ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДНС С УПСВ ПРИОБСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Наименование раздела (главы)

Количество листов граф. части

% от объема ВКР

Дата выполнения

1) Общая часть (Природно-климатическая характеристика района расположения

ДНС. Общая характеристика ДНС с УПСВ)

–

15

03.05.17

2) Технологическая часть (описание технологического процесса производственного объекта)

2

15

10.05.17

3) Расчетная часть (гидравлический и механический расчеты напорного нефтепровода)

2

55

17.05.17

4) Охрана окружающей среды и безопасность жизнедеятельности

–

15

24.05.17

4

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…..…….……………………….…….......….…………………….6 1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ……….……………………..…….……..………............... 8

  Природно-климатическая характеристика района расположения

ДНС Приобского месторождения.……….………………………...………... 8

Общая характеристика ДНС с УПСВ………..…….………...…………..9

  Технологические показатели по добыче нефти и жидкости на Приобском нефтяном месторождении……………………………….……… 15

  Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов,  изготовляемой     продукции……………………………………………………. 18

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ    ЧАСТЬ……………….......................................... 23

Описание технологического процесса производственного объекта…. 23

  Технологическая линия нефти…………………..………………..……23

  Технологическая линия газа и конденсата…………………………..  27

  Технологическая линия подтоварной воды и уловленной нефти….  29

  Система ввода химических реагентов и подачи метанола…………. 31

2.2. Автоматизация технологических процессов на ДНС с УПСВ…………33

3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ……………………………………………….......... 44

  Гидравлический расчет напорного нефтепровода……………..….…            44

  Построение совмещённой Q-H характеристики насосов ДНС и напорного      нефтепровода………………………………………………………49

Механический расчет напорного нефтепровода………………………. 50

Проверочный расчет трубопровода на прочность и

недопустимость пластических деформаций.…………………..…………… 53

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Порсин В.О.

Содержание

Лит

Лист

Листов

Проверил

Подорожников С.Ю.

Р

Б

1

2

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбз-12-2

Н. контр.

Майер А.В.

Утвердил

Земенков Ю.Д.

5

3.5. Балластировка трубопровода в обводненной местности……………… 58

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ…….......…………………………....…..……...…63

Основные требования безопасного ведения технологического

процесса на ДНС с УПСВ…………………………………………………. 63

Охрана окружающей среды…………………………………………….. 69

Защита в чрезвычайных ситуациях…………………………………….. 76

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…......……..…….....…………………………....…..……...…83 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ........…....…….……...… 84

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

6

ВВЕДЕНИЕ

Разведанные запасы нефти в России составляют 17 млрд т, предварительно оцененные - 7,8 млрд т, что обеспечивает поддержание текущего уровня добычи в течение 36 лет.

Структура начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти свидетельствует о том, что Россия обладает достаточным потенциалом сырьевой базы: невысокая степень разведанности НСР нефти по России в целом, которая составляет лишь 32%, позволяет надеяться на открытие новых, значительных запасов, в том числе в крупных скоплениях.

Одной из основных целей энергетической стратегии России в период до 2030 года является создание надежной сырьевой базы и обеспечение устойчивого развития топливо-энергетического комплекса (ТЭК). Ее реализация предполагает формирование и развитие новых нефтегазодобывающих регионов. Данная тенденция обусловлена, с одной стороны, финансовой стабилизацией крупных нефтегазодобывающих предприятий, а с другой — объективным процессом выработки легкоизвлекаемых запасов углеводородного сырья. В условиях увеличения в ресурсной базе доли трудноизвлекаемых запасов неуклонно снижается интегральный эффект от масштабной разработки углеводородных месторождений и одновременно резко увеличивается экономическая отдача от применения специализированных мер по повышению нефте- и газодобычи на «старых» и мелких месторождениях.

Отрасли нефтегазового комплекса традиционно занимают ведущее место в экономике Тюменской области. Этот комплекс уже многие годы вносит решающий вклад в производство энергоносителей   для  покрытия  спроса

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Порсин В.О.

Введение

Лит

Лист

Листов

Проверил

Подорожников С.Ю.

Р

Б

1

2

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбз-12-2

Н. контр.

Майер А.В.

Утвердил

Земенков Ю.Д.

7

российских потребителей и экспортных поставок в дальнее и ближнее зарубежье. На территории региона добывается около 67% нефти и 91% естественного газа от общей добычи в стране. Основные запасы углеводородного сырья сосредоточены в Ямало-Ненецком и Ханты- Мансийском автономных округах. В  последние годы на месторождениях Тюменской области идет активное освоение и разработка новых горизонтов. Осваивают новые месторождения, производят их обустройство, проектируют и строят ДНС для подготовки добытой нефти к дальнейшему транспорту.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

8

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Природно-климатическая характеристика района расположения ДНС Приобского месторождения

Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982 году в результате бурения разведочной скважины №151. Месторождение расположено в Юганском нефтяном районе, северо-западнее Приразломной площади Салымского нефтяного месторождения, в 65 км к востоку от г. Ханты- Мансийска и 100 км к западу от г. Нефтеюганска; располагается на территории Ханты-Мансийского района, Ханты-Мансийского автономного округа - Югра.

Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Наиболее важными факторами формирования климата является западный перенос воздушных масс и влияние континента. Взаимодействие этих двух факторов обеспечивает быструю смену циклонов и антициклонов над рассматриваемой территорией, что способствует частым изменениям погоды и сильным ветрам.

Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная и продолжительная. Лето короткое, теплое. Короткие переходные сезоны - осень и весна. Наблюдаются поздние весенние и ранние осенние заморозки, резкие колебания температуры в течение года и даже суток.

Среднегодовая температура воздуха –3,4°С, средняя температура воздуха наиболее холодного месяца января -22°С, а самого жаркого - июля

+16,9°С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь -55°С, а абсолютный максимум на июнь-июль +34°С. Средняя температура наиболее

холодной пятидневки составляет - 43°С.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Порсин В.О.

Общая часть

Лит

Лист

Листов

Проверил

Подорожников С.Ю.

Р

Б

1

15

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбз-12-2

Н. контр.

Майер А.В.

Утвердил

Земенков Ю.Д.

9

Рельеф местности равнинный, пересеченный небольшими ручьями и старицами. В районе участка протекают многочисленные протоки. Весь район строительства расположен в пойменной части р. Обь в водоохранной зоне.

1.2. Общая характеристика ДНС с УПСВ

При проектировании площадки ДНС с УПСВ (рис. 1.1) за основу архитектурно-планировочных решений положены следующие принципы:

- группирование элементов компоновки по функциональному назначению и размещение их в самостоятельных зонах;

- размещение функционально технологических блоков по степени вредности выделяемых веществ и категорий пожарной опасности с учетом розы ветров;

- возможность расширения площадок и строительство очередями;

- максимальная  унификация  и  типизация  функционально  однородных объектов;

- обеспечение безопасности и обслуживания объектов.

Согласно ВНТП 03/170/567-87 все сооружения, блочные устройства и технологические установки объединены в самостоятельные зоны по функциональному назначению с учетом пожарной, взрывной, взрывопожарной опасности при их эксплуатации.

При этом предусматривается:

- зона основных технологических установок;

- зона установок вспомогательного назначения;

- зона резервуарного хранения ЛВЖ и ГЖ;

- зона сжигания газа.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

11

Таблица 1.1 – Экспликация зданий и сооружений

№ поз.                     Наименование                      № поз.                            Наименование 1                       2                                         3                                       4

1.     Площадка технологических аппаратов.      2.       Площадка технологических аппаратов. II I технологическая линия                                           технологическая линия

3.         Площадка наружных аппаратов. I          4.            Площадка наружных аппаратов. II технологическая линия                                            технологическая линия

5        Конечная сепарационная установка        6.         Площадка сепарации и сброса воды. I

технологическая линия

Площадка сепарации и сброса воды. II      8.                           РВС-5000 м3 № 1

7.                  технологическая линия

9.                       РВС-5000 м3 № 2                       10.                          РВС-5000 м3 № 3

11.                      РВС-5000 м3 № 4                       12.      Насосная станция внутренней перекачки

13.     Насосная станция внешней перекачки     14.                       Блок подготовки газа нефти

15.                      Узел учета нефти                       16.                            Узел учета газа

17.      Площадка буферных емкостей воды        18.        Станция насосная откачки очищенных

стоков

19.   Установка подготовки пластовой воды  20.1.                     Узел учета воды № 1

20.  2.                 Узел учета воды № 2                  21. 1.           Склад-навес хранения реагента-

деэмульгатора

21.2.            Блок дозирования реагента-            21.3.     Блок дозирования ингибитора коррозии деэмульгатора

22.                 Метанольное хозяйство                 23.                       Факельное хозяйство

29.       Площадка сбора уловленной нефти        31.                             Гидроциклон

32.    Площадка технологических аппаратов.     33.       Площадка сепарации и сброса воды. III III                                                              технологическая линия

технологическая линия

34.     Буферные емкости нефти. II пусковой      35.         Буферные емкости воды. II пусковой комплекс                                                                    комплекс

Насосная станция очищенных стоков.    37.1.   Установка компрессорная «Такат» (4 шт.)

