1243 готовые работы по нефтегазовому делу

Каталитический крекинг вакуумного газойля

Введение
1 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБРАННОГО МЕТОДА ПРОИЗВОДСТВА
1.1 Анализ современного состояния проблемы переработки тяжелого нефтяного сырья
1.2 Характеристика исходного сырья,
1.3 Характеристика продуктов каталитического крекинга
1.4 Химизм процесса и физико-химические основы
1.5 Обоснование выбора метода производства
1.6 Анализ технологических схем установок каталитического крекинга
1.7 Современные катализаторы каталитического крекинга
1.8 Мировые производители технологических лицензиаров
1.9 Перспективы развития установок каталитического крекинга
1.10 Краткий обзор установки-аналога (АО «-», 43-102/1)
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Физико-химические константы и свойства исходных, промежуточных и конечных продуктов
2.2 Техническая характеристика исходного сырья, основных продуктов и вспомогательных материалов
2.3 Химизм процесса по стадиям, физико-химические основы процесса
2.4 Описание технологической схемы процесса
2.5 Рабочие технологические параметры по основному узлу, условия приготовления и регенерации реагентов и катализаторов
2.6 Описание работы основного аппарата
2.7 Рекомендации по осуществлению аналитического контроля производства
2.8 Пуск и эксплуатация производства
2.9 Материальный баланс производства
2.10 Технико-технологические расчеты
3 АВТОМАТИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ
3.1 Цели и задачи автоматизации
3.2 Контроль и регулирование основных параметров
3.3 Спецификация приборов и средств автоматизации
4 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
4.1 Общая характеристика производства
4.2 Анализ опасных и вредных производственных факторов
4.3 Характеристика токсичных и опасных веществ
4.4 Категорирование производства
4.5 Мероприятия по обеспечению промышленной безопасности
4.6 Расчет предохранительного клапана на регенератор
4.7 Мероприятия по охране окружающей среды
4.8 Экологический мониторинг
4.9 Организация аварийно-спасательных работ
4.10 Инструкции и обучение персонала
5 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРИНЯТЫХ РЕШЕНИЙ
Заключение
Список использованной литературы
Приложения
...

Тема: Применение противотурбулентных присадок в проектировании новых нефтепродуктопроводов

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 2
ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ 3
Введение в проблему применения противотурбулентных присадок 3
Технические характеристики противотурбулентных присадок 4
Экспериментальные испытания присадки Necadd-447 5
Экономические аспекты применения противотурбулентных добавок 6
Перспективы дальнейших исследований 7
Сравнение с другими технологиями 9
Рекомендации по выбору технологий для проектирования трубопроводов 10
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 13
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 15...

Тема: Подводное устьевое оборудование и современные технологии бурения нефтяных и газовых скважин на морском дне

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 2
1.1. Комплекс подводного устьевого оборудования на морском дне 4
ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 9
2.1. Назначения и основные условия эксплуатации подводного устьевого оборудования 9
2.2. Геологические параметры горных пород и их физические свойства 11
2.3. Характеристика нефтегазоносности продуктивного пласта 13
ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 15
3.1. Технологические особенности бурения нефтяных и газовых скважин на морском дне 15
3.2. Назначение, эксплуатация и ремонт двухблочного подводного оборудования 16
3.3. Новые технические средства и технологии бурения, применяемые на море 19
ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ 22
4.1. Оценка эффективности применяемых методов бурения на море 22
4.2. Оценка экономического эффекта выбранного метода 23
ОХРАНА ТРУДА И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 25
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 27
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 28...

Тема: Технологии выделения гелия из природного газа и его сжижения

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 2
ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ 4
Глава 1. Физико-химические свойства гелия и источники сырья 4
1.1. Основные физико-химические характеристики гелия 4
1.2. Природные источники гелия 5
1.3. Содержание гелия в различных месторождениях 6
Глава 2. Технологии выделения гелия из природного газа 7
2.1. Общая схема подготовки природного газа к гелиевому циклу 7
2.2. Низкотемпературная сепарация и конденсация 8
2.3. Мембранные технологии выделения гелия 8
2.4. Адсорбционные методы (PSA, TSA) 9
2.5. Криогенные методы глубокой очистки гелия 9
2.6. Сравнение современных технологий 10
Глава 3. Технологии сжижения гелия 11
3.1. Термодинамические основы сжижения гелия-4 11
3.2. Классификация циклов сжижения гелия 11
3.3. Классический каскадный цикл с предварительным охлаждением азотом и водородом 12
3.4. Цикл Клода с детандерами (одно- и двухпоточный) 12
3.5. Цикл Коллинза (многоступенчатое расширение с детандерами) 13
3.6. Современные высокоэффективные циклы 13
3.7. Оборудование гелиевых криогенных установок 14
Глава 4. Хранение и транспортировка сжиженного гелия 14
4.1. Специфика криогенных емкостей для жидкого гелия 15
4.2. Потери на испарение и системы нулевого кипения 16
4.3. Транспортировка жидкого гелия 16
Глава 5. Энергетическая эффективность и экологические аспекты 17
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 19
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 20...

Тема: Поинтервальная соляно-кислотная обработка скважин.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 2
Анализ применения соляно-кислотной обработки скважин в Российской Федерации 4
ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 7
Назначения и основные условия проведения соляно-кислотной обработки скважин 7
Геологические параметры горных пород и их физические свойства 10
Характеристика нефтегазоносности продуктивного пласта 11
ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 13
Поинтервальная соляно-кислотная обработка скважин (на примере двухпакерной компоновки на ГНКТ) 13
Эксплуатация и ремонт оборудования, применяемого при поинтервальной соляно-кислотной обработке скважин. Расчет элементов оборудования в соответствии с существующими методами 19
Новые технические средства и технологии соляно-кислотной обработки скважин 25
ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ 27
Оценка эффективности применяемых методов ПСКО 27
Оценка экономического эффекта выбранного метода 28
Охрана труда. Охрана окружающей среды 30
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 32
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 34...

