ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДНС С УПСВ ПРИОБСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Неопределено
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
  • Опубликовано:
    2019-06-21
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДНС С УПСВ ПРИОБСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт транспорта

Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов»


ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ

Заведующий кафедрой ТУР

                                 Земенков Ю.Д.

«        »                                  2017 г.


ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДНС С УПСВ ПРИОБСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к работе бакалавра РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.00.ПЗ



НОРМОКОНТРОЛЕР:

ассистент

РУКОВОДИТЕЛЬ:

доцент, к.т.н.

 

                                   Майер А.В.

                                   Подорожников С.Ю.


РАЗРАБОТЧИК:

студент группы ЭОТбз-12-2

 

                                   Порсин В.О.








Тюмень, 2017

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт транспорта

УТВЕРЖДАЮ

Заведующий кафедрой ТУР

                       Земенков Ю.Д.

«_14

апреля

2017 г.

ЗАДАНИЕ

на выпускную квалификационную работу (работу бакалавра) Ф.И.О. обучающегося Порсин Валерий Олегович

Ф.И.О. руководителя ВКР Подорожников Сергей Юрьевич

Тема ВКР Эксплуатация ДНС с УПСВ Приобского нефтяного месторождения

утверждена приказом по институту от 14.04.2017 г. № 03-3040/26а

Срок предоставления законченной ВКР на кафедру 26 мая 2017 г.

Исходные данные к ВКР 1) Генеральный план ДНС; 2) Эксплуатационные данные по режимам работы ДНС; 3) Характеристика технологических процессов ДНС; 4) Физико-  химические свойства транспортируемой нефти

Содержание пояснительной записки

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



Всего листов в графической части ВКР                                    4

Дата выдачи задания

Задание принял к исполнению

14.04.2017                                                                 

(дата)                                            (подпись руководителя)

 

14.04.2017                                                                 

(дата)                                            (подпись обучающегося)

3

РЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа изложена на 86 стр. машинописного текста и содержит 3 рисунка, 20 таблиц, 23 использованных литературных источника, 4 листа графической части.

Ключевые слова: дожимная насосная станция, нефтепровод, месторождение.

Объектом исследования является ДНС и напорный нефтепровод.

Цель работы – определение основных технологических решений по эксплуатации ДНС с УПСВ на Приобском нефтяном месторождении и расчет нефтепровода внешней перекачки.

В работе описаны технологические особенности основного оборудования ДНС, показаны климатические условия района расположения ДНС. Выполнены гидравлический и механический расчеты напорного нефтепровода ДНС – точка врезки Приобского нефтяного месторождения. Выполнена проверка трубопровода на прочность и устойчивость к пластическим деформациям. Даны рекомендации по балластировке нефтепровода в обводненной местности. Рассмотрены вопросы обеспечения безопасности жизнедеятельности при  эксплуатации ДНС и нефтепровода, проблемы охраны окружающей среды.






































 


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

 

10














                                                                             Подпись: 5
Дк-16	

Подпись: 79 	
69















  


























































































































 

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

ÃÑ-1

ÃÑ-2

Подпись: Н-100ВПодпись: - íàïðàâëåíèå äâèæåíèÿ ïîòîêà âîäû13

















                   













































  

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

1

2

3

4

5

6

Материалы, реагенты и катализаторы

7

Деэмульга- тор Сепарол WF-41

Стандарт “Baker- Petrolite”

(ТУ 2483-004-

24084384-02)

Плотность при 20 ОС, кг/м3

ГОСТ 3900-85

930 – 950

Обезвожива- ние и обессолива- ние нефти.

Подается перед первой ступенью сепарации

Вязкость кинематическая при 20 ОС,

мм2/с ГОСТ 33-82

2

Температура застывания, ОС ГОСТ 20287-91

Ниже(–50)

Температура вспышки в закрытом тигле, ОС ГОСТ 6356-75

17 – 20

8

Метанол


Плотность при 20 ОС, кг/м3

ГОСТ 3900-85

810,1

Ингибирова- ние отложений гидратообра- зований Подается в газопровод на КС-1 после узла учета газа УУГ1

Вязкость кинематическая при 20 ОС,

мм2/с ГОСТ 33-82

0,979

Температура застывания, ОС ГОСТ 20287-91

-97,7

9

Ингибитор коррозии и бактерицида

«Кемеликс 1117Х

Смесь солей четырехзамещен- ного аммония и поверхностно- активных веществ в растворителе (ксилол или метанол)

Плотность Температура вспышки Температура застывания

893кг/м3

+22 0С

-400С

В

трубопровод пластовой воды для подавления коррозии и СВБ.


 

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

44

3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1. Гидравлический расчет напорного нефтепровода

Таблица 3.1 – Исходные данные для расчета

Объемная производи-

Скорость

Плот- ность

Вязкость

Температу-

Темпера-т- ра

Марка

Кате- гория

тельность

нефтиuср , нефти r ,

нефтиn , ра нефти   tн,

фиксации

стали

участк

G, м3/сут

м/с

кг/м3

м2/с              0С

tф, 0С                        а

30000            1,5            860

14,00 ×10-6

20                -30        09ГСФ      III

Определяем внутренний диаметр нефтепровода по формуле, м

D =     4 × Qсек

p ×uср

 

 

(3.1)

где Qсек  – объемная секундная пропускная способность нефтепровода,

м3/с; uср

- средняя скорость перекачки, м/с.

Объемная секундная пропускная способность нефтепровода, м3/с:

Qсек

=       G

24 × 3600

(3.2)

G – объемная пропускная способность нефтепровода, м3/сут.

Qсек

=   30000   = 0,3472

24 × 3600

м3/сек

Тогда внутренний диаметр нефтепровода

Dвн  =

4 × 0,3472

p ×1,67

= 0,514 м






Изм.    Лист          № докум.         Подпись    Дата

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

Разработал      Порсин В.О. Проверил             Подорожников С.Ю. Консультант

Расчетная часть

Лит

Р   Б

Лист

1

Листов

19

Н. контр.         Майер А.В.

Утвердил        Земенков Ю.Д.

