ПРОЕКТ НЕФТЕПРОВОДА ДЛЯ ТРАНСПОРТА НЕФТИ БЕЙТАНГИРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Наименование раздела (главы)

Количество листов графической части

% от объема ВКР

Дата выполнения

1 Общая глава

1

15

11.12.17

2 Технологическая глава

1

45

25.12.17

3 Расчетная глава

2

25

23.01.18

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ..................................................................................................... 6

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ......................................................................................... 8

1.1. Климатическая характеристика района................................................... 8

1.2. Физико - химические свойства нефти..................................................... 12

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ................................................................. 14

2.1 Описание процессов подготовки и транспорта углеводородного сырья .. 14

2.1.1 Дожимная насосная станция................................................................. 16

2.1.2 Установка сепарации нефти................................................................... 18

2.1.3 Установка подготовки нефти................................................................. 19

2.1.4 Установка подготовки газа на собственные нужды............................. 25

2.2 Характеристика вспомогательного оборудования.................................. 26

2.2.1 Установка дозирования химреагентов.................................................. 26

2.2.2 Факельная система................................................................................. 28

2.2.3 Дренажная система................................................................................ 29

2.2.4 Пункт налива нефтепродуктов............................................................... 30

2.2.5 Площадка резервуаров нефти................................................................ 32

2.2.6 Парк резервуарный товарных продуктов.............................................. 34

2.2.7 Узел приема и подачи метанола............................................................ 36

2.2.8 Станция азотная..................................................................................... 37

2.2.9 Станция компрессорная сжатого воздуха............................................. 39

2.2.10 Маслоснабжение газотурбинной электростанции............................... 41

2.2.11 Электростанция дизельная аварийная................................................. 41

2.2.12 Внутриплощадочные технологические трубопроводы....................... 43

3. РАСЧЕТНАЯ ЧЕСТЬ................................................................................. 45

3.1. Технологический расчет магистрального нефтепровода....................... 45

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Шидловский П.В.

СОДЕРЖАНИЕ

Лит.

Лист

Листов

Проверил

Коровин И.О.

РБ

1

2

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбзу-14-4

Н. контр.

Куликов А.М.

Утвердил

Земенков Ю.Д.

  Расчет режима работы магистрального нефтепровода при снижении производительности до 60% и 30%...................................................................... 51

Расчет сепараторов.................................................................................. 53

  Расчет сепараторов I ступени............................................................................... 53

  Расчет газосепаратора........................................................................................... 55

3.3.3 Расчет трехфазного сепаратора «Хитер-Тритер»................................. 55

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.............................................................................................. 57

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ........................................ 58

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

5

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

6

ВВЕДЕНИЕ

Одной из основных целей энергетической стратегии России в период до 2020 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. Еще одним серьезным импульсом к развитию нефтегазового сервиса становится реализация системного проекта строительства нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан. Этот проект объективно требует разведки, доразведки, а в последующем

— и эксплуатации месторождений, находящихся «вдоль» трубы, тем самым способствуя смене структуры экономики регионов присутствия проекта и смещению географии точек роста нефтегазового комплекса к востоку.

Геологоразведочные работы ПАО "Газпром" на территории Восточной Сибири ведутся по графику, лицензионные требования выполняются в полном объеме. По нефтегазовым объектам, планирует наращивать объем инвестиций в геологоразведку с 4 млрд. руб. в 2016 году до 6-7 млрд. руб. ежегодно в течение 2017-2020 годов.

В связи с тем, что основные месторождения углеводородов на территории Восточной Сибири - нефтегазоконденсатные, а также принимая во внимание

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Шидловский П.В.

ВВЕДЕНИЕ

Лит.

Лист

Листов

Проверил

Коровин И.О.

РБ

1

2

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбзу-14-4

Н. контр.

Куликов А.М.

Утвердил

Земенков Ю.Д.

7

ведущуюся реализацию проекта нефтепровода "Восточная Сибирь - Тихий Океан", то отмечается целесообразность транспорта товарной нефти по этому нефтепроводу. Повышения экономической эффективности освоения месторождений области, лицензии на которые принадлежат разным компаниям, можно добиться путем синхронизации их разработки и подключения к объектам транспорта, с учетом расположения месторождений, их характеристик, возможных способов, технологий и сроков освоения.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

7

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

8

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Климатическая характеристика района

В административном отношении объект расположен в южной части Якутии и вытянут на 33 км с севера на юг и на 15 км с запада на восток. Территория района исследований расположена на Ангаро-Тунгусской равнине в южной части Среднесибирского плоскогорья, в 1Д климатическом районе для строительства. Ближайшие наиболее крупные населенные пункты: г. Иркутск в 851 км южнее, г. Якутск в 482 км севернее. Ближайший крупный населенный пункт город Олёкминск в 220 км от северо-западной границы участка. Пути сообщения района весьма ограничены.

Климат территории относится к умеренно холодному резко континентальному с продолжительной малоснежной зимой, сильными морозами и ветрами, коротким теплым летом, короткой сухой весной с поздними возвратами холодов (заморозками), непродолжительной осенью с ранними заморозками и частыми возвратами тепла. Климатические характеристики района приняты по ближайшей метеостанции. Зона проектирования относится к району I, подрайону 1Д климатического районирования для строительства согласно СНиП 23-01-99

Сезонные изменения воздушных масс и процессы их трансформации играют значительную роль в формировании климата этого региона. Континентальность климата обусловлена доступом арктического воздуха.

Преобладающими воздушными массами являются континентальный воздух умеренных широт и арктический воздух. С марта атмосферная циркуляция изменяется, преобладающее движение циклонов и антициклонов становится западным, часто сохраняется вторжение арктического воздуха.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Шидловский П.В.

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Лит.

Лист

Листов

Проверил

Коровин И.О.

РБ

1

6

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбзу-14-4

Н. контр.

Куликов А.М.

Утвердил

Земенков Ю.Д.

9

В летнее время фронтальная зона часто нарушается вторжением арктических воздушных масс с севера, что выражается в усилении холодных северных или северо-западных ветров, появлении заморозков. С осени устанавливается сухая, безветренная холодная погода, редко нарушаемая вторжениями западного переноса более теплого воздуха. В первой половине зимы в результате циклонической активности часто наблюдается нестабильность погоды.

Направление и скорость ветра у поверхности земли зависят от распределения атмосферного давления, рельефа местности и других физико- географических особенностей, характерных для данного района. Режим ветра в течение всего года складывается в зависимости от циркуляционных факторов и местных условий. На направление ветра в отдельных пунктах существенное влияние оказывают местные условия: неровности рельефа, направление долин рек, различные препятствия.

Среднемесячная скорость ветра колеблется от 1,2 – 2,4 м/с, характеристики ветровых режимов приведены в таблицах 1.1 - 1.3.

Таблица 1.1 - Средняя месячная и годовая скорость ветра, м/с.

I       II        III       IV       V      VI      VII    VIII     IX       X       XI     XII    Год 1,2      1,3      1,7     2,3      2,4     2,1      1,7    1,6      1,6      2       1,6     1,3     1,7

Таблица 1.2 - Повторяемость направлений ветра и штиль, %.

Месяц             С         СВ        В        ЮВ       Ю       ЮЗ         3       СЗ   Штиль I                      12        15         1          3         30        29         8       2         43

VII                  16        24        10         6         12        13        10        9        23

Год                  11        14         5          5         21        23        13        8        28

Для практических целей представляет интерес повторяемость скоростей ветра выше и ниже определенных пределов, данные скорости ветра по румбам.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

10

Скорость ветра, вероятность превышения которой для данного района составляет не более 5 %, принята равной 10,0 м/c.

Таблица 1.3 - Среднее число дней со скоростью ветра более 6 м/с

Месяц              I      II     III    IV     V     VI   VII  VIII   IX     X     XI   XII  Год Без учета          1     02     1      2      2      1    1        1     1       1     1     0,4  12,6

порывов

С учетом          5      6     12    19    21    19    16    15    14    15    10     7    159

порывов

Температура окружающего воздуха принимается для летнего периода равной средней максимальной температуре воздуха наиболее теплого месяца года – плюс 17,2°С, для зимнего периода равной средней температуре воздуха за самый холодный месяц – минус 29,8°С. Абсолютная минимальная температура воздуха - минус 61°С, абсолютная максимальная температура воздуха - плюс 35°С. Среднегодовая температура воздуха составляет минус 6,1°С Характеристики температурного режима воздуха приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Средняя месячная и годовая температура воздуха.

Месяц       I      II    III     IV     V    VI    VII    VIII    IX     X       XI     XII   Год Т°С        -29,8 -26,5 -15,7  -3,7       5,1     14    17,2       13       5,6     -4,4     -19,9  -28,5  -6,1

Дата наступления средних суточных температур выше и ниже 0 °С 26 апреля и 6 октября соответственно.

В формировании режима увлажнения решающая роль принадлежит атмосферным осадкам. Рассматриваемый район относится к сухой зоне.

Среднее годовое количество осадков составляет 424 мм. Максимум осадков наблюдается в августе - 59 мм, минимум в феврале, марте – 14 мм. Среднее количество осадков, влажность воздуха представлены в таблицах 1.5÷1.7.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

11

Таблица 1.5 - Среднее количество осадков с поправками к показаниям осадкомера, (мм), (среднеарифметические данные по метеостанции)

I       II       III      IV      V       VI      VII    VIII    IX      X       XI     XII    Год 21      14      14      24      35      52     57       59      44      43      32      26      424

Таблица 1.6 - Характеристика режима влажности воздуха

Влажность             I      II     III    IV     V    VI   VII VIII  IX     X     XI   XII  Год

Средняя относительная

78    75    68    61    59    63    69    76    78    79    81    78    72

влажность

воздуха, %

Устойчивый снежный покров образуется в конце первой декады октября.

Средняя высота устойчивого снежного покрова представлена в таблице 1.7. Таблица 1.7 - Средняя высота снежного покрова (см) на последний день декады

Примечание: Снежный покров отсутствовал более чем в 50 % зим

Средняя дата появления снежного покрова – 28 сентября. Средняя дата установления снежного покрова – 13 октября. Средняя дата разрушения снежного покрова – 5 мая. Средняя дата схода снежного покрова – 13 мая.

Интенсивное нарастание снега, как правило, происходит в начале зимы (октябрь-декабрь), в последующие месяцы увеличение его высоты замедляется. Количество дней с атмосферными явлениями представлено в таблице 1.8.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

12

Таблица 1.8 - Среднее число дней с явлениями

Явления    I       II     III     IV      V     VI    VII  VIII   IX    X      XI    XII    Год Туман   4        2        0,4     0,2                0,6           3               6       8      4        0,5   0,7            4      33,4

Метель    1,6    1,1    2,1    1,2     0      0       0       0       0     0,9    1,9    1,6    10,4

Гололед     0       0      0    0,03     0      0       0       0       0    0,06    0       0     0,09

Гроза       0       0       0    0,01    1     4,5    6,5    3,4    0,4   0,01    0       0     15,8

1.2 Физико - химические свойства нефти

Исходными данными для разработки проекта послужили материалы проекта разработки Бейтангирского месторождения, выполненная институтом

«ТюменНИИгипрогаз» в 2016 году.