Применение искусственного интеллекта и технологий умного производства (Smart Factory) в нефтегазовой отрасли

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 2
ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ 5
Глава 1. Теоретические основы цифровизации и концепция Умного производства 5
1.1. Цифровая трансформация в промышленности. Industry 4.0 и Industry 5.0 5
1.2. Понятие Smart Factory и Smart Manufacturing. Основные технологии (IoT, Big Data, Cloud, Digital Twin, CPS) 6
1.3. Искусственный интеллект в промышленности: Machine Learning, Deep Learning, Computer Vision, Predictive Analytics, Generative AI 8
1.4. Особенности применения концепции Smart Factory в нефтегазовой отрасли 9
Глава 2. Применение искусственного интеллекта и технологий Умного производства в нефтегазовой отрасли 11
2.1. Upstream (разведка и добыча) 11
2.2. Midstream (транспортировка и хранение) 13
2.3. Downstream (переработка и сбыт) 14
2.4. HSE и экологические аспекты 16
Глава 3. Кейс-стади и российская практика внедрения Smart Factory в нефтегазе 17
3.1. Зарубежные кейсы 17
3.2. Российские проекты 18
3.3. Проблемы и барьеры внедрения в России 20
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 22
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 25...

Винтовые забойные двигатели (ВЗД) в бурении скважин: конструкция, эксплуатация и ремонт

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 2
Анализ предприятий изготавливающих ВЗД 2
ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 8
Назначение и основные этапы работы ВЗД при бурении скважин 8
Геологические параметры горных пород и их физические свойства 11
Характеристики пластов при бурении ВЗД 14
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 17
Технологические особенности бурения ВЗД 17
Ремонт ВЗД (на примере ВЗД Д-85) 20
Новые технические средства и технологии при ремонте ВЗД 23
ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ 26
Эффективность ВЗД в сравнении с другими видами бурения 26
Оценка экономической эффективности применения ВЗД 28
Охрана труда. Охрана окружающей среды 32
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 34
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 36...

Применение бурильных труб в буровых организациях нефтегазовой отрасли

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 2
Анализ применения бурильных труб в буровых организациях 3
ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 6
Назначение и основные условия эксплуатации бурильных труб при бурении нефтяных и газовых скважин 6
Геологические параметры горных пород и их физические свойства 8
Характеристика нефтегазоносности продуктивного пласта 10
ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 13
Технологические особенности изготовления бурильных труб 13
Назначение, эксплуатация и ремонт бурильных труб. Расчет запаса прочности бурильных труб по видам работ (во время аварий) 15
Новые технические средства и технологии при изготовлении бурильных труб 17
ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ 20
Оценка эффективности применяемых бурильных труб в промышленности 20
Оценка экономического эффекта выбранного метода 21
ОХРАНА ТРУДА. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 24
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 26
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 28...

Исследование технологических свойств буровых растворов при горизонтально-направленном бурении

Защита от коррозии объектов транспорта и хранения нефти, нефтепродуктов и газа

Содержание
Введение 3
Расчетная часть 5
1 Расчет катодной защиты магистрального нефтепровода 5
1.1 Ход работы 6
2 Расчет протекторной защиты магистрального нефтепровода 18
2.1 Ход работы 18
3 Расчет дренажной защиты магистральных нефтепроводов 25
3.1 Ход работы 26
Заключение 28
Список использованных источников 29

 

Введение
Постепенное разрушение бетонных конструкций в результате химического взаимодействия и механического воздействия компонентов внешней среды называется деградацией бетона.
Деградации могут подвергаться как открытые, так и защищенные поверхности железобетонных элементов. Разрушение открытых поверхностей происходит в результате воздействия на бетон агрессивных атмосферных факторов – осадков, кислотных дождей и колебаний температуры. Деградация защищенных поверхностей обусловлена взаимодействием бетона с влажным воздухом и содержащимися в нем вредными газами.
Наиболее критичной является деградация бетонных конструкций в условиях переувлажнения и воздействия солевых растворов. В зависимости от природы разрушающих факторов различают химическую деградацию и физическую деградацию.
Химическая деградация – процесс разрушения структуры бетона, вызванный химическими реакциями между цементным камнем и агрессивными веществами, содержащимися в почве и грунтовых водах. Физическая деградация – механическое разрушение бетонных конструкций, вызванное процессами кристаллизации солей, циклическим замораживанием и оттаиванием.
Процесс деградации в условиях влажной среды обусловлен взаимодействием компонентов цемента с проникающими в глубину бетона растворами. При этом конструкция выполняет роль пористой матрицы, через которую проходит агрессивный раствор, действующий как химический реагент. В областях, где происходит интенсивное растворение цементных минералов с образованием новых соединений, формируются зоны активного разрушения, а в местах, где химические процессы развиваются медленнее, образуются зоны относительной стабильности. Таким образом, на поверхности и в объеме бетона развиваются очаги повреждений с различной интенсивностью, где химический ток деградации течет от активных зон к менее активным. В местах максимальной химической активности происходит интенсивное растворение цементного вяжущего, то есть разрушение бетонной конструкции. В теле бетона образуются поры, каверны и трещины, приводящие к нарушению целостности элемента.
Расчетная часть
1 Расчет катодной защиты магистрального нефтепровода
Определить параметры катодной защиты магистрального трубопровода диаметром D, м, с толщиной стенки , мм, длиной защитной зоны L_з, км (табл. 1). Трубопровод проложен на местности с удельным электросопротивлением _гр, Омм (табл. 3). Анодное заземление проектируется выполнить из вертикальных электродов (табл. 2), расположенных на глубине h=2 м до середины электрода, удельное электрическое сопротивление земли в месте расположения анодного заземления ρ_га (табл. 2), удельное электрическое сопротивление грунта в поле токов катодной защиты ρ_з (табл. 1), дренажную линию – воздушной с подвеской из алюминиевого провода. Естественный потенциал трубопровода U_е=–0,55 В. Начальное сопротивление изоляции трубопровода R_из, Омм^2 (табл. 2). Срок службы проектируемой катодной защиты τ_нс=15 лет.