ТИУ ИТ гр. ЭОТбз-12-2

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

Подпись: Напор, м

50

характеристика насосов             характеристика трубопровода

450

400

350


250

200

150

200            400            600            800           1000          1200          1400

Производительность, м3

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 aEm - 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

Расчетное сопротивление растяжению             МПа                       247

(сжатию) металла труб

Коэффициент, учитывающий двухосное             –                         0,53 напряженное состояние металла труб

Проверка условия                                                –                - 77,34 < 130,91

вып-ся Продолжение табл. 3.5

1                                            2                            3

Проверка на недопустимость пластических деформаций

Кольцевые напряжения от                                МПа                       129

нормативного (рабочего) давления

Максимальные суммарные продольные           МПа                     -187,9 напряжения в трубопроводе от

нормативных нагрузок и воздействий

Коэффициент, учитывающий двухосное             –                        0,702 напряженное состояние металла труб

Проверка на недопустимость                               –                   -187.9 <205

пластических деформаций

вып-ся

Проверка на недопустимость                               –                     129 <  205

пластических деформаций                                                            вып-ся

3.5. Балластировка трубопровода в обводненной местности

Определение шага расстановки пригрузов при укладке трубопровода в обводненной местности. Плавучесть трубы рассчитывается по формуле:

Б = К   × (k     × q   + q    - q    - q   );                        (3.23)

м         нв              вс           изг           тр           пр

где qпр – нагрузка от продукта в трубе, Н/м;

pDg

q    = n × r        вн

пр                    t         4     ,                                         (3.24)

где rt - плотность нефти, кг/м3, g – ускорение свободного падения, n – коэффициент надежности по нагрузке от веса продукта n = 0,95; Км – коэффициент, зависящий от вида пригрузки, Км=1,05 (для железобетонных пригрузов)  ;  Кнв   –  коэффициент  надежности  устойчивости  трубопровода






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

Лист






15

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

59

против  всплытия,  Кнв=1,05  (для  болот);  qвс   –  выталкивающая  сила  воды, действующая на трубопровод, Н/м.

pD2

q    = g        н

вс           в      4   ,                                      (3.25)

qтр – собственный вес трубы, Н/м.

p (D2 - D2 )

q    = ng            н             вн

тр               cт                 4          ,                             (3.26)

g в -    объемный     вес    воды    с    учетом    взвешенных     частиц,    Н/м ,

3

g в    = 1050 × 9,8     Н/м ;   g    -   плотность    стали,    g    =   78500   Н/м ;    q       -

3                                                                                                                             3

ст                                                                 ст                                                    изг

дополнительная     пригрузка     необходимая    для    изгиба    трубопровода    по профилю дна траншеи Н/м.

q     =   8 × EJ     (для выпуклых участков)   (3.27)

изг        32b 2 R3

q     =   9 × EJ     (для вогнутых участков)   (3.28)

изг        32b 2 R3

Е - модуль упругости,  Е = 2,06 ×105 ×106 Па; b  - угол поворота трассы.

b      × p

b      =   град

рад             180     ,

R – радиус упругого изгиба, м.  R = 1000Dн ; J – осевой момент инерции поперечного сечения трубы, м4.

p × (D4 - D4  )

J =           н             вн    .

64

Шаг расстановки пригрузов определяется по формуле:

Б

l       пр

пр  =        ,                                        (3.27)

Б

где Бпр – вес пригруза в воде, Н.

Бпр  = Qпр  - g в  ×Vпр ,                                (3.28)






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

Лист






16

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

60

Qпр  – вес пригруза в воздухе, Н; Qпр=mg, где m – масса пригруза, Vпр  – объем пригруза, м3.

Для железобетонных пригрузов объем рассчитывается по формуле

Vпр

= êа × b - (a - 2bh - p

é

 
ë

   R2

2

ù

ú × c

,                   (3.29)

Размеры пригрузов даны в табл. 3.6.

Таблица 3.6 – Железобетонные седловидные грузы для балластировки трубопроводов

Наружный диаметр трубопровода, мм

Масса груза, кг


Размеры, мм

а

b

c

d

R

Δ

h

325

300

840

590

400

200

220

40

170

426

500

1080

760

400

260

280

40

220

529

1500

1320

900

800

330

330

40

240

720

3000

1540

1120

1200

340

430

40

340

820

3000

1640

1210

1100

346

480

40

390

1020

3000

1840

1430

900

340

580

40

500

1220

4000

2000

1600

1050

320

580

50

500

1420

4000

2100

1750

1110

250

800

90

620



Определение шага расстановки пригрузов при укладке напорного нефтепровода ДНС - точка врезки Приобского месторождения через болото. Необходимую дополнительную пригрузку на 1 метр трубы Б определяем по формуле (3.23).

Выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод:

qвс

= g в

pD2

н

 
4

= 1050 × 9,8 3,14 × 0,53

2

 
4

= 2581.81

Н/м.

Расчет проводим с  учетом опорожнения трубопровода, вес продукта

qпр = 0;

Км = 1,05 (для железобетонных пригрузов), Кнв = 1,05. Собственный вес трубы, Н/м:

61

p (D2 - D2 )             3,14 × (0,5302 - 0,5142 )

q    = ng           н             вн     = 1,0 × 78500                                       = 11389.9565

тр              cт                4                                              4

Угол поворота трассы b = 250 ,

b      × p      25 × 3,14

b      =    град           =                = 0,4361 рад

рад              180            180

Осевой момент инерции поперечного сечения трубы, м4:

p × (D4 - D4 )   3,14 × (0,5304  - 0,5144 )

J =          н             вн     =                                       = 0,0005

64                              64

Дополнительная пригрузка, необходимая для изгиба трубопровода по профилю дна траншеи для выпуклых участков, Н/м:

8 × EJ             8 × 2,06 ×105 ×106 × 0,0005

qизг  =                =                                               = 0.9094

32b 2 R3          32 × 0,43612 × (1000 × 0,530)3

Дополнительная пригрузка, необходимая для изгиба трубопровода по профилю дна траншеи для вогнутых участков, Н/м:

8 × EJ             9 × 2,06 ×105 ×106 × 0,0005

qизг  =                =                                               = 1,0231

32b 2 R3          32 × 0,43612 × (1000 × 0,530)3

Определяем плавучесть трубы для выпуклых участков, Н/м:

Б = 1,05 × (1,05 × 2581.81+ 0.9094 -1138.9565 - 0)= 1650.6030 ,

Определяем плавучесть трубы для вогнутых участков, Н/м:

Б = 1,05 × (1,05 × 2581.81+1,0231-1138.9565 - 0)= 1651.6155 .

Если  Б  >  0,  то  у  трубопровода  положительная  плавучесть  и  его необходимо пригружать.

Для трубы диаметром 530 мм размеры железобетонного пригруза (табл.

3.6):

а = 1320 мм; b = 900 мм; с = 800 мм; d = 330 мм; R = 330 мм; h = 240 мм. Определяем объем пригруза, м3 :






РБ..21.03.01.03--3040/26а.990077..22001177..0000..ПЗ

Лист






1187

Иззм..

Лист

№ докум..

