Анализ технических мероприятий по проведению внутритрубной диагностики магистрального нефтепровода

Введение 18
Литературный обзор 19
1 Обзорная часть 22
1.1 Краткая физико-географическая характеристика района работ 22
1.2 Климатическая характеристика района работ 22
1.3 Краткая инженерно-геологическая характеристика района работ 23
2 Анализ технических мероприятий по проведению внутритрубной диагностики магистрального нефтепровода 24
2.1 Общие положения 24
2.2 Внутритрубное диагностирование 24
2.3 Анализ существующих конструкций КПП СОД 37
2.3.2 Временная камера запуска и приема СОД, конструктивные особенности 41
2.3.3 Передвижная камера запуска-приема СОД 45
3 Технологическая часть 48
3.1 Требования к проектированию и технологическому оборудованию узлов запуска и приема СОД 48
3.2 Виды очистки внутренней полости нефтепроводов 49
3.3 Организация, подготовка и проведение очистки и диагностики магистральных трубопроводов 50
3.4 Порядок очистки и диагностики участков МТ 53
3.4.1 Предварительные мероприятия 54
3.4.2 Запуск СОД через камеру запуска 55
3.4.3 Прием СОД в камере приема 56
3.4.4 Контроль прохождения средств очистки и диагностирования по участку магистрального трубопровода 56
3.4.5 Порядок действий в случае застревания СОД 57
3.4.6 Очистка скребка, утилизация отходов 58
3.4.7 Контроль качества 59
3.4.7 Отчетность и оформление документации по очистке нефтепровода 59
4 Расчетная часть 61
4.1 Расчет сопротивлений растяжению и сжатию 62
4.2 Расчет толщины стенки камеры 63
4.3 Расчет толщины стенки расширенной части камеры 64
4.4 Расчёт толщины стенки технологических патрубков 65
4.5 Расчет толщины стенки патрубков сброса воздуха 66
4.6 Расчёт толщины стенки днища КПП СОД 68
4.7 Гидравлически расчет нефтепровода 69
5 Финансовый менеджмент, ресурсосбережение и ресурсоэфективность 73
5.1 SWOT-анализ 73
5.2 Планирование научно-исследовательских работ 75
5.2.1 Структура работ в рамках научного исследования 75
5.3 Определение трудоемкости выполнения работ 76
5.4 Разработка графика проведения научного исследования 76
5.5 Бюджет научно-технического исследования 79
5.5.1 Расчет материальных затрат НТИ 80
5.5.2 Расчет затрат на специальное оборудование для научных работ 80
5.5.3 Основная заработная плата исполнителей темы 81
5.5.4 Дополнительная заработная плата исполнителей темы 82
5.5.5 Отчисления во внебюджетные фонды (стразовые отчисления) 83
5.5.6 Накладные расходы 84
5.6 Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования 85
5.7 Выводы по разделу 87
6 Социальная ответственность 88
Введение 88
6.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 89
6.1.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства 89
6.1.2 Эргономические требования к правильному расположению и компоновке рабочей зоны 90
6.2 Производственная безопасность 91
6.2.1 Анализ вредных и опасных производственных факторов 93
6.3 Экологическая безопасность 100
6.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 103
Вывод по разделу «Социальная ответственность» 105
Заключение 106

Весь текст будет доступен после покупки

Согласно программе инновационного развития ПАО «Транснефть» на период 2022-2026 годы основным технологическим приоритетом является повышение энергоэффективности и энергосбережения, а также внедрение современных передовых технологий, обеспечивающих высокий уровень надёжности, промышленной и экологической безопасности [1].
Проведения внутритрубной очистки трубопровода является важной и актуальной задачей данной программы. Это поможет обеспечить безопасность и надёжность работы нефтепроводов компании, увеличить срок службы магистральных трубопроводов, уменьшить риск аварий и повреждений, вызванных загрязнением, износом или коррозией, повысить производительность, снизить сопротивление движению нефти и, следовательно, сократить расходы на транспортировку.
Объект исследования: производственные объекты нефтегазовой отрасли.
Предмет исследования: методы очистки и диагностики магистральных нефтепроводов.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Обзорная часть
1.1 Краткая физико-географическая характеристика района работ
Парабельский район Томской области — это административный район, где находится диагностический пункт на главном нефтепроводе «Х», обслуживаемый группой специалистов. Этот участок расположен на территории Парабельского района и нуждается в регулярной диагностике и техническом обслуживании для обеспечения эксплуатационной безопасности и предотвращения несчастных случаев. Компания «А», которая эксплуатирует нефтепроводы в этом регионе, регулярно контролирует ситуацию и принимает меры для обеспечения безопасности работы нефтепровода.
На описываемой территории преобладает слаборасчленённый рельеф, состоящий из низменных равнин и водно-болотных угодий. Диапазон абсолютных высот составляет от +80 до +140 метров над уровнем моря. Важно отметить, что этот регион покрыт смешанным лесом, характерным для умеренного климатического пояса, где произрастают лиственные и хвойные деревья. Однако водно-болотные угодья могут негативно влиять на растительность, замедляя её развитие.
1.2 Климатическая характеристика района работ
Климат в этом регионе, согласно имеющимся данным, отличается резко континентальным характером с холодной зимой и жарким летом, при этом наблюдаются значительные колебания температуры. Июль — самый тёплый месяц, максимальная температура достигает +36 градусов, в то время как в феврале, самом холодном месяце, температура может опускаться до -54 градусов [7].
В регионе преобладает сухой климат с небольшим количеством осадков, которые в основном выпадают летом. При организации работы и обеспечении безопасности сотрудников следует принимать во внимание такие климатические особенности, как экстремально низкие температуры, сильные ветры, засухи и другие специфические условия.

1.3 Краткая инженерно-геологическая характеристика района работ
Зона работ расположена в юго-западной части Томской области, в Парабельском районе. Географически она находится в юго-восточной части Западно-Сибирской равнины, в Обь-Иртышском междуречье. Стратиграфически относится к предвосточной подзоне Нюрольской фациальной зоны Обь-Иртышской фациальной зоны.
Герасимовское месторождение расположено в Казанском нефтегазоносном районе Васюганского нефтегазоносного района. Рельеф местности равнинный, местами слегка холмистый, с частично заболоченной поверхностью и выраженными уклонами в сторону крупных рек. Гипсометрические отметки колеблются от 55 до 146 метров, при этом рельеф не сильно изрезан, что способствует интенсивному проседанию поверхности.
Современный рельеф этой местности формируется под воздействием болот Васюганского района, где накапливается торф. Большая часть территории занята заболоченными торфяными равнинами и переходными почвами. Толщина торфяного слоя варьируется от 0,5 до 1–2 метров; изредка встречаются светло-серые леса и травянисто-подзолистые глеевые почвы. Водно-болотные угодья занимают 21,7 % территории муниципалитета.

Весь текст будет доступен после покупки

-

Весь текст будет доступен после покупки