Таблица 1.1 – Распределение грунтов различного электросопротивления на трассе трубопровода

Таблица 1
№ варианта 4
Параметры для расчета D 1,22
 12
L_общ 45000
ρ_з 50

Таблица 2
№ варианта 6
Параметры для расчета ρ_га 25
R_из 3∙10^5
Марка электрода «Менделеевец ММ»



Таблица 3
№ варианта Распределение грунтов различного электросопротивления на трассе трубопровода
3 Доля длины трубопровода L/L_общ 0,3 0,1 0,1 0,2 0,1 0,2
Удельное электросопротивление, Ом∙м 10 30 40 50 60 90

глубина залегания (до оси) трубопровода H_т=2 м;
сопротивление изоляции R_из=3·10^5 Ом·м^2;
срок службы проектируемой катодной защиты τ_нс=15 лет;
коэффициент изменения сопротивления изоляции во времени γ=0,11;
естественный потенциал трубопровода U_в=– 0,55 В;
минимальный защитный потенциал U_(защ.min)= – 0,85 В;
максимальный защитный потенциал U_(защ.max)=– 1,1 В;
удельное электрическое сопротивление грунта в поле токов катодной защиты ρ_з=50 Ом⋅м;
удельное электрическое сопротивление земли в месте расположения анодного заземления ρ_га=25 Ом⋅м;
в качестве анода выбран электрод «Менделеевец ММ»;
длина защитной зоны L_(общ )= 45000 м.

1.1 Ход работы
Запишем основные формулы для определения параметров катодной защиты магистрального трубопровода
Продольное сопротивление трубопровода R_т, Ом/м, рассчитывают по формуле:
R_т=ρ_т/(π∙δ(D-δ)), (1.1)
где:
ρ_т – удельное сопротивление материала трубы, Ом·〖мм〗^2/м (принимается равным 0,245 Ом·〖мм〗^2/м);
D – диаметр трубопровода, мм;
δ – толщина стенки трубопровода, мм.
Сопротивление окружающего трубу грунта R_п, Ом·м (сопротивление растеканию трубопровода) определяют по следующему выражению:
R_п=ρ_(г.ср)/2π ln⁡〖(0,4π∙R_р)/(D_m∙H_m∙R_m )〗, (1.2)
где:
H_m – глубина залегания (до оси) трубопровода, м;
ρ_(г.ср) – среднее удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м, вычисляемое по формуле:
ρ_(г.ср)=∑_(i=1)^n▒〖ρ_(г.срi) L_i/L〗 (1.3)
где:
ρ_(г.срi) – удельное электросопротивление грунта на участке длиной L_i;
L_i/L – доля участка длиной L_i в обшей протяженности трубопровода L.
Сопротивление изоляции трубопровода на срок эксплуатации τ_нс, год, рассчитывается по следующей зависимости:
R_из (τ_нс )=R_из∙e^(-γ∙τ_нс ) (4)
где:
R_из – начальное сопротивление изоляции трубопровода, Ом·м^2;
γ – показатель скорости старения, 1/год;
τ_нс -срок службы проектируемой станции катодной защиты;
Постоянная распространения тока, α, 1/м, на начальный и конечный периоды эксплуатации вдоль трубопровода:
α_н=√(R_m/(R_из/(π∙D_m )+R_р )),α_н=√(R_m/((R_из (τ_нс))/(π∙D_m )+R_р )) , (1.5)
Входное сопротивление трубопровода на начальный период эксплуатации z_(т.н), Ом, определяют по формуле:
z_(m.н)=0,5√(R_m∙R_(п.н) )∙cth(0.5∙α_н∙L) (1.6)
где:
L – длина трубопровода, м;
cth – гиперболический котангенс;
R_(п.н) – переходное сопротивление на единицу длины трубопровода на начальный период эксплуатации, Ом·м.
Переходное сопротивление на единицу длины трубопровода на начальный период эксплуатации определяется по формуле:
R_(п.н)=(R_из )/(π∙D_m )+R_р (1.7)
Входное сопротивление трубопровода на конечный период эксплуатации z_(m.к), Ом, определяют по формуле:
z_(m.к)=0,5√(R_m∙R_(п.к) )∙cth(0.5∙α_к∙L) (1.8)
где:
R_(п.к) – переходное сопротивление на единицу длины трубопровода на начальный период эксплуатации, Ом·м.
Переходное сопротивление на единицу длины трубопровода на конечный период эксплуатации определяется по формуле:
R_(п.к)=(R_из (τ_нс) )/(π∙D_m )+R_р (1.9)
Расчет длины защитной зоны L_з, Формула для вычиссления ниже:
L_з=2/α_к ln⁡〖(2π∙z_(m.k)∙y)/(0,5(U_e-U_(защ.min) )/(U_e-U_(защ.max) ) (2π∙z_(m.k)∙y+ρ_(г.ср) )-(4ρ_з∙y)/L_з ) (1.10)〗
где:
U_(защ.min) – минимальный защитный потенциал, В;
U_(защ.max) – максимальный защитный потенциал, В;
y – расстояние между трубопроводом и анодным заземлением, м;
ρз – удельное электрическое сопротивление земли в поле токов катодной защиты, Ом·м;
U_e – естественный потенциал трубопровода, В.
Расстояние между трубопроводом и анодным заземлением (кроме протяженного) y, м, определяем по формуле
y=P/z_(m.k) , (1.11)
где:
P – коэффициент, определяемый по формуле:
P=exp⁡(⁡〖(0,056+0,26ρ_з+0,0014ρ_з^2)/(1+0,11ρ_з+0,00039ρ_з^2 )〗 ), (1.12)
где:
ρз – удельное сопротивление земли в поле токов катодной защиты, Ом·м;
z_(m.k) – входное сопротивление трубопровода, Ом, определенное на конечный период эксплуатации данной УКЗ;
Силу тока катодной установки определяют на начальный и конечный периоды эксплуатации из выражений:
на начальный период I_(з.н), А,
I_(з.н)=(1,3(U_e 〖-U〗_(защ.max)))/(z_(m.н)+ρ_з/(2π∙y)), (1.13)
на конечный период I_(з.к), А,
I_(з.к)=(1,3(U_e 〖-U〗_(защ.max)))/(z_(m.к)+ρ_з/(2π∙y)), (1.14)
Напряжение на выходе катодного преобразователя, V, В, вычисляют по формуле:
V=1,3I_(з.к) (z_(m.к)+R_а+R_пр), (1.15)
где:
R_а – переходное сопротивление анодного заземления, Ом;
R_пр – сопротивление дренажных проводов, соединяющих катодную станцию с трубопроводом и анодным заземлением, Ом.
Сопротивление дренажных проводов R_пр, Ом, определяем по следующей формуле:
R_пр=ρ_пр (y+y_с)/S, (1.16)
где:
y_с – длина спусков провода с опор к катодной станции, анодному заземлению и трубопроводу, м (ориентировочно y_с=10 м);
S – сечение провода дренажной линии, 〖мм〗^2 (табл. 2.2);
ρпр – удельное электрическое сопротивление провода, Ом·〖мм〗^2/м (для алюминия ρ_пр=0,029 Ом·〖мм〗^2/м).
Мощность на выходе катодного преобразователя, W, Вт, определяют по формуле:
W=I_(з.к)∙V (1.17)
Сопротивление растеканию заземлителя, R_з1, Ом, при вертикальном расположении:
R_з1=ρ_га/(2π∙l_a ) [ln⁡〖(2l_а)/d_а +1/2 ln⁡〖〖4h+l〗_а/〖4h-l〗_а 〗 〗 ], (1.18)
где:
l_а – длина электрода заземлителя, м;
d_а – диаметр электрода заземлителя, м;
h – глубина (до середины заземлителя) заложения электрода, м.
Срок службы, Т, год, подпочвенных анодных заземлений, соединенных параллельно, для горизонтального и вертикального расположения электродов рассчитывают по формуле:
T=(M∙k∙N_аз)/(q∙I_(з.ср) ) (1.19)
где:
M – масса анодного заземлителя, кг;
k – коэффициент запаса (k=0,8);
q – электрохимический эквивалент материала анода, кг/А·год для Менделеевец ММ составляет 0,2 кг/А·год;
N_аз – число заземлителей;
I_(з.ср) – средний ток защиты катодной станции за период эксплуатации, А, равный:
I_(з.ср)=(I_(з.н)+3I_(з.к))/4 (1.20)
Рассчитаем параметры катодной защиты магистрального трубопровода используя формулы, указанные выше.
Рассчитаем продольное сопротивление трубопровода по формуле (1.1):
R_т=ρ_т/(π·δ(D-δ) )=0,245/(π·12·(1220-12) )=0,245/(π·12·1208)=0,245/45678,7=5,36·10^(-6)Ом/м.
Рассчитаем среднее удельное электросопротивление грунта по формуле (1.3) и данным таблицы 3:
ρ_(г.ср)=∑▒(ρ_(г.ср)i·L_i/L_общ ) =10·0,3+30·0,1+40·0,1+50·0,2+60·0,1+90·0,2.
ρ_(г.ср)=3+3+4+10+6+18=44 Ом·м.
Рассчитаем сопротивление растеканию трубопровода.
Определим параметры в формуле (1.2):
D_m=D=1,22 м;
H_m=H_т=2 м;
R_р – это сопротивление растеканию.
R_р=√(D_m·H_m )=√(1,22·2)=1,563 м.
Рассчет производится по формуле (1.2):
R_п=ρ_(г.ср)/2π·ln⁡[(0,4π·R_р)/(D_m·H_m·R_m )].
Для упрощения расчета сопротивления растеканию используем приближенную формулу:
R_п=ρ_(г.ср)/2π·ln⁡((4H_т)/D_m )=44/2π·ln⁡(4·2/1,22)=7,003 ·ln⁡(6,557)=7,003 · 1,881=13,17 Ом·м.
Рассчитаем сопротивление изоляции на срок эксплуатации по формуле (1.4):
R_из(τ_нс ) =R_из· e^(-γ·τ_нс )=3·10^5· e^(-0,11·15)=3·10^5· e^(-1,65)=3·10^5· 0,1920=5,76·10^4 Ом·м^2.
Рассчитаем переходное сопротивление на единицу длины трубопровода на начальный период по формуле (1.7):
R_(п.н)=R_из/(π·D_m )+R_п=(3·10^5)/(π·1,22)+13,17=78309,4+13,17=78322,6 Ом·м.
На конечный период – по формуле (1.9):
R_(п.к)=R_из(τ_нс ) /(π·D_m )+R_п=(5,76·10^4)/(π·1,22)+13,17=15035,4+13,17=15048,6 Ом·м.
Рассчитаем постоянную распространения тока на начальный период по формуле (1.5):
α_н=√(R_т/R_(п.н) )=√(5,36·10^(-6)/78322,6)=√(6,846·10^(-11) )=8,27·10^(-6) м^(-1).
На конечный период:
α_к=√(R_т/R_(п.к) )=√(5,36·10^(-6)/15048,6)=√(3,563·10^(-10) )=1,888·10^(-5) м^(-1).
Рассчитаем входное сопротивление трубопровода на начальный период по формуле (1.6):
α_н·L=8,27·10^(-6)· 45000=0,372.
cth(0,5·α_н·L)=cth(0,186)=1/tanh⁡(0,186) =1/0,1837=5,444.
z_(т.н)=0,5·√(R_т·R_(п.н) )·cth(0,5·α_н·L)=0,5·√(5,36·10^(-6)·78322,6)·5,444
z_(т.н)=0,5·√0,4199·5,444=0,5·0,6480·5,444=1,764 Ом.
На конечный период по формуле (1.8):
α_к·L=1,888·10^(-5)· 45000=0,850.
cth(0,5·α_к·L)=cth(0,425)=1/tanh⁡(0,425) =1/0,4018=2,489.
z_(т.к)=0,5·√(R_т·R_п.к)·cth(0,5·α_к·L)=0,5·√(5,36·10^(-6)·15048,6)·2,489
z_(т.к)=0,5·√0,0807·2,489=0,5·0,2841·2,489=0,354 Ом.
Рассчитаем расстояние между трубопроводом и анодным заземлением по формуле (1.12):
P=exp⁡[(0,056+0,26·ρ_з+0,0014·ρ_з^2)/(1+0,11·ρ_з+0,00039·ρ_з^2 )].
P=exp⁡[(0,056+0,26·50+0,0014·2500)/(1+0,11·50+0,00039·2500)].
P=exp⁡[(0,056+13+3,5)/(1+5,5+0,975)]=exp⁡[16,556/7,475]=exp⁡(2,215)=9,16.
Рассчет производим по формуле (1.11):
y=P/z_(т.к) =9,16/0,354=25,88 м≈26 м.
Рассчитаем силу тока катодной установки на начальный период по формуле (1.13):
I_(з.н)=[1,3·(U_е– U_(защ.max) )]/[z_т.н+ρ_з/(2π·y)] _(з.н)=[1,3·(-0,55-(-1,1))]/[1,764+50/(2π·26)].
I_(з.н)=[1,3·0,55]/[1,764+0,306] =0,715/2,070=0,345 А.
На конечный период – по формуле (1.14):
I_з.к=[1,3·(U_е– U_(защ.max) )]/[z_т.к+ρ_з/(2π·y)] .
I_з.к=[1,3·0,55]/[0,354+0,306] =0,715/0,660=1,083 А.
Рассчитаем длины защитной зоны по формуле 1.10. Формула (1.10) является трансцендентным уравнением относительно L_з. Это уравнение решается итерационным методом. Однако, на практике часто используют упрощенный подход. Длину защитной зоны можно определить из условия обеспечения защитного потенциала на всей длине трубопровода:
L_з=(1/α_к )·ln⁡[(U_e- U_(защ.max))/(U_e- U_(защ.min) )]дставим значения:
L_з= (1/(1,888·10^(-5) ))·ln⁡[(-0,55 - (-1,1))/(-0,55 - (-0,85) )].
L_з= 52966 ·ln⁡(0,55/0,30).
L_з= 52966 ·ln⁡(1,833).
L_з= 52966 · 0,606.
L_з= 32097 м ≈ 32,1 км.
Это означает, что одна станция катодной защиты может защитить участок трубопровода длиной около 32 км.
Определение количества станций катодной защиты
Для защиты всего трубопровода длиной L_общ=45 км потребуется:
n=L_общ/L_з =45000/32097=1,4.
Следовательно, необходимо установить 2 станции катодной защиты.
При этом каждая станция будет защищать зону:
L_з=45000/2=22500 м=22,5 км.
Рассчитаем сопротивление анодного заземления.
Используем электрод «Менделеевец ММ»:
Длина l_а=3 м;
Диаметр d_а=0,06 м;
h=2 м (глубина до середины).
Рассчет производится по формуле (1.18):
R_з1=ρ_га/(2π·l_а )· [ln⁡((2l_а)/d_а )+0,5·ln⁡((4h+l_а)/(4h-l_а )) ].
R_з1=25/(2π·3)· [ln⁡(2·3/0,06)+0,5·ln⁡((8+3)/(8-3)) ].
R_з1=1,326 · [ln⁡(100)+0,5·ln⁡(2,2) ].
R_з1=1,326 · [4,605+0,5·0,788]=1,326 · [4,605+0,394]=1,326 · 5,0=6,63 Ом.
Для обеспечения необходимого сопротивления определим количество электродов: требуемое сопротивление:
R_а≈2-3 Ом;
количество электродов:
N_аз=R_з1/R_а =6,63/2,5≈3 электрода.
R_а=R_з1/N_аз =6,63/3=2,21 Ом.
Рассчитаем сопротивление дренажных проводов. Принимаем алюминиевый провод сечением S=50 мм².
Рассчет производится по формуле (1.16):
R_пр=ρ_пр·(y+y_с)/S=0,029·(26+10)/50=0,029·36/50=0,021 Ом.
Рассчитаем напряжение и мощность катодного преобразователя по формуле (1.15):
V=1,3·I_(з.к)·(z_(т.к)+R_а+R_пр )=1,3·1,083·(0,354+2,21+0,021).
V=1,408·2,585=3,64 В.
По формуле (1.17):
W=I_(з.к)·V=1,083·3,64=3,94 Вт.
Рассчитаем срок службы анодного заземления.
Средний ток защиты рассчитаем по формуле (1.20):
I_(з.ср)=(I_(з.н)+3·I_(з.к))/4=(0,345+3·1,083)/4=(0,345+3,249)/4=0,899 А.
Масса электрода «Менделеевец ММ»: M≈45 кг
Рассчет производим по формуле (1.19):
T=(M·k·N_аз)/(q·I_(з.ср) )=(45·0,8·3)/(0,2·0,899)=108/0,180=600 лет.
Срок службы значительно превышает требуемый (15 лет), что обеспечивает надежную работу системы.
2 Расчет протекторной защиты магистрального нефтепровода
Исходные данные:
диаметр трубопровода D_т=1220 мм;
удельное сопротивление грунта ρ_(г.ср)=44 Ом·м;
длина участка трубопровода, которую необходимо защитить L_з=22500 м;
сопротивление изоляции R_из=3·10^(-5) Ом·м^2;
срок службы проектируемой катодной защиты τ_нс=15 лет;
естественный потенциал трубопровода U_е=– 0,55 В;
минимальный защитный потенциал U_(защ.min)=– 0,85 В

2.1 Ход работы
Запишем основные формулы для определения параметров протекторной защиты магистрального нефтепровода
Сопротивление изоляции трубопровода на срок эксплуатации τ_нс, год, рассчитывается по следующей зависимости:
R_из (τ_нс )=R_из∙e^(-γ∙τ_нс ) (2.1)
где:
R_из – начальное сопротивление изоляции трубопровода, Ом·м2;
γ – показатель скорости старения, 1/год, γ=0,055 1⁄год т.к.R_из=3·10^5 Ом·м^2 ;
τ_нс -срок службы проектируемой станции катодной защиты;
Длина защитной зоны одного протектора определяется по формуле:
L_з=((U_n-1,15∙U_е)∙R_из (τ_нс ))/(3,6∙D_m∙R_nm (U_(защ.min)-U_е)) (2.2)
где:
U_n – стационарный потенциал протектора, В;
U_(защ.min) – минимальная защитная разность потенциалов труба-земля, В;
U_е – естественный потенциал трубопровода, В;
R_nm – сопротивление протектора, Ом;
D_m – диаметр трубопровода, м.;
R_из (τ_нс ) – сопротивление изоляции на конечный срок службы (по формуле 4)
Сила тока в цепи протектор-трубопровод I_n, А, определяется по формуле
I_n=(π∙D_m∙L_з (U_n-U_е))/(π∙D_m∙R_nm∙L_з+R_из (τ_нс ) ) (2.3)
Сопротивление упакованных протекторов типа ПМ-5У, ПМ-10У, ПМ-20У определяется по формуле:
R_nm=А∙ρ_(г.ср)+Б (2.4)
где:
ρ_(г.ср) – удельное сопротивление грунт, В;
А и Б – коэффициенты, зависящие от размеров протекторов
Количество протекторов, распределенных по защищаемому участку трубопровода, необходимое для защиты участка трубопровода, определяется по формуле:
N_n=L/L_з (2.5)
где:
L – длина участка трубопровода, защищаемая протекторами, м.
Срок службы протекторов T_п, год, вычисляют по формуле:
T_n=(M_n∙q∙η_u∙η_n)/(0,75∙I_n∙8760) (2.6)
где:
M_n – масса протектора, кг;
q – теоретическая токоотдача материала протектора, А⋅ч/кг;
I_n – сила тока в цепи протектор-трубопровод, А;
η_u – коэффициент использования протектора (η_u=0,9);
η_n – ПД протектора (η_n=0,6).
Рассчитаем параметры протекторной защиты магистрального трубопровода используя формулы, указанные/ выше.
Рассчитаем сопротивление изоляции трубопровода на срок эксплуатации по формуле (2.1):
R_из(τ_нс ) = R_из· e^(-γ·τ_нс ).
R_из(15) = 3·10^5· e^(-0,055·15).
R_из(15) = 3·10^5· e^(-0,825).
R_из(15) = 3·10^5· 0,4382.
R_из(15) = 1,315·10^5 Ом·м^2.
Выбор типа протектора. Для магистральных трубопроводов при удельном сопротивлении грунта ρ_(г.ср)=44 Ом·м целесообразно использовать упакованные протекторы типа ПМ-20У (протектор магниевый упакованный массой 20 кг).
Характеристики протектора ПМ-20У:
Масса протектора: M_п=20 кг;
Стационарный потенциал: U_п=–1,6 В (относительно медно-сульфатного электрода);
Теоретическая токоотдача: q=2200 А·ч/кг;
Коэффициенты для расчета сопротивления:
А=0,024 Ом/(Ом·м);
Б=0,15 Ом.
Рассчитаем сопротивление протектора по формуле (2.4):
R_пт=А · ρ_(г.ср)+Б.
R_пт=0,024 · 44+0,15.
R_пт=1,056+0,15.
R_пт=1,206 Ом ≈ 1,21 Ом.
Рассчитаем длину защитной зоны одного протектора по формуле (2.2):
L_з=[(U_п- 1,15·U_е )· R_из(τ_нс ) ]/[3,6 · D_т· R_пт· (U_(защ.min)- U_е )] .
Подставим значения:
U_п=–1,6 В.
U_е=–0,55 В.
U_(защ.min)=–0,85 В_из(τ_нс ) =1,315·10^5 Ом·м^2.
D_т=1,22 м.
R_пт=1,21 Ом.
Вычислим числитель:
U_п- 1,15·U_е=–1,6 - 1,15·(–0,55)=–1,6+0,6325=–0,9675 В.
По модулю:
|U_п- 1,15·U_е |=0,9675 В.
Числитель=0,9675 · 1,315·10^5=127226,25 В·Ом·м^2.
Вычислим знаменатель:
U_(защ.min)- U_е=–0,85 - (–0,55)=–0,30 В.
По модулю:
|U_(защ.min)- U_е |=0,30 В.
Знаменатель=3,6 · 1,22 · 1,21 · 0,30=1,587 В·Ом·м.
L_з=127226,25/1,587=80166 м.
Это значение превышает длину защищаемого участка, что указывает на высокую эффективность протекторной защиты при данных условиях.
Рассчитаем количество протекторов по формуле (2.5):
N_п=22500/80166=0,281
Округляем до целого числа в большую сторону: N_п=1 протектор. Однако для обеспечения надежной защиты и равномерного распределения защитного тока рекомендуется установить минимум 2-3 протектора на участке. Примем N_п=2 протектора, как и было рассчитано ранее.
Тогда фактическая длина защитной зоны одного протектора:
L_(з.факт)=L/N_п =22500/2=11250 м.
Рассчитаем силу тока в цепи протектор-трубопровод по формуле (2.3):
I_п=[π · D_т· L_(з.факт)· (U_п- U_е )]/[π · D_т· R_пт· L_(з.факт)+R_из(τ_нс ) ] .
Вычислим числитель:
Числитель=π · 1,22 · 11250 · |–1,6 - (–0,55)|;
Числитель=π · 1,22 · 11250 · 1,05;
Числитель=3,1416 · 1,22 · 11250 · 1,05;
Числитель=45211,6 В·м^2;
Вычислим знаменатель:
Знаменатель=π · 1,22 · 1,21 · 11250+1,315·10^5;
Знаменатель=3,1416 · 1,22 · 1,21 · 11250+131500;
Знаменатель=52106,3+131500;
Знаменатель=183606,3 Ом·м^2.
I_п=45211,6/183606,3=0,246 А ≈ 0,25 А.
Рассчитаем срок службы протекторов по формуле (2.6):
T_п=(20 · 2200 · 0,9 · 0,6)/(0,75 · 0,246 · 8760).
T_п=(20 · 2200 · 0,54)/(0,75 · 2154,96).
T_п=23760/1616,22.
T_п=14,7 лет ≈ 15 лет.
Срок службы протекторов практически соответствует требуемому сроку эксплуатации системы защиты.
Проверим, обеспечивается ли необходимый защитный потенциал.Падение потенциала на участке трубопровода от протектора:
ΔU=I_п· R_пт=0,246 · 1,21=0,298 В.
Потенциал трубопровода в точке подключения протектора:
U_тр=U_п- ΔU=–1,6 - 0,298=–1,898 В.
Потенциал на границе защитной зоны:
U_гр≈ U_е+(U_тр- U_е)/2=–0,55+(–1,898 - (–0,55))/2.
U_гр=–0,55+(–1,348)/2=–0,55 - 0,674=–1,224 В.
Условие защиты: U_гр< U_(защ.min)=–0,85 (условия выполняются).




3 Расчет дренажной защиты магистральных нефтепроводов

Рассчитать параметры дренажной защиты нефтепровода уложенного в грунт на расстоянии L_1, м (табл. 5) от железнодорожного полотна, число параллельно уложенных трубопроводов N (табл. 5). Срок службы дренажной установки T, лет (табл. 5), максимальные токи тяговой подстанции I_тп, А (табл. 6). Расстояние от трубопровода до тяговой подстанции эж/д L_2, м (табл. 6).

Таблица 5
№ варианта 6
Параметры для расчета L_1 800
T 600
N 4

Таблица 6
№ варианта 6
Параметры для расчета I_тп 600
L_2 1900
Способ подключения дренажа через среднюю точку

Для расчета дренажного тока на основании данных таблиц 2.8 – 2.14 методических указаний принимаем следующие значения коэффициентов:
коэффициент, учитывающий расстояние между трубопроводом и электрифицированной железной дорогой, К_1=0,7;
коэффициент, учитывающий расстояние от трубопровода до тяговой подстанции, К_2=0,35;
коэффициент, учитывающий тип изоляционного покрытия трубопроводов, К_3=0,9;
коэффициент, учитывающий срок эксплуатации трубопровода, К_4=0,6;
коэффициент, учитывающий количество параллельно уложенных трубопроводов, К_5=0,97;
допустимое падение напряжения в дренажном кабеле 〖ΔU〗_д=〖ΔU〗_к=3 В.
3.1 Ход работы
Запишем основные формулы для определения параметры дренажной защиты нефтепровода уложенного в грунт
Дренажный ток〖 I〗_д, А, определяют по формуле:
I_д=0,2∙I_mn∙К_1∙К_2∙К_3∙К_4∙К_5 (3.1)
где:
I_mn – ток нагрузки тяговой подстанции, А;
Сечение дренажного кабеля S_д, мм2, определяется по формуле:
S_д=I_д/〖ΔU〗_д ∙ρ_м∙L_к (3.2)
где:
ρ_м – удельное электрическое сопротивление материала кабеля, Ом·мм2/м;
L_к – длина дренажного кабеля, м;
〖ΔU〗_д – допустимое падение напряжения в дренажной цепи, В.
При подключении дренажного кабеля непосредственно к минусовой шине тяговой подстанции допустимое падение напряжения в дренажной цепи 〖ΔU〗_д равно допустимому падению напряжения в дренажном кабеле 〖ΔU〗_к.
Для определения дренажного тока используем формулу (3.1):
I_д= 0,2 · 600 · 0,7 · 0,35 · 0,9 · 0,6 · 0,97.
I_д= 120 · 0,7 · 0,35 · 0,9 · 0,6 · 0,97.
I_д= 84 · 0,35 · 0,9 · 0,6 · 0,97.
I_д= 29,4 · 0,9 · 0,6 · 0,97.
I_д= 26,46 · 0,6 · 0,97.
I_д= 15,876 · 0,97.
I_д= 15,4 А.
Так как подключение дренажа происходит через среднюю точку, длина дренажного кабеля равна расстоянию от трубопровода до тяговой подстанции:
L_к=L₂=1900 м.
Для определения сечения дренажного кабеля используем формулу (3.2):
S_д=(I_д· ρ_м· L_к)/(ΔU_д ).
Принимаем для медного кабеля:
ρ_м= 0,0175 Ом·мм²/м (удельное сопротивление меди при 20°C)
Подставляем значения:
S_д=(15,4 · 0,0175 · 1900)/3.
S_д=(15,4 · 33,25)/3.
S_д=512,05/3.
S_д=170,7 мм^2.
Заключение
При расчете катодной защиты магистрального нефтепровода диаметром 1220 мм и общей длиной 45 км были определены следующие основные параметры: R_т=5,36·10^(-6) ( Ом)/м,ρ_(г.ср)=44 Ом·м,R_р=13,17 Ом·м,R_из(τ_нс ) =5,76·10^4 Ом·м^2,α_н=8,27·10^(-6) м^(-1),α_к=1,888·10^(-5) м^(-1),z_(т.н)=1,764 Ом,z_(т.к)=0,354 Ом,y=26 м,L_з=32,1 км,I_(з.н)=0,345 А,I_(з.к)=1,083 А,I_(з.ср)=0,899 А,V=3,64 В,W=3,94 Вт,R_а=2,21 Ом,T=600 лет. Для защиты всей длины трубопровода необходимо установить 2 станции катодной защиты.
При расчете протекторной защиты участка трубопровода длиной 22,5 км с использованием упакованных протекторов типа ПМ-20У были получены следующие результаты: R_из(τ_нс ) =1,315·10^5 Ом·м^2,R_пт=1,21 Ом,L_з=80166 м,N_п=2 шт,L_(з.факт)=11250 м,I_п=0,246 А,T_п=15 лет Расчеты показали, что протекторная защита обеспечивает необходимый защитный потенциал на всем протяжении участка при минимальном количестве протекторов.
При проектировании дренажной защиты нефтепровода, расположенного на расстоянии 800 м от железнодорожного полотна, были определены: I_д=15,4 А,L_к=1900 м.S_д=170,7 мм^2. По результатам расчетов рекомендуется применить медный кабель сечением 185 мм² (ближайшее стандартное значение).
Выполненные расчеты показали, что применение комплексной системы электрохимической защиты, включающей катодную, протекторную и дренажную защиту, обеспечивает надежную защиту магистрального нефтепровода от коррозии на весь расчетный срок эксплуатации (15 лет). Все рассчитанные параметры соответствуют нормативным требованиям и гарантируют поддержание защитного потенциала в допустимых пределах от –0,85 В до –1,1 В относительно медно-сульфатного электрода.
Список использованных источников
Герасименко, А.А. Защита от коррозии, старения и биоповреждений машин, оборудования и сооружений [Текст] : справ. : в 2-х т./ред. А. А. Герасименко. – Москва: Машиностроение, 1987. – 668 с.
Медведева, М.Л. Коррозия и защита магистральных трубопроводов и резервуаров/М.Л. Медведева, А.В. Мурадов, А.К. Прыгаев. – Москва: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2013. – 250 с.
Попова, А.А. Методы защиты от коррозии. Курс лекций: учебное пособие/А.А. Попова. – Санкт-Петербург: Издательство «Лань», 2014. – 272 с.
РД-91.020.00-КТН-234-10 Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС.
Семенова, И.В. Коррозия и защита от коррозии/И.В. Семенова, Г.М. Флорианович, А.В. Хорошилов. – Москва: Физматлит, 2010. – 416 с....

Курсовая работа Каталитический крекинг Г-43-107 производительностью 1,75 млн тонн в год по сырью

ВВЕДЕНИЕ 6
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 8
1.1 Современное развитие нефтегазоперерабатывающей отрасли 8
1.2 Назначение технологической установки 10
1.3 Физико-химические основы проектируемого процесса 13
1.4 Описание выбранной технологической схемы и режима работы реакционного узла 17
1.5 Характеристика сырья и получаемых продуктов 20
2 РАСЧЁТНЫЙ РАЗДЕЛ 24
3 ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ 35
4 КОНТРОЛЬ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ 41
5 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И УТИЛИЗАЦИЯ ОТХОДОВ 49
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 56
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 58

...

тема: Управление проектами в условиях цифровой трансформации: методология, анализ и модель повышения эффективности (на примере ПАО Роснефть)

Оглавление
ВВЕДЕНИЕ 3
ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИКО-МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЕКТАМИ В УСЛОВИЯХ ЦИФРОВОЙ ТРАНСФОРМАЦИИ 8
1.1 Эволюция концепций и методологий управления проектами 8
1.2. Понятие и критерии эффективности управления проектами 15
1.3. Классификация и функциональные возможности информационных систем управления проектами 19
1.4. Информационные технологии как инструмент цифровой трансформации проектного управления 25
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ИНФОРМАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЕКТАМИ ПАО «РОСНЕФТЬ» 33
2.1. Анализ финансово-хозяйственной деятельности ПАО «РОСНЕФТЬ» 33
2.2. Оценка влияния информационных технологий на ключевые параметры проекта ПАО «РОСНЕФТЬ» 47
2.3. Проблемы и ограничения внедрения информационных технологий в проектную деятельность в ПАО «Роснефть» 55
ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ МОДЕЛИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЕКТАМИ НА ОСНОВЕ ИНФОРМАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В ПАО «РОСНЕФТЬ» 66
3.1. Формирование концептуальной модели цифрового управления проектами ПАО «РОСНЕФТЬ» 66
3.2. Методика оценки эффективности внедрения информационных технологий 79
3.3. Практическая апробация разработанной модели и оценка результатов ПАО «РОСНЕФТЬ» 85
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 94
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 97
Приложение 1 104
Приложение 2 106
Приложение 3 108

...

Экономическая эффективность проекта расширения разработки нефтяного месторождения

ВВЕДЕНИЕ 4
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТЕНДЕНЦИЙ СОВРЕМЕННОЙ НЕФТЕДОБЫЧИ В РОССИИ, НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ДЕЙСТВУЮЩИХ ПОДХОДОВ К ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКЕ ПРОЕКТОВ РАСШИРЕНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 9
1.1 Анализ тенденций развития нефтедобычи в России 9
1.2 Анализ нормативно-правовой базы, научных исследований и действующих подходов к экономической оценке эффективности разработки нефтяных месторождений 17
1.3 Ресурсно-технологические и организационно-экономические основы обоснования проекта расширения разработки нефтяного месторождения 25
ГЛАВА 2. РАССМОТРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РОССИИ НА ПРЕДМЕТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВ РАСШИРЕНИЯ РАЗРАБОТКИ 29
2.1 Анализ ресурсного потенциала нефтяных месторождений с выявлением возможности расширения добычи 29
2.2 Анализ экономической эффективности проектов расширения добычи нефти на конкретных месторождениях 36
2.3 Анализ возможных проблем и рисков при расширении разработки нефтяного месторождения 77
ГЛАВА 3. ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА РАСШИРЕНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ 81
3.1 Формирование основных параметров расширения разработки нефтяного месторождения 81
3.2 Выбор комплекса мер по снижения рисков расширении разработки нефтяного месторождения 86
3.3 Экономическая оценка эффективности реализации проекта расширения разработки нефтяного месторождения 97
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 101
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 104

...

Цифровая трансформация нефтегазового сектора как фактор экономического развития России

ВВЕДЕНИЕ 3
Глава 1. Цифровая трансформация: концепция и глобальный опыт 5
1.1 Определение и сущность цифровой трансформации 5
1.2 Программы и стратегии развития цифровой экономики в России 10
1.3 Правовые основы цифровой трансформации 15
1.4 Влияние цифровой трансформации на мировую экономику 18
Выводы по главе 1 22
Глава 2. Текущее состояние нефтегазового сектора России 24
2.1 Обзор основных игроков и структуры отрасли 24
2.2 Проблемы и вызовы, с которыми сталкивается нефтегазовый сектор 33
2.3 Современные тенденции цифровизации в нефтегазовой отрасли 38
Выводы по главе 2 43
Глава 3. Роль цифровой трансформации в развитии нефтегазового сектора России 45
3.1 Внедрение цифровых технологий в производственные процессы 45
3.2 Улучшение операционной эффективности и снижение затрат благодаря цифровизации 52
3.3 Влияние цифровой трансформации на экономический рост и конкурентоспособность России 56
Выводы по главе 3 58
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 60
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 62

...

Визуально-измерительный контроль сварных соединений полиэтиленовых трубопроводов

Введение 3
1. Физические основы визуального и измерительного контроля 4
2.Оптические системы и приемные устройства 7
2.1 Оптические системы 7
2.2 Приемные устройства 9
3. Технология проведения визуального и измерительного контроля сварных соединений полиэтиленового трубопровода 11
3.1 Подготовка к ВИК 11
3.2 ВИК сварных соединений встык нагретым инструментом 11
3.3 ВИК сварных соединений, выполненных при помощи деталей с закладными нагревателями 12
4. Инструменты, шаблоны и оборудование для контроля 14
Заключение 16
Список литературы 17

...

Фракционный состав нефтепродуктов и определение их люминометрического числа с целью оценки качества и применимости в различных условиях использования

Введение 3
Глава 1. Фракционный состав нефтепродуктов 5
1.1 Теоретические аспекты фракционного состава нефтепродуктов 5
1.2 Методы определения фракционного состава 8
1.3 Практическое исследование фракционного состава выбранного нефтепродукта 13
Глава 2. Люминометрическое число нефтепродуктов 18
2.1 Теоретические основы люминометрического анализа 18
2.2 Методы определения люминометрического числа 21
2.3 Практическое исследование люминометрического числа выбранного нефтепродукта 25
Заключение 29
Список литературы 30



...