Подпись

Дата























 

62

é                                                      3,14 × 0,332 ù

Vпр = ê1,32 × 0,9 - (1,32 - 2 × 0,33)× 0,24 -                       ú × 0,8 = 0,8928

ë                                                              2        û

Вес груза в воздухе, Н:

Qпр  = mгр × g = 1500 × 9,8 = 14700

где масса груза mгр = 1500 кг (табл. 3.6) Тогда вес пригруза в воде, Н:

Бпр  = Qпр  - g в  ×Vпр  = 14700 -1050 × 9,8 × 0,8928 = 5065.7952 .

Шаг расстановки пригрузов для выпуклых участков трубопровода, м:

Б        5065.7952

l    =    пр  =                    = 3.069

пр           Б      1650,6030

Шаг расстановки пригрузов для вогнутых участков трубопровода, м:

Б        5065.7952

l    =    пр  =                    = 3,0671

пр           Б      1651,6155

Таким образом, для обеспечения продольной устойчивости трубопровода на обводненном участке трассы необходимая величина шага железобетонных пригрузов составляет  lпр  = 3,0 м .

Таблица  3.7  –  Результаты  расчета  трубопровода  на  устойчивость  в обводненной и болотистой местности

Параметр                                        Единица       Значение измерения

Нагрузка от веса продукта в трубе                                    Н/м             прин-м 0

Выталкивающая сила воды, действующая на                    Н/м             2581,81 трубопровод

Собственный вес трубы                                                     Н/м             11389,9

Угол поворота трассы                                                       град.             0,4361 Осевой момент инерции поперечного сечения                  м4                         0,0005 трубы

Дополнительная пригрузка на 1 метр трубы,                    Н/м              0,9094 необходимая для изгиба трубопровода по

профилю дна траншеи для выпуклых участков






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

Лист






19

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

63

Дополнительная пригрузка, необходимая для изгиба трубопровода по профилю дна траншеи для вогнутых участков

Н/м

1,023

Плавучесть трубы для выпуклых участков

Н/м

1650,6

Плавучесть трубы для вогнутых участков

Н/м

1651,6

Вес пригруза в воде

Н

5065,8

Вес пригруза в воздухе

Н

14700

Для железобетонных пригрузов объем пригруза

м3

0,892








Шаг расстановки пригрузов


м


3,069


4.   ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Основные требования безопасного ведения технологического процесса на ДНС с УПСВ

На ДНС с УПСВ должен быть составлен план ликвидации возможных аварий (ПЛВА), утверждённый главным инженером предприятия и согласованный с местными органами Госпожнадзора.

Планы ликвидации аварий вместе с необходимыми приложениями к ним должны находиться на рабочих местах, обслуживающий персонал должен быть ознакомлен с ними под расписку. Знание плана ликвидации аварий проверяется во время учебных и тренировочных занятий с персоналом ДНС с УПСВ, проводимых по графику, утверждённому главным инженером предприятия.

Все установки, мастерские, лаборатории и другие объекты должны иметь инструкции по технике безопасности по профессиям и видам работ. Инструкции по технике безопасности должны находиться в производственных помещениях. Инструкции, разработанные на предприятии, подлежат пересмотру:

- не реже 1 раза в 3 года;

- при изменении технологического процесса и условий работы;

64

-   при авариях, взрывах и несчастных случаях с тяжёлым исходом, произошедших на рабочих местах, на которые распространяются эти инструкции;

-   при изменении руководящих документов, положенных в основу инструкции.


К обслуживанию установки должны допускаться работники соответствующей квалификации (имеющие удостоверение, выданное организацией, проводившей обучение по программе, утверждённой в установленном порядке), не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе и не моложе 18 лет. Работники должны быть ознакомлены с технологической схемой установки, технологическим регламентом, планом ликвидации аварий.

В процессе эксплуатации следует осуществлять систематический контроль за осадкой фундаментов емкостей, насосов, трубопроводов, факела, основания резервуара. Контролировать состояние оборудования и обвалования резервуара.

Профилактический осмотр оборудования установки должен производиться по графику, утвержденному главным инженером предприятия.

Эксплуатацию сепарационного оборудования следует осуществлять по

«Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (ПБ 03-576-03).

Запрещается эксплуатация аппаратов, ёмкостей и оборудования при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии или неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.






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

Лист






2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

65

Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утверждённым графиком.

Запрещается установка и пользование контрольно-измерительными приборами:

-   не имеющими клейма или с просроченным клеймом;

-   отработавшими установленный срок эксплуатации;

-   повреждёнными и нуждающимися в ремонте и во внеочередной поверке. К работе по монтажу, проверке, настройке и обслуживанию первичных измерительных приборов должны  допускаться  лица,  имеющие  допуск  не ниже        3             квалификационной                группы       по электробезопасности        согласно

"Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей».

Обслуживающий персонал должен постоянно контролировать уровень жидкости и давление в емкостях по приборам, а также производить каждые 2 часа обход и осмотр установки.

Необходимо постоянно контролировать дозировку химических реагентов.

Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяться не реже 1 раза в месяц.

В операторной должен быть вахтенный журнал, куда записываются все неисправности, замеченные дежурным, а также основные параметры работы технологической установки. Также должен быть журнал ежемесячного осмотра оборудования.

При приеме дежурства необходимо ознакомиться с записями в вахтенном журнале, осмотреть установку и убедиться в исправности технологического оборудования

Резервуары надо заполнять и опорожнять с производительностью, не превышающей пропускной способности дыхательных клапанов.






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

Лист






3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата
























 

66

При неисправных дыхательных клапанах заполнять и опорожнять резервуары не разрешается.

Рабочие места, объекты, подходы к ним, проходы и переходы в тёмное время суток должны быть освещены. Искусственное освещение должно быть выполнено в соответствии с установленными нормативами и обеспечивать установленный санитарными нормами уровень освещения (см. табл. 4.1).


Таблица 4.1 – Нормативная освещённость рабочих поверхностей

Освещённость рабочих Освещаемые объекты                   поверхностей или минимальная

освещённость в горизонтальной

плоскости, лк

Кабинеты и рабочие комнаты                                   300

Химическая лаборатория                                      500

Операторная                                                200

Технологические площадки                                     20

Пожарные проезды, дороги                                     0,5 Пешеходные дорожки                                          0,5

Ступени и площадки лестниц и

переходных мостиков                                           3

Площадки перед зданиями, подъезды и

проходы к зданиям, стоянки транспорта                           2

Места расположения маркировочных щитков, надписей, предупреждающих знаков и знаков безопасности

- при использовании люминесцентных                           150

ламп                                                        50

-  при использовании ламп накаливания Фотолюминесцентные знаки безопасности                                                              25

Крышки колодцев задвижек должны быть закрыты и засыпаны слоем песка не менее 10 см, колодцы должны быть сухими и доступны для безопасной эксплуатации в любое время суток.

Вентиляторы и вытяжные устройства должны быть в исправности, кнопки включения вентиляторов должны быть расположены у входов снаружи здания.






