Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Характеристика Жирновского месторождения. Разработка мероприятий по реконструкции системы сбора и подготовки нефти

Характеристика Жирновского месторождения. Разработка мероприятий по реконструкции системы сбора и подготовки нефти

Орогидрография и геологическое строение Жирновского нефтегазового месторождения. Тектоническая схема. Нефтеносность и газоносность месторождения. Сбор нефти. Расположение оборудования. Описание технологического процесса и технологической схемы установки.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 04.07.2013
Размер файла 2,2 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Содержание паров бензина и сероводорода

По графику

Оператор товарный

Спецификация основного технологического оборудования

№ п/п

№ позиции по схеме

Наименование оборудования

Коли-чество

Технологическая характеристика

1.

1,2,3,4

Резервуар вертикальный сварной РВС 5000

4

Объем 5000 м3,

диаметр 23 м, высота 12 м.

2.

5

Резервуар вертикальный сварной РВС 3000

1

Объем 3000 м3,

диаметр 19 м, высота 12 м.

3.

6,7

Отстойники

2

Объем 160 м3

4.

8,9

Насосы центробежные ЦНС-180, ЦНС-38

2

Производительность

180 м3/час, 38 м3/час

5.

Насосы центробежные ТКА-63х125

2

Производительность 63м3/час

6.

Подогреватель

ППТ-0,63М

1

Пропускная способность 80 м3/ч.

Температура нагрева нефти 8ч90 0С

Отходы производства и выбросы в атмосферу

Отходами производства при подготовке нефти является подтоварная (пластовая) вода и нефтегрязь, состоящая из механических примесей, смол, парафина и асфальтенов. Подтоварная вода после первой ступени отстоя направляется в резервуар - отстойник для дополнительной её очистки от нефти и мех. примесей.

В дальнейшем очищенная вода закачивается в нагнетательные и поглощающие скважины.

Нефтегрязь вывозится вакуумными машинами и самосвалами в шламонакопитель.

Вредным выбросом в атмосферу является газ, содержащийся в составе сырой нефти, которая поступает в технологические резервуары. Газ выделившийся в резервуаре, выходит через дыхательную арматуру в атмосферу.

Анализ установки обезвоживания и обессоливания нефти

Анализ системы подготовки нефти на УПС-1 Жирновского месторождения.

Процесс подготовки нефти проходит в II этапа и 3 ступени деэмульгации.

I этап - в.н.э. поступает на I ступень деэмульгации, где происходит сбор 70% пластовой воды.

Подача реагента WF - 41 в систему II ступень сброс воды до 15%; III- ступень сброс воды до 5%.

II этап - подогрев в.н.э. и отправка на головной резервуарной парк нефть - подготовка до товарной 0,05%. Пластовая вода с 3-х ступеней деэмульгации с механическими примесями 40ч50 мг/л подается на ППД. Для закачки в пласт. В настоящее время происходит реконструкция УПС-1.

2.5 Система ППД Жирновского месторождения

Среди применяющихся в нефтепромысловой практике методов разработки месторождений и повышения нефтеотдачи преимущественное распространение получил метод поддержания пластового давления посредством закачки воды в продуктивный пласт.

Цех ППД эксплуатирует КНС (кустовая насосная станция) которые на трех месторождениях Жирновском, Бахметьевском, Памятном. На Жирновском месторождении расположены КНС-2, КНС-4, КНС-1, ОПУЗГВ. С КНС-2-КНС-4 производится закачка пластовой воды в Тульский горизонт пласта Б1. С ОПУЗГВ производится закачка пресной воды в Мелекесский горизонт. На КНС-1 производится добыча и перекачка питьевой воды для нужд города и хозяйственно-бытовые промзоны ЖНГДУ. Также обеспечиваются объекты Жирновского месторождения для хозяйственно-бытовых нужд с реки Медведица.

Кустовая насосная станция № 2

Жирновского месторождения

1. Общая характеристика объекта

КНС-2 является одним из подразделений цеха ППД. Которая включает в себя кустовую насосную станцию, 6 нагнетательных скважин, 4 поглощающих скважины и систему нагнетательных поглощающих водоводов расположенных в южной части Жирновского месторождения. С КНС-2 производится закачка подтоварной воды в тульский горизонт пласт Б1 под давлением 0,4-0,6 МПа для площадного заводнения. Поглощающие скважины выведены в консервацию. На КНС-2 проведена реконструкция системы водоводов, взамен водоводов из стальных труб положены водоводы из полиэтилено-армированных труб внутренний диаметр 72 мм по скважинам № 215, 196, 83, 619, 607 - 70%.

По скважинам № 609 и участок водовода скв. № 607 проложены стеклопластиковые трубы диаметром 75мм.

2. Описание технологического процесса

На КНС-2 пластовая вода с УПС-1 по приемному коллектору поступает на прием насосов ЦНС 63-1000 с эл. двигателем ВАО-2-450 или ЦНС 180-1050 с эл. двигателем СТД 800. Этими насосами вода закачивается в нагнетательный коллектор из стеклопластиковых труб диаметром 130 мм до распределительной гребенки, а затем по водоводам в нагнетательные скважины № 609, 607, 83, 196,619,215 закачивается в пласт.

Пластовая вода имеет следующую характеристику:

Плотность - 1,05 г/смЗ

Механические примеси-180 мг/дмЗ

Содержание нефтепродуктов-20 мг/дмЗ

Согласно «Рекомендаций «Волгоград НИПИ нефть» качество попутной воды для заводнения пластов Б1 Жирнового и Бахметьсвского месторождений и Бобриковского Бахметьевского месторождения» должно соответствовать:

Механических примесей-80мг/дм3

Нефтспродуктов-60мг/дм3

Обвязка нагнетательных скважин позволяет производить операции по эксплуатации и контролю. Каждая скважина оборудована нагнетательной арматурой АНК 65х210, где устанавливаются манометры и контролируется рабочее давление на скважине и в межколонном пространстве.

На КНС-2 предусмотрен контроль и регистрация количества воды закачиваемой в нагнетательные скважины счетчиками турбинными типа НОРД и должен быть индивидуальный учет по каждой скважине. Используется закрытая система закачки.