36.                   II пусковой комплекс

37.2.      Блоки управления компрессорами       37.3.              Площадка наружных аппаратов

«Такат»                                                         компрессорной станции

38.                Склад баллонов с азотом                40.                                Блок НКУ 41..44.                         Блок НКУ                          45...47.                       Блок КТП с НКУ

48.                         Щитовая АСУ                          50.                             Блок РУ 6 кВ

51.                          Операторная                          52.                            Щитовая АСУ

53.      Блок хранения пожарного инвентаря      54.          Противопожарная насосная станция

55.     РВС-700 м3 противопожарного запаса     56.        РВС-700 м3 противопожарного запаса воды                                                                воды

57,58.   Станция насосная над артскважиной      59.             Камера управления задвижками

60.                  Водоочистная станция                  61.     Станция биологической очистки бытовых

стоков

65.     РВС-300 м3 противопожарного запаса     68.                                Котельная воды

69.           Резервуары аварийного запаса            70.         Административно-бытовой комплекс дизельного топлива

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

12

Продолжение табл. 1.1

1                                      2                                      3                                         4

71.                  Лабораторный корпус                   72.          Ремонтно-механическая мастерская

73.                            Проходная                                75.                    Блок узла связи «Север»

76.                            Опора РРЛ                            78.                  Дизельная электростанция

79.     Резервуар дизельного топлива V=5 м3       80.           Склад материалов и оборудования

87.   Камера приточная вентиляционная       88.                     Труба воздухозаборная

Резервуары на ДНС с УПСВ размещаются в самостоятельной зоне и имеют индивидуальное обвалование, рассчитанное на гидростатическое давление столба жидкости высотой не менее, чем на 0,2м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости.

Территория площадки ДНС с УПСВ планируется, в пониженном месте устраиваются дождеприемные колодцы, через которые осуществляется сбор загрязненных производственно - дождевых стоков в канализационные сети.

В пределах одной зоны разрывы между объектами не нормируются и принимаются из условий безопасности обслуживания, производства монтажных и ремонтных работ.

ДНС с УПСВ предназначена для выполнения следующих технологических процессов (рис. 1.2):

-   сепарации водонефтяной эмульсии от газа;

-   предварительного сброса, очистки и откачки пластовой воды в систему ППД воды;

-   транспорта эмульсии;

-   транспорта газа на КС-1 Приобского месторождения.

Установка предварительного сброса воды разбита на три параллельные технологические линии, две из которых входят в I пусковой комплекс и 1 линия во II пусковой комплекс. Сооружения I пускового комплекса:

1. Сооружения 1-ой технологической линии:

-   Коллектор-усреднитель потока КУП-1/1,2 -2 шт.,

-   Расширитель газовый Р-1/1 - 1шт.;

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

5

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

14

-   Смеситель СМ-1/1,2 -1шт;

-   Устройство предварительного отбора газа УПОГ-1/1 - 1шт;

-   Концевой делитель фаз трубный КДФТ1/1…4 - 4шт;

-   Расширитель газовый РГ-1/1 - 1шт;

-   Буферная емкость нефти БЕН-1/1,2 - 2шт;

-   Сепаратор газовый СГ-1/1 - 1шт;

Сооружения 2-ой технологической линии аналогичны.

2. Общее оборудование для трех технологических линий:

-   Сепаратор-буфер С1…С4, 4шт;

-   Блок насосов очищенных стоков НПВ-1…НПВ-4, 4 шт;

-   Буферная емкость воды БЕ-1, БЕ-2, 2 шт;

-   Узел учета газа УУГ1, 1 шт;

-   Узел учета нефти (оперативный) УУН1, 1 шт;

-   Насосная нефти внешней перекачки СН1, 1 шт;;

-   Насосная нефти внутренней перекачки СН2, 1 шт;;

-   Резервуар аварийный РВС-5000 Р1…Р4, 4шт;

-   Дренажная емкость Е1,Е2, 2шт;

-   Дренажная емкость сборник утечек из насосов Е3, 1 шт;

-   Емкость дренажная газоуравнительной системы Е4, 1 шт;

-   метанольное хозяйство.

-   реагентное хозяйство:

-   факельное хозяйство:

-   Установка очистки пластовой воды УПВ1, 1шт;

-   Узел учета пластовой воды УУВ1, 1шт;

-   Емкость уловленной нефти ЕН1, 1шт;

-   Блок насосов уловленной нефти БН1, 1 шт;

-   Дренажная емкость шлама ЕШ1, 1шт;

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

7

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

15

-   Гидроциклон ГЦ1, 1шт;

-   Свеча рассеивания СР1, 1шт;

-   Дренажная емкость сбора конденсата ЕК3, 1шт;

-   Установка компрессорная «ТАКАТ», 1шт;

-   Сепаратор входной СВ1, 1 шт;

-   Сепаратор концевой СК1, 1 шт;

-   Аппарат воздушного охлаждения АВО1…АВО3, 3 шт;

-   Емкость чистого масла ЕМ1, 1 шт;

-   Емкость отработанного масла ЕМ2, 1 шт;

-   Свеча рассеивания СР2, 1 шт;

-   Емкость дренажная сбора производственно-дождевых стоков V=25м3, 1шт.

Сооружения    II   пускового    комплекса    аналогичны    сооружениям     1 пускового комплекса.

1.3. Технологические показатели по добыче нефти и жидкости на Приобском нефтяном месторождении

Проект   выполнен    на   следующие    показатели    по   добыче   нефти    и жидкости:

-   максимальное количество нефти 9,163 млн.т/год;

-   максимальное количество жидкости 19,182 млн.т/год;

-   суммарный газовый фактор 70,296 нм3/т нефти;

-   максимальное количество пластовой воды 18,216 млн.т/год. Динамика добычи нефти, газа и воды приведена в табл. 1.2-1.5.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

8

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

16

Таблица 1.2 – Динамика добычи нефти, жидкости, воды

Год       Qжид.         Qнеф.     Qжидк1%    Qжидк.    Обвод-       Qг          Qводы

тыс.м3/год    тыс.т/год   тыс.т/год   тыс.т/год    ть, % тыс.м3/годтыс. м3/год

2017      18572          4668          4715         17848       73,8      303434        13133

2018      18717          3717          3754         18137       79,5      241576        14383

2019      18726          2932          2962         18258       83,9      190582        15296

2020      18995          2299          2323         18634       87,7      149462        16311

2021      19191          1761          1779         18922       90,7      114485        17143

2022      19261          1357          1371         19049       92,9       88207        17678

2023      19292          1144          1155         19099       94,0       74328        17944

2024      19356          1025          1035         19182       94,7       66611        18146

2025      19308           937            946          19153       95,1       60878        18207

Таблица 1.3 – Расчет материального баланса УПСВ (I пуск. комплекс)

Приходит на УПСВ:

N         Наименование продукта           т /час         т /сут.      тыс.т /год

1.                   Нефть в т. ч

Нефть (нефть, газ, потери)         930,4        22329,3        8150,2

Вода                          309,1         7419,2        2708,0

2.                        Итого                         1239,5       29748,5       10858,2

Уходит с УПСВ:

N         Наименование продукта           т /час         т /сут.     тыс. т /год

1      1% нефтяная эмульсия в т. ч       866,7        20799,8        7591,9

1) Сухая нефть                  858,0        20591,8        7516,0

2) Вода                          8,7            208,0           75,9

2                          Газ                            69,7          1673,4         610,8

3                         Вода                          300,4         7211,2        2632,1

4                       Потери                          2,7             64,1            23,4

5                        Итого                         1239,5       29748,5       10858,2

Таблица       1.4       –       Расчет       материального        баланса       УПСВ

(с учетом двух пусковых комплексов)

Приходит на УПСВ:

N         Наименование продукта           т /час         т /сут.      тыс.т /год

1                            2                                3                4                5

1.                   Нефть в т. ч

Нефть (нефть, газ, потери)        1134,2       27222,2        9936,1

Вода                          834,2        20019,2        7307,0

2.                        Итого                         1968,4       47241,4       17243,1

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

9

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

17

Продолжение табл. 1.4

1                            2                                3                4                5

Уходит с УПСВ:

N         Наименование продукта          т /час        т /сут.      тыс. т /год 1 1% нефтяная эмульсия в т. ч  1056,6       25357,8       9255,6

1) Сухая нефть                 1046,0       25104,1       9163,0

2) Вода                         10,6           253,7           92,6

2                          Газ                             85,0          2040,0         744,6

3                         Вода                          823,6        19765,5       7214,4

4                       Потери                          3,2             78,1            28,5

5                        Итого                         1968,4       47241,4       17243,1

Норматив технологических потерь принят 0,31% от добычи нефти. Общий газовый фактор – 70,296 (при температуре 60ºС).

Часовой и суточный расходы даны из расчета работы УПСВ 365 дней в году.

Таблица    1.5   –      Баланс    газа   УПСВ    Приобского    месторождения, млн.м3/год

I пусковой комплекс    Всего с учетом двух Показатели              7,516 млн/т год нефти  пусковых комплексов

9,163млн/т год нефти

нм3/ч      млн.нм3/год     нм3/ч     млн.нм3/год Ресурсы газа УПСВ        60005         518,119         73150        633,270

Газ на факел (дежурные

горелки, запальник.)          79             0,692              79            0,692

Газ на котельную           1160           2,637            1160           2,637 Газ в газопровод с I

ступени сепарации         50021         438,184         61251        536,559

Газ на КС низких

ступеней                   8745          76,606          10660         93,382

Газ в газопровод на КС1

Приобского               58766         514,79          71911        629,941

месторождения

Общий газовый фактор – 70,296 (при температуре 60ºС).