Состав и свойства нефтей разрабатываемых эксплуатационных объектов месторождения, распределение добывающих скважин по эксплуатационным объектам, а также компонентный состав попутного нефтяного газа и динамика технологических показателей периода ОПЭ приведены в таблицах 1.9,1.10,1.11.

Таблица 1.9 - Состав и свойства нефтей эксплуатационных объектов

Эксплуатационные объекты

Показатели

ВН-Ι        ВН-ΙΙ        ВН-ΙΙΙ-V

Средние содержание парафинов, % масс.            4,55          3,29             1,85

Среднее содержание серы, % масс.                      0,29          0,35             0,11

Содержание смол, % масс.                                   4,83          8,91             6,76

Плотность, кг/м3                                                   828           836              838

Кинемат. вязкость, мм2/сек (при 20 °С)               20,24        25,06           25,15

Давление насыщения, МПа                                  24,98        29,01           23,25

Газосодержание, м3/т (среднее)                           116,8       186,04         126,83

Средняя температура застывания нефти, °С         -8,7          -14,1           -27,3

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

5

Изм.

Лист

Подпись

Дата

13

Таблица 1.10 - Компонентный состав попутного газа, в % мольных

Эксплуатационные объекты

Компоненты

ВН-Ι            ВН-ΙΙ               ВН-ΙΙΙ-V

СН4                                                                                 66,20            64,87                  61,44

С2Н6                                                                                 6,12              5,24                   6,12

С3Н8                                                                                 2,30              1,72                   2,30

iС4Н10                                                                              0,54              0,25                   0,44

nС4Н10                                                                            1,07              0,57                   0,79

iС5Н12                                                                              0,83              0,77                   0,80

nС5Н12                                                                            0,83              0,77                   0,80

С6+                                                     -                   -                      0,80

Не                                                   0,59              0,62                   0,54

СО2                                                                                   0,06              0,23                   0,48

N2                                                                                     20,55            25,77                  26,81

Плотность, кг/м3                                               0,900            0,880                  0,907

Таблица 1.11 - Динамика технологических показателей периода ОПЭ

Добыча           Добыча

Добыча           Добыча

Ввод                                                         пластовой       попутного

Годы                              жидкости,       нефти, тыс.

скважин №                                                  воды, тыс.           газа, тыс. т/год          т/год

т/год          млн м3/год

23, 35, 46,

1                                   25,521*           25,503*            0,018*            7,612*

50*

2                52                33,487             33,410              0,077             11,238

3                51                41,127             41,003              0,123             18,551

4                 -                 39,553             39,098              0,455             31,923

5                 -                 37,218             36,382              0,836             44,230

Примечание: * выделены показатели пускового комплекса периода ОПЭ.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

6

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

14

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Описание процессов подготовки и транспорта углеводородного сырья

Технологическая схема подготовки добываемой продукции скважин, состоящей из нефти, попутно добываемой воды и газа должна обеспечивать обезвоживание и дегазацию нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002. Кроме того, установка подготовки нефти (УПН) должна обеспечивать содержание солей в подготовленной нефти не более 20 мг/л. Столь низкое содержание солей в нефти обусловлено ее дальнейшей переработкой на установке нефтеперерабатывающей (НПУ-50). Более высокая концентрация солей в нефти может привести к преждевременному выходу оборудования из строя.

Добываемая продукция (далее – нефть) от куста скважин РН1 и одиночных скважин по системе сбора поступает на входную гребенку, где производится снижение и поддержание технологического давления на уровне 0,6 МПа. От входной гребенки поступает в устройство предварительного отбора газа (УПО). После потоки нефти поступают в нефтегазовый сепаратор С-1.1, в котором происходит дегазация нефти. Газ от УПО смешивается с газом из С-1.1 и подается в газосепаратор СГ-1.1.

Для облегчения разрушения водонефтяной эмульсии перед сепаратором С-

1.1 вводится деэмульгатор от блока дозирования химических реагентов БРХ-1.

Из сепаратора С-1.1 частично дегазированная нефть смешивается с жидкостью из сепаратора СГ-1.1 и поступает на вход аппарата С-2, давление в котором поддерживается на уровне 0,58 МПа регулятором давления, установленным в газовой обвязке аппарата. Температура нефти в С-2 повышается до 35 °С за счет теплообмена с жаровой трубой, нагреваемой

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Шидловский П.В.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Лит.

Лист

Листов

Проверил

Коровин И.О.

РБ

1

31

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбзу-14-4

Н. контр.

Куликов А.М.

Утвердил

Земенков Ю.Д.

15

дымовыми газами. При повышенной температуре процесс разделения нефти и воды происходит более эффективно за счет снижения вязкости нефти.

Вода из С-2, отделенная от нефти, направляется на утилизацию, а обезвоженная и дегазированная нефть направляется в отстойник О-1.1 для окончательного обезвоживания и обессоливания. Давление в О-1.1 поддерживается на уровне 0,5 МПа регулятором давления, установленным в газовой обвязке аппарата. На вход О-1.1 подается пресная вода, которая разбавляет воду, унесенную из С-2, ее объем определяется эффективностью отделения водного раствора от нефти в С-2 и О-1.1, а также минерализацией пластовой воды.

Из отстойника нефть направляется на концевую сепарационную установку

– СК-1.1, давление в которой поддерживается на уровне 0,105 МПа, а вода частично направляется на утилизацию, другая ее часть возвращается на вход С-

2 для предварительного обессоливания нефти.

Подготовленная нефть из СК-1.1 поступает в резервуарный парк нефти, поступает в резервуарный парк товарной нефти для хранения и последующего автовывоза в период ОПЭ.

Газы дегазации от СГ-1.1, С-2 и О-1.1 объединяются и используются в дальнейшем на собственные нужды. Газ СК-1.1 сжигается на факеле.

Внешний транспорт нефти в период полного развития планируется перекачкой по нефтепроводу (Длиной 218 км. Ду=325 мм.) до г. Ленск, с последующим транспортом по ВСТО.

Подготовка, переработка и транспортировка добытой нефти производится комплексно на площадке дожимной насосной станции №3 (далее ДНС-3). Для реализации этих задач на территории площадки ДНС-3 предусматривается следующий комплекс технологических объектов и сооружений:

-   ДНС-3 с необходимым минимумом технологического оборудования на период ОПЭ;

- Установка подготовки нефти (далее УПН);

- Площадка резервуаров;

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

16

- Резервуарный парк нефти и товарной продукции;

- Наливная эстакада для налива продукции в автотранспорт;

- Установка нефтеперерабатывающая (далее УНП).

Продукцией УПН является товарная нефть, соответствующая требованиям ГОСТ 9965-76 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий».

2.1.1 Дожимная насосная станция

ДНС-3 предусматривается с необходимым минимумом технологического оборудования, в состав которого входят:

- Установка предварительного отбора газа (далее - УПО);

- Установка сепарации нефти Ι ступени и газосепаратор, обеспечивающие сепарацию нефти в полных объемах;

- Установка подготовки газа собственных нужд;

- Факельная система.

В соответствии с технологической схемой добываемая продукция (далее – нефть) от куста скважин РН1 и одиночных скважин по системе сбора поступает на входную гребенку, где производится снижение и поддержание технологического давления на уровне 0,6 МПа.  После объединения  потоки нефти поступают на установку сепарации нефти.

Для перспективного расширения ДНС-3, с учетом полного развития месторождения, предусматриваются резервные территории и коридоры коммуникаций площадки ДНС-3 для строительства дополнительных технологических сооружений, к которым будут относиться: насосная нефти, оперативный узел учета нефти, площадка подогревателей нефти, буферная емкость, аварийные емкости.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

17

Таблица 2.1 - Состав технологических сооружений ДНС-3 на период ОПЭ

Обозна-                                                                 Кол-                    Технические  Наименование

чение             во,шт                                         характеристики

Устройство предварит.

УПО1.1                                                                     1                         Ру=1,0 МПа

отбора газа

Сепаратор нефтегазовый                            Qж=26 м3/час, Ру=1,0МПа, С1.1                                                                        1

входной типа НГС                                        V=25 м3

Qг=21-75 тыс нм3/ч;

СГ1.1              Газосепаратор типа НГС               1

Ру=1,0 МПа; V=6,3 м3

Qг=42,8-142,8 тыс. м3/сут;

Установка подготовки газа

БПГСН                                                                      1                    Рвх=0,6-0,8 МПа;

собственных нужд

Рвых=0,4 МПа

Сепаратор факельный                                                 V=4 м3; СФ1                                                                        1

высокого давления                                           Qг=41 тыс. м3/ч

Сепаратор факельный                                                 V=4 м3; СФ2                                                                        1

низкого давления                                             Qг=41 тыс. м3/ч

ЕФ1,ЕФ2                Емкость дренажная                   2                 V=12,5 м3, N=15 кВт Емкость дренажная

Е1                                                                          1                 V=40,0 м3, N=15 кВт

технологическая

Установка факельная

Ф1                                                                          1                  Ду300 мм, Н=20,5 м

УФМГ-300

Установка факельная

Ф2                                                                          1                  Ду100 мм, Н=10,5 м

УФМГ-100

Блок запально-                                        В составе УФМГ-300 и БЗС                                                                         2

сигнализирующий                                                 УФМГ-100

Блок запорно-                                         В составе УФМГ-300 и БЗР                                                                         2

регулирующий                                                      УФМГ-100

ПУМ           Пульт управления местный             2                                   -- Установка дозирования

Qж=2,5 л/ч;

УДХ1                       химреагента                          1

Раб=1,0 МПа

(деэмульгатора)

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

18

2.1.2 Установка сепарации нефти

Установка сепарации нефти включает в свой состав устройство предварительного отбора газа, сепаратор нефтегазовый входной, газосепаратор. Нефть от входной гребенки направляется в устройство предварительного отбора газа (УПО1.1), где производится предварительная сепарация нефти от газа и его отбор для разгрузки входного сепаратора С1.1 по газу. После УПО1.1 частично разгазированный поток нефти поступает на первую ступень сепарации во входной сепаратор С1.1, где производится сепарация нефти от газа при установленном технологическом давлении 0,6 МПа. Газ, выделившийся в УПО1.1 и С1.1, отводится в газосепаратор СГ1.1. Рабочее давление, при котором производится сепарация нефти от газа, поддерживается автоматически регулятором давления РД1.1, установленным в газовой обвязке СГ1.1, на уровне 0,6 МПа. Газ от СГ1.1 направляется на вход сепаратора СГСН1.1 блока подготовки газа собственных нужд.

Нефть, отделенная в С1.1, сбрасывается по уровню автоматически через регулятор уровня, установленный в обвязке С1.1. Поток отсепарированной от газа нефти после С1.1 и СГ1.1 поступает на вход в С2 установки подготовки нефти. При выходе ДНС-3 на полное развитие на трубопроводе подачи нефти в С2 от С1.1 предусматривается установка регулятора расхода РР и счетчика жидкости для подачи на УПН и УНП необходимого количества нефти.