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

Лист






4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

67

Должны быть надежными связь и аварийная сигнализация.

Подъезды к ДНС с УПСВ должны быть исправными в любое время года. Все электрооборудование в пределах взрывоопасной зоны должно быть взрывозащищенным в соответствии с категорией и группой взрывоопасной

смеси.

Все токоведущие части электрооборудования должны быть заземлены.

Оборудование, ёмкости, коммуникации, в которых возникают заряды статического электричества, должны быть заземлены.

Все промышленные сооружения в целях  защиты от прямых ударов, вторичных воздействий молнии и проявления статического электричества заземляются.

Запрещается последовательное соединение заземляющим проводником нескольких аппаратов или резервуаров.

Лица, обслуживающие электрооборудование и электроинструмент, должны пройти специнструктаж и иметь не ниже 1 квалификационной группы по ПУЭ.

Объекты ДНС с УПСВ должны быть оснащены средствами пожаротушения по перечню, согласованному с местными органами пожарного надзора, укомплектована аварийным запасом средств индивидуальной защиты, спецодеждой и предохранительными приспособлениями в соответствии с действующими "Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и предохранительных приспособлений рабочим и служащим предприятий нефтяной и газовой промышленности".

На каждом газоопасном объекте должен быть аварийный запас противогазов соответствующих марок. Количество противогазов (разных размеров) должно быть не менее наибольшего количества работающих в смену, резервных шланговых – не менее двух.






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

Лист






5

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата
















 

68

Фильтрующие противогазы допускается применять, если содержание кислорода в воздухе не ниже 16% об., а фильтры противогазов гарантируют поглощение паров и газов, концентрация которых не превышает 0,5% об. (коробки А, БКФ). Работа в плохо проветриваемых газоопасных местах должна производиться с применением шланговых противогазов.

Универсальными защитными свойствами обладают изолирующие противогазы и респираторы. Противогазы и респираторы, имеющие баллоны со сжатым кислородом, используются при тушении пожаров и проведении аварийно-спасательных работ (противогаз КИП-8, респиратор Урал-7, Урал- 10, Р-30М).

Противогазы и другие газозащитные средства (респираторы, аппараты дыхательные) следует проверять не реже 1 раза в 3 месяца.

Технологические трубопроводы окрашиваются в соответствии с требованиями ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки (см. табл. 4.2).

Таблица 4.2 – Опознавательная окраска технологических трубопроводов

Транспортируемое               Цвета опознавательной вещество                                  окраски

Вода                                     Зелёный

Пар                                     Красный

Воздух                                     Синий

Газы горючие

Газы негорючие                           Жёлтый

Жидкости горючие

Жидкости негорючие                    Коричневый

Прочие вещества                            Серый

Примечание: Противопожарные трубопроводы, независимо от их содержимого (вода, пена, пар для тушения пожара и др.), спринклерные и дренчерные системы на участках запорно-регулирующей арматуры и в местах присоединения шлангов и др. устройств для тушения пожара должны окрашиваться в красный цвет (сигнальный).






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

Лист






6

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

69

Опознавательную окраску по всей поверхности трубопроводов рекомендуется применять при небольшой длине и относительно небольшом числе коммуникаций. В цехах с большим числом и большой протяженностью коммуникаций рекомендуется окраску трубопроводов выполнять участками.

При нанесении опознавательной окраски участками на трубопроводы, находящиеся внутри производственных помещений, остальную поверхность трубы рекомендуется окрашивать в цвет стен, потолков и прочих элементов интерьера (если данный цвет не применяется для обозначения других веществ).

При нанесении опознавательной окраски участками на трубопроводы, находящиеся вне зданий, остальную поверхность коммуникаций рекомендуется окрашивать в цвета, способствующие уменьшению теплового воздействия солнечной радиации на трубопроводы.

4.2. Охрана окружающей среды

Влияние на литосферу. Отходы - непригодные для производства виды сырья, его неупотребимые остатки, которые не подвергаются утилизации в технологическом процессе, а также в результате определенного срока службы полностью или частично утратили свои потребительские качества и их дальнейшее применение уже не эффективно. Образование, сбор, накопление, хранение и первичная переработка отходов являются неотъемлемой составной частью технологических процессов, в ходе которых они образуются.

Учету подлежат все виды отходов.

К опасным относятся отходы, обладающие хотя бы одним из опасных свойств:

-   радиоактивность;

-   инфекционность;






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

Лист






7

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

70

- взрывоопасность;

- огнеопасность;

- окислительная способность;

- коррозионность;

- экотоксичность;

- токсичность.

При эксплуатации ДНС с УПСВ образуются следующие виды опасных отходов:

- тара и упаковка стальные с остатками содержимого (тара от реагентов (бочки));

- нефтешлам очистки резервуаров и емкостей с нефтепродуктами;

- прочие шламы, содержащие нефть и нефтепродукты;

- ткань и ветошь обтирочные, загрязненные.

Контролю должны подвергаться все места временного хранения отходов, образующихся на предприятии, и отходов потребления, с учётом их физико-химических свойств.

Малотоксичные отходы, не обладающие высокой реактивной способностью, которые хранятся на территории предприятия при соблюдении санитарных норм и правил и своевременно вывозятся либо утилизируются, не включаются в план-график контроля. По отношению к






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

Лист






8

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата












































 

71

этим отходам должен проводиться визуальный контроль за соблюдением правил хранения и своевременным вывозом, который осуществляется в соответствии с инструкцией «Порядок сбора, хранения и транспортировки отходов», разработанной на предприятии. Визуальный контроль проводится также госинспекторами местного комитета по охране окружающей среды и представителями Центра санэпиднадзора.

Анализ почвы необходимо проводить в местах временного хранения отходов или в целом по предприятию один раз в три года.

В табл. 4.3 приведены перечни основных видов отходов и направления утилизации.