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

10

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

18

1.4. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

Приняты следующие технологические параметры процесса:

-   температура поступающей жидкости, 0С    - 20…60;

-   остаточное содержание воды в нефти на выходе с УПСВ, % - 1;

-   плотность пластовой нефти в условиях пласта, кг/м3       - 775;

-   молярная масса пластовой нефти, г/моль    - 142;

-   плотность  разгазированной  нефти  в  стандартных  условиях,  кг/м3    - 870…886;

-   подача деэмульгатора, г/т нефти -     40;

-   общий газовый фактор, м3/т нефти    - 70,296.

Состав и свойства нефти, газа и применяемых реагентов приведены в табл. 1.6-1.10.

Таблица 1.6 – Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

Номер

Наименованиегосударственного       Показатели       Норма по       Область

№№       сырья,        или отраслевого      качества,           ГОСТ,       применения п/п         материалов,         стандарта,         обязательные  ОСТ, СТП , изготовляемо

реагентов         технических        для проверки         ТУ         й продукции условий

1              2                        3                         4                     5                   6

Сырье

1       Нефтяная            Физико-        Обводненность,       До 70 эмульсия          химические                 %,              +20…60

свойства         температура 0С        0,8 разгазированной давление МПа

нефти см. табл.

1.8

компонентный состав см. табл.1.9

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

11

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

19

Продолжение табл. 1.6

1             2                        3                          4                     5                    6

Продукты

2   Нефтяная            Физико-         Обводненность,        до 1        Откачивается эмульсия        химические           %,                                 на ЦПС-1

свойства           Температура,        до 57 разгазированной              0С

нефти см. табл. 1.8 Давление, МПа         3

компонентный состав см. табл.1.9

3 Попутный         компонентный     Давление, МПа       0,65             на КС1 нефтяной газ состав см. табл.1.9  Температура,   +10…60               Левобережной

0С                                       части

Приобского месторождения

4   Газ на ФНД                               Давление, макс.       0,05          аварийный изб МПа                             сброс

Температура,       20…60

0С (макс.t)

5   Газ на ФВД                                Давление, макс.        0,1           аварийный изб МПа                             сброс

Температура,       20…60

0С (макс.t)

6   Пластовая     Содержание, мг/л: Давление, МПа        3,0             Закачка в вода на КНС             Cl-         5000-8000  (макс.)            систему ППД

HCO -    700-1000    Температура,           40

3

Ca2+      150-350         0С (макс.)

Общая            содержание в минерализация-            очищенной

8000-14000       пластовой воде,

рН   6,5-7,5                мг/л:

плотность         - нефтепрод-в ,         50

г/см31,05-1,2            не более

- мехпримесей ,        40

не более

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

12

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

20

Продолжение табл. 1.6

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

13

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

21

Таблица 1.7 – Зависимость плотности и динамической вязкости нефти и

эмульсий Приобского месторождения от температуры

Обводненность, %   Температура, ºС     Вязкость, мПа·с     Плотность, кг/м3

0                             10                          36.17                         884

20                          20.00                         878

30                          13.23                         872

40                           9.27                          866

10                            10                          50.79                         897

20                         27..56                         891

30                         17..90                         885

40                          12.31                         880

20                            10                          71.31                         910

20                          37.99                         904

30                          24.22                         899

40                          16.34                         893

30                            10                         100.13                        922

20                          52.36                         918

30                          32.76                         913

40                          21.70                         907

40                            10                         140.59                        935

20                          72.16                         931

30                          44.32                         926

40                          28.82                         921

50                            10                         197.40                        948

20                          81.94                         944

30                          39.20                         940

40                          21.18                         935

60                            10                          23.88                         961

20                          34.00                         957

30                          18.17                         953

40                          10.72                         949

Расчетная область расслоения

51.43                          10                         207.65                        950

48.395                         20                          94.44                         942

46.03                          30                          53.19                         934

43.87                          40                          32.16                         926

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

14

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

22

Таблица  1.8  –    Физико-химические свойства разгазированной нефти Приобского месторождения

Наименование                                      Значение Объемное содержание фракций при температуре ºС:

150                                                    8

200                                                   16

250                                                   25

300                                                   39

Содержание в безводной нефти % масс.

Серы                                             0,9...1,3

Асфальтенов                                        1,8...2,3

Смол                                             6,7...7,3

Парафинов                                          1,7...2,3

Температура плавления парафинов ºС                       52

Начало кипения ºС                                      97

Вязкость нефти мм2/с :

при 20 ºС                                          25...31

при 50 ºС                                           9...12

Таблица    1.9    –    Состав    и    свойства    нефти    и    газа    Приобского месторождения при однократном разгазировании

Наименование компонентов,          Нефть           Газ               Нефть параметров                                                                    пластовая

Углекислый газ                      0.02            1.31                0.51

Азот + редкие                       0.00            0.78                0.30

Метан                              0.25           60.90               23.48

Этан                               0.32           10.76                4.32

Пропан                             1.71           14.52                6.62

Изобутан                           0.59            1.78                 1.05

Нормальный бутан                   2.71            5.58                 3.81

Изопентан                           1.39            1.07                 1.27

Нормальный пентан                  2.55            1.48                 2.14

Остаток (С6+высшие)                90.46           1.82               56.50

Давление, МПа                     0.098

Температура, 0С                       20

Молярная масса                   212.83         27.95              142.00

Плотность в станд. условиях, кг/м3       884.00         1.162              775.00

Газосодержание, м3/т                                                        70.16

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

15

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

23

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

  Описание технологического процесса производственного объекта

  Технологическая линия нефти

Газожидкостная смесь в количестве 2378 т/ч с кустов скважин по двум нефтесборным коллекторам Ду500мм поступает на узел дополнительных работ УДР (задвижки №№ Н3,Н4).

Средняя     обводнённость     смеси    составляет     ≈    25%,     температура

+20…70ºС, давление – 0,8 МПа (изб.).

После узла дополнительных работ УДР жидкость проходит технологические линии УПСВ (задвижки №№ Н11,Н15,Н20).

Установка предварительного сброса воды разбита на три параллельно работающие технологические линии, две из которых входят в I пусковой комплекс и 1 линия во II пусковой комплекс.

На общем коллекторе и на коллекторах каждой технологической линии, установлены электрифицированные задвижки ЗД2…ЗД4. Схема управления задвижками предусматривает режим дистанционного управления (со щита оператора), обеспечивающий оперативное закрытие при аварийных ситуациях.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Порсин В.О.

Технологическая часть

Лит

Лист

Листов

Проверил

Подорожников С.Ю.

Р

Б

1

21

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбз-12-2

Н. контр.

Майер А.В.

Утвердил

Земенков Ю.Д.

24

В состав первой технологической линии входит: коллекторы- успокоители потока КУП-1/1,2 расширитель газовый Р-1/1, смесители СМ- 1/1,2, УПОГ-1/1, концевой делитель фаз трубный КДФТ-1/1,2,3,4, сепаратор- буфер БЕН-1/1,2, сепаратор газовый СГ-1.

Жидкость проходит через коллектор-усреднитель потока КУП-1/1, расширитель Р-1/1 и смесители СМ-1/1,2, коллектор-усреднитель потока КУП-1/2 поступает в устройство предварительного отбора газа УПОГ-1/1 (задвижки №№ Н46…Н49). В данных аппаратах происходит частичное разделение смеси на газ и жидкость.

В расширителе Р-1/1 производится предварительный отбор свободного газа и осаждение крупных механических примесей. На каждой технологической линии на расширителе газовом Р-1/1, Р-2/1, Р-3/1 установлены пробоотборники. Осуществляется измерение температуры и давления (контуры TIR, PIR).

В смесителях СМ-1/1,2 происходит интенсивное перемешивание эмульсии. Данный процесс позволяет значительно интенсифицировать контакт деэмульгатора с жидкостью и существенно сократить время динамического отстоя в КДФТ-1/1…4. Для отвода выделившегося газа перед СМ-1/1 предусмотрен байпас (задвижка № Н45). Свободный газ (около 50- 60%) из Р-1/1 подается в устройство предварительного отбора газа УПОГ- 1/1.

Из смесителей СМ-1/1,2 жидкость поступает в коллектор – усреднитель потока КУП-1/2 (Ду-1000мм, L=50м) и УПОГ-1/1, (Ду-1000мм). В них за счет увеличения объема и снижения скорости движения потока, происходит расслоение жидкости на нефть и воду. В устройстве предварительного отбора газа УПОГ-1/1 при давлении 0,8 МПа (изб.) из жидкости отделяется основное количество газа, отбор которого производится через газовый колпак.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

25

Далее успокоившийся дегазированный поток жидкости после УПОГ-1/1 поток разделяется на две части и распределяется между параллельными попарно соединенными трубными концевыми делителями фаз КДФТ -1/1,2 и КДФТ-1/3,4 (задвижки №№ Н50,Н51,Н56,Н59,Н68,Н71), в которых происходит сепарация нефти от газа и окончательное разделение жидкости на нефть и воду в спокойном динамическом режиме. Этот режим позволяет дополнительно выделить из нефти часть воды и доочистить воду до содержания в ней нефтепродуктов не более 30 мг/л, мехпримесей не более

30мг/дм3.

В аппаратах КДФТ-1/1…4 предусматривается измерение и регулирование уровня воды (условно соотношение масс воды и нефти).

Поддержание уровня жидкости в КДФТ-1/1…4 обеспечивается регулирующим клапаном КЛ-1/1, установленным на линии после узла учета воды УУВ.

Частично обезвоженная нефть из верхней части КДФТ-1/1…4, перетекает в буферные емкости нефти БЕН-1/1,2 (задвижки №№ Н55,Н61…Н63,Н67,Н73…Н76).

