Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3 435681

Средняя нефтенасыщенная толщина, м 6,7

Объем нефтенасыщенных песчаников, тыс. м3 2926167

Пористость, % 22

Нефтенасыщенность, % 85

Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 0,8809

Пересчетный коэффициент 0,9642

Балансовые запасы, млн. т 468,8

Коэффициент извлечения нефти 0,55

Извлекаемые запасы, млн. т 257,8

Газовый фактор, м3/т 16,9

Запасы газа, млрд. м3

балансовые 7,92

извлекаемые 4,36

2 РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ДИАГНОСТИКИ

2.1 Краткое описание нефтепровода Калтасы-Уфа-2

Для транспортировки высокосернистых нефтей, добываемых на северо-западе Башкирии и юге Пермской области, на уфимские НПЗ и выхода их на магистральные нефтепроводы Туймазы-Омск через перекачивающую станцию Черкассы было принято решение построить нефтепровод Калтасы-Уфа-2 пропускной способностью 7 млн. тонн в год.

Проектное задание и рабочие чертежи со сметной документацией были разработаны институтом «Башнефтепроект» и утверждены Постановлением Совмина РСФСР от 4 января 1967 года. Предусматривалось строительство трубопровода без промежуточной насосной станции, при этом участок от НПС Калтасы до НПС Чекмагуш - из труб диаметром 700 мм, от НПС Чекмагуш до НПС Черкассы - из труб диаметром 500 мм с подключением к нефтепроводу на всем протяжении существующего нефтепровода Калтасы – Чекмагуш – Уфа. Для обеспечения транспортировки нефти в объеме 7,0 млн. тонн в год по проектируемому нефтепроводу предусматривалось использование существующей насосной станции на НПС Калтасы, а для существующего нефтепровода Калтасы – Языково – Салават запроектировать новую насосную с насосными агрегатами 16НД101.

Технологическая схема НПС Калтасы позволяла выполнять операции по приему нефти от башкирских нефтесборных промысловых парков и из Чернушки, осуществлять перекачку на Салават и Уфу.

Строительство нефтепровода было начато в декабре 1966 года и закончено в сентябре 1967 года. Длина нефтепровода Калтасы – Уфа-2 составляет 189,7 км. Промежуточная станция НПС «Чекмагуш» находится на 109 км.

2.2 Характеристика перекачивающей станции

ЛПДС Калтасы в данное время перекачивает нефть по двум направлениям, Калтасы – Уфа-2 и Калтасы – Языково – Салават, а также принимает с нефтепровода Чернушка – Калтасы и промыслов: НГДУ «ЮжАрланнефть», НГДУ «Арланнефть» и НГДУ «Кранохолмскнефть».

Объем резервуарного парка 120 тыс.м3, состоящий из 12 резервуаров типа ЖБР-10000. На станции находятся две насосных, насосная №1 перекачивает на Уфу, а насосная №2 – на Салават.

2.3 Характеристика и раскладка труб на участке

Трубопровод диаметром DН=720 мм. Трубы 2 группы прочности из стали 17Г1С. На участках, где рабочее давление превышает допустимое значение, проложены трубы 4-й группы прочности из стали 14ХГС. Характеристика труб и металла, из которых они изготовлены, представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Характеристика труб и металла

2.4 Проведение комплексной диагностики трубопровода

2.4.1 Общие положения

Система внутритрубной диагностики является основной составной частью системы диагностики линейной части магистральных нефтепроводов.

При диагностировании участка нефтепровода предусматривается безопасность всех видов работ.

Задачи технической диагностики состоят в определении наличия и параметров дефектов стенки трубы и сварных швов (на основе информации, полученной при проведении внутритрубной инспекции участков магистрального нефтепровода), классификации дефектов по степени опасности и принятии решения:

• о возможности эксплуатации магистральных нефтепроводов на проектных режимах;

• о необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;

• о необходимости проведения ремонта участка нефтепровода (с точной локализацией мест его проведения).

Техническая диагностика (ТД) предполагает определение состояния объектов с определенной точностью, причем, результатом этого процесса должно быть заключение о техническом состоянии объекта с указанием места, а при необходимости, вида и причины дефекта.

