Развитие методов и технических средств обеспечения эксплуатационной надежности линейной части трубопроводного транспорта нефти

• Автор: Сощенко, Анатолий Евгеньевич
• Шифр специальности: 07.00.10, 25.00.19
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2005
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 460 с. : ил.

1. ФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ РОССИИ И ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИХ НАДЕЖНОСТИ.

1.1. Создание системы нефтепроводов. Главтранснефть.

1.2. Анализ достигнутого научнотехнического уровня Главтранснефти

в сравнении с развитыми зарубежными странами

1.3. Разработки институтов РФ ВНИИОЭНГ, ВНИИСПТнефть, Гипротрубопровод по прогнозированию развития нефтспроводного транспорта

1.4. Образование и особенности деятельности Компании Транснефть

1.4.1. Создание и функции компании Транснефть.

1.4.2. Автоматизация, телемеханизация и связь.

1.4.3. Состояние обеспечения надежности нефтепроводов.

2. РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ КАК ОСНОВНОЙ МЕТОД ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИХ НАДЕЖНОСТИ

2.1. Основные этапы формирования системы проведения ремонтов на нефтепроводах.

2.2.Диагностика работоспособности нефтепроводов гидравлическими испытаниями .
2.3.Существующие методы ремонта магистральных нефтепроводов.
2.4. Технические средства для капитального ремонта
2.5. Выборочный ремонт
2.6. Разработка новых принципов ремонта магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубного диагностирования
2.7. Состояние нормативнотехнической документации по ремонту нефтепроводов
2.8. Применение метода капитального ремонта на российских нефтепроводах г. г
3. РАЗВИТИЕ НАУЧНОТЕХНИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ В ОБЛАСТИ НАДЕЖНОЙ И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ.
4. ПРИМЕНЕНИЕ ВНУТРИТРУБНЫХ ИНСПЕКЦИОННЫХ СРЕДСТВ ВИС ДЛЯ ДИАГНОСТИКИ НЕФТЕПРОВОДОВ.
4.1. Развитие внутритрубной диагностики нефтепроводов. Первые отечественные разработки
4.2. Создание ЦТД Диаскан.
4.3. Техническое дооснащение магистральных нефтепроводов для проведения диагностики. Создание нормативнометодической базы диагностирования.
4.4. Развитие Центра технической диагностики Диаскан
4.5.Разработка отечественной технологии диагностирования магистральных нефтепроводов внутритрубными приборами
4.6. Деятельности ЦТД ДИАСКАН по развитию научнотехнического прогресса в отрасли.
5. РАЗВИТИЕ ПРИМЕНЯЕМЫХ РЕМОНТНЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХНЕФТЕПРОВОДОВ.
5.1. Применение ремонтных конструкций в зарубежной и отечественной практики х годов
5.2. Применение высокопрочных стеклопастиков и других материалов бандажирование в ремонтных конструкциях.
5.3. Замена участка нефтепровода
5.4. Композитномуфтовая технология ремонта.
5.5. Создание РД Методы ремонтных дефектных участков нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики в году
5.6. Испытания современных ремонтных конструкций для применения на нефтепроводах Компании.
5.7.Внедрение композитномуфтовой технологии ремонта трубопроводов без остановки перекачки.
6. ПРИМЕНЕНИЕ ИЗОЛЯЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ.
6.1. Основные этапы применения изоляционных материалов, применяемых на нефтепроводах.
6.2. Разработка и внедрение изоляционного покрытия
Пластобит 2М
6.3. . Разработка и внедрение изоляционного покрытия
Пластобит.
6.4. Тенденции развития современных видов изоляционных покрытий для нефтепроводов
6.5. Рулонные покрытия
6.6. Анализ современного состояния изоляционных покрытий на нефтепроводах.
7. ОАО АК Транснефть НА СОВРЕМЕННОМ ЭТАПЕ
7.1. Приведение объектов нефтепроводной системы в нормативное состояние.
7.2. Развитие ОАО ЦТД Диаскан технологий диагностирования
7.3. Подводные переходы нефтепроводов
7.4. Научнотехнические разработки
7.5. Программа разработки и совершенствования изоляционной защиты нефтепроводов .
7.6. Экологическая безопасность объектов Транснефти.
7.2. Развитие нефтепроводной системы России.
Основные выводы.
Список литературы