Для обеспечения интенсивности процесса отделения воды в сепараторе С1.1 во входной трубопровод нефти производится подача деэмульгатора от установки дозирования химреагента УДХ1.

Для предотвращения образования гидратов в поток газа перед СГ1.1 предусматривается подача метанола.

Для защиты технологической линии по подготовке нефти от превышения давления предусматривается установка предохранительных клапанов на газосепараторе   ГС1.1.   Давление   настройки   предохранительных   клапанов

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

5

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

19

составляет  1,15  Рраб.  Сброс газа  от  предохранительных  клапанов  аппарата предусматривается в общий коллектор факельной системы высокого давления.

Для опорожнения технологических аппаратов перед выводом в ремонт, техническим освидетельствованием или при аварийной остановке на ДНС-3 предусматривается дренажная емкость Е1 объемом 40 м3, оборудованная погружным насосом.

Общий объем дренажной емкости обеспечивает прием всего количества жидкости от аппаратов ДНС-3 при остановке технологической линии. Откачка сброшенной жидкости от Е1 предусматривается на вход в С2 установки подготовки нефти, также предусмотрен трубопровод откачки нефти от Е1 в резервуарный парк.

2.1.3 Установка подготовки нефти

В составе установки подготовки нефти (далее - УПН) предусматривается следующее технологическое оборудование:

- блок нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом С2;

- отстойник О1.1;

- установка концевая сепарационная СК1.1;

- узел оперативного учета нефти УОУН.

В связи с высоким содержанием солей в пластовой воде (220 г/л) и в целях экономии промывочной воды, технологией подготовки нефти предусматривается ступенчатое отделение воды от нефти. Отделение воды производится в сепараторе С2 и отстойнике О1.1. Перед отстойником через смеситель предусматривается подача пресной воды для промывки солей из остаточного количества пластовой воды. Указанной технологией достигается снижение содержания концентрации солей в пластовой воде до необходимых 20 мг/л для последующей переработки нефти на установке по переработке нефти (УНП).

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

6

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

20

Сброс газа низкого и высокого давления УПН от аппаратов производится в факельную систему ДНС-3, являющейся общей факельной системой для ДНС- 3, УПН.

Состав технологических сооружений УПН представлен в таблице 2.2.

Для опорожнения технологических аппаратов перед выводом в ремонт, техническим освидетельствованием предусматриваются дренажные емкости Е2.1, Е2.2 объемом 40 м3, оборудованные погружными насосами. Объем дренажных емкостей и обеспечивает прием жидкости от наибольшего по объему аппарата (О1.1).

Таблица 2.2 - Состав технологических сооружений УПН на период ОПЭ

Обозна-                                          Кол-во               Технические  Наименование

чение        шт                                  характеристики

Блок нефтегазово-                          Qнвэ=до 2600 м³/сут;

доразделителя с                             Qн=до 2100 м³/сут; С2                                                 1

прямым                                        Рраб.=0,6 МПа;

подогревом                                          V=6,3 м3

О1.1         Отстойник нефти           1           V=100 м3; Рраб=0,6 МПа

Сепаратор

Рраб.=0,6 МПа;

СК1.1           нефтегазовый               1

Qж= 143 т/сут;

типа НГС (КСУ)

V=6,3 м3

Узел

Qж=7,5 м3/час

УОУН           оперативного               1

Ру=0,6 МПа

учета нефти

Емкость

Е2.1, Е2.2                                            2              V=40,0 м3, N=15 кВт

дренажная

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

7

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

21

Откачка сброшенной жидкости от Е2.1, Е2.2 предусматривается на вход в С2 установки подготовки нефти, также предусмотрен трубопровод откачки нефти от Е2.1, Е2.2 в резервуарный парк.

Нефть от С1.1 поступает на вторую ступень сепарации в сепаратор С2, где производится процесс обезвоживания нефти при температуре 40° С. Для создания температуры в сепараторе С2 конструкцией предусмотрена жаровая труба, омываемая подогреваемой нефтью, где происходит сгорание топливного газа, за счет продуктов сгорания которого и создается необходимая температура в С2. Нефть, отделенная в С2, сбрасывается автоматически через регулятор уровня РУ2.1, установленный в обвязке С2 в отстойник О1.1 после чего - на концевую сепарационную установку СК1.1.

Пластовая вода, отделенная в С2, по уровню автоматически через регулятор уровня РУ2.3 сбрасывается на очистные сооружения с последующей утилизацией на сантехнических сооружениях.

Электродегидраторная секция в С2 не предусматривается, ввиду ее неработоспособности при высокой концентрации солей и опасности «пробоя» электрического тока в солевом растворе.

Для защиты технологической линии по подготовке нефти от превышения давления предусматривается установка предохранительных клапанов, которые устанавливаются на сепараторе С2. Давление настройки предохранительных клапанов составляет 1,15 Рраб. Сброс газа от предохранительных клапанов аппарата предусматривается в общий коллектор факельной системы высокого давления.

Для опорожнения технологических аппаратов перед выводом в ремонт, техническим освидетельствованием предусматриваются дренажные емкости Е2.1, Е2.2 объемом 40 м3, оборудованные погружными насосами. Объем дренажных емкостей и обеспечивает прием жидкости от наибольшего по объему аппарата (О1.1).

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

8

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

22

Откачка сброшенной жидкости от Е2.1, Е2.2 предусматривается на вход в С2 установки подготовки нефти, также предусмотрен трубопровод откачки нефти от Е2.1, Е2.2 в резервуарный парк.

Для обеспечения интенсивности процесса отделения воды во входной трубопровод нефти перед сепаратором С2 дополнительно производится подача деэмульгатора от установки дозирования химреагента УДХ1.

Газ, выделяющийся в С2, через регулирующий клапан РД2.1, поддерживающий давление газа в С2 на уровне 0,55 МПа, направляются на вход сепаратора СГСН1.1 блока подготовки газа собственных нужд, где дополнительно очищается от капельной жидкости, редуцируется, замеряется и подается потребителям.

Конструкцией блока С2 предусмотрена система подготовки топливного газа (УПТГ) для подачи на горелки жаровой трубы. В нее входят фильтр- влагоочиститель для очистки газа от капельной жидкости, линия редуцирования, запорная арматура. Система может быть применена как альтернативный источник топливного газа для бесперебойной работы УПН. В качестве источника в этом случае используется собственный газ сепарации С2.

Для опорожнения технологического аппарата перед выводом в ремонт, техническим освидетельствованием или при аварийной остановке в обвязке С2 предусматривается автоматический слив нефти в дренажные емкости Е2.1, Е2.2 объемом по 40 м3 каждая.

Отстойник нефти О1.1 предназначен для окончательного отделения воды от нефти до допустимого остаточного содержания по техническим требованиям нефтеперерабатывающей установки, которое составляет 0,5 %, по содержанию солей в этой воде – до 20 мг/л. Введение дополнительного отстойника О1.1 в технологическую схему подготовки нефти после сепаратора С2 обусловлено высокой концентрацией солей в составе пластовой воды, что, в свою очередь, предполагает подачу большого количества промывочной пресной воды. В целях экономии пресной воды и уменьшения производительности сантехнических сооружений по ее утилизации предусматривается следующее.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

9

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

23

Сепаратор С2, куда поступает обводненная нефть от входного сепаратора С1.1, выполняет в этом случае роль подогревателя и предварительного разделителя-отстойника без применения промывочной воды для обессоливания, необходимое количество которой в этом случае потребуется более 200 м3 в сутки. Частично обезвоженная нефть, имеющая остаточную обводненность не более 0,5 %, после С2 поступает в отстойник О1.1. Перед отстойником в поток подогретой нефти через смесительное устройство и счетчик жидкости вводится пресная вода в количестве от 0,12 до 1,21 м3/ч в зависимости от количества поступающей обводненной нефти.

Установка концевая сепарационная (далее-сепаратор СК1.1) предназначена для окончательной стабилизации нефти и размещается на отметке, обеспечивающей самотечный слив нефти в резервуары для нефти Рв1.1, Рв1.2. Подготовленная нефть с температурой порядка 35-40 °С после О1.1 направляется на концевую ступень сепарации - сепаратор СК1.1, где давление нефти снижается до давления 0,105 МПа, обеспечивая при указанной температуре в СК1.1 давление насыщенных паров нефти по Рейду на уровне 500 мм рт.ст., после чего нефть самотеком через сифонное устройство, обеспечивающее постоянный уровень нефти в СК1.1, поступает в резервуары нефти Рв1.1, Рв1.2, откуда направляется на прием насосов насосной внутрипарковой перекачки нефти. Насосами товарная нефть от Рв1.1, Рв1.2 подается на оперативный узел учета нефти, оснащенный блоком качества. После оперативного учета поток товарной нефти раздваивается: часть нефти направляется через регулятор расхода РР1.1 нефти, связанный со счетчиком жидкости на этом потоке, на установку нефтеперерабатывающую, оставшаяся часть в резервуарный парк товарной нефти для последующего вывоза автотранспортом.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

10

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

24

При аварийных  ситуациях на резервуарах  нефти  Рв1.1, Рв1.2 откачка товарной нефти предусматривается непосредственно от СК1.1. Подача на оперативный узел учета нефти при этом производится через регулятор уровня РУ7.1, поддерживающий необходимый уровень нефти в СК1.1.

СК1.1 оборудуется внутренним обогревающим устройством, которое поддерживает необходимую температуру теплоносителем. Газ выветривания от СК1.1 направляется на факел низкого давления для сгорания.

Для опорожнения технологического аппарата перед выводом в ремонт, техническим освидетельствованием или при аварийной остановке в обвязке СК1.1 предусматривается автоматический слив нефти в дренажные емкости Е2.1, Е2.2.

Узел оперативного учета нефти (далее УОУН) предназначен для технологического замера в автоматическом режиме расхода и количества стабильной (товарной) нефти, а также определение в автоматическом режиме влагосодержания в товарной нефти, автоматического и ручного отбора проб нефти.

В состав УОУН входят следующие основные блоки и устройства:

- блок измерительных линий (БИЛ);

- блок контроля качества нефти (БКК);

- блок рабочего эталона расхода (БРЭР) передвижной;

- блок сбора, обработки и передачи информации (БОИ).

В состав БИЛ входят один входной и два выходных коллектора и три измерительных линии: две рабочих и одна резервная для замера нефти по двум направлениям.

Все оборудование УОУН размещается в блок-боксе полной заводской готовности, имеющего габаритные размеры 9 х 2,45 х 2,4 м и массу 7 т.

Разработчиком УОУН является Казанское научно-производственное предприятие «ГКС».

