Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода. Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода Калтасы Уфа 2 на подводном переходе р. Калмаш
 Скачать 0.58 Mb.
|
|
Тема: «Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода «Калтасы – Уфа – 2» на подводном переходе р.Калмаш СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ 1.1 Общие сведения о месторождении 1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек 1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды 1.5 Запасы нефти, газа и конденсата 2 РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ДИАГНОСТИКИ 2.1 Краткое описание нефтепровода Калтасы-Уфа-2 2.2 Характеристика перекачивающей станции 2.3 Характеристика и раскладка труб на участке 2.4 Проведение комплексной диагностики трубопровода 2.4.1 Общие положения 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 диагностированию 2.4.4 Организация пропуска внутритрубных снарядов 2.4.5 Основные технические данные внутритрубных инспекционных снарядов 2.4.5.1 Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1 2.4.5.2 Профилемер “Калипер” 2.4.5.3 Снаряд-дефектоскоп “Ультраскан” WM 2.4.5.4 Магнитный дефектоскоп 2.4.5.5 Запасовочное устройство 2.5 Результаты диагностического обследования 2.6 Требования к проведению ремонта нефтепроводов различными методами 2.7 Порядок проведения ремонта дефектов 2.8 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода 2.9 Краткая характеристика подводного перехода 3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ 3.1 Расчет толщины стенки трубопровода 3.2 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 4.1 Водолазное обследование 4.2 Земляные работы 4.2.1.Разработка подводной траншеи экскаватором с понтона 4.3 Монтажно-укладочные работы подводного перехода 4.3.1 Демонтаж старой нитки трубопровода 4.3.2 Сварочно-монтажные работы 4.3.3. Гидравлическое испытание 4.3.4 Изоляция 4.3.5 Футеровка подводного трубопровода 4.3.6 Балластировка подводного трубопровода 4.3.7 Укладка новой плети трубопровода 4.3.8 Контроль изоляции участка 4.3.9 Берегоукрепления пойменной части подводного перехода 4.4 Технология установки обжимной приварной муфты 4.4.1 Общие положения 4.4.2 Конструкция сварной ремонтной муфты 4.4.3 Технология изготовления ремонтной конструкции 4.4..4 Технология установки и сварки ремонтной конструкции на действующем трубопроводе 5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 5.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность 5.2 Охрана труда 5.2.1 Инженерные и организационные меры обеспечения безопасности труда 5.2.1.1 Инженерно-технические мероприятия 5.1.1.2. Организационные мероприятия 5.2 Промышленная безопасность 5.2.1 Мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварии 5.2.2 План ликвидации возможных аварийных ситуаций 5.2.3 Организация управления в ЧС 5.3 Экологичность проекта 6 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ СПИСОК ТАБЛИЦ Таблица 1.1 - Физические параметры пластовых нефтей Таблица 2.1 - Характеристика труб и металла Таблица 2.2 - Технические характеристики скребков Таблица 2.3 - Точность определения размеров и координат дефектов потери металла Таблица 2.4 - Точность определения размеров и координат дефектов поперечных трещин Таблица 2.5 - Описание и обнаружение аномалий трубопроводов Таблица 2.6 - Описание и обнаружение дефектов вмятин Таблица 2.7 - Описание и обнаружение металлических предметов Таблица 2.8 - Пропуск специальных скребков Таблица 2.9 - Пропуск магнитных скребков Таблица 2.10 - Результаты очистки Таблица 2.11- Выявленные дефекты Таблица 4.1 Температура и время прокалки электродов Таблица 4.2 - Величина зазора стыка при сборке продольных стыков муфты. Таблица 5.1 - Взрыво и пожароопасные свойства нефти Таблица 5.2 - Распределение взрывоопасных смесей по категориям и группам по ГОСТ 12.1.011-78 Таблица 5.3 - Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована Таблица 5.4 - Параметры расположения строительной техники около траншеи Таблица 5.5 - Нормы выдачи спецодежды СПИСОК РИСУНКОВ Рисунок 2.1 – Очистной скребок типа СКР1. Рисунок 2.2 - Профилемер “Калипер” Рисунок 2.3 - Дефектоскоп Ультраскан Рисунок 2.4 - Магнитный скребок Рисунок 2.5 – Снаряд-шаблон магнитного дефектоскопа MFL. Рисунок 2.6 - Магнитный дефектоскоп Рисунок 2.7- Оборудование, используемое при запасовке магнитных снарядов Рисунок 2.8 - Запасовка дефектоскопа WM в камеру запуска. Рисунок 2.9 - Оборудование, используемое при выемке магнитных снарядов Рисунок 4.1 - Конструкция герметичной привариваемой обжимной муфты. 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 из-за 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». 1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ 1.1 Общие сведения о месторождении Арланское нефтяное месторождение одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике. Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии. Начальные 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. Геологические исследования района начались в конце 19 века. В конце 30-х годов на территории месторождения проводили геофизические исследования: магнитометрию, гравиразведку. В 1949 году проводили электроразведку. Каких-либо существенных результатов, с точки зрения подготовки площадей и структур под глубокое бурение, получено не было. В 1946 году на территории месторождения были начаты детальные геологические исследования силами объединения «Башнефть». В первые годы работ выявлена Акинеевская структура. В конце 40-х годов были выявлены Вятское поднятие и небольшая антиклинальная структура, названная Крым-Сарайской. Одновременно проводили структурно-поисковое бурение. В1954 году из ТТНК получена первая нефть и открыта Вятская площадь. Глубокие структурно-поисковые скважины бурились на ТТНК (Терригенная толща нижнего карбона), поисково-разведочные - в основном на терригенном девоне. Арланское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в России и самым большим в Республике Башкортостан. Расположено оно к северо-западу от г.Уфы на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в Удмуртии. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывается АНК “Башнефть” в рамках НГДУ “Арланнефть”, “Южарланнефть” (Новохазинская площадь), “Чекмагушнефть” (Юсуповский участок Новохазинской площади) и ОАО “Белкамнефть” (Вятская площадь). В административном отношении месторождение расположено на территориях Краснокамского и Дюртюлинского районов Башкортостана и Каракулинского района Удмуртской Республики. В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р.Белой и р.Кама. Район месторождения протяженностью 120 км промышленно обустроен, центр г.Нефтекамск. При разработке учитывалось, что пойменные участки рек Кама и Белой подлежат затоплению, в связи со строительством Нижнекамской ГЭС. Ожидаемый подъем уровня воды в р. Кама - до отметки 66-68 м. По р.Белой территория защищена дамбами-дорогами и производится бурение наклонно-направленных и скважин-дублеров для выработки запасов. По р.Кама (Вятская площадь) принят вариант строительства скважин со спецоснований. Имеются охранные зоны в районе г.Нефтекамска, рабочего поселка и Камского водозабора. Основные населенные пункты по территории месторождения: г.Нефтекамск, д.Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево. Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Нефтекамск. Основные населенные пункты по территории месторождения: г.Нефтекамск, д.Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево. Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Н Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями. 1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения Арланское нефтяное месторождение - одно из крупнейших в России. В него входят четыре площади (с юга на север): Новохазинская, Арланская, Николо-Березовская и самая северная - Вятская. В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием органогенно-шламовых разностей. Дебиты скважин из турнейских известняков небольшие, в среднем 0.8 - 5.2 т/сут нефти. Терригенная толща нижнего карбона стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках радаевскому, бобриковскому и частично тульскому горизонтам визейского яруса. Представлена она темно-серыми аргиллитами и светло-серыми и бурыми алевролитами и песчаниками. Песчаники и алевролиты, являющиеся коллекторами нефти, имеют кварцевый состав и обычно слабо или средне сцементированы. Всего насчитывается до шести - восьми пластов (нефтенасыщенными являются верхние шесть - семь пластов). Общая толщина песчаников от 2 до 57 м. Нижний (СVI ) нефтенасыщенный пласт наиболее мощный (до 12 м) относится к бобриковскому горизонту. Остальные пласты (от V до I) стратиграфически приурочены к тульскому горизонту. Наиболее широко развит на территории месторождения II пласт. Пласты I, III, IV, V представлены линзами и линзовидными прослоями. В строении Арланского Нефтяного месторождения принимает участие отложения от четвертичного, третичного и пермского возраста выходящая на поверхность до наиболее древних отложений Бавлинской свиты, частично пройденных глубокими разведочными скважинами. Максимальная мощность осадочная мощность осадочных пород равна 3005 м была вскрыта скважина № 36 на Арланской площади. Геологический разрез девонских месторождений и каменноугольных отложений представлен в основном карбонатными породами, а терригенные отложения имеют значительно меньшую мощность. Каменноугольные отложения - представлен Турнейским ярусом, в основании залегает заволжский горизонт представленный известняками с прослойкой доломитов и примазками зеленой глины. Терригенная толща нижнего карбона. Литологический состав представлен песчано-глинистыми и алевролитовыми породами с большим количеством включения пирита и обуглившихся растительных остатков с прослоями глинистых сланцев, углей, известняков. Тульский горизонт представлен терригенно-карбонатными породами. Серпуховский надгоризонт представлен доломитами с прослоями известняков, с включением гипса и ангидрита. Намюрский ярус представлен толщей доломитов, с прослоями доломитизированных известняков. Средний карбон. Башкирский ярус. Сложен известняками с остатками водорослей фораминиферовами с примазками глины. Московский ярус. Вирейский горизонт представлен переслаиванием известняков и аргиллитов, среди которых встречаются подчиненные прослоем мергелей, аревролитов, редко песчаников и доломитов. Каширский горизонт сложен из известняков и доломитов, с редкими прослоями мергеля и тонкими примазками аргиллитов. Подольский горизонт представлен известняками с незначительной прослойкой доломитов. Мячковский горизонт сложен известняками, плотными, крепкими, доломитизированными, встречаются прослои доломитов. Верхний карбон представлен чередованием известняков с доломитами. Пермские отложения. Нижняя часть. Сакмарский ярус - сложен известняками плотными, крепкими. Артинский ярус - представлен чередованием доломитов и известняков плотными, крепкими, кристаллическими, сульфатизированными, иногда глинистыми. Кунгурский ярус- сложен органогенно-карбонатными отложениями. В основании залегают два прослоя ангидритов, расчленённые прослоем доломитов. Верхняя пермь представлена известняковатыми глинами, алевролитовыми, плотными, в нижней части загипсованными, прослоями песчаниками. Третичные отложения сложены серыми и коричневато-серыми глинами с прослоями серых песков. Четвертичные отложения представлены в основном аллювиальными отложениями Камы и Белой. |