Таблица     4.3     –    Объёмы     и     направления      утилизации     отходов, образующихся при эксплуатации объекта

Узел, цех,                                            Класс     Периодичность     Способ              Способ установка,             Наименование     опасности, (режим подачи     хранения        утилизации сооружение                  отходов          Код отхода       отходов)            отходов            отходов

Сепараторы-

буферы, КДФТ,                                                                                                             Полигон по

БЕН,          Продукты зачистки 546 015 01  1 раз в 2 года  Скапливается  захоронению

газосепараторы,                                      04 03 3                                  в емкостях

дренажные                                                                                                                    отходов

ёмкости

Резервуары     Продукты зачистки 546 015 01  1 раз в 3 года  Скапливается       Полигон

04 03 3                               в резервуарах

Тара и упаковка                                                                                   Сдача

Установка           металличе-ские с  351 303 02                                                     производителю

ввода реагента          остатками                13 01 3         1 раз в год            склад          реагента или содержимого                                                                                   полигон

отходов

Обтирочный                                                          Специальные

Обслуживание         материал,         549 027 00 Периодическая контейнеры,

механизмов      загрязненный            01 03 4            уборка          пластиковые            Полигон

нефтепродуктами                                                       пакеты

Химическая            Лабораторные     593 000 00 периодическая скапливается

лаборатория          отходы и остатки      02 03 3            уборка            в емкости          Полигон химикалиев

Отходы бумаги и

картона от         187 013 00 Периодическая  Контейнеры

АБК               канцелярской                                                                                  Полигон

деятельности и        01 00 5            уборка             для мусора

делопроизводства






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

Лист






9

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата




















 

72

Узел, цех,          Наименование         Класс     Периодичность      Способ              Способ установка,                                           опасности, (режим подачи     хранения        утилизации сооружение                  отходов          Код отхода       отходов)            отходов            отходов

Мусор от бытовых помещений

организаций       912 00400 Периодическая  Контейнеры

несортированный     01 00 4            уборка           для мусора         Полигон

(исключая крупногабаритный)

Твердые           Отходы, мусор     912 016 00 Периодическая  Контейнеры

покрытия                                                                                                                        Полигон

площадок АБК           уличный                 01 00 5            уборка           для мусора

Влияние на гидросферу. В процессе производственной деятельности на площадках ДНС с УПСВ образуются производственно-дождевые стоки и пластовая вода. В связи с высокой минерализацией и загрязненностью нефтью пластовых и производственных сточных вод и невозможностью сброса их в поверхностные водоемы без очистки, а также их схожестью по своим «вымывающим» свойствам с сеноманскими водами все сточные воды используются в системе поддержания пластового давления.

Влияние на атмосферу. При эксплуатации оборудования в атмосферу выделяются постоянные выбросы, а также аварийные сбросы при выходе из строя оборудования и трубопроводов. Выбросы загрязняющих веществ, при рабочем режиме эксплуатации оборудования будут постоянные и залповые (при продувке газопровода).

Загрязнение воздушного бассейна происходит в результате поступления в него:

-   продуктов сгорания попутного газа на факелах и в подогревателях;

-   утечек вредных веществ через дыхательные клапаны резервуаров нефти;

-   вредных     веществ     от    оборудования,      размещенного      в    блочных помещениях через воздуховоды или дефлекторы;

-   вредных веществ через вентиляционные трубы, воздушники ёмкостей;






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

Лист






10

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

73

-   вредных веществ через неплотности фланцевых соединений сепараторов и ёмкостей.

Согласно "Рекомендациям по основным вопросам воздухоохранной деятельности (нормирование выбросов, установление нормативов ПДВ, контроль за соблюдением нормативов выбросов, выдача разрешений на выброс)", Москва, Министерство охраны окружающей среды и природных ресурсов РФ, 1995) – величины ПДВ подлежат обязательному контролю при эксплуатации объекта.

Производственный контроль осуществляет централизованная специализированная служба.

Контроль величин ПДВ от организованных источников выбросов рекомендуется осуществлять с помощью инструментальных замеров.

Периодичность контроля зависит от категории выброса загрязняющего вещества из организованного источника.

I категория – 1 раз в квартал при каждом режиме выброса из источника, учтенного при разработке нормативов ПДВ (ВСВ);

II   категория – 2 раза в год при каждом режиме выброса из источника, учтенного при разработке нормативов ПДВ (ВСВ);

III категория – 1 раз в год;

IV категория – 1 раз в пять лет.

В целях охраны, рационального использования и предупреждения загрязнения почвы, водоемов и воздушного бассейна при эксплуатации ЦПС предусматривается:

-   Система сбора и подготовки нефти полностью герметизирована.

-   Сварные стыки участков трубопроводов всех категорий подлежат 100% контролю физическими методами. После полной готовности участка или всего трубопровода производится испытание его на прочность и проверка на герметичность.






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

Лист






11

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

74

-   Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии предусматривается наружная антикоррозионная изоляция.

-   Объекты и сооружения размещаются на безопасном расстоянии от смежных предприятий и при аварии, взрыве или пожаре не могут для них представлять серьезной опасности.

-   Технологическая схема и комплектация основного оборудования гарантируют непрерывность производственного процесса за счет оснащения технологического оборудования системами автоматического регулирования, блокировки и сигнализации, вентиляции.

-   Оборудование вытяжной вентиляции и электропечи, обслуживающие взрывоопасные помещения, предусмотрены во взрывозащищенном исполнении.

-   Пуск систем вытяжной периодической вентиляции предусмотрен от газоанализатора и от кнопки у основного входа в помещение. Приемные отверстия для удаления воздуха размещаются в зоне наибольшего скопления взрывоопасных паров и газов.

-   Воздуховоды систем вентиляции выполняются из несгораемых материалов.

-   Устья труб для выброса воздуха, содержащего взрывоопасные газы, располагают на высоте не менее 1 м над высшей точкой кровли, с учетом максимального рассеивания вредных и взрывоопасных веществ в атмосфере и не ближе 10м от возможных источников воспламенения.

-   В целях поддержания расчетных температур в помещениях, а также экономии тепла и электроэнергии системы отопления и вентиляции оборудуются приборами контроля и управления.

-   Для снижения аэродинамического шума, все вентиляционное оборудование устанавливается на виброизолирующих основаниях и снабжается мягкими вставками на всасывании и нагнетании.






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

Лист






12

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

75

- Система автоматизации обеспечивает регулирование основных технологических параметров, аварийную и предупредительную сигнализацию их нарушения и отключение аварийных участков.

Снижение загрязнения воздушного бассейна в период неблагоприятных метеорологических условий (НМУ) является обязательной частью деятельности предприятий по охране атмосферного воздуха, установленной законодательством Российской Федерации.

НМУ представляет собой краткосрочное особое сочетание метеорологических факторов, обуславливающее ухудшение в районе размещения предприятия качества воздуха в приземном слое.

План мероприятий на период НМУ представляет собой совокупность мероприятий по предотвращению прироста выбросов, их сокращению, улучшению рассеивания выбросов и мер по усилению контроля за работой соответствующего оборудования и аппаратуры.

Регулирование выбросов в период НМУ осуществляется на основании:

- официального оповещения от органа Росгидромета;

- плана мероприятий по регулированию выбросов в период НМУ.

Технология добычи продукции скважин непрерывна. Остановка оборудования может повлечь аварийную ситуацию на объекте, поэтому в период НМУ вводится первый режим работы предприятия.

Мероприятия носят организационный характер и обеспечивают снижение выбросов на 10-20%.