Основные технические характеристики УОУН приведены в таблице 2.3.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

11

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

25

Таблица 2.3 - Основные технические характеристики УОУН

Наименование параметров                        Значение

1.   Массовый расход через УУН, т/ч:

- на нефтеперерабатывающую установку           3,04…4,25

- в резервуары                                                    0…1,7

Избыточное давление, МПа:

- максимальное                                                  0,9

- минимальное                                                    0,7

Температура, ºС

- максимальная                             30

- минимальная                               25

2.1.4 Установка подготовки газа на собственные нужды

Установка подготовки газа собственных нужд предназначена для:

-дополнительной     очистки    попутного    нефтяного    газа   от   капельной жидкости;

-подогрева и редуцирования газа для потребителей;

-распределения и замера газа по потребителям.

Собственными потребителями газа на УПН являются следующие объекты: котельная, электростанция, установка сжигания промстоков, дежурные горелки факельных установок высокого и низкого давлений, продувочный газ факельных коллекторов факельных систем высокого и низкого давлений, установка подготовки нефти, подогреватели нефти, подогреватели воды. При выводе ДНС- 3 на полное развитие перспективными потребителями газа собственных нужд будут являться также концевые подогреватели нефти, обеспечивающие подогрев нефти в выходном коллекторе ДНС на ЦПС. Подготовка газа для указанных потребителей предусматривается на установке подготовки газа собственных нужд, представляющий собой блок-бокс полной заводской готовности (далее

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

12

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

26

БПГСН). В качестве исходного газа для собственных нужд потребителей предусматривается использование газа нефтяного попутного после первой ступени сепарации нефти с давлением 0,6-0,8 МПа, температурой +20 °С и газа попутного нефтяного второй ступени сепарации от установки подготовки нефти с давлением 0,58 Мпа, температурой +36,9 °С. Подготовка газа для собственных нужд заключается в его редуцировании до необходимого давления и замера по каждому направлению для потребителей. Для дополнительной очистки попутного нефтяного газа от капельной жидкости в составе БПГСН предусмотрен газосепаратор типа НГС СГСН1.1. При аварийных ситуациях на УПН, а также при ее плановой остановке, сброс газа от сепаратора СГСН1.1 предусмотрен на факел высокого давления.

2.2 Характеристика вспомогательного оборудования

2.2.1 Установка дозирования химреагентов

Для обеспечения интенсивности процесса отделения воды в сепараторе С2 перед ним, а также перед С1.1, предусмотрена подача деэмульгатора. Подача предусматривается от установки дозирования химреагента типа УДХ 2Б-2,5 производства ОАО «Нефтемаш» г. Тюмень, размещаемой в блок-боксе и устанавливаемой на площадке УПН.

Установка дозирования химреагентов выполняет следующие функции:

-прием концентрированного химреагента из передвижной заправочной емкости в расходный бак;

- перемешивание химреагента в баке;

- закачку химреагента в мерный бак;

- подогрев химреагента в баке до температуры от плюс 20 до плюс 60 °С;

-   дозированную подачу химреагента в обрабатываемую эмульсию через распыливающее устройство.

Все    оборудование     установки     размещено     в    утепленном     блоке    с

герметичным  утепленным  рамным  основанием.  В  качестве  ограждающих

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

13

Изм.

№ докум.

Подпись

Дата

27

конструкций блока использованы стальные трехслойные панели с утеплителем из пенополиуретана с пламягасящими добавками.

Внутри установки смонтированы:

-   безнапорный бак объемом  2 м3, оснащенный электрическим обогревателем, визуальным  указателем  уровня с мерной  линейкой, мерным сосудом, заправочной горловиной с фильтром и дыхательным отверстием;

- два насоса-дозатора;

-   шестеренный насос для закачки химреагента из внешней емкости, закачки химреагента в мерный бак и для перемешивания химреагента в баке;

-   технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой, первичными приборами КИП и А. Технологические показатели установки представлены в таблице 2.4

Таблица 2.4 - Основные технические показатели УДХ-2Б-2,5

Наименование технических показателей                  Значение Максимальная     производительность     насоса-дозатора,                2,5 л/час:

Рабочее давление, МПа, не более                                                    4,0

Объем расходного бака, м3                                                                                                      2,0

Мощность электрообогревателей расходного бака, кВт                4,0 Количество насосов-дозаторов, шт                                                 2

Габаритные размеры, мм                                                      3550х2265х2260 Масса, кг, не более                                                                         3500

Класс взрывоопасной зоны блок-бокса УДХ-2Б-2,5                     В-1а Степень огнестойкости                                                                    ІV

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

14

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

28

2.2.2 Факельная система

Факельная система ДНС-3, УПН состоит из двух обособленных сбросных систем:  системы  высокого  давления,  принимающей  сбросы  от  аппаратов, работающих  под  давлением  свыше  0,3  МПа.  и  системы  низкого  давления, принимающей сбросы газа от аппаратов, работающих под давлением до 0,3 МПа. Факельная система      высокого      давления принимает                    сбросы     газа            от аппаратов С1.1,        СГ1.1, С2, О2 установки подготовки газа собственных нужд.

Факельная система низкого давления принимает сбросы газа от СК1.1 и УНП.

Пропускная способность факельных систем рассчитана с учетом приема максимального аварийного сброса газа в объеме, равном суточной производительности УПН.

В состав факельных систем высокого и низкого давлений входит набор аналогичных технологических сооружений, включающих в себя: факельные сепараторы, емкости сбора жидкости от факельных сепараторов, факельные установки (факельные стояки) и факельные коллекторы.

Работа факельных сепараторов предусматривается с «сухим» дном, т.е. с постоянным отводом выделяющейся жидкости из факельных сепараторов в емкости сбора жидкости. Откачка жидкости из емкостей сбора жидкости производится полупогружными насосами обратно в технологический процесс на вход сепаратора С2.

В качестве факельных сепараторов предусмотрены сепараторы факельные по ГП 762.00.00.000 производства ОАО «Курганхиммаш» объемами 4 м³. Сепараторы и емкости сбора жидкости устанавливаются на отдельной площадке факельных сепараторов.

Для обеспечения аварийного сжигания газа высокого и низкого давлений, а также постоянного сжигания сбрасываемого газа низкого давления факельные установки оборудуются дежурными горелками с постоянной подачей топливного газа на них от установки подготовки газа на собственные нужды. Во избежание образования взрывоопасной смеси от попадания воздуха через срезы

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

15

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

29

стволов факельных установок, в начало факельных коллекторов предусмотрена постоянная подача продувочного (топливного) газа с интенсивностью, обеспечивающей необходимую скорость потока в расчете на сечение факельных стволов и принимаемую по ПБ-03-591-03.

2.2.3 Дренажная система

Для технологических сооружений ДНС-3 и УПН проектом предусмотрены отдельные дренажные системы. Дренажные системы предназначены для планового и аварийного опорожнения технологических аппаратов и емкостей. Каждая дренажная система состоит из дренажных трубопроводов, дренажной емкости, трубопроводов откачки жидкости из дренажной емкости. Характеристика дренажных систем представлена в таблице 2.5.

Объем дренажных емкостей предусмотрен и обеспечивает прием жидкости от наибольшего по объему аппарата О1.1 на УПН и С1.1 на ДНС-3.

Дренажные емкости устанавливаются подземно с заглублением в грунт на 0,8 метра до верхней образующей. В качестве дренажных емкостей применены емкости типа ЕПП с внутренним подогревающим устройством. Подогрев производится за счет подачи теплоносителя от системы теплоснабжения. Дренажные трубопроводы прокладываются надземно в теплоизоляции с уклоном не менее 0,003 в сторону дренажных емкостей. Надземные участки дренажных и нагнетательных трубопроводов прокладываются в теплоизоляции с электрообогревом. Подземные участки трубопроводов прокладываются с антикоррозионным покрытием битумно-уретановой системой «Биурс» и теплоизоляции из пенополиуретана «ППУ-ЭТ» толщиной 50 мм. Защита от коррозии дренажных емкостей предусматривается битумно-резиновой мастикой МБР-65 в два слоя толщиной не менее 3 мм. Теплоизоляция дренажных емкостей не предусматривается.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

16

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

30

Таблица 2.5 - Характеристика дренажных систем

Обозначение

Объем                                          Общий

Наименование        дренажной емкости                                Количество

дренажной                                        объем

технологической                      по                                                дренажных

емкости,                                     дренажной

установки               технологической                                 емкостей, шт

м3                                                        системы, м3

схеме

ДНС-3                        Е1                     40,0                  1                  40,0

УПН                    Е2.1, Е2.2                40,0                  2                  80,0

Дренажные емкости оборудуются погружными насосами. В качестве погружных насосов предусматриваются герметичные насосы типа ГДМП5.

Техническая характеристика погружного насоса представлена в таблице

2.6. Откачка продукта из дренажных емкостей предусматривается в резервуары Р1.1, Р1.2, а также в сепаратор С2 через регулятор уровня РУ3.1, исключающий переполнение С2.

Таблица 2.6 - Техническая характеристика погружного насоса

Тип            Производите-                                                                 Длина

Напор,             Мощность,

погружного          тельность,                                                               погружной м кВт

насоса                   м3/ч                                                                      части, м

ГДМП-5                 31,5                    63,0                    15,0                     3,7

2.2.4 Пункт налива нефтепродуктов

Пункт налива нефтепродуктов в автоцистерны включает в себя четыре автоматизированных наливных измерительных комплексов АСН-12ВГ (далее система налива АСН-12ВГ), предназначенных для налива нефти в автоцистерны через стояки СТ1, СТ2 и налива дизтоплива через наливные стояки СТ3, СТ4.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

17

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

31

Измерительный комплекс АСН-12ВГ обеспечивает налив нефти и дизтоплива в автоцистерну нарастающим потоком, что ликвидирует накопление статического электричества на конце трубы наливного наконечника.

Система налива АСН-12ВГ устанавливается на площадке и состоит из основных узлов:

- стояка наливного;

- модуля измерительного;

- модуля насосного.

Модуль измерительный предназначен для коммерческого измерения отпускаемого продукта в объемных единицах.

Модуль насосный предназначен для подачи нефти из резервуара к модулю измерительному. Электронасос блока насосного комплектуются электродвигателем взрывозащищенного исполнения.

Площадка для установки системы налива имеет твердое покрытие, ограждение бортиком высотой 0,2 м и уклон в сторону лотка. Аварийные проливы с площадки стекают в лоток и собираются в емкость для аварийного слива нефти объемом 16 м3, Е 5.

Автоматизированная система наливных стояков обеспечивает:

- автоматическое прекращение налива в автоцистерны при достижении жидкостью предельного уровня;

- дистанционное управление системой налива АСН-12ВГ из операторной;

- отпуск по заданной дозе и учет количества отпускаемого нефтепродукта;

- отвод статического электричества в процессе налива нефтепродуктов;

-   обеспечение регулирования скоростей заполнения автоцистерн в начальной и завершающей фазе налива;

-  формирование разрешения на отъезд автоцистерны из зоны налива только после извлечения наливного наконечника из горловины автоцистерны;

- налив под слой нефтепродукта.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

18

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

32

Воздушный клапан,  установленный в самой верхней точке наливного стояка, обеспечивает быстрое и полное освобождение его подвижных частей от перекачиваемого продукта в автоцистерну.

