Введение
Глава 1. Разработка концепции инновационного развития нефтепроводного транспорта России 12
1.1 Структура системы магистрального нефтепроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть» 12
1.2 Оценка состава производственных фондов Компании 16
1.3 Достигнутый научно-технический уровень в сравнении с развитыми зарубежными странами 19
1.4 Основные направления научно-технического прогресса в нефтепроводном транспорте 22
1.5 Основные направления инновационного развития 29
] .5.1 Разработка и внедрение системы мониторинга технического состояния нефтепроводов трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий Океан» 32
1.5.2 Разработка высокоточного комплекса внутритрубных диагностических приборов для обеспечения надежности объектов магистральных трубопроводов 51
1.5.3 Повышение пропускной способности нефтепроводов снижением гидравлического сопротивления 61
В ы воды по главе 1 63
Глава 2. Прогнозирование состояния нефтепроводов тс «всто-1» по отклонениям от проектного пространственного положения на участках со сложными геокриологическими условиями 64
2.1 Мониторинг технического состояния трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» 64
2.2 Модели для расчетов оценки состояния и пространственного положения нефтепровода на участках со сложными геокриологическими условиями 68
2.2.1 Математическая модель расчета ореола оттаивания 71
2.2.2 Определение прогноза тепловой осадки фунта 79
2.2.3 Математическая модель задачи прогнозирования изменения пространственного положения трубопровода на участках с СГКУ 80
2.3 Результаты расчетов по прогнозированию изменения ПП трубопровода 87
2.4 Цели и задачи разработки местной опорной геодезической сети 94
2.4.1 Оценка состояния существующей опорной геодезической сети и погрешность измерения пространственного положения нефтепровода 96
2.4.2 Построение АГКС на базе референцных (базовых) станций 100
2.4.3 Разработка состава АКГС 104
2.4.4 Разработка технических требований к созданию местной опорной геодезической сети 107
Выводы по главе 2 113
Глава 3. Инновационные технические средства внутритрубной диагностики магистральных нефтепроводов 115
3.1 Обзор внутритрубных диагностических устройств магистральных
3.1.1 Техническая политика по обеспечению безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» 115
3.1.2 Ультразвуковые внутритрубные дефектоскопы 116
3.1.3 Магнитные внутритрубные дефектоскопы 120
3.1.4 Сравнительный анализ ультразвукового и магнитного методов диагностирования трубопроводов 125
3.1.5 Сравнительный анализ электромагнитно-акустического и ультразвукового методов дефектоскопии 132
3.2 Влияние различных факторов на достоверность результатов диагностирования магистральных нефтепроводов 134
3.2.1 Влияние скорости движения внутритрубного дефектоскопа на результаты диагностирования 134
3.2.2 Влияние АСПО на процесс диагностирования магистральных нефтепроводов 136
3.2.3 Экспериментальные исследования распространения ультразвука в асфальтосмолопарафиновых отложениях магистральных нефтепроводов 140
3.3 Преддиагностическая очистка и внутритрубное диагностическое обследование участков нефтепроводов, осложненных парафиноотложением 146
3.4 Разработка инновационного комбинированного внутритрубного магнитно-ультразвукового дефектоскопа 149
3.5 Организация испытаний и проверка возможностей комбинированного дефектоскопа 159
3.5.1 Особенности модернизации гидравлического испытательного стенда в ОАО ЦТД «Диаскан» 159
3.5.2 Предварительные испытания дефектоскопа 167
3.5.3 Приемочные и эксплуатационные испытания дефектоскопа 168
3.5.4 Условия, порядок и результаты проведения испытаний 169
Выводы по главе 3 175
Глава 4. Применение противотурбулетных присадок для повышения эффективности транспортировки жидких углеводородов 176
4.1 Предпосылки использования химических реагентов в трубопроводном транспорте 176
4.2 Противотурбулентные присадки для снижения сопротивления течению 184
4.2.1 Использование полимеров для создания противотурбулентных присадок 184
4.2.2 Применение противотурбулентных присадок на действующих нефтепроводах 186
4.2.3 Применение противотурбулентных присадок на нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» 190
4.3 Исследования перспективы применения полимеров российского производства и ПАВ 200
4.4 Порядок оценки экономической эффективности применения полимеров российского производства и ПАВ 204
4.5 Методика планирования, проведения и обработки данных при проведении опытно-промышленных испытаний противотурбулентных присадок на магистральных нефтепроводах 217
4.6 Оценка качества полимера ПТП 230
Выводы по главе 4 237
Глава 5. Разработка методики формирования и Оценки приоритетов финансирования программ технического перевооружения, ремонта и реконструкции основных фондов оао «ак «транснефть» на период до 2020 года
5.1 Задачи «Программы стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года» 239
5.2 Стратегические направления развития системы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов 244
5.3 Обоснование планируемых мероприятий по ремонту, реконструкции и диагностике объектов нефтепроводного транспорта 247
5.3.1 Особенности текущего состояния формирования комплексной программы технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта 247
5.3.2 Принципы формирования «Комплексной программы...» 249
5.3.3 Перечень работ, необходимых для включения в состав «Комплексных программ .» 250
5.3.4 Структура финансирования «Комплексных программ .» 252
5.3.5 Приоритетные направления распределения финансовых ресурсов в составе ежегодных «Комплексных программ...» 254
5.3.6 Финансово-экономическое обоснование мероприятий, предлагаемых к реализации в составе «Комплексной программы...» 255
5.3.6.1 Анализ условий эксплуатации и технического состояния объектов МН 258
5.3.6.2 Анализ применяемой системы мероприятий по содержанию и развитию МН 264
5.3.6.3 Разработка методического подхода к финансово-экономическому обоснованию рационального варианта развития МН 266
5.3.6.4 Формирование альтернативных вариантов для каждого мероприятия по ТПиР объектов МН 271
5.3.6.4.1 Формирование вариантов ТПиР ЛЧ МН 272
5.3.6.4.2 Формирование вариантов ТПиР резервуарного парка 275
53.6.5 Финансово-экономическое обоснование ТПиР ЛЧ МН 276
53.6.5.1 Определение оптимального срока службы (до замены) отдельного участка МН 276
53.6.5.2 Дополнительные показатели, необходимые для проведения оценки 281
53.6.53 Оценка затрат на содержание участка нефтепровода, приходящихся на один год эксплуатации 282
53.6.5.4 Оценка финансовых потерь от остановки перекачки нефти 289
53.6.5.5 Оценка финансовых потерь из-за утраты продукции 290
53.6.5.6 Оценка финансовых потерь из-за штрафных санкций 295
53.6.5.7 Определение годового экономического эффекта от внедрения мероприятий 297
53.6.6 Финансово-экономическое обоснование ТПиР резервуарного парка 298
53.6.7 Структура приоритетов технического перевооружения и реконструкции на период до 2020 года 310
5.4 Предлагаемые направления технологического развития нефтепроводного транспорта на период до 2020 года 315
Выводы по главе 5 322
Основные выводы и рекомендации 324
Список сокращений 327
Библиографический список использованной
Литературы