Из буферных емкостей нефти БЕН-1/1,2 эмульсия с содержанием воды до 1% направляется на окончательное разгазирование в сепараторы-буферы С1…С4 (задвижки №№ Н79…Н86), которые в аварийном режиме будут использоваться в качестве аварийных сепараторов. При температуре поступающей эмульсии до 450С сепарация газа идет при давлении 0,105МПа (абс.), если температура будет превышать 450С давление сепарации необходимо увеличить до 0,12…0,15 МПа.

Обвязка сепараторов-буферов выполнена таким образом, что каждый аппарат может принимать как подготовленную нефть (обводненность 1%), так и сырую нефть на случай аварии. На входе и выходе сепараторов установлены задвижки с дистанционным управлением ЗД 7, ЗД9, ЗД11, ЗД13 (вход); ЗД 14, ЗД16, ЗД18, ЗД20 (выход)- подготовленная нефть, ЗД 6, ЗД8,

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

26

ЗД10, ЗД12 (вход); ЗД 15, ЗД17, ЗД19, ЗД21 (выход)- сырая нефть (некондиция).

Комбинации входных и выходных задвижек должны быть в противоположных состояниях (на входе одна закрыта, вторая открыта, то же самое и с выходными задвижками).

Уровень в сепараторах-буферах С1…С4 поддерживается клапанами регулирующими КЛ 5…8, установленными по выходу нефти с С1…С4.

Далее дегазированная нефть в зависимости от качества может поступать (давление 0,12 МПа, температура 570С) на насосы внешней откачки Н1…5 (задвижки №№ ЗД57, Н87, Н88, ЗД34, Н90, Н91, ЗД33, Н93, Н94, ЗД32, Н96,

Н97, ЗД31, Н99, Н100, ЗД30) или в аварийных ситуациях эмульсия сбрасывается в аварийные резервуары Р-1,2,3,4 (задвижки №№ Н171, ЗД52, Н211, Н172, ЗД50, Н203, Н175, ЗД48, Н195, ЗД46, Н180).

Обвязка резервуаров обеспечивает проведение технологических операций по их наполнению, опорожнению и сбросу воды.

Резервуары оснащены газоуравнительной системой. На выходе газоуравнительной линии из резервуара установлен огневой предохранитель. Газоуравнительная линия сообщается с конденсатосборником газоуравнительной системы Е4, конденсат из которого, погружным насосом откачивается в резервуары Р1…Р4.

Обвязка резервуаров аварийных позволяет принимать, как сырую нефть (при остановке одной технологической  линии), так и  пластовую воду на случай аварии на КНС.

Сырая нефть из резервуаров Р-1…4 (задвижки №№ Н190…Н193, Н196…Н199,    Н204…Н207,    Н212…Н215,    Н230…Н232,    Н234…Н236,

Н238…Н240, Н242…Н244) насосами внутренней перекачки Н6, Н7 подается в начало процесса для подготовки (задвижки №№ Н167,Н168, ЗД42…45, Н170),  либо  в  технологическую  линию  аварийных  резервуаров  Р-1…4

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

27

(задвижка № Н169), пластовая вода этими же насосами откачивается на установку подготовки воды УПВ1.

Насосами внешней перекачки Н1…Н5 нефть подается на узел учета нефти УУН1 (задвижки №№ ЗД36, ЗД37, ЗД38, ЗД39, ЗД40, ЗД58).

Проходя блок фильтров и блок измерительных линий УУН (задвижки

№№ Н102…Н104, Н109…Н115, Н149…Н164) нефть под давлением 3,0 МПа и температурой до +570С подается в трубопровод внешнего транспорта на ЦПС-1 (задвижки №№ , Н106…Н108, Н7в).

На случай пожара в насосной предусмотрено отключение потоков нефти по всасывающему и нагнетательному коллекторам электрифицированными задвижками с дистанционным управлением ЗД 57, ЗД 58.

2.1.2. Технологическая линия газа и конденсата

Газ, отобранный в Р-1/1, и выделившийся после УПОГ-1/1, КДФТ- 1/1…4, (в количестве 15982 нм3/ч, с температурой 600С и давлением 0,8МПа) собирается в газовом расширителе РГ-1/1 (задвижки №№ Г8…Г9, Г16, Г18, Г20, Г22, Г24) и направляется в газовый сепаратор СГ-1/1 (задвижка № Г32) в котором также собирается газ, выделившийся в БЕН-1/1,2 (задвижки №№ Г25, Г28,Г31).

В газовом сепараторе СГ-1/1 происходит дополнительное улавливание и отделение капелек нефти.

КДФТ-1/1…4 в нижней части оснащены тонкослойными осадителями, в которых происходит очистка воды. Регенерация осадителей осуществляется путем продувки газом из Р-1/1 (задвижки №№ Г12…Г15).

Газ  из  СГ-1/1  (в  количестве  20830  нм3/ч,  с  температурой  600С  и

давлением 0,69МПа) через задвижки №№ Г35, Г39, Г40 и клапан регулирующий клапан КЛ-1/2 поступает на узел учета газа УУГ1.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

5

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

28

После замера газ в количестве 62640 нм3/ч, с температурой 600С, под собственным давлением 0,65МПа через задвижки №№ Г83…85, КШ2, КШ1 направляется по газопроводу на КС1 Левобережной части Приобского месторождения.

Часть газа (в количестве 1239 нм3/ч, с температурой 600С и давлением

0,7МПа) отбирается до регулирующего клапана на собственные нужды (для котельной и факела) при этом поступает  в блок подготовки газа БПГ1 (задвижки №№ Г38, К33, К34).

Попутный газ, выделяющийся при сепарации в сепараторах-буферах С1…С4 (в количестве 10160 нм3/ч, с температурой 480С и давлением 0,105МПа) (задвижки №№ ЗД22, ЗД24, ЗД26, ЗД28) поступает в сепаратор СВ1 (задвижка № ЗД90, Г137) и далее - на компрессорную станцию низких ступеней КУ1…5 (задвижки №№ Г139 ,ЗД82, ЗД84, ЗД86 ЗД88) для компремирования его до давления 0,7 МПа (температура газа после КУ1…4 1000С) и дальнейшей подачи в газопровод (задвижки №№ ЗД83, ЗД85, ЗД87, ЗД89) через аппараты воздушного охлаждения АВО1,2,3 (задвижки №№ Г147…Г164), где он охлаждается до 30…400С. Давление в газопроводе на компрессорную станцию контролируется датчиком давления  с возможностью переключения газа на факел в случае не санкционированного повышения давления.

Все сепараторы снабжены блоками предохранительных клапанов. Предохранительные клапаны установлены через переключающие устройства, позволяющие осуществлять смену клапанов. При срабатывании предохранительных клапанов газ сбрасывается и сжигается на факеле. Сброс с предохранительных клапанов УПОГ-1/1, БЕН-1/1,2, СГ-1/1 предусмотрен на факел Ф1.

При опорожнении аппаратов газ от воздушников сбрасывается на свечу рассеивания.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

6

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

29

В случае аварии на газопроводе или по причине отказа в приеме газа на КС1 производится переключение потока газа (открываются задвижки №№ ЗД23, ЗД25, ЗД27, ЗД29 и закрываются задвижки №№ ЗД22, ЗД24, ЗД26, ЗД28) на факел аварийного сжигания Ф1.

2.1.3. Технологическая линия подтоварной воды и уловленной нефти

Подтоварная вода отбирается из нижней части КДФТ-1/1…4, КДФТ2/1…4, КДФТ3/1…4 (задвижки №№ В2…В15) с содержанием нефти и механических примесей до 50 мг/л, смешиваясь с промливневыми стоками от дренажно-канализационной емкости, поступает на Установку очистки пластовой воды УПВ1 (задвижки №№ В21…В24, В26…28), где происходит ее доочистка по нефти до 5 мг/л, по механическим примесям до 3 мг/л или в резервуары Р1…4 (задвижки №№ В24, В25).

Для защиты трубопроводов и оборудования от коррозии и для подавления жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), на входе перед установкой очистки пластовой воды УПВ1, предусмотрена подача концентрированного комплексного реагента-ингибитора коррозии и бактерицида «Кемеликс-1117Х».

Уловленная нефть с аппаратов УПВ1 поступает в емкость уловленной нефти ЕН1 (задвижки №№ Н269, Н270, Н272). Из ЕН1 нефть насосами НН1,2 откачивается в трубопроводы на вход технологических линий (задвижки №№ ЗД93…96, Н12, Н17, Н22, Н44).

Очищенная пластовая вода после УПВ1 под собственным давлением поступает в буферные емкости воды БЕ1…БЕ6 (задвижки №№ В31…В33, В35…В37, В39, В40, В44, В46), где происходит ее окончательное разгазирование.

Далее насосами очищенных стоков НПВ1…НПВ10 (задвижки №№ В34, В38, В41…В43, В45, В47, ЗД59…78, В48…В56) вода проходит через узлы

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

7

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

30

учета    воды    УУВ1(задвижки     №№    В66…В84),    УУВ2    (задвижки    №№ В85…В109) и подается на КНС для закачки в систему ППД.

Необходимый рабочий уровень воды в буферных емкостях поддерживается регулирующими клапанами КЛ10 и КЛ15, расположенными в УУВ1 и УУВ2 которые управляется с помощью автоматизированной системы управления (АСУ).

Для сигнализации верхнего и нижнего уровней в буферных емкостях предусмотрены сигнализаторы уровней. Температура и давление контролируются местными дистанционными манометрами и термометрами.

Шламосодержащие стоки от установки очистки пластовой воды УПВ1 поступают в емкость шлама ЕШ1 (задвижки №№ К4…К14), оборудованную погружным моноблочным агрегатом, с последующей откачкой в гидроциклон ГЦ1  на обезвоживание  (задвижка № К15). Сливная вода из гидроциклона ГЦ1 отводится самотеком в сеть производственно-ливневой канализации, с последующей подачей стоков в трубопровод идущий на очистку в УПВ1. Обезвоженный шлам вывозится на полигон отходов.

В связи с высокой минерализацией и загрязненностью нефтью пластовых и производственных сточных вод, их схожестью по своим вымывающим свойствам с сеноманскими водами, все сточные воды после очистки используются в системе ППД.

При аварии на трубопроводе подачи очищенных стоков на КНС, очищенная вода подается в аварийный резервуар РВС-5000 Р1…4, с последующей откачкой насосной внутренней перекачки СН2 на очистку в УПВ1.

При аварии на аппаратах подготовки подтоварной воды (КДФТ, БЕ) имеется возможность подачи воды в аварийный резервуар РВС-5000 Р1…4 (задвижки №№ В2…В5). С последующей откачкой воды насосами НПВ 1…10 на очистку в УУВ1,2.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

8

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

31

2.1.4. Система ввода химических реагентов и подачи метанола

С целью обеспечения более глубокого отделения пластовой воды от нефти и уменьшения коррозии оборудования в технологический процесс подготовки включена подача деэмульгатора, ингибитора коррозии и бактерицида. Ввод реагента-деэмульгатора осуществляется в трубопроводы нефти после УДР на вход технологических линий (задвижки №№ Р30…Р32).

Реагентное хозяйство включает в себя:

-   склад-навес для хранения в бочках месячного запаса реагентов на 360 бочек, из них-160 для деэмульгатора и 200 бочек для ингибитора коррозии и бактерицида;

-   насосные блоки подачи реагентов: БИК1, БД1, в состав которых входят баки реагентов, насосы-дозаторы, подающие реагенты в технологический процесс и шестеренные насосы для подачи реагентов в баки.

Подача деэмульгатора осуществляется дозировочными насосами НД1 ОР 25/40К14В (НД1…4), (3раб.+1рез.) расположенными  в блоке БД1 (задвижки №№ Р17…Р29). Расход деэмульгатора до 40г/т нефти.

В 1-ом пусковом комплексе постоянная подача ингибитора коррозии осуществляется дозировочными насосами НД5…7 НД 2,5 25/40 К14В (1раб.+1 рез.), ударная- дозировочным насосом НД8 НД 1,0 Р250/16 К14В (1раб.), расположенными в блоке БИК1 (задвижки №№ Р1…Р14). Точка ввода ингибитора коррозии – водоводы после КДФТ (задвижки №№ Р42,Р43).

Расход ингибитора коррозии и бактерицида:

-   постоянный                               20мг/л;

-   ударный                                    150мг/л.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

9

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

32

Система подачи метанола. Для защиты газопровода от коррозии и предохранения от выпадения гидратов в газопровод подается метанол.

Запроектировано метанольное хозяйство в составе:

-   емкость метанола ЕМ1 для хранения месячного запаса метанола;

-   блок подачи метанола БМ1 с насосами-дозаторами, подающими метанол в газопровод.

Подача метанола осуществляется герметичными дозировочными насосами НДГ 2,5 40/25 КВ, (1раб.+1рез.) расположенными в блоке БМ1. Расход метанола 0,5г/нм3 газа. Точка ввода метанола – газопровод на КС-1 после узла учета газа УУГ1 (задвижки №№ Р36…Р41).

Система защиты от промерзания. Для обеспечения безаварийной работы установки предварительного сброса воды, технологические емкости, продукты в которых могут замерзнуть выполнены с теплообогревом. Газопроводы, кондесатопроводы, трубопроводы дренажа, линии сброса с предохранительных клапанов и сами клапаны выполнены в изоляции с электрообогревом.

Система подготовки газа. Система подготовки газа необходима для подготовки топливного газа определенных параметров для котельной, а также запального и затворного газа для факельной системы.

Подготовка газа происходит блоке в БПГ1. Газ в блоки подается с сепаратора газового СГ-1/1; СГ-2/1; СГ-3/1 (задвижки №№ Г44…Г74).

Блок подготовки газа это изделие полной заводской готовности. Блок оборудован системами отопления (от теплоносителя), вентиляции, освещения и технологическим оборудованием. Система автоматизации входит в комплект поставки блока.

В состав блока входит роторный сепаратор, в котором от газа отделяется жидкая фаза и механические примеси. Уловленный конденсат по уровню

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

10

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

33

сбрасывается в подземные емкости Е1, Е2 (задвижки №№ Н248, Н249, Д56…Д60). Установлены ротаметры для учета газа, поступающего на запал и на затвор к факелу Ф1.

2.2. Автоматизация технологических процессов на ДНС с УПСВ

Предусмотренные     проектом    объёмы    автоматизации     и    АСУ    ТП позволяют осуществить.

Площадка технологических аппаратов:

-   Дистанционное и местное управление электроприводной задвижкой на входном коллекторе;

-   Дистанционный контроль температуры и давления в расширителе Р-1;

-   Дистанционный контроль давления после смесителя СМ;

-   Сигнализация загазованности в операторной и по месту;

-   Местный контроль температуры и давления в расширителе Р-1;

-   Местный контроль давления после смесителя СМ.

Площадка сепарации и сброса воды:

-   Автоматическое регулирование уровня в КДФТ;

-   Дистанционный контроль уровня в КДФТ;

-   Дистанционный контроль температуры, давления и расхода в выходном коллекторе воды;

-   Дистанционный контроль давления в УПОГ;

-   Сигнализация аварийного верхнего уровня в УПОГ;

-   Сигнализация нижнего межфазного уровня нефть-вода в КДФТ;

-   Сигнализация загазованности в операторной и по месту;

-   Местный контроль давления в УПОГ и КДФТ;

-   Местный  контроль  давления  и  температуры  в  выходном  коллекторе воды.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

11

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

34

Площадка наружных аппаратов:

- Автоматическое регулирование давления в ГС-1, ГС-2, БЕН-1, БЕН-2;

- Автоматическое регулирование уровня в БЕН-1, БЕН-2;

- Дистанционный контроль давления в ГС-1, ГС-2, БЕН-1, БЕН-2;

- Дистанционный контроль уровня в БЕН-1, БЕН-2;

- Сигнализация аварийного верхнего уровня в ГС-1, ГС-2, БЕН-1, БЕН-2;

- Предупредительная сигнализация отклонения  уровня    и  давления  от диапазона регулирования;

- Сигнализация отклонения давления в ГС-1, ГС-2, БЕН-1, БЕН-2;

- Сигнализация загазованности в операторной и по месту;

- Местный контроль температуры и давления в ГС-1,ГС-2, БЕН-1, БЕН-2.

Сепарационная площадка:

- Автоматическое регулирование уровня нефти;

- Дистанционное управление отсечными клапанами;

- Дистанционный контроль уровня и давления в сепараторах;

- Предупредительная     сигнализация     отклонения    уровня    от   диапазона регулирования;

- Исполнительная сигнализация состояния отсечных клапанов;

- Аварийная сигнализация верхнего и нижнего уровня, высокого давления, загазованности площадки (20% и 50% НКПРП) по месту (на площадке) и в операторной;

- Местный контроль давления.

Резервуары аварийные РВС-5000:

1) Автоматическое     закрытие    входных    электроприводных     задвижек    по верхнему аварийному уровню;

2) Дистанционное      управление      входными     и     выходными      отсечными клапанами;

3) Дистанционный контроль:

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

12

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

35

-   уровня нефти;

-   межфазного уровня «нефть-вода»;

-   температуры нефти;

-   давления в газовой шапке резервуара;

4) Сигнализация аварийного верхнего уровня;

5) Исполнительная сигнализация состояния отсечных клапанов;

6) Местный контроль температуры.

Насосная нефти. Насосная нефти поставки АК ОЗНА. Объемы автоматизации определяются фирмой-изготовителем и в общем случае обеспечивают:

-   автоматическое отключение по технологическим защитам (температуре подшипников, отключению давления на приеме и выкиде насоса, уровню в баках контроля утечек сальников, вибрации, загазованности помещения насосной 50% НКПРП, пожаре, открытию защитного кожуха полумуфт насос-двигатель), повышенных утечках через гидропяту и электрическим защитам (в РУ-6кв) с расшифровкой причины аварии;

-   автоматическое включение аварийно-вытяжного вентилятора при загазованности помещения (20% НКПРП) и отключение при пожаре;

-   автоматическое закрытие отсечных клапанов на входе и выходе в насосную при пожаре;

-   дистанционное управление (из операторной) насосными агрегатами и отсечными клапанами;

-   управление насосными агрегатами с местного пульта управления, обеспечивающего выбор режима «местный-дистанционный», с сигнализацией положения ключа оператору.

-   дистанционный контроль основных технологических параметров (температуры подшипников, давлению на приеме и выкиде насоса, % загазованности, температуры в помещении насосной);

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

13

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

36

- исполнительная сигнализация состояния насосных агрегатов, положения отсечных клапанов, а так же сигнализация по месту (у входа в насосную) о включении аварийно-вытяжной вентиляции.

Блок подготовки газа. Блок подготовки газа поставляется заводом- изготовителем комплектно с первичными датчиками, исполнительными механизмами, которые обеспечивают:

- автоматический сброс конденсата по уровню;

- отсечка газосепаратора (закрытие входного и выходного кранов и открытие крана на байпасе) по верхнему аварийному уровню;

- автоматическое регулирование давления («после себя») в сепараторе с помощью регулятора прямого действия;

- автоматическое включение вентилятора при загазованности 20% НКПРП и отключение при пожаре;

- дистанционный контроль расхода газа;

- дистанционный контроль температуры и давления до и после газосепаратора;

- сигнализация аварийного низкого и высокого давления в газосепараторе и в линиях затворного газа на факеле, газа на дежурные горелки и в линии газа на котельную;

- сигнализация низкой температуры воздуха в блоке;

- сигнализация загазованности (световая, звуковая) в операторной и по месту у входа в блок;

- местный контроль давления в газосепараторе и расхода топливного и затворного газа к дежурным горелкам факела.

Узел    учета    нефти.     Узел    учета    нефти    принят    поставки    НПФ

«Сибнефтеавтоматика»,     в   закрытом    отапливаемом    помещении    на   базе массовых расходомеров, с системой    обработки информации (СОИ) типа

«МикроТЭК», которая производит следующие операции:

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

14

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

37

1)   сбор и обработку информации с первичных преобразователей расхода, влагосодержания, температуры, давления и перепада давления в диапазонах, соответствующих пределам измерений первичных преобразователей;

2) автоматический контроль, индикацию и сигнализацию предельных значений параметров:

-   расхода по каждой измерительной линии;

-   содержания воды;

-   давления и температуры нефти по каждой измерительной линии;

-   перепада давления на фильтре;

3) измерение, вычисление, индикацию и выдачу в терминальный комплекс следующих параметров при учете нефти:

а) текущих значений учетных параметров:

-   расхода нефти по каждой измерительной линии, м3/ч;

-   расхода нефти при средних температуре и давлении и на узле учета нефти (УУН), м3/ч;

-   температуры, давления нефти , °С, МПа;

-   перепада давления на фильтрах, кПа;

-   влагосодержания, %;

-   плотности, приведенной к 20 оС, кг/м3 (ручной ввод);

-   к-фактора каждой линии, имп/м3;

-   даты и времени;

б) средних значений учетных параметров за отчетный период (два часа, смену, сутки):

-   температуры и давления нефти, °С, МПа;

-   влагосодержания, %;

-   плотности нефти, приведенной к 20 оС, кг/м3  (по результатам ручного ввода);

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

15

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

38

- к-фактора каждой линии, имп/м3;

в) накопленных значений учетных параметров за отчетный период (два часа, смену, сутки) и нарастающим итогом:

- объема  брутто  нефти  в  рабочих  условиях по  каждой  измерительной линии, м3;

- объема брутто нефти в нормальных условиях по каждой измерительной линии, м3;

- объема брутто нефти в нормальных условиях через УУН, м3;

- массы брутто нефти по каждой измерительной линии, т;

- массы брутто нефти через УУН, т;

- массы нетто нефти через УУН, т;

- нарастающим итогом с начала месяца брутто и нетто

4)   ручной ввод параметров с БЗП-08 ИВК «МикроТЭК» или с терминального комплекса (с применением 8-ми уровневой системы паролей): к-фактора по пяти точкам расхода, плотности, влагосодержания (при отказе влагомера), температуры (при отказе датчиков температуры), давления (при отказе датчиков давления), вязкости, коэффициентов, учитывающих наличие солей, мех. примесей, свободного и растворенного газов, коэффициента расхода, плотности газа в нормальных условиях, диаметра сужающего устройства;

5) управление автоматическим пробоотборником по ГОСТ 2517;

6) режим поверки ТПР по привозной ТПУ, согласно МИ1974;

7) формирование и печать протоколов сличения;

8) формирование и печать отчетов;

9) корректировку системного времени;

10)   диагностику     и    индикацию     работоспособности     основного     и вспомогательного оборудования.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

39

11) защиту системной информации (параметры системы, отчеты, текущие значения к-фактора и т.п) от несанкционированного доступа с применением паролей и ключей;

12) хранение в памяти ИВК «МикроТЭК» значений учетных параметров при отключении электроэнергии в течение двух суток.

Программируемый микроконтроллер ИВК «МикроТЭК» обеспечивает выполнение следующих функций:

-   управление  приводами,  входящими  в  состав  ТПУ,  для  проведения режима поверки ТПР по ТПУ;

-   формирование и передачу информации на терминальный комплекс по интерфейсу RS-232 по протоколу Modbus RTU.

-   Кроме того, по помещению УУН предусматривается:

-   автоматическое поддержание температуры в помещении;

-   автоматическое включение аварийно-вытяжных вентиляторов

-   по загазованности в помещении 20% НКПРП и отключение при пожаре;

-   сигнализация низкой температуры в помещении;

-   сигнализация загазованности по месту и в операторной;

-   местное включение вытяжного вентилятора (кнопкой снаружи блока).

Узел учета газа. Узел учета газа запроектирован на базе расходомеров MassProBar.

-   Дистанционный    контроль  расхода  с   коррекцией    по   температуре   и давлению;

-   Дистанционный контроль температуры в измерительных линиях;

-   Местный контроль давления и температуры.

Площадка буферных емкостей:

-   Автоматическое регулирование уровня воды;

-   Дистанционный контроль уровня и температуры;

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

17

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

40

-   Предупредительная     сигнализация    отклонения    уровня    от   диапазона регулирования;

-   Аварийная сигнализация верхнего и нижнего уровня;

-   Аварийная сигнализация загазованности площадки (20% и 50% НКПРП) по месту (на площадке) и в операторной;

-   Местный контроль давления и температуры.

Насосная очищенных стоков на КНС. Насосная очищенных стоков на КНС поставки АК ОЗНА. Объемы автоматизации определяются фирмой- изготовителем и аналогичны выше указанной насосной нефти.

Установка очистки пластовой воды. Поставляется в блочно- модульном исполнении комплектно с системой управления.

Узел учета пластовой воды. Узел учета пластовой воды запроектирован на базе ультразвуковых расходомеров UFM 3030.

-   Автоматическое регулирование производительности насосных агрегатов по уровню в буферных емкостях;

Дистанционный контроль расхода и давления.

Метанольное хозяйство:

-   отключение  насоса  дозирования  метанола  по  высокому давлению  на выкиде, загазованности 50% НКПРП и при пожаре в блоке;

-   автоматическое включение вытяжного вентилятора при загазованности 20% НКПРП и отключение при пожаре;

-   дистанционный контроль уровня метанола в емкости М1;

-   дистанционный контроль расхода метанола, закачиваемого в газопровод;

-   сигнализация нижнего уровня метанола в емкости М1 с отключением насосов;

-   сигнализация верхнего аварийного уровня метанола в емкости М1 по месту и в операторной;

-   сигнализация отклонения давления на выкиде насосов;

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

18

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

41

- сигнализация     загазованности     (световая,    звуковая)    по    месту    и                         в операторной;

- исполнительная      сигнализация      состояния     насосных     агрегатов     и включения вытяжного вентилятора по месту у входа.

Реагентное хозяйство. Блоки подачи деэмульгатора, ингибитора коррозии и бактерицида поставляются комплектно. Объемы автоматизации аналогичны выше указанному метанольному хозяйству.

Факельное хозяйство:

- автоматическое управление насосом откачки по уровню в емкости сбора конденсата;

- отключение насоса откачки по низкому давлению на выкиде;

- отключение насоса откачки по высокой температуре в емкости сбора конденсата;

- дистанционное зажигание пилотных горелок факела;

- дистанционное измерение уровня в емкости сбора конденсата;

- измерение давления на выкиде погружного насоса откачки в емкости сбора конденсата;

- дистанционное измерение температуры в емкости сбора конденсата;

- дистанционное измерение расхода газа на факел;

- сигнализация аварийно высокого уровня в сепараторах факельных;

- сигнализация погасания пилотных горелок факела.

Подземные емкости с откачкой. По подземным емкостям с откачкой, к которым относятся: емкость дренажная, емкость дренажная газоуравнительной системы, емкость дренажная – сборник утечек с насосов, емкость уловленной нефти, дренажная емкость шлама, емкость дренажная сбора конденсата, емкости дренажные сбора производственно - дождевых стоков, предусматриваются приборы и средства автоматизации в объеме, позволяющем осуществить следующие функции АСУ ТП:

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

19

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

42

-   автоматическую откачку по уровню;

-   защиту от запаривания погружного насоса (отключения по температуре жидкости выше 80°С);

-   отключение погружного насоса по низкому давлению на выкиде (срыве подачи);

-   дистанционный контроль уровня и температуры в емкости и давления на выкиде насоса при включенном насосном агрегате;

-   сигнализация  аварийного  верхнего  уровня  и  низкой  температуры  в емкости.

Компрессорная станция низких ступеней. Функции АСУ ТП по компрессорным агрегатам определяются заводом-изготовителем. Системы управления компрессорными агрегатами поставляются комплектно установленными в блоках управления.

Дополнительно по площадке наружных аппаратов и емкости конденсата предусматриваются следующие функции АСУ:

-   автоматический сброс конденсата по уровню во входном сепараторе СВ1 и концевом сепараторе СК1;

-   автоматическое регулирование давления на входе КС путем перепуска газа с выкида на прием;

-   дистанционное управление электроприводными задвижками;

-   дистанционный контроль уровня и температуры СВ1 и СК1;

-   дистанционный контроль давления, температуры и расхода с коррекцией по температуре и давлению на приеме и выходе КС;

-   дистанционный контроль расхода газа на линии перепуска с выкида на прием и на факел;

-   дистанционный контроль давления, температуры на общем коллекторе из аппаратов воздушного охлаждения АВО1, АВО2, АВО3;

-   дистанционный контроль давления на входе КС;

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

20

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

43

-   дистанционный контроль температуры масла в емкостях с сигнализацией низкой температуры;

-   дистанционный контроль уровня масла с сигнализацией крайних положений;

-   сигнализация верхнего аварийного уровня в СВ1 и СК1;

-   сигнализация высокого давления в выходном коллекторе (не принимает транспортная КС) с переключением газа на факел с помощью электроприводных задвижек;

-   сигнализация загазованности площадки по месту и в операторной;

-   местный контроль давления газа на входе и выходе аппаратов воздушного охлаждения АВО1, АВО2, АВО3.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

21

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

45

Из технического каталога Выксунского трубного завода выбираем трубу с наружным диаметром 530 мм.

Для дальнейших расчетов необходимо определить давление для напорного нефтепровода с наружным диаметром 530 мм. Поэтому производим гидравлический расчет участка трубопровода.

При расчете нефтепроводов возможно определение полных потерь давления (напора) сразу во всем нефтепроводе. Между давлением и напором в любой точке нефтепровода существует относительно постоянное соотношение:

P = Hrg                                            (3.3)

Гидравлическим расчетом определяются суммарные потери напора в трубопроводах, в том числе: потери напора на трение, потери напора на местные сопротивления и потери на преодоление разности геодезические отметок конца и начала трубопровода или его участка.

Гидравлические расчеты производятся, исходя из подачи, диаметра и длины расчетного участка трубопровода, физических характеристик перекачиваемой нефти, разности геодезических отметок начала и конца расчетного участка и наличия местных сопротивлений на участке.

Суммарные потери напора на расчетном участке определяются по формуле, м:

H = hтр  + DZ + hнаг  + hy  + h ,                                (3.4) где hтр  – потери напора на трение, м;  ΔZ - алгебраическая разность геодезических отметок конца и начала расчетного участка, м; hнаг - потери напора в трубопроводе данной станции от насоса до выхода из станции, м; hу

– потери напора в узле учета, м; hт – потери напора трубе. Потери напора на трение определяются по формуле, м:

hтр   = i × L                                               (3.5)

где i – гидравлический уклон; L – длина расчетного участка, м;

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

46

Гидравлический уклон определяется по уравнению гидравлики:

2

i = l × w   ,                                              (3.6)

d   2g

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления; d – внутренний диаметр трубопровода, м; w – скорость движения жидкости в трубопроводе, м/сек; g – ускорение силы тяжести (9,81 м/сек2).

Внутренний диаметр определяется по формуле, м:

d = Dвн  - 2 ×d                                (3.7)

Скорость течения жидкости в трубопроводе по формуле, м/с:

w = 4Q

pd 2                                                 (3.8)

где Q – секундный расход, м3/с; d – внутренний диаметр трубопровода,

м.

Режим движения жидкости по трубопроводу определяется в зависимости от значения параметра Рейнольдса:

Re = w × d ×104 ,                                        (3.9)

n

В зависимости от полученного результата и условного диаметра коэффициент гидравлического сопротивления λ определяется по формулам, приведенным в табл. 3.2.

Таблица 3.2 – Формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от значения параметра Рейнольдса и условного диаметра

По формуле

Условный    По формуле l = 0,3164 ,                          1,7 диаметр в                                 4  Re          l = 0,0124 +   Re мм                      при Re до:                    при Re выше:

530                        100000                             100000

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

47

Расчет нефтепровода ДНС - точка врезки Приобского месторождения. Общая протяженность участка составляет 17840 метров. Абсолютная отметка начала трассы Zн=36,89 м, конечного пункта Zк=80,09 м.

Формула примет вид:

H = hтр  + DZ + hнаг  + hy  + h , м                    (3.10)

На участке ДНС   - точка врезки Приобского  месторождения    Дн=530 толщина стенки принята δ=8мм, длина участка L=17840м

По формуле (3.7) внутренний диаметр равен:

d1  = 0,53 - 2 × 0,008 = 0,514 м;

Исходя из формулы (3.8) скорость течения нефти, м/с:

w =   4 × 0,3472   = 1,67 3,14 × 0,5142

Параметр Рейнольдса на участке согласно (3.9):

Re = 1,67 × 0,514 = 58743 14 ×10-6

Согласно таблице 3.2 при Re < 100000 для Ду=530 мм коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:

l = 0,3164 =  0,3164  = 0,02032

4  Re       4 58743

Гидравлический уклон согласно (3.6):

0,02032   1,67 2

i =                ×             = 0,0056 0,514   2 × 9,81

Потери на участке согласно (3.5):

hтр  = 0,0056 ×17840 = 99.9 м

Остальные составляющие формулы (3.10) имеют следующие значения: разность геодезических отметок  ΔZ=Zк-Zн=80,09-36,89=43,2 м; потери

напора в трубопроводе ДНС от насоса до выхода из станции  hнаг=10 м.;

hт=10 м потери напора в трубе; потери напора в узле учета, hу=20 м.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

48

Согласно (3.10) суммарные потери на трение в трубопроводе ДНС   - точка врезки Приобского месторождения, м:

H=99,9+43,2+10+10+20=183 м

Согласно (3.3) найдем давление в трубопроводе, Па:

P = 183× 860 × 9,81 = 1543897.8

P = 1,54 МПа

Для того чтобы обеспечить запас надежности трубопровода при повышении его производительности, рассчитаем основные параметры линейной части при рабочем давлении равном 4,0 МПа.

Уточним значение толщины стенки трубопровода.

Таблица     3.3    –    Результаты     гидравлического      расчета    напорного нефтепровода

Параметр                                Единица             Расчетное измерения    значение

Объемная секундная пропускная                       м3/с                     0,3472 способность нефтепровода

Диаметр нефтепровода                                         м                       0,530

Внутренний диаметр трубопровода                     м                       0,514

Скорость течения нефти по                                 м/с                       1,67 трубопроводу

Значение числа Рейнольдса                                  –                       58743

Граничные значения числа Рейнольдса               –                       70000

–                     3500000

Режим течения                                                      –              Турбулент. (зона Блазеуса)

Коэффициент гидравлического                            –                      0,0203 сопротивления

Гидравлический уклон                                          –                      0,0056

Потери напора на трение                                      м                        99,9

Полные потери напора                                          м                         183

Полные потери давления в нефтепроводе         МПа                      1,54

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

5

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

49

3.2. Построение совмещённой Q-H характеристики насосов ДНС и напорного нефтепровода

Строим совместный график работы и определяем графически рабочую точку системы. Для построения графика насосов находят для нескольких значений Q соответствующие им значения H. После этого аналитически определяют значения потери напора для произвольно задаваемых производительностей нефтепровода (берут 3 – 4 точки) по формуле:

H = 1,01× b × Q    ×n t    × L + Dz + H

2-m             m

5-m                                                   k

D

Затем строят график нефтепровода и определяют координаты рабочей точки Qраб и Нраб

Характеристика насосов

1) Q = 1200 м3/ч, H = 300 м;

2) Q = 1000 м3/ч, H = 320 м;

3) Q = 1400 м3/ч, H = 280 м;

Характеристика трубопровода:

m = 0,25; b = 0,0246

1) Q = 1200 м3/ч,

0, 0246 × 0, 33832-0,25 × (14 ×10-6 )0,25

H = 1, 01×                                                         ×17840 + 5 + 256 = 300 м

0, 7045-0,25

2) Q = 1000 м3/ч,

0, 0246 × 0, 27782-0,25 × (14 ×10-6 )0,25

H = 1, 01×                                                         ×17840 + 5 + 256 = 288, 5 м 0, 7045-0,25

3) Q = 1400 м3/ч,

0, 0246 × 0, 38892-0,25 × (14 ×10-6 )0,25

H = 1, 01×                                                         ×17840 + 5 + 256 = 310, 5 м 0, 7045-0,25

Строим совмещенную Q-Н характеристику рис. 3.1.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

6

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

50

характеристика насосов             характеристика трубопровода

450

400

350

250

200

150

200            400            600            800           1000          1200          1400

Производительность, м3/ч

Рисунок 3.1 – Q - H характеристика насосной станции и напорного нефтепровода Приобского месторождения.

3.3. Механический расчет напорного нефтепровода

Расчетную толщину стенки трубопровода d , мм, следует определять по формуле:

d =   n × p × Dн       .                                              (3.11)

2(R1 + np)

При  наличии  продольных  осевых  сжимающих  напряжений  толщину стенки следует определять из условия:

d =     n × p × Dн        ,                                           (3.12)

2(R1y1  + np)

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

7

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

51

где n – коэффициент надежности по нагрузке, который равен внутреннему рабочему давлению в трубопроводе; p – рабочее давление, МПа; Dн -  наружный диаметр трубы, мм; R1 – расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа; y 1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб.

Rнm

R     1           

1  = k k                                                   (3.13)

1   н

где     Rн - нормативное  сопротивление растяжению (сжатию) металла

1

труб, принимается равным минимальному значению временного сопротивления (предела прочности), МПа; m – коэффициент условий работы трубопровода; k1, kн – коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по назначению трубопровода.

2

æ s       ö            s

y   =   1 - 0,75ç    пр.N   ÷   - 0,5    пр.N

1                                ç    R     ÷               R                          (3.14)

è      1      ø                 1

где s пр.N   - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа.

s       = -a × E × Dt + m n × p × Dвн

пр.N                                                        2d                                       (3.15)

где a, E, m - физические характеристики стали; a - коэффициент линейного расширения, 1/ 0С; Е - модуль упругости, МПа; m - коэффициент поперечной деформации в упругой стадии работы металла.

Dt -    температурный     перепад,     0С,     Dt = tэ  - tф ;    Dвн       –    диаметр внутренний, мм,  Dвн  = Dн  - 2d .

Расчет толщины стенки напорного нефтепровода ДНС - точка врезки     Приобского          месторождения.       Нормативное     сопротивление

растяжению (сжатию) металла труб  Rн   (для стали 09ГСФ) равно 510 МПа;

1

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

8

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

52

коэффициент условий работы трубопровода m=0,75; коэффициент надежности по назначению трубопровода kн=1; коэффициент надежности по материалу трубы k1=1,55, тогда расчетное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб:

Rн m     510 × 0,75

R =    1        =                  = 247

1         k k          1,55 ×1               МПа

1   н

Коэффициент     надежности    по    нагрузке    находим    по    внутреннему рабочему давлению в трубопроводе. n=1,2.

Расчетная толщина стенки трубопровода, мм:

d =   n × p × Dн       =   1,2 × 4,0 × 530      = 5.0516 2(R1 + np)      2(247 + 1,2 × 4,0)

a = 1,2 ×10-5 , Е = 2,06 ×105 , m = 0,3;

0

Dt = tн  - tф  = 20 - (-30) = 50     С .

Продольное осевое сжимающее напряжение, МПа:

s      = -a × E ×Dt + m n × p × Dвн  = -1,2 ×10-5 × 2,06 ×105 ×50 + 0,3×1,2 × 4 ×514 = -50.34

пр.N                                                2d                                                              2 ×5.0516

Знак «минус» последнего результата указывает на наличие продольных осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить значение коэффициента y 1 , учитывающего двухосевое напряженное состояние металла труб.

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб определяется:

æ s        ö2                      s                           æ 50.34 ö2                      50.34

y  =   1 - 0,75ç     пр. N   ÷  - 0,5     пр. N    =   1 - 0,75ç              ÷  - 0,5             = 0,8979

1                                       ç    R     ÷               R                        ç  247  ÷               247

è      1        ø                 1                                             è            ø

Толщина стенки с учетом продольных осевых сжимающих напряжений,

мм:

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

9

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

53

d =     n × p × Dн          =           1,2 × 4 × 530           = 5.6 2(R1y1 + np)      2(247 × 0,8979 + 1,2 × 4)

С учетом допуска на коррозию принимаем толщину стенки равной 8 мм. Таблица 3.4 – Расчет толщины стенки трубопровода

Параметр                                        Единица           Расчетное измерения          значение

Расчетная толщина стенки трубопровода                      мм                    5,05 При наличии продольных осевых                                                           5,16 сжимающих напряжений толщину стенки                      мм

следует определять из условия

Коэффициент, учитывающий двухосное                         –                   0,8979 напряженное состояние труб

Расчетное сопротивление растяжению                         МПа                   247

металла труб

Продольное осевое сжимающее напряжение                МПа                 -50,34 Округленное по сортаменту значение                          мм                       8

толщины стенки нефтепровода

3.4. Проверочный расчет трубопровода на прочность и недопустимость пластических деформаций

Проверку на прочность следует производить из условия:

s пр.N   £y 2 R1 ,                                     (3.16)

где s пр.N - продольное осевое  напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое по формуле (3.15); y 2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях ( s пр.N < 0) определяемый по формуле:

2

æ s    ö            s

y   =   1 - 0,75ç    кц   ÷   - 0,5    кц

2                                ç  R   ÷             R                           (3.17)

è    1   ø               1

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

10

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

54

  кц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

     = npDвн

кц             2d                                            (3.18)

При выполнении условия (3.16) проверка на прочность выполняется.

При     невыполнении       указанного      условия     при     проектировании необходимо:

а)    выбрать     другую     марку     стали    с    лучшими     механическими характеристиками (пределом прочности);

б) увеличить толщину стенки трубы. При эксплуатации необходимо:

а) снизить давление

б) провести реконструкцию участка трубопровода.

Для    предотвращения     недопустимых     пластических     деформаций

трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:

н                        m       н

а) s пр  £y 3 0,9k R2 ;                                 (3.19)

н

н               m       н

б) s кц £ 0,9k R2 .

н

где      Rн  = s            (предел       текучести          стали),        МПа; s н  -           максимальные

2             вр                                                                                                        пр

(фибровые)     суммарные     продольные     напряжения     в    трубопроводе     от нормативных нагрузок и воздействий в МПа, определяемые по формуле:

s н   = ms н  - a × E × Dt ± EDн

пр                 кц                                        2R  ,                         (3.20)

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

11

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

55

где  R  –  минимальный  радиус  упругого  изгиба  оси  трубопровода,

н

R = 1000D , м;      s кц - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего)

давления, МПа, определяемые по формуле:

  н  = pDвн

кц           2d    ,                                        (3.21)

y 3    - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние

н

металла труб. При растягивающих продольных напряжениях ( s пр  ³ 0 ),y 3

н

принимается равным единице; при сжимающих ( s пр  £ 0 ) – определяется по

формуле:

2

æ                ö

ç        н           ÷                   н

y   =   1 - 0,75ç      s кц    ÷   - 0,5     s кц

3                                ç    m       н  ÷            m          н  .               (3.22)

ç           R2  ÷                      R2

è 0,9kн           ø            0,9kн

При     выполнении      условий     (3.19)     проверка     на    недопустимость пластических деформаций выполняется.

При     невыполнении       указанных      условий      при      проектировании необходимо:

а)    выбрать     другую     марку     стали    с    лучшими     механическими характеристиками (предел текучести);

б) увеличить толщину стенки;

в) увеличить радиус упругого изгиба трубы. При эксплуатации необходимо:

а) снизить давление

б) провести реконструкцию участка трубопровода.

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

12

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

56

Проверка на прочность напорного нефтепровода ДНС - точка врезки Приобского            месторождения. Определим внутренний диаметр трубопровода, исходя из принятой толщины стенки, мм:

Dвн  = Dн - 2d = 530 - 2 × 8 = 514

Продольное осевое сжимающее напряжение, МПа:

s    = -a × E ×Dt + m n × p × Dвн  = -1,2 ×10-5 × 2,06 ×105 ×50 + 0,3×1,2 × 4 ×514 = -77.34

пр.N                                                2d                                                                    2 ×8

Кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа:

s = npDвн = 1,2 × 4 × 514 = 154 .

кц             2d              2 × 8

Так как s пр.N <0, то

æ s    ö2                  s                       æ 154 ö2

y   =   1 - 0,75ç    кц   ÷   - 0,5    кц    =   1 - 0,75ç         ÷   - 0,5 154 = 0,53

ç  R1   ÷              R1                                                     ç 247 ÷            247

2

è        ø                                      è        ø

Тогда:

y 2 R1  = 0,53× 247 = 130.91

-  77.34 < 130.91=> проверка на прочность выполняется.

Проверка на недопустимость пластических деформаций напорного нефтепровода ДНС - точка врезки Приобского месторождения. Кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа:

s н  = pDвн  = 4 × 514 = 129

кц           2d          2 × 8

Максимальные     (фибровые)    суммарные    продольные    напряжения     в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа

ED                                2,06 ×105 ×530

1) s н   = ms н  -a × E ×Dt +   н = 0,3×129 -123,6 +                          = 18.1

пр               кц                                    2R                                 2 ×1000 ×530

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

13

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

57

ED                                2,06 ×105 ×530

2) s н   = ms н  -a × E ×Dt +   н = 0,3×129 -123,6 -                          = -187.9

пр                 кц                                     2R                                  2 ×1000 ×530

Коэффициент,      учитывающий      двухосное     напряженное      состояние материала трубы:

æ                 ö2                                                                        æ                  ö2

ç         н           ÷                     н                                         ç                  ÷

y =  1- 0,75ç        s кц     ÷  - 0,5        s кц      = 1- 0,75ç        129       ÷  - 0,5        129       = 0,7026

ç   m          ÷             m      н                                       ç 0,75 350 ÷              0,75 350

3

н

ç 0,9k  R2  ÷             0,9k  R2                                 ç 0,9 ×1         ÷             0,9 ×1

è         н            ø                     н                                          è                  ø

Предел текучести стали марки 09ГСФ  Rн  = 350 МПа, тогда

2

н

1) т.к. s пр >0, то y 3 = 1 .

y      m    Rн  = 1 0,75 350 = 292 МПа,

3  0,9k     2            0,9 ×1

н

н

2) при s пр <0, y 3 = 0,7026 .

y      m    Rн  = 0,7026 0,75 350 = 205 МПа,

3 0,9k      2                            0,9 ×1

н

а)   1) 18.1 <292

2)  -187.9 <205

б) 129 < 205

Оба условия недопустимости пластических деформаций выполняются.

Таблица    3.5   –   Результаты   расчета   нефтепровода    на   прочность    и недопустимость пластических деформаций

Параметр                                Единица               Значение измерения

1                                            2                            3

Проверка на прочность

Внутренний диаметр трубопровода                    м                       0,514 Продольное осевое напряжение от                   МПа                     -77,34 расчетных нагрузок и воздействий

Кольцевые напряжения от расчётного             МПа                       154

РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ

Лист

14

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

58

внутреннего давления