Для закачки пластовой воды установлены два насосных агрегата ЦНС 180-1050 (рабочий - резервный) и два ЦНС 63-1000 (рабочий - резервный).

При необходимости ремонта водоводов пластовая вода сбрасывается в емкость V==50 м3, а затем откачивается в приемной коллектор насосным агрегатом ЦНС 60-66.

Ежемесячным технологическим режим работы нагнетательных скважин устанавливаются следующие параметры:

* Давление на устье скважины;

* Суточная приемистость скважины;

* Приемистость скважины без ограничения;

* Время работы скважины;

* Намечаемые геолого-технические мероприятия и сроки их выполнения;

* Объем закачки воды за месяц.

Ежедневный контроль системы ППД осуществляет оператор по поддержанию пластового давления.

Дежурный оператор обязан:

* Ежедневно производить объезд действующих скважин;

* Наблюдение за исправным состоянием запорной арматуры, трубопроводов и оборудования;

* При обнаружении неисправностей - немедленно устранить. Если невозможно устранить самостоятельно нужно сообщить мастеру (начальнику цеха);

* В установленные сроки записать показания манометров, счетчиков расхода жидкости;

* В случае отклонения от норм, установленных в технологическом режиме, поставить в известность геологи цеха, при необходимости принять меры по выводу работы скважины на режим;

* Занести показания, данные об обнаруженных неисправностях в соответствующие журналы.

Кустовая насосная станция - № 4

Жирновского месторождения

1. Общая характеристики объекта

В систему, поддержания пластового давления Жирновского месторождения входит кустовая насосная станция № 4 которая расположена в северной части месторождения. Она включает в себя семь нагнетательных скважин, шесть действующих № 165, 271, 16, 66, 1121, 73 и одна № 125 выведена из эксплуатации по техническим причинам, в которые производится закачка воды для площадного заводнения в Тульский горизонт пласта Б1 под давлением 0,4-0,6 МПа.

По всем действующим скважинам проложены водоводы из стеклопластиковых труб диаметром 75 мм.

2. Описание технологического процесса

На КНС-4 пластовая вода с УПС-2 по приемному коллектору поступает на прием насосных агрегатов ЦНС 63-1000 с электродвигателем ВАО-2-450 или ЦНС 180-1050 с эл. двигателем СТД-800. От насосов пластовая вода через распределительную гребенку по шлейфам нагнетательных скважин № 165, 271, 73, 16, 66, 1121 закачивается в пласт.

Пластовая вода имеет следующую характеристику:

Плотность-1,06 г/смЗ

Механические примеси-150мг/дм3

Содержание нефтепродуктов-25мг/дм3

Согласно «Рекомендаций «ВолгоградНИПИнефть» качество попутной воды для заводнения пластов Б1 Жирновского и Бахметьевского месторождений и Бобриковского Бахметьевского месторождения» должно соответствовать:

Механических примесей-80 мг/дм3

Нефтепродуктов-60 мг/дмЗ

Обвязка нагнетательных скважин позволяет производить операции по эксплуатации и контролю. Каждая скважина оборудована нагнетательной арматурой АНК 65х210, где устанавливаются манометры и контролируется рабочее давление на скважине и в межколонном пространстве.

На КНС-4 предусмотрен контроль и регистрация количества воды закачиваемой в нагнетательные скважины счетчиками турбинными тина НОРД и должен быть индивидуальный учет по каждой скважине. Используется закрытая система закачки.

Для закачки пластовой воды установлен один насосный агрегат ЦНС 180-1050 (резервный) и два ЦНС 63-1000 (рабочий - резервный).

При необходимости ремонта водоводов пластовая вода сбрасывается в 2 емкости V=25 м3 каждая, а затем откачивается в приемный коллектор насосным агрегатом ЦНС 60-66.

Ежемесячным технологическим режимом работы нагнетательных скважин устанавливаются следующие величины:

* Давление на устье скважины;

* Суточная приемистость скважины;

* Приемистость скважины без ограничения;

* Время работы скважины;

* Намечаемые геолого-технические мероприятия и сроки их выполнения;

* Объем закачки воды за месяц.

Ежедневный контроль системы ППД осуществляет оператор по поддержанию пластового давления.

Дежурный оператор обязан:

* Ежедневно производить объезд действующих скважин;

* Наблюдение за исправным состоянием запорной арматуры, трубопроводов и оборудования;

* При обнаружении неисправностей - немедленно устранить. Если невозможно устранить самостоятельно нужно сообщить мастеру (начальнику цеха);

* В установленные сроки записать показания манометров, счетчиков расхода жидкости;

* В случае отклонения от норм, установленных в технологическом режиме, поставить в известность геолога цеха, при необходимости принять меры по выводу работы скважины па режим;

* Занести показания, данные об обнаруженных неисправностях в соответствующие журналы.

ОПУЗГВ

(Опытно промышленная установка закачки горячей воды)

Жирновское месторождение

1. Общая характеристика объекта

ОПУЗГВ является одним из подразделений цеха ППД которая включает в себя насосы НБ-125-2шт., четыре нагнетательных скважины № 700, 955, 1011, 1020 которые работают периодически подогреватели ПТ 160/100-2 шт., ПТ 160/150 - 1 шт. и нагнетательных водоводов диаметром 114х7. С ОПУЗГВ производится закачка пресной воды в Мелекесский горизонт под давлением 10,5 мПа для очагового заводнения.

2. Описание технологического процесса

С КНС-1 речная вода подается но промводопроводу на ОПУЗГВ в приемную емкость ЕПП - 12,5м3. С емкости вода поступает на прием насосов НБ-125 с эл. двигателем 40 кВт. Один насос рабочий другой резервный. Этими насосами вода подается в подогреватель ПТ 160/150 (ПТ 160/100) нагревается до температуры 90град./С. после подогревателя вода поступает в ВРБ, где распределяется по скважинам.

Скважины работают периодически согласно технологического режима. Обвязка нагнетательных скважин позволяет производить операции по эксплуатации и контролю. Каждая скважина оборудована нагнетательной арматурой АНК 65х210, где устанавливаются манометры для контроля рабочего давления на скважине и межколонном пространстве.

На каждом водоводе скважины и на выходе из подогревателя имеется термокарман для замера температуры закачиваемой воды.

Для контроля и учета закачиваемой воды в ВРБ на водоводе каждой скважины установлен прибор ДСС.

Анализ закачиваемой воды:

Уд. вес-0,995

РН-7,6

Fe-0,4

Взвеш.в-ва - отс.

Выч.сух.ост. мг/дм3 - 669,22

Ежемесячным технологическим режимом работы нагнетательных скважин устанавливаются следующие величины:

* Давление на устье и забое скважины;

* Суточная приемистость скважины;

* Приемистость скважины без ограничения;

* Время работы скважины;

* Намечаемые геолого-технические мероприятия и сроки их выполнения;

* Объем закачки воды за месяц.

Ежедневный контроль осуществляет оператор ОПУЗГВ.

Дежурный оператор, обязан:

* Ежедневно производить объезд действующих скважин;

* Наблюдение за исправным состоящем запорной арматуры, трубопроводов и оборудования;

§ При обнаружении неисправностей - немедленно устранить. Если невозможно устранить самостоятельно нужно сообщить мастеру (начальнику цеха) и в ЦИТС;

* В установленные сроки записать показания манометров, температуру воды и отправить кодограммы для расшифровки в ЛНИПР;

* В случае отклонения от норм, установленных в технологическом режиме, поставить в известность геолога цеха, при необходимости принять меры по выводу работы скважины на режим;

* Занести показания, данные об обнаруженных, неисправностях в соответствующие журналы.

* Доложить в ЦИТС суточную закачку воды в залежь.

Для системы ППД Жирновского месторождения, вода готовится на УПС-1, УПС-2 и головном резервуарном парке. Потом подается на КНС-2, КНС-4, для дальнейшей закачки воды в нагнетательные скважины пласт Б-1, мелекесский горизонт.

Занесем проектные и фактические величины в таблицу № 2.5.28

Проектные и фактические показатели закачки воды по Жирновскому месторождению.

Показатели закачки воды по Жирновскому месторождению в тыс.м3

1999 г.

2000 г.

2001 г.

2002 г.

проект.

факт

проект.

факт

проект.

факт

проект.

факт

1.Мелекесский

78,4

76,3

75,6

74,1

73,7

71,8

67,7

71

2. Пласт Б-1

1766,6

1728,7

1716,4

1710,9

1666

1826

1579,9

1444

Всего

1845

1805

1792

1785

1740

1897

1647,6

1515

2.6 Анализ работы ППД по Жирновскому месторождению

Применение ППД на данном месторождении привело к стабилизации внутри пластового давления.

Закачка воды в пласт ведется по двум объектам: мелекесский горизонт и пласт Б-1 Жирновского месторождения. Кустовые насосные станции КНС-2, КНС-4, ОТУЗГВ ведут закачку воды в нагнетательные скважины:

Вода закачиваемая в пласт соответствует допустимому содержанию механических примесей и нефти с целью поддержания пластового давления по ОСТ-39-225-88.Сравнивая проектные и фактические показатели из таблицы видно, что закачка воды в пласт производится с некоторыми расхождениями от проектных. Что требует приведение в соответствие с проектными. С целью уменьшения порывов на трубопроводах, необходимость продолжения замены стальных трубопроводов на полимерно-армированные неизбежна, так как срок их службы более значителен в отличие от стальных.

3. Техническая часть

3.1 Газосепаратор ГС1 - 25 - 600 - 2

Сосуд работающий под давлением.

Паспорт

ГС1 - 25 - 600 - 2

Таблица 3.1

Наименование и адрес предприятия изготовителя

БМЗ г. Бугульма

1. Год изготовления

Тип

1995

ГС1 - 25 - 600 - 2

2. Наименование и назначения

Газосепаратор сетчатый, предназначен для окончательной очистки природного и нефтяного попутного газа от жидкости (конденсата, ингибитора, гидрато-образования, воды).

В промысловых установках подготовках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газонефте-перерабатывающих заводах

3. Формы и конструктивные размеры согласно чертежа.

Сборочный чертеж

Прибавка на коррозию, эрозию, мм 2

Внутренний объем, м3 0,8

Гидравлический расчет газосапаратора

1. Расчет газосепаратора на прочность.

Настоящий расчет составлен к газосепаратору внутренним диаметром корпуса Dв 0,614 м на расчетное давление Рр 2,5 МПа.

Расчет выполнен по ГОСТ 14249-80, ГОСТ 24755-81, ОСТ 26-11-04-84.

Основные расчетные величины

Давление расчетное, МПа

В корпусе

Рр = 2,5

Внутренний диаметр, м

ОБЕЧАЙКИ

ДНИЩА

Патрубка люк-лаза dу =0,1

Патрубка штуцера dу = 0,15

Патрубка штуцера dу =0,04

Патрубка штуцера dу = 0,04

D = 0,614

D = 0,16

d = 0,084

d = 0,127

d = 0,045

d = 0,04

d = 0,026

d = 0,025

Коэффициент прочности

Цельнотянутой трубы и сварного шва двухсторонней автоматической сварки

И = 1,0

Сварного шва при автоматической сварке с ручной подваркой

И = 1,0

Прибавка на коррозию с учетом минусового допуска на лист, м

С = 0,0028

Прибавка на коррозию, м

С = 0,002

Допускаемые напряжения для сталей МПа, при t=100єс

Сталь 10Г2

ГОСТ 4543-71

ддоп = 160

Сталь 09Г2С

ГОСТ 5520-79

При д листа ?0,032

ддоп = 177

Толщина обечайки корпуса определяется по формуле:

Материал - сталь 09Г2С, принята: S = 0,01м

Толщина стенки патрубка люка - лаза dу = 0,01 м определяется по формуле:

Материал - сталь 10Г2, принята: S1 = 0,012м

Толщина стенки патрубка штуцера dу = 0,15 м определяется по формуле:

Материал - сталь 10Г2, принята: S1 = 0,016м

Толщина стенки патрубка штуцера dу = 0,05 м определяется по формуле:

Материал - сталь 10Г2, принята: S1 = 0,006м

Толщина стенки патрубка штуцера dу = 0,05 м определяется по формуле:

Материал - сталь 09Г2С, принята: S1 = 0,004м

Толщина стенки патрубка штуцера dу = 0,025 м определяется по формуле:

Материал - сталь 10Г2, принята: S = 0,006м

Толщина стенки патрубка штуцера dу = 0,025 м определяется по формуле:

Материал - сталь 10Г2, принята: S1 = 0,01м

Расчет толщин эллиптического днища.