Конструкция     системы     налива     АСН-12ВГ     позволяет     производить управление процессом налива с автоматическим отключением:

- достижения количества набранной дозы отпускаемой нефти;

- достижения нефти предельного уровня в автоцистерне;

- через 20 сек после прекращения потока продукта через расходомер;

- при нарушении заземления автоцистерны;

- при отключении датчика положения трапа;

- при ручном отключении процесса налива с поста управления ПВК-35.

Контроллер «Весна-ТЭЦ-АСН 2-3К» поставляется в комплекте с системой налива АСН-12ВГ и предназначен для передачи, приема и отображения результатов команд при управлении процессами реализации нефти. Устанавливается вне взрывоопасной зоны в операторной БО.

Вывоз нефтепродуктов осуществляется автоцистернами объемом 15 м3 (НЕФАЗ-5633-0000013-15 на базе шасси КАМАЗ53228-1963-15).

При наливе нефтепродуктов в автоцистерну на площадке для налива в автоцистерну необходимо:

- заземлить автоцистерну;

- перекрыть задвижку ливневых стоков с площадки;

- открыть задвижку трубопровода емкости аварийного слива.

Для защиты от атмосферных осадков пункт налива нефтепродуктов в автоцистерны закрыт навесом.

2.2.5 Площадка резервуаров нефти

Площадка резервуаров нефти предназначена для приема нефти с установки подготовки нефти (далее УПН), товарной нефти и для последующей перекачки

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

19

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

33

через узел оперативного замера нефти в парк резервуарный товарных продуктов и на установку нефтеперерабатывающую (УНП).

Таблица 2.7 - Состав и характеристики сооружений площадки резервуаров нефти

Наименование

Обозначение            Кол.                                       Характеристика

Резервуар вертикальный

Рв1.1, Рв1.2                   для нефти со

2                V=400 м3

встроенными

подогревателями Насосная внутрипарковой

перекачки нефти

в составе: блок-бокс,

БН1

агрегат насосный                                   3х12 м

Н1.1…                                                               1

герметичный                                       10 м3/ч,

Н1.3

с магнитной муфтой                         Н=100 м вод. ст., 3

ГДМ4-01-Е-10/100-А-15-                            N=15 кВт

УХЛ2 во взрывозащищенном исполнении

Емкость дренажная с

Е1

электронасосным                                   V=16 м3, 1

агрегатом ГДМП6-Е-                              N=11 кВт

Н6.1

25/50-А-3,2-11-УХЛ

На      площадке       резервуаров       нефти       выполняются       следующие технологические операции:

- прием нефти от установки концевой сепарационной (далее - КСУ), учет и хранение нефти;

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

20

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

34

- возврат некондиционной нефти из резервуаров Рв1.1, Рв1.2 на вход установки подготовки нефти;

- подача нефти в парк резервуарный товарных продуктов (поз.23);

- подача нефти на установку нефтеперерабатывающую (УНП);

- прием некондиционной продукции от УНП;

- внутрипарковые перекачки;

- отвод подтоварной воды на сантехнические сооружения.

Состав сооружений площадки резервуаров нефти см. таблицу 2.7.

2.2.6 Парк резервуарный товарных продуктов

Парк  резервуарный  товарных  продуктов  предназначен  для  приема  и хранения нефти. Нефть по трубопроводу поступает в резервуары Рв 2.1…Рв 2.10. Общая вместимость проектируемой части резервуарного парка товарных продуктов составляет 36 тыс. м3, из них нефть товарная – 30 тыс. м3, дизельное

топливо – 6 тыс. м3.

На пусковой период эксплуатации месторождения предусматриваются 6 резервуаров для хранения товарной нефти Рв 2.1…Рв 2.6, на период ОПЭ, со второго года эксплуатации месторождения, еще четыре резервуара для товарной нефти Рв 2.7…Рв 2.10.

Объем резервуарного парка хранения нефти, согласно технических требований на разработку рабочего проекта, рассчитан из условия хранения 205 дней в году.

В  парке  резервуарном  товарных  продуктов  выполняются  следующие технологические операции:

- прием нефти с установки подготовки нефти (УПН), учет и хранение нефти;

- подогрев нефти;

- подача товарной нефти в автоцистерны;

- подача дизельного топлива в автоцистерны;

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

21

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

35

- коммерческий    учет   нефти    и   дизельного    топлива,    отпускаемых    в автоцистерны;

- подача дизельного топлива в резервуары топливозаправочного пункта;

- сбор аварийных проливов, опорожнение трубопроводов и оборудования в емкости дренажные;

- прием нефтепродуктов от УНП;

- внутрипарковые перекачки.

Таблица 2.8 - Состав и характеристики сооружений парка резервуарного товарных продуктов

Обозначение                   Наименование                      Кол.               Характеристика

Рв2.1…                Резервуар для нефти со                    10         V=3000 м3 Рв2.10                  встроенными подогревателями

П1.1…                 Печь подогрева нефти с                   3           Q=1000 м3/сутки

П1.3                     промежуточным                                             Расход топл. газа -140 м3/ч теплоносителем                                             Р=0,5 МПа

Е2                          Емкость аварийная для нефти с      1           V=16 м3 электронасосным агрегатом                         N=11 кВт

Н 9.1                    ГДМП6-Е-25/50-А-3,2-11-УХЛ

Е3                          Емкость дренажная для                    1           V=16 м3 теплоносителя с                                             N=11 кВт

Н10.1                   электронасосным агрегатом ГДМП6-Е-25/50-А-3,2-11-УХЛ

БН 2                     Насосная внутрипарковой                            3Т-46.00.00.000 перекачки в составе:                                      3х9 м

-  блок-бокс                                                      60 м3/ч,

-  насос герметичный с                     1           Н=50 м;

магнитной муфтой                            2           N=22 кВт Н2.1, Н2.2            ГДМ 12-01-Е-60/50-А-22-УХЛ2                  35 м3/ч,

для нефти                                                        Н=26 м

-  насос самовсасывающий               2           N=15 кВт Н3.1, Н3.2            IАСВН-80АМ для дизельного

топлива

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

22

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

36

Продолжение таблицы 2.8

Пункт налива нефтепродуктов в автоцистерны в составе:

- комплекс измерительный с

СТ1, СТ2             электрообогревом для налива         2            90 м3/ч,

вязких нефтепродуктов с                               Н=50 м вод. ст.; электронасосным агрегатом КМ                  N=11 кВт

100-80-170 Е

СТ3, СТ4             - комплекс измерительный для       2            90 м3/ч,

налива светлых нефтепродуктов                  Н=50 м вод. ст.; с электронасосным агрегатом                       N=11 кВт

КМ 100-80-170 Е

Е4                          Емкость дренажная с                        1           V=16 м3 Н11.1                   электронасосным агрегатом                         N=11 кВт

ГДМП6-Е-25/50-А-3,2-11-УХЛ

Узел приема и подачи метанола

Узел приема и подачи метанола предназначен для приема, хранения и подачи метанола в трубопроводы попутного нефтяного газа в качестве ингибитора гидратообразования.

Метанол на площадку узла приема и подачи метанола завозится автоцистернами по зимнику.

Объем емкостей рассчитан на годовой запас метанола из условия сезонного завоза.

Станция азотная

Для обеспечения газообразным азотом потребителей ДНС, УПН предусматривается строительство станции азотной, в состав которой входит:

- блок-модуль станции азотной мембранной, БА;

- емкость для хранения газообразного азота, Е 25.1.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

23

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

37

Таблица 2.9 - Состав и характеристики сооружений узла приема и подачи метанола

Обозначение                 Наименование               Кол.         Характеристика

БН3                        Насосная метанола в          1           4Т-46.00.00.000 составе:

Н 4.1, Н 4.2            -агрегат                               2           Q= 100 л /ч; электронасосный                              Р=1,0 МПа;.

дозировочный                                  N=0,25 кВт плунжерный

ДП 100/10 К14В

Н5.1                        - агрегат                              1           Q= 35 м 3 /ч; электронасосный                              Р=26 м вод. ст;.

центробежный                                  N=15 кВт самовсасывающий

IАСВН-80АМ;

Е 1.1, Е 1.2             Емкость для метанола        2           V=10 м3 Е 2.1                               Емкость дренажная с         1           V=16 м3

Н12.1                      электронасосным                              N=11 кВт агрегатом ГДМП6-Е-

25/50-А-3,2-11-УХЛ

Станция азотная в блочном исполнении полной заводской готовности предназначена для производства газообразного азота чистотой 95 % из атмосферного воздуха на основе мембранных газоразделительных модулей.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

24

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

38

Газообразный азот через емкость хранения газообразного азота Е25.1 подается для продувки трубопроводов и технологического оборудования перед ремонтом и запуском в процесс и в резервуары для нефти и дизельного топлива для обеспечения взрывобезопасности.

Состав и характеристики оборудования установки азотной представлены в таблице 2.10.

Таблица 2.10 - Состав и характеристики сооружений станции азотной

Обозначение             Наименование            Кол.           Характеристика

Станция азотная в составе:

Азот газообразный –

Q=180 м3/ч,

БА               Мембранная азотная

1                  Р=1,0 МПа,

станция

N=83 кВт

Емкость для

V=50 м3,

Е 25.1                      хранения                 1

Р=1,0 МПа

газообразного азота

Оборудование азотной станции размещается в одном блок-контейнере, который устанавливается на открытой площадке. При включении газоразделительного блока и компрессора станция начинает работать в автоматическом режиме.

В комплект азотной установки входят:

- блок-контейнер;

- газоразделительный блок;

- воздушный компрессор;

- системы контроля и управления установкой.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

25

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

39

Для хранения запаса газообразного азота проектом предусмотрена установка емкости для азота, V=50 м 3.

Для защиты от превышения давления на воздухосборниках установлены предохранительные клапаны марки СППК 4Р-150-1,6.

2.2.9 Станция компрессорная сжатого воздуха

Для обеспечения сжатым воздухом исполнительных механизмов системы контроля и автоматики предусматривается строительство компрессорной сжатого воздуха.

Исходя из назначения, станция компрессорная сжатого воздуха запроектирована в следующем составе, см. таблицу 2.11.

Таблица 2.11 - Состав и характеристики сооружений станции компрессорной сжатого воздуха

Обозна-

Наименование                  Кол.            Характеристика

чение

Модульная компрессорная                 Q=4,9 м3/мин,Р=0,7 МПа, КС      1

станция в комплекте:                                   N=67 кВт

- винтовая компрессорная                             Q=5,76 м3/ч 2

установка                                            Р=0,7 МПа

- осушитель адсорбционный       1         Q=300 м3/ч,Р=1.6 МПа,

- сепаратор                     1       Q=6,25 м3/мин,Р=1,6 МПа

- фильтр тонкой очистки          1            6 м3 /мин,Р=1,6 МПа

- фильтр сверхтонкой

1            6 м3 /мин,Р=1,6 МПа

очистки

В1, В2                Воздухосборник                  2           V=6,3 м3 ,Р=0,8 МПа

Воздух, сжимаясь в компрессоре, выходит под давлением 0,7 МПа с температурой на 10 ºС выше всасываемого воздуха, проходит сепаратор AG-Z-

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

26

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

40

0375, фильтры FF, SMF-0048sp и поступает в осушитель адсорбционный MSD- 0375sp для осушки, где происходит удаление масла, влаги и конденсата, оставшихся в сжатом воздухе на выходе из компрессора.