Разработка мероприятий по регулированию выбросов в период НМУ осуществляется согласно РД52.04.52-85.

Мероприятия по сокращению выбросов по первому режиму включают:

- контроль за герметичностью оборудования;

- контроль за работой контрольно-измерительных приборов и автоматических систем управления технологическими процессами;






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

Лист






13

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

76

-   контроль     за    точным     соблюдением     технологического     регламента производства;

-   запретить работу на форсированном режиме;

-   запретить продувку и  чистку оборудования и газоходов,  емкостей,  в которых хранились загрязняющие вещества;

-   запретить  ремонтные  работы,  связанные  с  повышенным  выделением вредных веществ в атмосферу;

-   сместить     во     времени     технологические      процессы     с    большими выделениями вредных веществ в атмосферу.





4.3. Защита в чрезвычайных ситуациях

На промышленном объекте должен быть составлен план ликвидации возможных аварий, утвержденный главным инженером предприятия и согласованный с местными органами Госпожнадзора.

ДНС с УПСВ должен быть остановлен аварийно по плану ликвидации аварии в случае прекращения подачи электроэнергии, сырья, воды, при пожаре, разрушении коммуникаций и аппаратов, а также в случае аварии на соседнем объекте, которая представляет угрозу для установки.

Прекращение подачи электроэнергии. При прекращении подачи электроэнергии происходит внезапная остановка насосов, вентиляторов, отказ электрозадвижек, отключаются схемы автоматической блокировки, световой и звуковой сигнализации, теряется контроль за ходом технологического процесса.

Для предотвращения аварии необходимо:






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

Лист






14

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

77

-   сообщить    об    отключении     начальнику     смены,     начальнику     цеха, диспетчеру ЦДНГ, дежурному электрику, в зимнее время вызвать ППУ;

-   перейти  на  контроль за  технологическим  режимом  по  месту,  т.е.  по техническим манометрам и краникам на аппаратах;

-   продублировать     остановку     электрооборудования     нажатием    кнопки "СТОП";

-   закрыть задвижки на входе и выходе насосов внешней перекачки нефти;

-   жидкость накапливать в резервуарах;

-   регулирование      технологических       потоков      производить      вручную задвижками на байпасных линиях клапанных сборок;

-   после    отключения     всех    приборов     контроль    давления     вести    по техническим манометрам, контроль уровня в РВС – с помощью рулетки;

-   при длительном отсутствии электроэнергии    приступить к остановке ДНС с УПСВ по режиму нормальной остановки.

Прекращение     подачи    жидкости.     При   прекращении     поступления жидкости на установку необходимо:

-   закрыть задвижки № 1 и №2 на входе жидкости на ДНС с УПСВ;

-   сообщить    о    прекращении     подачи    жидкости     начальнику     смены, начальнику цеха, в ЦДНГ, в ЦППД;

-   выяснить причину прекращения поступления жидкости;

-   прекратить подачу деэмульгатора, ингибитора коррозии;

-   закрыть арматуру на выводе газа из аппаратов;

-   продолжать откачку нефти из аппаратов;

-   после раскачки остановить насосы, закрыть задвижки на всасе и выкиде насосов.

-   закрыть задвижки на выходе нефти с ДНС с УПСВ.






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

Лист






15

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

78

Прорыв горючих газов и нефти. При обнаружении пропусков нефти и газа в результате разгерметизации аппаратов или трубопроводов и появления опасности возникновения пожара или взрыва необходимо:

-   оповестить    ответственных    лиц   согласно   списку    плана   ликвидации аварии, сообщить в пожарную часть;

-   прекратить все огневые работы;

-   отключить поврежденный участок или аппарат;

-   локализовать нефтяной разлив, преградив растекание нефти созданием валов, насыпей, прокладкой сборных канав, устройством ям-ловушек.

-   эвакуировать людей, оказавшихся в загазованной зоне;

-   прекратить поступление нефти на ДНС с УПСВ; направить поток нефти транзитом на ЦПС.

-   при угрозе возникновения пожара произвести остановку ДНС с УПСВ с последующим аварийным опорожнением аппаратов и трубопроводов в дренажные ёмкости;

-   выставить            предупреждающие             знаки           «ОГНЕОПАСНО»

«ВЗРЫВООПАСНО», «ГАЗООПАСНО», «Проход запрещён!»;

-   постоянно     контролировать     до    нормализации     ситуации     состояние газовоздушной среды путем дополнительного отбора анализов воздуха;

-   измерить       уровень       загазованности        воздушной        среды,       при удовлетворительных результатах приступить к ремонтным работам;

-   собрать и вывезти в пункты утилизации излившуюся нефть.

Локализация нефтяного загрязнения осуществляется согласно "Временной инструкции по ликвидации аварийных разливов нефти с водных и грунтовых поверхностей", разработанной НПО "Техника и технология добычи нефти.






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

Лист






16

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

79

При малых разливах на поверхности почвы, сухих болотах и лесных угодьях локализацию рекомендуется осуществлять оконтуриванием площади загрязнения плугом с глубиной погружения лемеха в почву на 20-25 см.

При средних аварийных разливах локализация нефти осуществляется путем установления барьеров из земли с устройством защитных экранов, предотвращающих интенсивную пропитку барьера нефтью.

Локализация больших объемов разлива нефти производится с помощью отрываемых траншей. Из мест скапливания нефть откачивается передвижными установками в специальные передвижные емкости.

Локализация нефтяного загрязнения на реках, ручьях осуществляется боновыми заграждениями типа "Уж". Установка боновых заграждений производится в соответствии с техническими условиями их эксплуатации.

Сбор нефти осуществляется при помощи техники, имеющейся в производственных подразделениях, в сочетании с нефтесборными устройствами различных конструкций. Для более полного сбора нефти наряду с механическими средствами применяют сорбенты, выполненные в различном виде: рулоны, маты, порошок и т.д.

Для сбора и транспорта нефти применяются резинотканевые резервуары типа МР вместимостью от 2,5 до 25 м3.

Cобраный загрязненный нефтью мусор подлежит уничтожению или захоронению. Уничтожение или захоронение должно производиться методами, исключающими повторное загрязнение водных объектов, интенсивное загрязнение атмосферы.

Существующие методы очистки территории от нефтезагрязнений можно разделить на несколько групп:

1. Сжигание (термические методы утилизации).

2. Физко-химические методы, к которым относятся:

-   методы   рассеивания    нефти    в   толще   вод   с   помощью    препаратов эмульгирующего действия;






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

Лист






17

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата
































 

80

- потопление    нефти    с   помощью    «тяжелых»    сорбентов    или    путем коагуляции;

- поглощение нефти плавающими адсорбентами и др.

3. Биохимические методы, сущность которых заключается в окислительном разложении углеводородов с помощью определенных культур микроорганизмов.

4. Физико-механические методы, осуществляемые, как правило, механическими устройствами.

5. Химические методы обработки нефтесодержащих отходов.

Часто для более полной очистки окружающей среды от нефтезагрязнений применяют комбинацию указанных методов.

В табл. 4.4 приведены способы очистки нефтезагрязнённых земель предлагаемые рядом зарубежных и отечественных разработчиков технологий ликвидации нефтезагрязнений.

Таблица 4.4 – Способы очистки нефтезагрязнённых земель Фирма                                   Способ очистки                          Препарат

«Пройссаг»           Биологическое санирование                        - (Германия)

Немецкие фирмы      1. Термическая обработка в                        -

закрытых резервуарах

2. Экстракция-промывка почвы, отделение в отстойниках,

гидроциклонах

3. Микробиологический

4. Химическая обработка

Салют                    Микробиологический            Биодеструктор «Дизойл» Текнолоджис-Вест

«Эколби»                  Микробиологический                   Биодеструкторы:

«Валентис», «Лидер»

«Синтэко»                  Микробиологический                      «Олеворин»

«Эконад»                  Микробиологический                        «Экодин»

«Биотех-инвест»           Микробиологический                    «Деворойл» Полиинформ                Микробиологический                     Биопрепараты ВНИИПТИМ              Микробиологический                      «Биосет»






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

Лист






18

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата


























 

81

TEHNOSOL                Микробиологический                     «HydroBreak»

(биогенная добавка)

АО «Урал-ЭкоГеос»        Микробиологический                        Путидойл

модифицированный Бердский завод            Микробиологический                       «Дестройл» биологических

препаратов

НПО «Петровский       Химическая (утилизация         Структурообразователи мост»                  отходов, отмыв грунтов)

ИПНиГ                        Экстракционная

ТОО «Экотех»                    Химический                                «Ризол»

ИНСТЭБ (г. Курск)                Химический                              «Эконафт» ИНСТЭБ-Пермь (г.                 Химический                   «Миксойл», «Мегасорб»

Пермь)

Порыв напорного нефтепровода. В этом случае происходит резкое падение давления в нефтепроводе, насосные агрегаты отключаются автоматически.

Сообщить начальнику смены, начальнику цеха, в пожарную часть. Прекратить все огневые работы.

Закрыть  задвижки  на  выходе  нефти  с  ДНС,  накапливать  нефть  в резервуарах.

Локализовать нефтяной разлив, преградив растекание нефти созданием валов, насыпей, прокладкой сборных канав, устройством ям-ловушек.

Закрыть задвижки на приёме и выкиде насосов.

Вызвать на место аварии ремонтную бригаду со сварочной техникой.

Выставить  посты  ограждения  опасной  зоны  или  предупреждающие знаки «ОГНЕОПАСНО», «Проход запрещён!».

Очистить территорию, устранить замазученность.

Пожар.  При  возгорании  на  технологической  площадке  необходимо выполнить следующее:






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

Лист






19

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

82

-   вызвать пожарную команду, скорую помощь, сообщить о пожаре начальнику смены, начальнику цеха, оповестить ответственных лиц по списку согласно плану ликвидации аварий;

-   руководитель тушения пожара, действуя по обстановке, должен принять решение:

1). Прекратить доступ жидкости на ДНС с УПСВ.

2). Продолжать прием жидкости, локализовав пожар.

-   проверить включение в работу автоматических систем противопожарной защиты (оповещение людей о пожаре, пожаротушения); в случае отказа автоматики произвести ручной запуск.

-   отключить при необходимости электроэнергию, кроме аварийного освещения, остановить агрегаты, выключить вентиляторы, перекрыть трубопроводы, прекратить все работы в пожарной зоне, кроме работ, связанных с ликвидацией пожара;

-   удалить за пределы опасной зоны всех работников, не участвующих в тушении пожара, оказать первую доврачебную помощь пострадавшим (если такие имеются);

-   принять меры по ликвидации пожара первичными стационарными и передвижными средствами пожаротушения до прибытия подразделений пожарной охраны;

-   организовать встречу подразделений пожарной охраны и оказать помощь в выборе кратчайшего пути для подъезда к очагу пожара.






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

Лист






20

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата


83

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основная цель выпускной  квалификационной работы определение основных технологических решений по эксплуатации ДНС с УПСВ на Приобском нефтяном месторождении и расчет нефтепровода внешней перекачки.

В работе дана техническая характеристика линейной части трубопровода, произведены гидравлические расчеты участка напорного нефтепровода, сделана проверка на прочность и недопустимость пластических деформаций трубопровода, а также рассчитан шаг расстановки пригрузов на болоте.






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






Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Порсин В.О.




Заключение

Лит

Лист

Листов

Проверил

Подорожников С.Ю.



Р

Б


1

1

Консультант





ТИУ ИТ гр. ЭОТбз-12-2

Н. контр.

Майер А.В.



Утвердил

Земенков Ю.Д.




84

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.   Аковецкий В.Г. Аэрокосмический мониторинг месторождений нефти и газа: Учебное пособие для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. – 454 с.

2.   Бондур В.Г. Аэрокосмические методы и технологии мониторинга нефтегазоносных территорий и объектов нефтегазового комплекса.// Исследование земли из космоса, 2010, № 6, с. 3–17

3.   ГОСТ 2517-2012.Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб [Текст].- Взамен ГОСТ 2517-85; введ. 2014-03-01.-Москва, Стандартинформ. 2014.-37 с.

4.   Земенков Ю.Д., Смирнов А.Н., Шиповалов А.Н., Подорожников С.Ю. Повышение надежности и эффективности технологического режима сети нефтесбора // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2011.

№ 1. С. 27.

5.   Иванов А.В. Особенности транспорта и переработки нефти, газа и конденсата в Ямало-Ненецком автономном округе, 2009. Тюмень: Издательство СибНАЦ, Горные ведомости, №3. — с. 36-42.

6.   Кочкин. В. Ф. Промышленная экология. Разработка природоохранной документации. Отчетность. Практические аспекты [Текст]: справочник / В. Ф. Кочкин, В. Е. Дрибноход, Т. С. Русинова. - Санкт-Петербург : Профессионал, 2012. - 888 с.

7.   Никифоров Л.Л. Безопасность жизнедеятельности: Учебное пособие / Л.Л. Никифоров, В.В. Персиянов. - М.: НИЦ ИНФРА-М, 2014. - 297 с.

8.   Промышленная  теплоэнергетика:  учебник/  Б.В.  Моисеев,  Ю.Д.

Земенков, С.Ю. Торопов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. - 236 с.






Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Порсин В.О.




Список использованных источников

Лит

Лист

Листов

Проверил

Подорожников С.Ю.



Р

Б


1

3

Консультант





ТИУ ИТ гр. ЭОТбз-12-2

Н. контр.

Майер А.В.



Утвердил

Земенков Ю.Д.



85

9.   Романков П. Г. Методы расчета процессов и аппаратов химической технологии (примеры и задачи) [Текст]: учеб. пособие / II. Г. Романков, В. Ф. Фролов, О. М. Флисюк. - Санкт-Петербург : Химиздат, 2010. - 543 с.

10.   СНиП РК 2.02-05-2009. Стальные конструкции [Текст] / Минрегион России. - Москва: ЦПП, 2011. - 173 с.

11.   Техника и технологические процессы при транспорте энергоресурсов: Учебное пособие в 2-х томах. Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2008.

12.   Техника и технологии сбора и подготовки нефти и газа: Учебник.

/Земенков    Ю.Д., Александров          М.А.,    Маркова Л.      М.,   Дудин   С.М., Подорожников     С.Ю.,     Никитина     А.В./     –        Тюмень:    Издательство

«Нефтегазовый университет», 2015 – 162 с.

13.   Типовые расчеты процессов в системах транспорта и хранения нефти и газа: Учебное пособие. / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – СПб.: Недра, 2007.

14.   Тепломассообменное оборудование и тепловые процессы в системах транспорта и хранения нефти и газа / Земенков Ю.Д., Моисеев Б.В., Богатенков Ю.В., Налобин  Н.В. / Учебник. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. – 167 с.

15.   Трубопроводный  транспорт  нефти  и  газа:  Учебник  для  вузов.

/Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. и др. - М.: Недра, 1988. - 250 c.

16.   Эксплуатация            магистральных            и           технологических нефтегазопроводов. Объекты и режимы работы. / Некрасов В.О., Подорожников С.Ю., Пимнев А.Л. и др./ Учебное пособие – Тюмень: издательство «Нефтегазовый университет», 2014. – 289 с.

17.   Эксплуатация            магистральных            и           технологических нефтегазопроводов. Процессы. / Подорожников С.Ю., Маркова Л.М., Чекардовский  С.М.  и  др./  Учебное  пособие    –  Тюмень:  издательство

«Нефтегазовый университет», 2014. – 250 с.






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

Лист






2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

86

18.   Эксплуатация линейной части нефтегазопроводов: Учебное пособие. Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: Издательство

«Вектор Бук», 2013. – 294 с.

19.   Энерготехнологические комплексы при проектировании и эксплуатации объектов транспорта и хранения углеводородного сырья: учебник/ Ю.Д. Земенков, Б.В. Моисеев, Ю.В. Богатенков, Н.В. Налобин. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2015.-236с.






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

Лист






3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ                                                                                                       МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Состав и свойства нефти и газа Приобского месторождения при однократном разгазировании

Показатели разработки Приобского месторождения                                                                    

Зависимость динамической вязкости нефти от температуры






РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.01.ГЧ

















Технологические показатели разработки месторождения

Лит

Масса

Масштаб

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата






Разработ.

Порсин В.О.



Проверил

Подорожников С.Ю.







Лист 1

Листов 4

Утвердил

Земенков Ю.Д.




Кафедра ТУР

ТИУ ИТ

гр. ЭОТбз-12-2

Нормоконт.

Майер А.В.











ãàçîïðîâîä

Äó400

ÓÓÃ

Ð-100


ÊÑ-104À

Äó300




ÓÏÎÃ-1

C-1

C-100À

Äó200

ìåñòîðîæäåíèå

Äó400

Äó250

ÊÑ-104Â

Äó200


Äó300


ÓÏÎÃ-2

C-2




Äó400

C-100Â




Äó250

Äó200

Í-100À

Н-100В





















ÃÑ-1 ÃÑ-2







РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.02.ГЧ


















Технологическая схема УПСВ

Лит

Масса

Масштаб

Изм

Лист

докум.

Подпись

Дата






Разработ.

Порсин В.О.



Проверил

Подорожников  С.Ю.







Лист 2

Листов 4

Утвердил

Земенков Ю.Д.




Кафедра ТУР

ТИУ ИТ

гр. ЭОТбз-12-2

Нормоконт.

Майер А.В.








 
 




ñèñòåìà ïîääåðæàíèÿ ïëàñòîâîãî äàâëåíèÿ



Äó200



Äó200

Í-201À

Í-201Â


Í-201Ñ








Äó300

Î-201À




Î-201Â








íåôòåïðîâîä

- çàäâèæêà êëèíîâàÿ

- ðåãóëÿòîð ïîòîêà

- çàäâèæêà êëèíîâàÿ ñ ýëåêòðîïðèâîäîì

- îáðàòíûé  êëàïàí

- çàìåðíîå  óñòðîéñòâî (íåôòü, ãàç, âîäà)






ÓÓÍ















- íàïðàâëåíèå äâèæåíèÿ ïîòîêà íåôòè

- íàïðàâëåíèå äâèæåíèÿ ïîòîêà âîäû

- íàïðàâëåíèå äâèæåíèÿ ïîòîêà ãàçà

- íàñîñíûé àãðåãàò ÖÍÑ

РЕЗУЛЬТАТ РАСЧЕТА НАПОРНОГО НЕФТЕПРОВОДА

ЗД57


ЗД56

Нефть от КСУ

Нефть из РВС-5000 м3

Н, м

500

 

 

V-1503                                                            V-1504                                                                  V-1505                                                                        V-1506                                                                       V-1507



ЗД58


Нефть на ОУУН Дренаж в Е-3

400

300

200

100

N, МВт

450

350

 

 

V-417














V-418


V-419

V-406














V-413


V-408

V-404














V-399


V-403

V-391














V-394


V-390

V-383














V-385


V-382

η, %

100

80

60

40

20

 

0

 

 

 

 

 

 

 

 

100

 

 

 

 

 

 

 

 

200                    300

250

150

Δhдоп, м

 

9

6

3

0

Q, м 3/ч

 

РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ И БАЛЛАСТИРОВКА НАПОРНОГО НЕФТЕПРОВОДА

Результаты механического расчета нефтепровода                                             Результаты расчета трубопровода на устойчивость в обводненной и

болотистой местности









РБ.21.03.01.03-3040/26а.907.2017.04.ГЧ

















Расчет на прочность и балластировка напорного нефтепровода

Лит

Масса

Масштаб

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата






Разработ.

Порсин В.О.



Проверил

Подорожников С.Ю.







Лист 4

Листов 4

Утвердил

Земенков Ю.Д.




Кафедра ТУР

ТИУ ИТ

гр. ЭОТбз-12-2

Нормоконт.

Майер А.В.








Похожие работы на - ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДНС С УПСВ ПРИОБСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!