Внутренняя высота эллиптической части днища Нвн = 0,147м.

Радиус кривизны в центре днища (внутренний) определяется по формуле:

Расчетная и принятая толщина определяется:

Материал - сталь 09Г2С, принята: S = 0,01м.

Расчет наибольшего диаметра одиночного отверстия не требующего дополнительного укрепления в корпусе

Рисунок 3.1 Расчетный диаметр обечайки корпуса Dr=D=0,614м

Толщина стенки обечайки корпуса

Исполнительная S = 0,01 м

Расчетная Sr = 0,00437 м

Наибольший диаметр одиночного отверстия не требующего дополнительного укрепления определяется по формуле:

При расчете принимаем С=0, ц=1.

Расчет укрепления отверстия dу = 0,15м в корпусе штуцером

Расчетный диаметр отверстия определяется по формуле:

dr = d + 2с = 0,127 + 2 · 0,002 = 0,131 м

Толщина стенки патрубка штуцера

Исполнительная S1 = 0,016 м

Расчетная S1r = 0,0103 м

Допускаемое напряжение материалов при расчетной температуре

корпуса [д] = 177 МПа

штуцера [д]1 = 160 МПа

Расчетная длина внешней части штуцера, участвующая в укреплении определяется по формуле:

Отношение допускаемых напряжений для штуцера

х1 = 0,903

Расчетный диаметр отверстия, не требующего укрепления при отсутствии избыточной толщины стенки определяется по формуле:

Условия укрепления:

0,0535(0,016 - 0,0103 - 0,002) + ?(0,01-0,00437-0,0028)?

?0,5(0,131-0,02659)·0,0437

0,821м2 > 0,228м2

Условия укрепления отверстия выполнено за счет толщины стенки патрубка

Расчет наибольшего допускаемого диаметра одиночного отверстия, не требующего дополнительного укрепления в эллиптических днищах

Рисунок 3.2 Расчетный диаметр днища определяется по формуле:

Наибольший допускаемый диаметр одиночного отверстия, не требующего дополнительного укрепления определяется по формуле:

Расчет наибольшего допускаемого диаметра одиночного отверстия смещенного штуцера, не требующего дополнительного укрепления в эллипсоидальных днищах

Рисунок 3.3 Расчетный диаметр днища определяется по формуле:

х = 0,210 м

Толщина стенки днища:

Исполнительная S = 0,01 м

Наибольший допускаемый диаметр одиночного отверстия, не требующего дополнительного укрепления:

Расчет наибольшего допускаемого диаметра одиночного отверстия смещенного штуцера, не требующего дополнительного укрепления в эллипсоидальных днищах

Рисунок 3.4

Расчетный диаметр днища определяется по формуле:

х = 0,2 м

Толщина стенки днища:

Исполнительная S = 0,01 м

Наибольший допускаемый диаметр одиночного отверстия, не требующего дополнительного укрепления:

Расчет укрепления взаимовлияющих отверстий в днище

Рисунок 3.5

Минимальное расстояние между наружными поверхностями двух соседних штуцеров dy 0,15 D'r = 1,266 м

Dy 0,025 D''r = 1,010 м

в = 0,1115 м

в ?

Допускаемое давление для перемычки между штуцерами определяется по формуле:

4,0 МРа > 2,5 МРа

Коэффициенты К1 = 2,0 V1 = 0,9

2. Технологический расчет газосепаратора.

Производительность газосепараторов в зависимости от рабочего давления представлены на рис. [объем газа приведен к условиям: давление Ро=0,1033МПа (1,033кгс/см2), температура То=273К (0єС), коэффициент сжимаемости Zо=1].

Примечание:

Условия, принятые в расчете производительности:

Т=293К (20єс) - рабочая температура газа;

с=0,18 кг/м3 - плотность газа при Тс=213К (0єс);

Ро=0,1033МПа (1,033кгс/см2)

сж=780кг/м3 - плотность жидкости;

д - коэффициент поверхностного натяжения на границе раздела фаз углеводородного конденсата и природного газа, кгс/см2.

Z - коэффициент сжимаемости

д и Z приняты в соответствии с табл.

Рис. 3. 6 Производительность газосепаратора в зависимости от давления

Таблица 3.4

Давление рабочее МПа (кгс/см2)

0,6 (6)

1,0 (10)

1,6 (16)

2,5 (25)

4,0 (40)

6,4 (64)

8,8 (88)

д·104 кг/м2

18,6

17,3

15,41

13,5

11,0

7,8

6,5

Z

0,99

0,98

0,97

0,95

0,92

0,88

0,83

При отклонении от рабочих условий выбранного типа размера газосеппаратора от принятых более ±10% необходимо произвести перерасчет производительности, определенной согласно чертежа по формуле:

Q1 = Q · Кт · КQ · КQж · Кд · КZ,

где Q - производительность по чертежу;

Q1 - производительность на требуемые условия работы газосепаратора (Т1, с1, сж1, д1, Z1);

- поправка на рабочую температуру газа;

- поправка на плотность газа;

- поправка на плотность жидкости;

- поправка на поверхностное натяжение;

- поправка на сжимаемость газа.

Подогреватель ППТ - 0,63 М

Паспорт

ППТ - 0,63 М

Основные технические данные Наименование параметра

Величина параметра

Значение

1. Тепловая мощность номинальная, МВт (Гкал/ч)

2. Производительность по нефти (при обводненности 5%), кг/с (т/сут):

при Дt = 40 ос

при Дt = 70 ос

3. Температура нагрева продукта, єк (єС) не более

4. Давление в продуктивном змеевике, мПа

5. Давление топливного газа, мПа:

- на входе в ГРПШ

- перед горелкой

6. Расход топливного газа при тепловорной способности 39,06 МДж/м3 (9328к кал/м3) м3/ч

7. Напряжение потребляемой электроэнергии, В

8. Масса, кг, не более

9. Габариты, мм, не более - длина

- ширина

- высота

10. КПД, не менее

11. Срок службы, год, не менее

0,73(0,63)

13,3(1150)

5,2(450)

353(80)

6,3

0,3…0,6

0,03

124

220

11700

7800

5000

5190

0,8

6л

Спецификацию подогревателя ППТ 0,63 М смотреть в приложении 2

Назначение

1. Подогреватель ППТ - 0,63М предназначен для нагрева нефти, нефтяной эмульсии, газа или их смесей на объектах промысловой подготовки нефти и ее транспорта.

Данный подогреватель установлен на УПС - 1 Жирновского НГДУ цеха СПН и служит для нагрева нефти и нефтяной эмульсии.

2. Подогреватель имеет два исполнения:

ППТ - 0,63 М.00.00.000 - с теплоизоляцией блока нагрева;

ППТ - 0,63 М.00.00.000 - 01 - без теплоизоляции блока нагрева.

3. Климатическое исполнение подогревателя У1 по ГОСТ 15150 - 69 (открытая площадка).

Средняя температура воздуха самой холодной пятидневки - минус 45ос.

Качественный и количественный состав дымовых газов, получаемых при сжигании 1нм3 топливного газа

Таблица 3.2.2

Продукты горения

Коэффициент избытка воздуха

1,0

1,05

нм3/нм3

%об

нм3/нм3

%об

СО2

N2

Н2О

О2

Всего

1,289

9,157

2,369

-

12,815

10,15

71,37

18,48

-

100

1,289

9,613

2,369

0,122

13,395

9,62

71,78

17,69

0,91

100

Гидравлический расчет трубопровода

Исходные данные:

Длина трубопровода от скважины № 861 до ГЗУ № 41 - 185м. Диаметр трубопровода Dтр = 114х5 мм; плотность нефти на Жирновском месторождении = 865 кг/м3, конечное давление на ГЗУ Рк = 0,4 МПа = 400 Па, кинематическая вязкость жидкости х = 100?10-6, м2/с, объемный расход жидкости 25 м3/сут. Рассчитаем начальное давление в трубопроводе Рн.

Расчет проведем аналитическим методом по следующей схеме:

Dв>Vс>Rе>л>Дhтрє(ДРтрє)>hн(Рн)

где Dв - внутренний диаметр трубопровода, м (0,104м);

Vс - средняя скорость движения жидкости, м/с;

Rе - критерий Рейнольдса;

л - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от режима течения жидкости и шероховатости стенок трубопровода;

Дhтрє - потеря напора, м;

ДР - потеря давления, Па;

hн - начальный напор, м;

Рн - начальное давление в трубопроводе.

1. Находим скорость движения жидкости в трубопроводе по формуле:

где Q - объемный расход жидкости м3/с

Dв = 114-10 = 104 мм = 0,104 м

2. Определяем критерий Рейнольдса:

Rе < 2320, это ламинарное течение

3. Для ламинарного течения л определяется по формуле Стокса.

4. Найдем потери давления на трение в трубопроводе по формуле Дарси - Вейсбаха

где L - длина трубопровода в м,

л - коэффициент гидравлического сопротивления,

Dв - внутренний диаметр трубопровода в м,

Vc - средняя скорость движения жидкости м/с,

g - ускорение силы тяжести м/с2,

с - плотность жидкости кг/м3.

Так как трубопровод проложен горизонтально и местных сопротивлений не имеет определим начальное давление

Рн = Рк + ДРтр

Рн = 400 + 163,35 = 563,35 Па.

4. Экономическое обоснование

Экономическое обоснование проекта сводится к определению прироста годовой величины прибыли по рассматриваемому НГДУ от реализации проекта (мероприятий на эксплуатационном объекте месторождения).

Этот прирост прибыли обеспечивает увеличение объема добычи ДQ и снижение себестоимости 1 тонны нефти на объекте. Для установления дополнительной прибыли по НГДУ от реализации проекта производится расчет себестоимости 1 тонны нефти по эксплуатационному объекту.

Исходя из данных годового прироста нефти от внедрения мероприятий и отпускной цены 1 тонну нефти по НГДУ определяется дополнительная прибыль за год от снижения себестоимости 1 тонны нефти (на условно постоянных расходах) и годовой прирост прибыли по НГДУ от увеличения добычи 1 тонны нефти на месторождение.

Суммарное значение этих приростов выражает общую и дополнительную прибыль на данном объекте.

4.1 Исходные данные к экономическому обоснованию

Калькуляция себестоимости добычи за 2003 г.

№ п/п

Наименование статей затрат

Обозна-чение

Величина затрат

на годовой объем добычи т.р.

на 1 тонну в руб

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Расходы на электроэнергию по извлечению нефти

Расходы по искусственному воздействию на пласт

Основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих

Отчисления на соц.нужды (ЕСН)

Амортизация скважин

Расходы по сбору и транспортировке нефти

Расходы по технологической подготовке нефти

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудование, в т.ч. ПРС и КРС

Общецеховые расходы

Плата за недры

Прочие производственные расходы, в том числе на ГРР

Производственная себестоимость

а) валовой продукции

б) товарной продукции

Внепроизводственные расходы

Полная себестоимость добычи нефти

Зэ

Зи

Зодз

Зсоц

Аскв

Зст

Зтп

Зсэ

Зц

Зн

Згрр

Спр(вал)

Спр(тов)

ЗвН

Сп

12105

53071

18024

7132

26093

66128

64446

182770

40284

111345

133193

714591

704405

265784

979840

7,13

31,26

10,62

4,2

15,37

38,96

37,97

107,67

23,73

65,59

78,46

420,96

421,00

158,85

585,62

Исходные данные по добычи нефти в Жирновском НГДУ и по Жирновскому месторождению в 2003 г.

№ п/п

Наименование единицы измерения

Жирновское НГДУ

Жирновское месторождение

Обозначение

Величина

Обозначение

Величина

1

2

3

4

5

6

Добыча жидкости тыс.т

Добыча нефти тыс.т

Эксплуатационный фонд скважин

Цена отпускная

1тн нефти по НГДУ (руб)

Коэффициент

условно-постоянные расходы полной себестоимости добычи нефти по НГДУ

Годовой прирост добычи нефти по Жирновскому месторождению

Qж

Qн

Ф

Цн(1т)

Lупр

-

3784,556

1697,5

545

1400

0,55

-

gж

gн

Фоб

-

-

ДQн

1498,2

219,2

400

-

-

0,3

4.2 Расчет полной себестоимости 1 тонны нефти по Жирновскому месторождению

Расходы на электроэнергию по извлечению 1 тонны нефти.

Зэ(об)=

Расходы по искусственному воздействию на пласт

Зи(об)=

Основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих

Зодз =

Отчисления на социальные нужды

Зсоц(об)=

Амортизация скважин

Аскв(об)=

Расходы по сбору и транспортировке нефти, затраты по технологии подготовке нефти

Зст(об) + Зтп(об) = Зст + Зтп(1т) =76,93 руб

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе ПРС и КРС.

Зсэ(об) =

Общецеховые расходы

Зц(об) =

Прочие производственные расходы, в том числе на ГРР

Згрр(об) = Зпр =78,46 руб

Производственная себестоимость валовой

Спр(вал) = У(4.2.1 - 4.2.11) = 1197,2 руб

Прочие производственные расходы

Снп(об) =

Производственная себестоимость товарной добычи 1 тн. Нефти

Спр(тов) = Спр(вал) - Снп(об) = 1197,2 - 5,68 = 1191,52 руб.

Внепроизводственные расходы

Звн(об) = Звн(тн) = 158,85 руб.

Полная себестоимость по объекту 1 тн нефти

Сп(об) = Спр(тов) + Звн(об) = 1191,52 + 158,85 = 1350,37 руб.

4.3 Расчет результирующих показателей от реализации проекта по Жирновскому НГДУ

Прибыль НГДУ от реализации годового объема нефти до осуществления проекта

ПНГДУ1 = (Цн(1тн) - Сп)Qн = (1400 - 585,62)1697,5 = 1382410 тыс.руб.

Дополнительная прибыль от снижения себестоимости 1 тн нефти на условно постоянных расходах (тыс.руб.)

ДПупр = Сп)·LУПР?ДQн = 1350,37·0,55?0,3 = 222,81 тыс.руб.

где ДQн - условно-постоянная добыча нефти в тыс.т. от проводимых мероприятий.

Так как от замены стальных трубопроводов на пластиковые и полимерно-армированные, прибыль составит 422,211 тыс.руб. из приведенных далее расчетов, то ДQн условно переведем в тыс.т.

ДQн = 0,3 тыс.т.

Дополнительная прибыль от увеличения добычи нефти в тыс.руб.

ДП ДQ = (Цтн - Сдоп ) · ДQ = (1400 - 1350,37) ? 0,3 = 14,889 тыс.руб.

Определение прироста прибыли от замены стальной трубы на полимерно-армированые и степлопластиковые

Нефтепровод

труба

Стоимость монтажа, тыс.руб.

срок службы, лет

кол-во отказов за время экспл-и, шт

стоимость ликвидации отказа

затраты за 30 лет экспл-и, тыс.руб

стальная

915

5-8

10

4,173

3 827

полимерно-армированная

997

30

-

-

997

коррозионно-стойкий рукав

550

12

-

-

1 375

Прирост прибыли от применения полимерно-армированных труб в год составит:

(3827000 - 997000) / 30 = 94,333 тыс.руб.

Водовод

труба

Стоимость монтажа, тыс.руб.

срок службы, лет

кол-во отказов за время экспл-и, шт

стоимость ликвидации отказа

затраты за 25 лет экспл-и, тыс.руб

стальная

570

2

20

1,345

7 461

стеклопластиковая комбинированная

980

25

-

-

980

Прирост прибыли от применения стеклопластиковых труб в год составит:

(7 461 000 - 980 000) / 25 = 259,250 тыс.руб.

Всего Прирост прибыли от данных мероприятий составит:

ДПнв = 94,333 + 259,25 = 353,583 тыс.руб.

Расчет стоимости ликвидации порыва нефтепровода

1. Оплата труда руб.

№ п/п

Занимаемая должность

Разряд

Кол-во работ, чел.

Тариф ставка, руб.

Объем работ, час

Премия

Фонд оплаты труда, руб.

1

Электрогазосварщик

5

1

55,268

2

40

154,75

2

Слесарь-ремонтник

3

2

42,488

2

40

237,93

Итого: 392,68

Резерв на 13-ю 4,5% 17,67

Отчисления на соцнужды 36,1% 148,14

Всего оплата труда: 558,5 руб.

2. Затраты на материалы руб.

Наименование

Ед. изм.

Стоимость за ед.

Кол-во

Сумма

Праймер

кг

24,99

0,043

1,07

Труба 114х6

М

156,3

1

156,3

Пленка-обертка (поликен)

Кг

132,5

0,334

44,26

Кислород

м3

65,7

10

657

Пропан

м3

0,5

0

Электроды УОНИ 4мм

Кг

17,29

2

34,58

Итого

893,2

3. Транспортные расходы руб.

Вид техники

Кол-во часов

Стоимость 1 часа работы

Сумма

АНРВ

2

230,23

460,5

Экскаватор

4

390,96

1 563,8

ЗИЛ - 131 вакуумный

1

236,75

236,8

Сварка АДД 4001

2

230,23

460,5

Итого:

2 721,5

Всего стоимость ликвидации порыва нефтепровода 4 173,2 руб.

Расчет стоимости ликвидации порыва водовода

1. Оплата труда руб.

№ п/п

Занимаемая должность

Разряд

Кол-во работ, чел.

Тариф ставка, руб.

Объем работ, час

Премия

Фонд оплаты труда, руб.

1

Электрогазосварщик

5

1

55,268

2

40

154,75

2

Слесарь-ремонтник

3

1

42,488

2

40

118,97

Итого: 273,72

Резерв на 13-ю 4,5% 12,32

Отчисления на соцнужды 36,1% 103,26

Всего оплата труда: 389,3 руб.

2. Затраты на материалы уб.

Наименование

Ед. изм.

Стоимость за ед.

Кол-во

Сумма

Электроды УОНИ 4мм

кг

17,29

2

34,58

Итого

34,6

3. Транспортные расходы руб.

Вид техники

Кол-во часов

Стоимость 1 часа работы

Сумма

АНРВ

2

230,23

460,5

Сварка АДД 4001

2

230,23

460,5

Итого:

920,9

Всего стоимость ликвидации порыва водовода 1 344,8 руб.

Прибыль НГДУ от ликвидации порывов нефтепроводов и водоводов составит: ДПлнв = 4173,2 10 + 1344,8 20 = 4173,2 + 26896 = 68,628 тыс.руб

Общая величина дополнительной прибыли по НГДУ от реализации ряда мероприятий на Жирновском месторождении составит:

ДПобщ = ДПупр + ДП ДQ+ ДПлнв + ДПнв = 222,81 + 14,889 + 68,628 + 353,583 = 659,91 тыс.руб.

Прибыль НГДУ от реализации газового объема нефти после осуществления проекта на Жирновском месторождении в тыс.руб.

ПНГДУ2 = ПНГДУ1 + ДПобщ = 1382410 + 659,91 = 1383069,91 тыс.руб.

Прирост прибыли от осуществления мероприятий составит:

R(%) = 0,048%

РЕЗЮМЕ.

Применение коррозионно-стойких трубопроводов ЗАО «КВАРТ» и ЗАО «УНИКОРД» в системе сбора и транспорта нефти Жирновского месторождения повлекло за собой уменьшение количества порывов трубопроводов и снизило риск попадания нефтепродуктов в р. Медведица.

Предлагаю продолжить замену шлейфов скважин из стальных труб расположенных в пойме р. Медведица, а так же на участках с высокой коррозионной активностью грунта на коррозионно-стойкие трубопроводы.

Трубы ТСК ЗАО «Композит-нефть» хорошо себя зарекомендовали в системе ППД для транспортировке пластовой воды. Поэтому считаю целесообразным заменить все нагнетательные водоводы на трубы ТСК.

Считаю, что использование труб в антикоррозионном исполнении в системе сбора и транспорта нефти способствует повышению имиджа нашей компании, решая вопросы экологической безопасности.

Постоянно совершенствуя систему сбора скважинной продукции, можно добиться, как снижения давления в системе сбора, разгружая работу трубопроводов, так и экономию средств, которые можно использовать на приобретение коррозионно-стойких трубопроводов.

Общий прирост прибыли включает:

- прирост от снижения себестоимости 1 тонны нефти на условно-постоянных расходах ДПУПР=222,81 тыс.руб.;

- прирост прибыли за счет увеличения добычи нефти по НГДУ составил 1383069,91 тыс.руб.;

- прирост прибыли от ликвидации возможных порывов водоводов и нефтепроводов на 68,628 тыс.руб.;

- прирост прибыли от замены стальных трубопроводов на пластиковые и полимерно-армированные трубы составил 353,583 тыс.руб.

В целом прирост прибыли по НГДУ составил 0,048%. Если реализовать данные мероприятия на других месторождениях Жирновского НГДУ, то процент прибыли значительно возрастет.

Вывод: Данные мероприятия экономически целесообразно.

5. Анализ потенциальной опасности установки для обслуживающего персонала и окружающей среды

5.1 Анализ потенциального опасных и вредных производственных факторов УПС - 1

Процесс первичной подготовки нефти на установке УПС - 1 связан с рядом потенциального опасных и вредных производственных факторов: высокое давление в аппаратах и трубопроводах, наличие динамического оборудования, повышенная температура на блоке подогрева нефти и паропроводе, большое количество углеводородов сырья - нефти, его токсичность и пожароопасность, повышенное напряжение.

Наличие высокого давления в аппаратах и трубопроводах на установке в случаях их разгерметизации также создают условия способствующие возникновению пожара. Кроме этого разлив нефти пагубно воздействует на окружающую среду, ее флору и фауну. Выделившийся из нефти газ может вызвать отравление людей, находящихся в загазованной зоне.

Наиболее опасным местом является площадка печей для нагрева нефти. Опасность обуславливается наличием в печах открытого огня, нефти и газа.

5.2 Анализ возникновения чрезвычайных ситуаций на установке подготовки нефти

На объекте по данному проекту, возможны следующие сценарии развития аварийных ситуаций:

1) для емкости с нефтью возможен взрыв топливовоздушной смеси (ТВС) в резервуаре или в пространстве, окружающем резервуар. Взрыв приводит к возгоранию нефти в резервуаре, разгерметизации емкости и образованию горящего разлития;

2) возможная разгерметизация емкости с нефтью, пролив нефти на подстилающую поверхность и дальнейшее воспламенение;

3) для емкости с жидкой фазой с присоединенным трубопроводом возможно образование отверстия разгерметизации в стенке трубопровода, либо полный разрыв трубопровода на некотором расстоянии от емкости. При этом трубопровод может быть оснащен запорной арматурой, которая при - срабатывании изолирует разгерметизированный, разрушенный участок трубопровода от емкости. В этом случае при воспламенении образуется горящее разлитие.

4) Для трубопровода с жидкой фазой с нагнетающим насосом возможно образование отверстия разгерметизации в стенке трубопровода, на некотором расстоянии от насосной и резервуарного парка. При этом трубопровод должен быть оснащен запорной арматурой, которая при срабатывании изолирует разгерметизированный/разрушенный участок трубопровода от емкости. В этом случае в окружающую среду поступает жидкость, при воспламенении которой образуется горящее разлитие или факел;

5) Для аппарата или насоса, находящихся в помещении возможен выброс жидкой фазы и, при наличии источника зажигания, возможен взрыв топливовоздушной смеси и (или) образования горящего разлития;

6) Мгновенное вскипание жидкости в герметичном сосуде под давлением, разрушение емкости и образование огненного шара.

Схемы анализа вероятных сценариев возникновения и развития аварий на резервуарном парке и на установках и оборудовании УПС-1 приведены на рис. 5.1 и 5.2.

Событиями, составляющими сценарий развития аварии, являются:

а) образование и дрейф облака топливовоздушной смеси (т.е. движение облака вследствие воздействия ветра), взрывное превращение облака ТВС; образование воздушной ударной волны; формирование огневого шара; разрушение окружающих аппаратов, несущих конструкций, трубопроводов;

б) образование разлития; образование горящих разлитии и факелов; пожар, с последующим вовлечением окружающих аппаратов, несущих конструкций, трубопроводов (эффект «домино»);

в) образование и дрейф облака продуктов сгорания; токсическое отравление персонала объекта; токсическое отравление населения и персонала объектов, находящихся за пределами УПС-1.

