Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проект нефтепровода для транспорта нефти Бейтангирского месторождения



Введение

углеводородный нефть месторождение

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

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.



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.

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.

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

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.

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.

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.

1.2 Физико-химические свойства нефти

Исходными данными для разработки проекта послужили материалы проекта разработки Бейтангирского месторождения, выполненная институтом «ТюменНИИгипрогаз» в 2016 году.



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 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;

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».

Дожимная насосная станция

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

- Установка предварительного отбора газа (далее - УПО);

- Установка сепарации нефти Й 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.

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 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.

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).

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

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).

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).

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.

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.

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».

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 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

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 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.

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 мі. 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 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.

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.

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.

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

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.

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.

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.

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.

Площадка резервуаров нефти

Площадка резервуаров нефти предназначена для приема нефти с установки подготовки нефти (далее УПН), товарной нефти и для последующей перекачки через узел оперативного замера нефти в парк резервуарный товарных продуктов и на установку нефтеперерабатывающую (УНП).

На площадке резервуаров нефти выполняются следующие технологические операции:

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

- 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.

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;

- 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.

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

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

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.

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

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.

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.

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.

Станция компрессорная сжатого воздуха

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

Воздух, сжимаясь в компрессоре, выходит под давлением 0,7 МПа с температурой на 10 єС 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.

Воздух, сжимаясь в компрессоре, выходит под давлением 0,7 МПа с температурой на 10 єС 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.

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.

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.

Электростанция дизельная аварийная работает в автоматическом режиме.

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.

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.

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 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.



3. Расчетная часть

3.1 Технологический расчет магистрального нефтепровода

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

Q =--261,13 м³/час = 0,072 м³/с.

Определение толщины стенки

д = 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 =--53_Ч 0,9 =--324,5 [3.3]

1 н1 K K 1,47 Ч1

1 н

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

Изготовитель - Новомосковский трубный завод.

Выбираем насос НМ 250-475 по 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) сt g; [3.4] а) Рраб1 =--(62 +--2 Ч--456) Ч--854 Ч--9,81 =--8,16 МПа;

б) Рраб 2 =--(62 +--2 Ч--360) Ч--854 Ч--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--Ч--6,6--Ч--325--=--3,71 мм,

2 (1,15 Ч--6,6--+--324,5)

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



Dвн =--Dн ---2д; [3.5]

Dвн =--325 ---2 Ч--8 =--309 мм.

Режим течения нефти в нефтепроводе

Re = 4Q [3.6]

pDвнn--t

Re =--4--Ч--_,_72--=--7514,6.

3,14 Ч--_,3_9--Ч--39,5--Ч1_-6

Определяем число Рейнольдса

Re =--10D =--1_--Ч--3_9--=--30900; [3.7]

I е 0,1

2320 <--3_9__--<--Re I.

турбулентный режим, зона Блазеуса

т=0,25; в=0,0246;

Гидравлический уклон

Q 2-mn--m--_,_246--Ч--_,_72--2-_,25--Ч--(39,5--Ч1_---6)--_,25

--i--=--b--=--=--_,__52.--[3.8]

D5-m--_,3_95-0,25

Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха



hl =--i--Ч--L--=--_,__52--Ч--218___--=--1133,6 м. [3.9]

Полные потери напора в нефтепроводе

H =--1,_1hl--+--DZ--+--Hk, Нк=30 м; [3.10]

Н =--1,_1Ч1133,6--+--7--+--3_--=--1181,94 м, при ДZ=7 м.

Напор одной станции.

Н ст =--к--Ч--Носн-----hвн, [3.11]

где hвн=15 м внутристанционные потери.

Нст =--2--Ч--36_---15--=--7_5 м.

Определяем число станций.

n =--1,_1Ч--i--Ч--l--+--DZ--+--Hk-----Hn--=--1,_1Ч--_,__52--Ч--218___--+--7--+--3_-----62--=--1,6 [3.12]

kHосн ---hвн 2 Ч--36_---15

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

Действительно необходимый напор одной станции:

Н ў----=--1,_1Ч--i--Ч--l--+--DZ--+--Hk-----Hn--=--1,_1Ч--_,__52--Ч--218___--+--7--+--3_-----62--=--559,9 м. [3.13]



Действительный напор одного насоса

Н ў--=--Нсўт--+--hвн =--599,9 +15 =--287,48 м. [3.14]

нас К 2

Производим обрезку рабочего колеса

Dў--H--ў--+--вQ2--H--ў------(Q2-----Q2)--+--(H-----H) Q2

2 = нас = нас 2 1 1 2. [3.15]

D a H Q2 ---H Q2

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

Dў--287,48--(_,_78--2-----_,_56--2)--+--(39_-----34_)--_,_72--2

2 =----0,920, т.е. обрезаем на 8%

D--39_--Ч--_,_782-----34_--Ч--0,0562

D2ў--=--D2 Ч--0,920 =--270 Ч--0,920 =--248,4 мм - новый диаметр ротора.

Расстановка НПС по трассе при n1>n. Необходимо вычислить масштаб по вертикали и отложить ДZ, 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 Ч--8 Ч--324,5 =--7,37 МПа; [3.16]

доп n (D ---2d--)--1,15--Ч--309

1 н

[Н ]--=--[Рдоп ]--=--7,37 Ч10 =--879,7 м; [3.17]

...