Современные системы ТД трубопроводов являются не только средствами получения информации об их фактическом состоянии на этапах сооружения и эксплуатации, но и активными органами контроля управления качеством и надежности.

ТД на этапах строительства и эксплуатации трубопроводов позволяет объективно оценивать реальную экологическую ситуацию в зоне непосредственного техногенного воздействия данного объекта.

2.4.2 Методы технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода

2.4.2.1 Методы технической диагностики, основанные на контроле параметров

Контроль параметров процессов перекачки нефти можно использовать для обнаружения дефектов и для прогнозирования изменения их состояния.

Метод базируется на данных контроля, регистрации и последующей обработки параметров нефтепровода и перекачиваемой нефти. Этот метод получил название параметрической диагностики. Основу метода составляет расчет гидравлических характеристик нефтепровода по приведенным значениям определенных измеряемых параметров и последующего сопоставления результатов расчета с первоначальными характеристиками нефтепровода, определенными после его сооружения или ремонта. Отклонение выходных параметров от номинальных свидетельствует об изменении технического состояния элементов нефтепровода, формирующих данный параметр. Эффективность метода параметрической диагностики зависит от правильности выбора исходных данных, а также от совершенства диагностической логики, используемой при их обработке. К недостаткам метода следует отнести необходимость учета влияния режима работы нефтепровода и внешних условий.

2.4.2.2 Методы магнитного и электромагнитного контроля

Электромагнитный метод позволяет обнаружить такие дефекты, как трещины, отслоения, задиры, царапины. Разрешающая способность и точность контроля при использовании электромагнитного метода зависят от чувствительности приборов, компоновки датчиков, характеристики намагничивания материала, системы преобразования сигналов. Электромагнитный метод, по сравнению с другими методами дефектоскопии, позволяет выявить множество мелких дефектов, в частности такие, которые проникают в толщу стенки трубы на 10-15%.

2.4.3 Состав и порядок проведения работ по диагностированию

Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Готовность к диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.

Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:

• дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;

• дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;

• поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;

• продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.

Проведение работ по внутритрубной инспекции производится с применением комплексов технических средств, соответствующих типам определяемых дефектов.

На первом уровне диагностирования (для участков, обследуемых впервые), получаем информацию об особенностях и дефектах геометрии трубопровода, вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для получения такой информации используем комплекс технических средств в составе скребка-калибра и снаряда-профилемера. Проведение диагностических работ начинается с пропуска скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода. Для получения полной информации о внутренней геометрии трубопровода на всем протяжении, после успешного пропуска скребка-калибра (т.е. подтверждения необходимого для безопасного пропуска профилемера проходного сечения трубопровода) осуществляется двукратный пропуск снаряда-профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера маркерные передатчики устанавливаем с интервалом 5 – 7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода.

На втором уровне диагностирования производится выявление дефектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профилемер; скребок-калибр; стандартные и специальные (щеточные) очистные скребки.

На третьем уровне диагностирования производится выявление поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с использованием комплекса технических средств в составе магнитного снаряда-дефектоскопа, магнитного скребка, снаряда-шаблона, стандартных и специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.

На четвертом уровне диагностирования производится выявление продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах с применением комплекса технических средств в составе ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными ультразвуковыми датчиками, снаряда-профилемера, скребка-калибра, стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков.

Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов осуществляется с интервалом 1,5 – 2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка маркеров производится в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропука снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.

2.4.4 Организация пропуска внутритрубных снарядов

Проведение конкретных работ по диагностическому обследованию нефтепровода производится в следующем порядке.

Не менее чем за 3 дня до начала транспортирования диагностического оборудования для выполнения работ по договору (срок начала работ предварительно согласовывается с предприятием, выполняющим диагностические работы) региональная управляющая организация системы магистральных нефтепроводов должна письменно подтвердить готовность участков к проведению диагностических работ и готовность принять оборудование и персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, для проведения работ. Все участки магистрального нефтепровода, включенные в договор на проведение диагностических работ, должны быть подготовлены к диагностированию.

Характеристики

Список файлов ВКР