В середине х годов разрабатывается стандарт на типы и основные параметры вертикальных стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Резервуары емкостью до тыс. За рубежом конструкция и основные параметры всех типов резервуаров стандартизованы. В США действовали не менее 7 стандартов на резервуары. Эти стандарты без существенной поправки были приняты почти во всех странах мира, кроме СССР. В целом сопоставленис уровня отечественных резервуаров для нефти с зарубежными показывает, что металлоемкость отечественных резервуаров на меньше, чем за рубежом. Изза меньшей толщины стенки при одинаковой скорости коррозии отечественные резервуары имеют меньший срок службы, чем зарубежные. Для увеличения срока службы в соответствии с требованием ГОСТ внутреннюю поверхность стальных резервуаров необходимо было покрывать антикоррозионным покрытием. В зарубежной практике имели место лишь отдельные случаи применения антикоррозионного покрытия внутренней поверхности резервуаров. Отечественные резервуары уступали зарубежным по величине единичной емкости и по масштабу внедрения наиболее прогрессивных типов резервуаров резервуаров с плавающей крышей и резервуаров с понтоном. И потому необходимо было разработать эксплуатационнотехнические требования к отечественным резервуарам магистральных нефтепроводов с учетом их эксплуатационных особенностей. В СССР до сих пор имелся только ряд разрозненных технологических и организационных руководящих документов по эксплуатации и ремонту железобетонных и стальных резервуаров. Необходимостью стала разработка единого документа Правила эксплуатации резервуарных парков. Необходимо было разработать технические средства и технологические режимы эксплуатации отечественных резервуаров, обеспечивающие стабильность плавучести плавающей крыши в условиях магистральных нефтепроводов. Одной из проблем, связанной с нормальной эксплуатацией нефтяных резервуаров, является постоянное поддержание их в работоспособном состоянии. Для этого необходимо было предотвращать накопление или размывать накапливающийся в процессе эксплуатации резервуаров донный парафинистый осадок и, тем самым, сохранять полезный объем резервуаров и качество продукта. С этой целью в системе Главтранснефти применялись разработанные ВНИИСПТнефтью стационарные технические средства Система размыва и предотвращения накопления парафинистого осадка в нефтяных резервуарах. Основными элементами этих средств являются гидромеханические размывающие устройства веерные кольцевые сопла. По своим техникоэксплуатационным параметрам эти средства превосходили или находились на уровне зарубежных средств. За рубежом в США и всех развитых капиталистических странах применялись в качестве средств взвешивания размыва и перемешивания винтовые мешалки. Важной задачей процесса эксплуатации резервуаров является проведение их капитальных ремонтов. Однако, до начала осуществления этих ремонтов проводится большая работа по подготовке. Существующие в Союзе правила эксплуатации не содержали технологию подготовки резервуаров к ремонту, в частности, вопросы очистки, мойки и дегазации резервуаров. Единые для отрасли технологические режимы и схемы очистки, мойки дегазации до сих пор не были разработаны. Важным вопросом, требующим решения по резервуарной тематике, являлось также проведение исследований и разработка методов прогнозирования и диагностики технического состояния резервуаров и резервуарных парков. Для коммерческих приемосдаточных операций между УМН, с одной стороны, и нефтеперерабатывающими предприятиями НПЗ, НХК, пунктами сдачи нефти на экспорт, с другой стороны, а также для расчета между смежными УМН устанавливались узлы коммерческого учета нефти основные и резервные. Точность коммерческого учета нефти в СССР определялась по массе и составляла Л брутто 0, и нетто Л 0,5 согласно Методическим указаниям Суммарная погрешность автоматизированных узлов учета нефти с турбинным преобразователем расхода МИ 2. За рубежом точность коммерческого учета определялась по объему и составляла в среднем по фирмам США Лоб 0,2 , в СССР в переводе на объем Лоб 0, .