Воздух, проходя через адсорбент (цеолит) осушителя воздуха адсорбционного марки MSD-0375sp безнагревного типа, в комплект которого входят фильтры высокоэффективной очистки от масла и пылевой фильтр, осушается до точки росы минус 70 0С.

Воздух, сжимаясь в компрессоре, выходит под давлением 0,7 МПа с температурой на 10 ºС выше всасываемого воздуха, проходит сепаратор AG-Z- 0375, фильтры FF, SMF-0048sp и поступает в осушитель адсорбционный MSD- 0375sp для осушки, где происходит удаление масла, влаги и конденсата, оставшихся в сжатом воздухе на выходе из компрессора.

Воздух, проходя через адсорбент (цеолит) осушителя воздуха адсорбционного марки MSD-0375sp безнагревного типа, в комплект которого входят фильтры высокоэффективной очистки от масла и пылевой фильтр, осушается до точки росы минус 70 0С.

Очищенный и осушенный воздух до 1 класса по ГОСТ 17433-80* через воздухосборники В1, В2 поступает в сеть воздухоснабжения.

Для выравнивания пульсаций в сети воздухоснабжения и для создания запаса подготовленного  воздуха предусмотрены два  воздухосборника В 6,3 объемом 6,3 м3 каждый, размещаемые на открытой огороженной площадке, рядом с компрессорной сжатого воздуха.

Система автоматизации компрессора обеспечивает непрерывную работу без постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Для защиты от превышения давления на воздухосборниках установлены предохранительные клапаны марки СППК 4Р-150-16.

Допускается круглосуточная эксплуатация установки на номинальном режиме.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

27

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

41

  Маслоснабжение газотурбинной электростанции

Для маслоснабжения электростанций газотурбинных ГТЭС-2,5-Т6,3-1 предусматривается склад масел в таре.

Для смазки трущихся деталей электростанции газотурбинной применяется масло ТП-22С по ТУ 38.101821-83.

Потребность в смазочных материалах на эксплуатацию электростанции газотурбинных представлена в таблице 2.12

Таблица 2.12 - Потребность в смазочных материалах

Марка               Кол-во  рабочих          Тип            Безвозвратные Полугодовой газотурбинных       электростанций        масла           потери масла расход масла, электростанций                                                                           кг/ч                         т (м3)

ГТЭС-2,5-Т6,3-1                2                ТП-22С              до 1                 8,6 (9,6)

Для очистки масла предусматривается передвижной стенд очистки жидкостей марки СОГ- 932КТ1, который обеспечивает очистку масла от содержания воды до 0,05 % и очистку масел от механических примесей с тонкостью 5 мкм.

В помещении склада масел в таре предусмотрен ручной насос с масляным фильтром для перекачки масла из бочек в маслобаки электростанцииии.

Для выполнения грузоподъемных работ в помещении склада масел в таре предусмотрена таль ручная шестеренная, рольганг.

Для слива отработанного масла из маслобаков электростанций газотурбинных предусматривается емкость для слива масла, объемом 3 м3.

  Электростанция дизельная аварийная

Аварийное электроснабжение объектов установки подготовки нефти запроектировано от двух блочно-контейнерных автоматизированных электростанций «Звезда 630НК-02М3-ХЛ1» полного заводского изготовления.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

28

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

42

Электростанция дизельная аварийная работает в автоматическом режиме.

Состав и характеристики сооружений аварийной дизельной электростанции см. таблицу 2.13.

Для обеспечения работы аварийной электростанции в течение 10 суток, из расчета расхода топлива 230 г/кВт.ч на один блок разработана площадка резервуаров топлива.

Площадка для резервуаров дизельного топлива предусматривает установку двух горизонтальных резервуаров для дизельного топлива объемом 50 м3 каждый. Расположение резервуаров наземное в железобетонном каре. Закачка топлива в резервуары осуществляется насосом автоцистерны, в расходный бак дизельной электростанции - насосом, установленным в блок-боксе дизельной электростанции.

Таблица  2.13  -  Состав  и  характеристики  сооружений  аварийной  дизельной электростанции

Обозна-

Наименование                    Кол.           Характеристика

чение

Электростанция дизельная аварийная в составе:

ДЭС1,                                                                           9125х3220х3400 мм

- блочно-контейнерная             2

ДЭС2                                                                                   N=630 кВт

автоматизированная

электростанция Площадка для резервуаров

дизельного топлива в

Рг 1.1, Рг                                                                                 V=50 м3

составе:                          2

1.2

- резервуар для дизтоплива

Емкость для аварийного                                    V=3 м3 Рг 2.1                                                              1

слива топлива

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

29

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

43

Аварийный слив топлива из расходного бака дизельной электростанции осуществляется самотеком в емкость для аварийного слива топлива Рг 2.1 емкостью 3 м3 по трубопроводу, обеспечивающему слив в течение 10 минут.

Трубопроводы проложены с уклонами, обеспечивающими полное опорожнение их в случае ремонта.

Дизельная электростанция работает без постоянного присутствия обслуживающего персонала.

2.2.12 Внутриплощадочные технологические трубопроводы

Технологические трубопроводы метанола, нефти, дизельного топлива, масла, азота газообразного и сжатого воздуха прокладываются надземно на низких опорах, в местах пересечения с проездами - на отметке не менее 5,5 м.

Внутриплощадочные трубопроводы проложены с учётом:

- возможности проведения всех видов работ (в т. ч. ремонтных) с использованием подъёмно-транспортных средств и контроля за техническим состоянием трубопроводов, беспрепятственного перемещения оборудования и средств пожаротушения;

-   возможности самокомпенсации температурных деформаций трубопроводов за счёт поворотов и изгибов.

Трубопроводы нефти, масла прокладываются с электрообогревом в теплоизоляции.

Для электрической изоляции надземных трубопроводов предусмотрена установка прокладок между поверхностью опор и трубопроводами. Для прокладок рекомендуется использовать паронит в обкладке из полимерной ленты.

Защита трубопроводов от коррозии производится полимерными материалами - грунтовкой ФЛ-03К ГОСТ 9109-81* в два слоя, эмалью ХВ-124 по ГОСТ 10144-89* в три слоя. Трубопроводы подвергаются гидравлическому

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

30

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

44

испытанию на прочность и герметичность в соответствии СНиП 3.05.05-84 и ПБ 03-585-03.

Антикоррозионное покрытие подземных трубопроводов (трубопроводов дренажа при входе в ёмкости дренажные подземные) предусмотрено битумно- уретановой системой "БИУРС" в соответствии с технологической инструкцией по ТУ 51-31323949-80-2001.

Выбор труб произведён в соответствии с требованиями СТО Газпром 2- 2.1-131-2007,, трубопроводы запроектированы из бесшовных труб группы В, сталь 09Г2С, сортамент по ГОСТ 8732-78*, технические условия на изготовление по ТУ 14-3-1128-2000.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

31

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

45

3 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Технологический расчет магистрального нефтепровода

Сделать гидравлический расчет нефтепровода, если длина его L = 218км, производительность G = 1,9 млн. т/год. Заданы вязкость и плотность нефти: ρt = 854 кг/м3; νt = 39,5.

Сделать механический расчет нефтепровода, подобрать насосно- силовое оборудование, определить число НС, расставить их по трассе с округлением в большую сторону. Сделать аналитическую проверку работы НПС и построить график Q-Н работы НПС и МН. Рассчитать режим работы трубопровода и НПС.

Определение расчетной производительности

Q       =     G     = Q ,  м3/час                                       [3.1]

расч.           ρ N 24

t

т.к G = 1,9 млн. т/год , тогда D = 325 мм Число рабочих дней Np = 349

34 ×109

Q      =                         = 261,13 м3/час = 0,072 м3/с.

расч           854 × 349 × 24

Определение толщины стенки

δ =     n1PDн           ,                                              [3.2]

2(n1P + R1 )

где n1 = 1,15.

Определяем марку насоса и найдем напор насоса при верхнем и нижнем роторе, приняв число рабочих насосов равным 3. Напор основных насосов 3Носн

R = R       m0                  = 530×     0,9    = 324,5                                       [3.3]

1               н1 K K                1,47 ×1

1     н

т0=0,9;    К1=1,47;Кн=1;     Rн1=530    МПа.    Сталь    13Г2АФ,    ТУ    14-3-1424-86.

Изготовитель – Новомосковский трубный завод.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Шидловский П.В.

РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

Лит.

Лист

Листов

Проверил

Коровин И.О.

РБ

1

12

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбзу-14-4

Н. контр.

Куликов А.М.

Утвердил

Земенков Ю.Д.

46

Выбираем насос НМ 250-475по Qраб (м3/час). Характеристика работы насоса

При

Q=261,13 м3/час ≈ 261 м3/час, Н1=456 м(верхний ротор) ; Н2=360 м(нижний ротор).

Подпорный: НПВ 300-60 При

Q=261 м3/час,

Нп=62 м.

Считаем, что у нас 2 основных и 1 подпорный насос. Найдем рабочее давление в трубопроводе

Рраб  = (Нп  + 3Носн) ρt g ;                                       [3.4] а) Рраб1  = (62 + 2 × 456) × 854 × 9,81 = 8,16 МПа;

б) Рраб 2   = (62 + 2 × 360) × 854 × 9,81 = 6,6 МПа;

Выбираем вариант б), т.е. нижний ротор D=270 мм, принимаем напор Н2 как

Носн.

Определим толщину стенки трубы при Рраб=6,6 МПа

d =      1,15 × 6,6 × 325        = 3,71 мм,

2(1,15 × 6,6 + 324,5)

принимаем  δ=8  мм,  как  ближайшую  большую  по  сортаменту,  сталь 13Г2АФ, Новомосковский трубный завод.

Dвн  = Dн  - 2δ ;                                               [3.5]

Dвн  = 325 - 2 × 8 = 309 мм.

Режим течения нефти в нефтепроводе

Re =    4Q                                                               [3.6]

pDвнn t

Re =             4 × 0,072             = 7514,6 .

3,14 × 0,309 × 39,5 ×10-6

Определяем число Рейнольдса

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

47

Re   = 10D = 10 × 309 = 30900 ;                                  [3.7]

I   е     0,1

2320 < 30900 < Re I .

