового трубопровода согласно ГОСТ Р 55990-2014 [7]. По результатам технологического расчета установлено, что все условия прочность выполняются;
6. выполнено моделирование колена трубопровода, для определения напряженно- деформированных состояний дефектной зоны. Смысл анализа заключается в определении НДС в проектном положении, и сравнении НДС после года эксплуатации со скоростью коррозии более 2 мм в год, описанной ранее. По результатам исследования установлены слабые места участка, в области образования дефекта типа - ручейковая коррозия. В области образования дефекта определены: напряжения по Мизесу, коэффициенты запаса прочности, смещения участка. Так же в месте образования дефекта проходит значительное снижение коэффициента прочности в диапазоне 50 - 70 % от проектного положения. Смещения в данной зоне, свидетельствуют о возможных вибрационных процессах, вызванных потерей металла и высоким напряжением в области образования дефекта. С точки зрения прогнозирования, данный анализ дает возможность понимая возникновения в данной зоне отказов;
7. проведены лабораторные исследования на базе Томского политеха, на установление защитной способности ингибиторов коррозии, в имеющихся условиях эксплуатации (модель пластовой воды, модель нефти, режим течения флюида). По результатам лабораторных исследований выбран ингибитор коррозии Ц|ЦЦЦ;
8. рассчитана экономическая часть данной работы;
9. рассмотрены опасные и вредные факторы, а также методы защиты от них и безопасность во время работы.
1. проведен аналитически обзор различных видов коррозии, причин возникновения коррозии в промысловых трубопроводах, определены механизмы протекания коррозионных процессов, выделены методы борьбы с образование коррозии, рассмотрены современные методы коррозионного мониторинга;
2. составлена характеристика объекта исследования, выделены основные моменты, при которых эксплуатируется данный объект;
3. зная состав пластовой воды и согласно имеющимся производственным данным лабораторных исследований о скорости коррозии, для сравнения проводились аналогичные исследования на определение скорости коррозии на базе Томского политехнического университета. Среднегодовая скорость коррозии согласно производственному отчету равна 2,235 мм, по результатам лабораторных исследований на базе университета установлена скорость коррозии на исследуемом объекте в 2,248 мм в год;
4. выполнен гидравлический расчет сложного промыслового нефтепровода, по результатам которого установлен режим течения НГВСС - ламинарный. Стоит отметить характеристику ламинарного потока течения флюида, при котором по результатам расчетов числа Рейнольдса не доходят до 100 единиц, что говорит о очень низких скоростях движения среды в трубопроводе. Данный расчет доказывает активное протекание коррозионных процессов по нижней образующей трубы, так как обводненность перекачиваемой продукции в среднем составляет 70%;
5. выполнен технологический расчет на прочность промыслового трубопровода согласно ГОСТ Р 55990-2014 [7]. По результатам технологического расчета установлено, что все условия прочность выполняются;
6. выполнено моделирование колена трубопровода, для определения напряженно- деформированных состояний дефектной зоны. Смысл анализа заключается в определении НДС в проектном положении, и сравнении НДС после года эксплуатации со скоростью коррозии более 2 мм в год, описанной ранее. По результатам исследования установлены слабые места участка, в области образования дефекта типа - ручейковая коррозия. В области образования дефекта определены: напряжения по Мизесу, коэффициенты запаса прочности, смещения участка. Так же в месте образования дефекта проходит значительное снижение коэффициента прочности в диапазоне 50 - 70 % от проектного положения. Смещения в данной зоне, свидетельствуют о возможных вибрационных процессах, вызванных потерей металла и высоким напряжением в области образования дефекта. С точки зрения прогнозирования, данный анализ дает возможность понимая возникновения в данной зоне отказов;
7. проведены лабораторные исследования на базе Томского политеха, на установление защитной способности ингибиторов коррозии, в имеющихся условиях эксплуатации (модель пластовой воды, модель нефти, режим течения флюида). По результатам лабораторных исследований выбран ингибитор коррозии Ц|ЦЦЦ;
8. рассчитана экономическая часть данной работы;
9. рассмотрены опасные и вредные факторы, а также методы защиты от них и безопасность во время работы.