5.3 Мероприятия и средства по обеспечению охраны труда и техники безопасности в Жирновском НГДУ цехе СПН

В целях обеспечения максимальных условий безопасности обслуживающего персонала и снижение вредности производства в проекте предусмотрены следующие мероприятия:

- обеспечение прочность и герметичность трубопроводов;

- размещение арматуры с учетом безопасности ее обслуживания - подземная установка с выводом штурвала на поверхность;

- испытание трубопроводов на прочность и герметичность:

- контроль сварных стыков трубопроводов - 100% радиографическим методом.

Для контроля за отклонением технологических параметров оборудования от нормальных условий проектом предусмотрена установка приборов, контролирующих давлением.

Ремонтные работы на насосных агрегатах проводить после их отключения от технологических трубопроводов, источником электроснабжения.

На напорных трубопроводах от каждого агрегата установлены обратные клапаны и задвижки.

Все рабочие места на производственных участках обеспечены инструкциями, схемами, предупредительными надписями и знаками.

Трубопроводы систем водоснабжения, пенного пожаротушения подвергают контролю сварных стыков, гидравлическому испытанию на прочность и герметичность в соответствии с СН - и П. 3.05.05.-84, СН - и 3.05.04.-84.

Все трубопроводные и канализационные колодцы оборудуются кодовыми скобами и лестницами стремянками для спуска и подъема.

Для контроля параметров оборудования предусмотрена установка приборов контролирующих: температуру, давление, расход, уровень.

Для защиты от поражения электрическим током предусмотрено заземление всех металлических корпусов аппаратов, приборов и щита, брони кабеля, защитных труб, которые могут оказаться под напряжением из - за повреждений в соответствии с ВСН 205-84.

Для обеспечения охраны труда при эксплуатации электрооборудования проектом предусмотрены следующие мероприятия:

1. заземление и зануление электроустановок согласно ПУЭ и ПТБ;

2. искусственное освещение зданий и сооружений, входов вниз, выездов, а также внутриплощадной территории, проездов в соответствии с кормами зрительных работ;

3. аварийное освещение для эвакуации людей;

4. местное освещение рабочих мест;

5. ремонтное освещение.

Все электрооборудование, принятое в проект, отвечает требованиям безопасности ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 14255-69.

Силовые и осветительные электропроводки выбраны по длительно -допустимому току нагрузки и обеспечены аппаратами защиты от повреждений при коротких замыканиях.

Прокладка проводов и кабелей выполнена с учетом требования ПУЭ при пересечении и сближении между собой и другими коммуникациями.

5.4 Взрывопожаробезопасность

Приборы контроля, средства автоматизации и электроаппаратура управления, установленные во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок, выбраны в соответствии с классом помещений, категорией и группой взрывоопасных смесей. Проектом предусмотрено предупредительной 20% НКПВ и аварийных 50% НКПВ светозвуковая сигнализация загазованности во взрывоопасных помещениях и наружных установок. Сигнал о достижении 20%, 50% НКПВ передается в операторную, а с нефтяной насосной в существующий бригадный домик.

В проекте выполнена пожарная сигнализация все помещений производственных зданий. Сигналы с пожарных извещателей объектов установки УПС - 1 поступают на приемно-контрольный пожарный искробезопасный прибор «Корунд-20Н».

В проекте предусмотрено автоматическое пенное пожаротушение нефтяной насосной на установке УПС-1, резервуаров нефти РВС-5000 (2шт).

Провода и кабели во взрывоопасных помещениях и наружных установках приняты с учетом взрывоопасных зон. В зонах классов. В - 1а и В-1 г приняты провода и кабели с медными жилами и защищены от нагрузок и коротких замыканий. В помещениях с взрывоопасной зоной класса В-1а, для предупреждения возможно распространения взрывов, установлены распределительные уплотнения в местах ввода кабелей.

Аппараты, установочные изделия и светильники во взрывоопасных зонах по уровню их взрывозащиты и степени защиты оболочек выбраны с учетом категорий и групп взрывоопасных смесей и соответствует требованиям ГОСТ 14255-69, ГОСТ 14254-96, действующих ГУЭ.

Под трансформаторами устройство масло приемников не требуется, так как по проекту приняты ТП с содержанием масла в одном трансформаторе меньше 600 кг.

Для обеспечения обслуживающего персонала безопасностью, сохранности зданий и сооружений от взрыва, разрушения и загорания при прямых ударах молнии проектом предусмотрена молниезащита по 1 и 2 категории по устройству молниезащиты в соответствии с РД 34.21.122-87.

Защита от разрядов статически электрозащитная совмещена с защитным заземлением.

На площадке УПС-1 предусматривается пенное пожаротушение нефти и водяное охлаждение резервуаров РВС-5000 (2шт), технологическое установок и здании.

Расчетное число пожаров - 1.

Время водяного пожаротушения для РВС-5000 - 4 часа.

Время пенного пожаротушения системой пенного пожаротушения (АТП)-Юмин.

Пенное пожаротушение нефтепродуктов осуществляется воздушно -механической пенной средней краткости с интенсивностью подачи раствора пенообразователя 0.08 л/с (для температуры вспышки менее 28°С) и на 1 м2 зеркала испарения нефтепродуктов. Расчетный расход пенообразователя составляет 27.63 л/с, фактически 37.0 л/с. Суммарный расход на охлаждение горящего и соседних с ним резервуаров составляет 59.3 л/с. Интенсивность подачи воды на охлаждение горящего резервуара - 0.75 л/с на один метр длинны половины окружности соединенных резервуаров.

Противопожарный запас воды равен 854 м3 . Время восстановления противопожарного запаса воды - 96 часов.

Значение показателей пожарной опасности веществ, образующихся в производстве.

Компоненты нефтяного газа или паров нефти

Температура вспышки, °С

Нижний концентрационный предел воспламенения газа или пара в воздухе при р=0,1 Мпа и 1=250с, % объем

Горючесть, воспламеняемость, взрывоопасность

Метан СН4

Этан С2Н6

Пропан С3Н8

П-Бутан С4Н10

П-Пентан C5H12

П-Гексан С6Н14 Нефть

-

-

-

-

44

23...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены