Анализ технологических решений по реконструкции нефтепровода «Сургут-Полоцк» на технологическом участке НПС «Б. Соснова» до НПС «Дебесы»

ЗАДАНИЕ на ВКР...…………………………………………………………………
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК………………………………………………………...
СОДЕРЖАНИЕ……………………………………………………………………...
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………….….
Перечень применяемых сокращений……………………………………………….
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………………….…...
1.1 Физико-географическая характеристика района исследования………………
1.2 Характеристика геологического строения района исследования…………….
1.2.1 Особенности литолого – стратиграфического строения…………………….
1.2.2 Основные черты тектонического строения…………………………………..
1.3 Инженерно-геологическая характеристика района исследования……………
1.4 Геологические процессы и явления в районе исследования…………………
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………..
2.1 Характеристика нефтепровода………………………………………………….
2.2 Анализ технологических решений для реконструкции нефтепровода «Сургут-Полоцк» на технологическом участке «Б. Соснова-Дебесы»………......
2.2.1 Классификация дефектов……………………………………………………...
2.2.2 Технологии и методы ремонта дефектных участков нефтепровода………..
2.2.3 Выбор схемы (способа) ремонта нефтепровода «Сургут-Полоцк»………...
2.2.3.1 Подготовительные работы…………………………………………………..
2.2.3.2 Основные работы…………………………………………………………….
2.2.3.2.1 Подготовка к испытанию трубопровода………………………………….
2.2.3.2.2 Пневматические испытания на прочность и герметичность……………
2.3 Разработка направлений реконструкции нефтепровода «Сургут-Полоцк» на технологическом участке «Б. Соснова-Дебесы» с использованием технологии Сlоск Sрring...………………………………………………………………………...
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………….…………….………...
3.1 Типы конструкций, применяемых при ремонте трубопроводов……………...
3.1.1 Типы ремонтных конструкций для ремонта трубы и кольцевых сварных соединений……………………………………………………………………………
3.1.2 Типы ремонтных конструкций для ремонта ненормативных конструктивных деталей и приварных элементов…………………………………
3.2 Ремонтные манжеты Сlоск Sрring………………………………………………
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ………………………………………..
4.1 Промышленная безопасность…………………………………………………...
4.2 Мероприятия по пожарной безопасности и безопасным условиям труда при испытании нефтепровода……………………………………………………………
4.3 Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций и по гражданской обороне………………………………………………………………...
4.4 Техника безопасности при производстве земляных работ……………………
4.5 Техника безопасности при производстве сварочных работ…………………..
4.6 Техника безопасности при пневмоиспытании…………………………………
4.7 Охрана окружающей среды при ремонте магистрального нефтепровода “Сургут- Полоцк”…………………………………………………………………….
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………...…………...…..........
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………...…………...…….
ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………..……...……..……...…. 2

Весь текст будет доступен после покупки

Развитие многих отраслей промышленности определяется надежностью работы системы нефте- и нефтепродуктопроводов. В то же время, согласно статистическим данным, количество отказов на магистральных трубопроводах остается довольно высоким.
Отказы на магистральных трубопроводах наносят большой экономический ущерб не только из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.
Объемы работ по капитальному ремонту магистральных трубопроводов в основном определяются их конструктивными решениями, географическими условиями, сроком и условиями эксплуатации в установленном технологическом режиме.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Геологическая часть

1.1 Физико-географическая характеристика района исследования
Нефтепровод «Сургут-Полоцк» проходит по землям Тюменской области, Свердловской области, Пермской области, Удмуртской республики, Кировской области, Ханты-мансийскому автономному округу, Московской области.

Рисунок 1.1 – Схема нефтепровода Транснефть - Прикамье

На климат данного района оказывает влияние его положение в умеренных широтах, а также влияние воздушных масс сформировавшихся над акваторией Атлантического и Северного Ледовитого океанов. Климат района – умеренно-континентальный. Зима холодная, продолжительная, а лето жаркое и засушливое. Зимний период начинается со второй декады ноября и длится около пяти месяцев. Средняя температура самого холодного месяца – января составляет минус 15,9° С, при абсолютном минимуме – минус 47°С. Продолжительность теплого периода составляет 7 месяцев. Самым жарким месяцем за летний период является июль со средней месячной температурой плюс 19,5°С и абсолютным максимумом – плюс 40°С.
Современный рельеф региона является результатом взаимодействия экзогенных и эндогенных факторов. Основные характеристики рельефа в равнинной части имеют платформенный режим развития и предопределены тектоникой. Значительную роль здесь играют аккумулятивные и денудационные процессы. Большое влияние на рельефообразование оказывают неотектонические движения.

1.2 Характеристика геологического строения района исследования

1.2.1 Особенности литолого – стратиграфического строения
Мощность складок осадочных пород на Урале очень велика и составляет от нескольких сот метров до десятка километров:
1. Нижний докембрий – установлен на западном склоне Урала, мощность не менее 2000 м. Представлен кристаллическими сланцами, гнейсами, кварцитами.
2. Верхний докембрий – менее развит, на западном склоне Среднего и Северного Урала, мощность до 10–15 км. Представлен доломитами, песчаниками, известняками.
3. Кембрий – на западном склоне Урала и Предуралье (алевролиты и аргиллиты), мощность 800–1600 м.
4. Ордовик – отложения ордовика установлены на всем протяжении западного склона, мощность достигает 2000–2600 м. Представлен известняками, доломитами, глинистыми сланцами и т.д.
5. Силур – на западном склоне известняки, доломиты, реже мергели, мощность от 100 до 400 м.
6. Девон – в большинстве районов западного склона Урала и в прилегающей части Предуралья, мощность 150–350 м. Представлен глинистыми известняками, мергелями, аргиллитами, глинистыми сланцами.
7. Карбон – сложная система горных образований, мощность 120–250 м с увеличением в восточном направлении. Представлен аргиллитами, алевролитами, песчаниками, известняками.
8. Пермь – отложения развиты на западном склоне Уральских гор и характеризуются быстрой сменой фаций в направлении с востока на запад, обусловленной их накоплением в период формирования Уральской горной страны и Предуральского краевого прогиба.
Пермская система на поверхности занимает большую платформенную часть Пермской области. Три нижние яруса (ассельский, сакмарский и артинский) от западных границ области и до Предуральского прогиба сложены известняками и доломитами. В Предуральском прогибе в восточном направлении артинский ярус замещается обломочными породами (аргиллитами, полимиктовыми песчаниками и конгломератами) и на меридиане г. Чусовой карбонатных пород в нем не остается. Близ Предуральского прогиба и по его западному борту развиты артинские рифовые массивы водорослевых и брахиоподово-мшанковых известняков до350 м высотой. Близ западных границ области в артинском ярусе имеются ангидриты. Общая мощность ассельско-артинских отложений от 100 м до 1400 и более. Урала. Ассельский и сакмарский ярусы выступают на поверхность на площади Ксенофонтовско-Колвинского вала, артинский ярус, кроме того, на площади Уфимского вала и близ уральских складок.
Кунгурский ярус нижней перми появляется в разрезах восточнее линии пос. Бородулино — устье р. Весляны. До Предуральского прогиба он сложен ангидритами, гипсами и доломитами. В Предуральском прогибе происходит максимальное увеличение мощности яруса до 1000 м и в нем появляются каменная и калийные соли. Толща солей до 500 м приурочена к наиболее прогнутой части Соликамской впадины по кровле артинского яруса в районе г. Березники и г. Соликамск. Наряду с солями появляются аргиллиты, а по восточному борту Предуральского прогиба соли и сульфаты замещаются аргиллитами, алевролитами, песчаинками, кроме того, появляются маломощные конгломераты. Кунгурский ярус выступает на поверхность на большой площади области.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Бабин П.А., Григоренко Л.Н., Ярогин Е.М. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов: Учеб. пособие для вузов – М: Недра, 1995. – 255 с.
2 Березин В.Л. и др. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1978. 274 с.
3 Борисов Б.И. Изоляционные работы при строительстве магистральных трубопроводов – М: Недра, 1990. – 183 с.
4 Вайншток С.М., Новоселов В.В., Шаммазов А.М., Трубопроводный транспорт нефти: Учеб. Для вузов: В 2 т. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр» 2004. – Т.2 – 621 с.: ил.
5 Васильев Г.Г., Коробков Г.Е., Коршак А.А., – Трубопроводный транспорт нефти: Учеб. Для вузов: В 2 т. – М.: ООО «Недра–Бизнесцентр» 2002. – Т.1. – 407 с.: ил.
6 Галеев В. Б., Карпачев М. З., Харламенко В. И., – Магистральные Нефтепродуктопроводы «Недра», 1976. 358 с.
7 ГН 2.2.5.1313-03. Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны. – Взамен ГН 2.2.5.686-98; Введ. 2003.06.15. – М.: Минздрав России, 2006.
8 41. ГН 2.1.7.2041-06. Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических веществ в почве. – Взамен ГН 2.1.7.020-94; Введ. 2006.04.01. – М.: Минздрав России, 2003.

Весь текст будет доступен после покупки