турбулентный режим, зона Блазеуса

т=0,25; β=0,0246;

Гидравлический уклон

Q 2-mn m           0,0246 × 0,072 2-0,25  × (39,5 ×10 -6 ) 0,25

i = b               =                                                          = 0,0052 .                [3.8]

D5-m                                                       0,3095-0,25

Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха

hl   = i × L = 0,0052 × 218000 = 1133,6 м.                             [3.9]

Полные потери напора в нефтепроводе

H = 1,01hl  + DZ + Hk , Нк=30 м;                                 [3.10]

Н = 1,01×1133,6 + 7 + 30 = 1181,94 м, при ΔZ=7 м.

Напор одной станции.

Н ст  = к × Носн  - hвн ,                                         [3.11]

где hвн=15м внутристанционные потери.

Нст  = 2 × 360 -15 = 705 м.

Определяем число станций.

n = 1,01× i × l + DZ + Hk  - Hn   = 1,01× 0,0052 × 218000 + 7 + 30 - 62 = 1,6                  [3.12]

kHосн - hвн                                                                              2 × 360 -15

округляем в большую сторону n1>n, n1=2 станций.

Действительно необходимый напор одной станции:

Н ¢  = 1,01× i × l + DZ + Hk  - Hn   = 1,01× 0,0052 × 218000 + 7 + 30 - 62 = 559,9 м. [3.13]

ст                                                   n                                                       2

1

Действительный напор одного насоса

Н ¢    = Нс¢т  + hвн   = 599,9 +15 = 287,48 м.                      [3.14]

нас                        К                    2

Производим обрезку рабочего колеса

D¢         H ¢    + вQ2                  H ¢   (Q2  - Q2 ) + (H  - H  )Q2

2   =        нас                          =        нас          2               1                      1                2                .              [3.15]

D                  a                             H Q2  - H Q2

2                                                                                                     1    2                 2    1

Q2=280 м3/час=0,078м3/с, Н2=340 м, Q1=200 м3/час=0,056 м3/с, Н1=390 м.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

48

D¢         287,48(0,078 2  - 0,056 2 ) + (390 - 340)0,072 2

2   =                                                                              = 0,920 , т.е обрезаем на 8%

D                         390 × 0,0782  - 340 × 0,0562

2

D2¢ = D2  × 0,920 = 270 × 0,920 = 248,4  мм – новый диаметр ротора.

Расстановка НПС по трассе при n1>n. Необходимо вычислить масштаб по вертикали и отложить ΔZ, Нк в масштабе напоров станций. Затем откладывают величину напора подпорного насоса и напор станции п1 раз и соединяют суммарный напор станций с Нк, получают линию гидравлического уклона i. Месторасположение станций определяют пересечением линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора. Эти точки переносят на профиль трассы.

Проверка режима работы всех НПС.

[Р    ] =        2dR1                                 = 2 × 8 × 324,5 = 7,37 МПа;                    [3.16]

доп             n (D  - 2d )        1,15 × 309

1           н

[Н     ] = [Рдоп ] = 7,37 ×10  = 879,7 м;                         [3.17]

6

доп                r g      854 × 9,81

t

Pa  - Py

Нs  =              - Δhпрот.кав. .                                 [3.18]

ρt

Ра=760 мм рт. ст., Ру=500 мм рт ст., по Q-H характеристике насоса Δhпрот.кав.=38 м

Н  = (760 - 500) ×133,3 - 40 = -35,9 м.

s                          854 × 9,81

Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной

[DН       ]= - 35,9 +10 = 45,9 м.

доп

Проверяем режим работы станций из условий:

Н ст £ [Ндоп ]     , при Н =30 м;

к

ΔН ст ³ [ΔНдоп ]

Н ст1  = Нn  + kHосн  - hвн  £ [Ндоп ];                                 [3.19]

Н ст1  = 62 + 2 × 287,48 -15 = 621,96 £ 879,7 м;

ΔН ст2  = Н ст1 -1,01× i × l1-2  - ΔZ2-1  ³ [Hдоп ];                           [3.20]

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

49

DН ст 2   = 621,96 -1,01× 0,0052×106000 + 6 = 71,25 ³ 45,9 м;

Н ст2  = ΔН ст2  + кН осн  - hвн  £ [ΔНдоп ];

Н ст 2   = 71,25 + 2 × 287,48 -15 = 631,2 £ 879,7 м;

Нк   = Н ст 2  -1,01× i × l2-к  - DZk -2  ³ Hk ;

Hk   = 631,2 -1,01× 0,0052 ×112000 -13 = 35,976 ³ 30  м.

Проверка сошлась, следовательно, станции расставлены правильно.

Строим совместный график работы нефтепровода и всех НПС. Определяем рабочую точку системы.

Насосная                               НПС

H, м

Нст1                                                                   Нст2

i60%

i

i

i30%

Нп

Нк

0                                                                                                                                 ∆Z

L,

0                          50                            106                            150                     218        км

Рисунок 3.1 - Расстановка числа станций при п1=2; п1>п

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

5

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

50

Таблица 3.1 - Характеристика НПС на трассе при п1>п

№ НПС               L, км                 Li, км                  Zi, м                    DZ

1                        0                        0                      311                      0

2                      106                    106                    305                     -6

КП                     218                    112                    318                     13

Построение Q-H характеристики:

Qрасч.=261,13 м3/час, Ннас=287 м; Qрасч. - 40=221,13 м3/час, Ннас=303 м; Qрасч. + 40=301,13 м3/час, Ннас=271м;

Суммарный напор всех станций

åНст   = Нn  + Н ¢ × К × n -15 × n                                      [3.21] где К – число насосов на НПС; п – число НПС на трассе; Нп=62 м.

Характеристика трубопровода строится по уравнению:

Q 2-mνm L

Н = 1,01β     x            t          + ΔZ + H                                        [3.22]

D5-m                                          k

Характеристика станции

1) Qрасч.=261,13 м3/час, Ннас=287 м

åНст  = 287 × 2 × 2 -15× 2 = 1118 м;

2) Qрасч. - 40=221,13 м3/час, Ннас=303 м

å Нст  = 303× 2 × 2 -15× 2 = 1182 м;

3) Qрасч. + 40=301,13 м3/час, Ннас=271 м

å Нст   = 271× 2 × 2 -15× 2 = 954 м. Характеристика трубопровода: β=0,0246, т=0,25

0,0722-025 (39,5 ×10-6 )0,25 218000

1)    Н = 1,01× 0,0246×                                                            + 7 + 30 = 1174,34 м

0,3094,75

1,01× 0,0246 × 0,0611 ,75 (39,5 ×10 -6 ) 0,25 218000

2)    Н =                                                                               + 7 + 30 = 887,92 м

0,3094,75

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

6

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

51

1,01× 0,0246 × 0,0841 ,75 (39,5 ×10 -6 ) 0,25 218000

3)    Н =                                                                               + 7 + 30 = 1326,53

0,3094,75

Строим Q-Н характеристику Рабочая точка системы:

Qраб=261м3/час = Qр

3.2 Расчет режима работы магистрального нефтепровода при снижении производительности до 60% и 30%

Q60%=156,68 м3/час = 0,044 м3/с и Q30%=78,34 м3/час = 0,022 м3/с

Н60%= 415 м, Н30%= 430 м.

Режим течения нефти в нефтепроводе

Re           =            4 × 0,044             = 4592

(60%)          3,14 × 0,309 × 39,5 ×10-6

.

Re           =            4 × 0,022             = 2953

(30%)          3,14 × 0,309 × 39,5 ×10-6

Определяем число Рейнольдса

Re   = 10D = 10 × 309 = 30900 ;

I                å           0,1

2320 < 4592 < Re I

2320 < 2953 < Re I .

турбулентный режим, зона Блазеуса в обоих случаях

т=0,25; β=0,0246;

Гидравлический уклон

0,0246 × 0,044 2-0,25 × (39,5 ×10 -6 ) 0,25

i(60%)   =                              5-0,25                                           = 0,0022 .

0,309

0,0246 × 0,022 2-0,25 × (39,5 ×10 -6 ) 0,25

i(30%)   =                              5-0,25                                           = 0,00065

0,309

Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха

hl (60%)  = 0,0022 × 218000 = 479,6 м,

hl (30%)  = 0,00065 × 218000 = 141,7 м.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

7

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

52

Полные потери напора в нефтепроводе при Нк=30 м; ΔZ=7 м.

Н (60%)  = 1,01× 479,6 + 7 + 30 = 521,4 м

Н (30%)  = 1,01×141,7 + 7 + 30 = 180,12 м

Количество насосов

*

K *               =  H     = 521,4 = 1,27 (штук),

(60%)

H *         415

íàñ

*

K *              =  H     = 180 = 0,42 (штук).

(30%)

H *       430

íàñ

При режиме работы нефтепровода с производительностью 60% К*=2, то

есть на всех НПС не меньше 2 насосов.

При режиме работы нефтепровода с производительностью 30% К*=1, то

есть на всех НПС один насос.

Характеристика станции при Q60%

1) Qрасч.=158,68 м3/час, Ннас=415 м

å Нст  = 415×1× 2 -15 ×1 = 815 м;

2) Qрасч. - 40=118,68 м3/час, Ннас=420 м

å Нст  = 420 ×1× 2 -15 ×1 = 825 м;

3) Qрасч. + 40=198,68 м3/час, Ннас=400 м

å Нст  = 400 ×1× 2 -15 ×1 = 785 м.

Характеристика трубопровода при Q60%:

β=0,0246, т=0,25

0,0442-025 (39,5 ×10-6 )0,25 218000

1)    Н = 1,01× 0,0246×                                                            + 7 + 30 = 717,4 м

0,3094,75

1,01× 0,0246 × 0,0331 ,75 (39,5 ×10 -6 ) 0,25 218000

2)    Н =                                                                               + 7 + 30 = 527,4 м

0,3094,75

1,01× 0,0246 × 0,0551 ,75 (39,5 ×10 -6 ) 0,25 218000

3)    Н =                                                                               + 7 + 30 = 817,9

0,3094,75

Характеристика станции при Q30%

1) Qрасч.=78,34 м3/час, Ннас=430 м

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

8

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

53

å Нст  = 430×1×1 -15×1 = 415 м;

2) Qрасч. - 40=38,34 м3/час, Ннас=440 м

å Нст  = 440×1×1 -15×1 = 425 м;

3) Qрасч. + 40=118,34 м3/час, Ннас=420 м

å Нст  = 420×1×1 -15×1 = 405 м.

Характеристика трубопровода при Q30%:

β=0,0246, т=0,25

0,0222-025 (39,5 ×10-6 )0,25 218000

1)    Н = 1,01× 0,0246×                                                            + 7 + 30 = 457,8 м

0,3094,75

1,01× 0,0246 × 0,0111 ,75 (39,5 ×10 -6 ) 0,25 218000

2)    Н =                                                                              + 7 + 30 = 362,04 м

0,3094,75

1,01× 0,0246 × 0,0331 ,75 (39,5 ×10 -6 ) 0,25 218000

3)    Н =                                                                               + 7 + 30 = 527,4

0,3094,75

Проверяем режим работы каждой станции с новым количеством насосов.

Н      = Н  + K * H *    -15 £ [Н         ];

ст1                 n                           осн                                   доп

Н ст1(60%)   = 62 + 2 × 415 - 15 = 877 £ 879,7 ;

Нк   = Н ст1  -1,01× i × l1-к  - DZk -1  ³ Hk ;

Hk (60%)   = 877 - 1,01× 0,0022 × 218000 - 7 = 32,6 ³ 30 .

Н ст1(30% ) = 62 + 430 - 15 = 477 £ 879,7 ;

Hk (30%)   = 877 - 1,01× 0,00065× 218000 - 7 = 34,2 ³ 30 .

Расчет выполнен правильно.

3.3 Расчет сепараторов

3.3.1 Расчет сепараторов I ступени

Объем сепаратора рассчитывается с учетом нагрузки по жидкости и времени

пребывания  жидкости  в  аппарате  (см.  «Руководство  по  проектированию  и

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

9

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

54

эксплуатации     сепарационных    узлов   нефтяных    месторождений,     выбору   и компоновке сепарационного оборудования» РД 39-0004-90:

V = Qн  × t , где                                                             [3.23]

C

Q  – производительность сепаратора по жидкости, м3/мин

н

V  - объем аппарата, м3

t - время пребывания, мин

С – коэффициент заполнения объема аппарата жидкостью, принимаемый равным 0,4~0,6D

Рекомендуемое время пребывания жидкости в сепараторе принимаем по таблице 3 РД 39-0004-90.

Плотность нефти – 854 кг/м3.

Нефть характеризуется как средняя и время пребывания в зависимости от

% обводненности следующее:

5…10 мин (среднее 7,5 мин) для обводненности свыше 60% воды (2018…2030 гг.);

7,5…15 мин (среднее 11,25 мин) для обводненности в диапазоне 30…60% воды (2007…2017 гг.).

Расчеты выполнены на min время, 5мин, 7,5 мин и среднее 7,5 мин, 11,25 мин в зависимости от обводненности.

Производительность сепаратора V=25 м3 для вышеуказанного времени составляет:

t=5 мин    Q = 25 × 720 = 3600 м3/сут,

5

t=7,5 мин    Q = 25 × 720 = 2400  м3/сут,

7,5

t=11,25 мин    Q = 25 × 720 = 1600  м3/сут.

11,25

На год максимальной добычи жидкости :

Qж=2287,5 тыс.т/год = 6267,12 т/сут:0,9541=6568,6 м3/сут

b =0,690 b >60%, значит, принимаем      t =7,5 мин (РД 39-0004-90).

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

10

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

55

Расчеты выполнены на среднее время отстоя. Согласно ГП 805.00.000:

Q  = 720 × V  (м3/сут),                                    [3.24]

н                            t

отсюда

V = Qí  × t = 6587,6 × 7.5 = 68,62 м3                                                    [3.25]

720            720

Следовательно,     для    стабильной     работы        на    ДНС    Бейтангирского месторождения принимаем три сепаратора I ступени V=25 м3.

Расчет газосепаратора

Расчет ведется на год максимальной добычи нефти. Vг = 2151,0 нм3/час (из материального баланса по данным «ООО ТюменНИИГипроГаз»).

Согласно ГП 805.00.000 пропускная способность аппарата V=25 м3 по газу составляет 21-75 тыс. нм3/час (при Р=0,1013 МПа и t=0ºС).

2151,0 нм3/час < 75000 нм3/час, следовательно, для стабильной работы ДНС принимаем один газосепаратор V=25 м3.

Расчет трехфазного сепаратора «Хитер-Тритер»

Расчет ведется на год максимальной добычи жидкости:

Qж=6267,12 т/сут

Производительность аппарата «Хитер-Тритер» согласно паспортным данным Qж=10000 т/сут.

6267,12 т/сут < 10000 т/сут,

Следовательно, для стабильной работы ДНС принимаем один аппарат

«Хитер-Тритер».

При расчете по тепловой нагрузке учитывалось что при обработке нефтяной эмульсии химическими реагентами (деэмульгаторами) в аппарат

«Хитер-Тритер» поступает расслоившаяся эмульсия и нагревать необходимо

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

11

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

56

только «связанную» воду, объем которой не превышает 20% от объема нагреваемой эмульсии.

Расчет ведется по формуле:

Q=((qн · Cн)·(qв · Св)) · (t2-t1),                            [3.26] где: Q - тепло, которое необходимо сообщить нефтяной эмульсии, ккал/час; qн - количество нефти в нефтяной эмульсии, кг/час;

qв - количество воды в нефтяной эмульсии, кг/час; Cн - удельная теплоемкость нефти, ккал/кг °С;

Св - удельная теплоемкость воды, ккал/кг °С; (t2-t1) – разница температур, °С.

qн2022г=83,31 т/час

qв=83,31 · 20/80=20,8275 т/час

Q =[(83,31 · 103 · 0,5)+(20,8275 · 103 · 1)] · (40-10)= 1874475 ккал/час

Расчет количества аппаратов ведется по формуле:

n =  Q  ,                                              [3.27]

Qх

где: Q - тепло, которое необходимо сообщить нефтяной эмульсии, ккал/час; Qх – тепловая производительность аппарата «Хитер-Тритер», ккал/час.

Согласно    паспортным    данным    тепловая   производительность     аппарата

«Хитер-Тритер» составляет 1732500 ккал/час.

n = 1874475 = 1,082 1732500

Следовательно, одного существующего аппарата «Хитер-Тритер» по тепловой нагрузке будет достаточно на весь срок эксплуатации.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

12

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

57

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Целью настоящего проекта было определение основных проектных технических решений обустройства Бейтангирского нефтяного месторождения, ДНС с УПН и расчет нефтепровода.

Выбор оборудования ДНС был выполнен с учетом полного развития месторождения. Технологическая схема ДНС предусматривает: сепарацию жидкости в нефтегазосепараторах I ступени; подогрев жидкости в установке предварительного сброса воды «Хитер-Тритер»; разделение жидкости на нефть и воду; очистку газа от капельной жидкости в газосепараторе; подачу газа на собственные нужды (котельную, горелки факельной системы, горелки «Хитер- Тритера»); подачу нефти по нефтепроводу с ДНС месторождения до г. Олёкминска для транспорта по ВСТО. По результатам расчетов и с учетом характеристик добываемой жидкости на проектируемой ДНС выполнен подбор необходимого оборудования и запроектирован нефтепровод внешнего транспорта длиной 218 км. и производительность 1,9 млн. т/год. Полученные результаты рекомендуется использовать в проектных организациях.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Шидловский П.В.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Лит.

Лист

Листов

Проверил

Коровин И.О.

РБ

1

1

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбзу-14-4

Н. контр.

Куликов А.М.

Утвердил

Земенков Ю.Д.

58

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1) Коршак, Алексей Анатольевич. Основы транспорта, хранения и переработки нефти и газа [Текст] : учебное пособие для студентов образовательных организаций высшего образования, обучающихся по направления подготовки бакалавриата "Нефтегазовое дело" / А. А. Коршак. - Ростов-на-Дону : Феникс, 2015. - 365 с.

2) Эксплуатация магистральных и технологических нефтегазопроводов. Распределение и учет [Текст]  : учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 130500 "Нефтегазовое дело" / С. Ю. Подорожников [и др.] ; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова ; ТюмГНГУ.

- Тюмень : ТюмГНГУ, 2014. - 370 с.

3) Вишневская, Надежда Семеновна. Сооружение газонефтепроводов, насосных и компрессорных станций [Текст] : учебное пособие / Н. С. Вишневская, Е. Е. Яворская, А. И. Попова ; Ухтин. гос. техн. ун-т. - Ухта : УГТУ, 2014. - 107 с.

4) Сальников, Александр Викторович. Проектирование объектов транспорта углеводородов [Текст] : учебное пособие / А. В. Сальников, Э. З. Ягубов, Е. В. Исупова ; Ухтин. гос. техн. ун-т. - Ухта : УГТУ, 2014. - 75 с.

5) Эксплуатация насосно-силового оборудования на объектах трубопроводного транспорта [Текст] : учебное пособие для студентов, бакалавров и магистров, обучающихся по специальности "Проектирование, сооружение и  эксплуатация газонефтепроводов  и газонефтехранилищ" направления подготовки дипломированных специалистов "Нефтегазовое дело" / Ю. Д. Земенков [и др.] ; ред. Ю. Д.Земенков ; ТюмГНГУ. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2010. - 456 с.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Шидловский П.В.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Лит.

Лист

Листов

Проверил

Коровин И.О.

РБ

1

3

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбзу-14-4

Н. контр.

Куликов А.М.

Утвердил

Земенков Ю.Д.

59

6) Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах [Текст] : учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / Г. В. Бахмат [и др.] ; ред. Ю. Д. Земенков ; ТюмГНГУ. - Тюмень : Вектор Бук, 2010. - 544 с.

7) Сбор и подготовка нефти и газа [Текст] : учебник для студентов вузов, обучающихся по специальности "Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ" направления "Нефтегазовое дело" / Ю. Д. Земенков [и др.]. - М. : Академия, 2009.

8) Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах [Текст] : учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / ТюмГНГУ ; под ред. Ю. Д. Земенкова. - СПб. : Недра, 2004. - 544 с.

9) Эксплуатация магистральных нефтепроводов [Текст] : учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / под общ. ред. Ю. Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. - 3-е изд., пер. и доп. - Тюмень : Вектор Бук, 2003. – 661 с.

10)   Выполнение и оформление дипломных и курсовых проектов [Текст] : учебное пособие для студентов вузов / Ю. Д. Земенков, Т. Т. Кутузова, Т. П. Потемина ; ТюмГНГУ. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2005. - 80 с.

11)   Промысловый сбор и подготовка нефти и газа [Текст] : учебное пособие для студентов специальности 13.05.01 "Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ" / Ю. Д. Земенков, М. Ю. Земенкова, Л. М. Маркова ; ТюмГНГУ. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2006. - 82 с.

12)   ГОСТ 04.1.3.12-86 «Общие правила охраны воды от загрязнения при бурении и добычи нефти и газа на суше»

13)   ВНТПОЗ/3/170/567-87 МСПН И ГП СССР «Противопожарные нормы проектирования объектов Западно-Сибирского нефтегазового комплекса»

14)   ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений»

15)   СНиП 2.05.07-85* «Промышленный транспорт»

16)   СНиП II.89-90* «Генеральные планы промышленных предприятий»

17) СН 433-79 «Инструкция по строительному проектировании предприятий, зданий и сооружений нефтегазовой промышленности»

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

60

18)   СНиП 3.05.05-84 «Технологическое оборудование и технологические трубопроводы»

19)   СНиП       2.05.06-85        «Магистральные        трубопроводы.        Нормы проектирования»

20)   СП   34-116-97    Инструкция    по    проектированию,     строительству    и реконструкции промысловых нефтегазопроводов.

21)   ВНТП  3-85  Нормы  технического  проектирования  объектов  сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений

22)   Каталог    оборудования     для    обустройства     нефтяных     и    газовых месторождений «Нефтемаш», 2006 г.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист