Перераспределение потоков нефти от центрального пункта сбора для снижения содержание серы по МН "Х-Клин"
Обоснование целесообразности внедрения в процесс перекачки малосернистой нефти предложения по перераспределению потоков нефти с ТПП "Когалымнефтегаз" с нефтепровода "Холмогоры – Клин" в "Холмогоры – Западный Сургут". Расчет режимом работы нефтепроводов.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | практическая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 11.08.2016 |
| Размер файла | 113,5 K |
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.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Открытое акционерное общество "Сибнефтепровод"
Сургутское управление магистральных нефтепроводов
КОНКУРСНАЯ РАБОТА
на тему: "Перераспределение потоков нефти от центрального пункта сбора для снижения содержание серы по МН "Х-Клин""
Выполнил: инженер I кат. ТТО
Портнягина С.В.
Сургут - 2006 г.
Содержание
Введение
1. Общая часть
1.1 Характеристика нефтепровода
1.1.1 Нефтепровод "Холмогоры - Западный Сургут"
1.1.2 Нефтепровод "Холмогоры - Клин"
1.2 Характеристика насосно-силового оборудования
2. Расчет режима работы нефтепровода
2.1 Методика расчета физических свойств нефти
2.2 Методика расчета эквивалентного диаметра
2.3 Методика расчета режима работы
2.4 Расчет режима работы нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут"
2.5 Расчет режима работы нефтепровода "Холмогоры - Клин"
Заключение
Введение
В течение последних лет наблюдается тенденция увеличения процентного содержания серы в нефти, которая перекачивается по нефтепроводу "Холмогоры - Клин". Вследствие этого возникает необходимость оптимизации системы перекачки нефти.
Причинами роста процентного содержания серы является: ввод в эксплуатацию новых месторождений с более высоким содержанием серы в нефти, принимаемой на узел учета Ноябрьского УМН; перевод откачки нефти II класса (с содержанием серы 0,61-0,63 %) с УУН № 800 ЗАО "ЛУКойл-АИК" на НПС "Апрельская" с июля 2004 года по разрешению ОАО "АК "Транснефть"; ежегодный прирост сдачи нефти II класса с УУН № 543,545 ТПП "Когалымнефтегаз" откачиваемой на НПС "Апрельская", а также ввод в эксплуатацию нового месторождения нефти II класса на 508 км нефтепровода "Холмогоры - Клин".
Как видно из рис. 1 содержание серы на НПС "Апрельская" увеличивается.
Рис. 1. Изменение содержания серы на НПС "Апрельская"
Для того чтобы снизить процент, в данной работе предлагается перевести откачку нефти II класса с УУН ТПП "Когалымнефтегаз" с НПС "Апрельская" в нефтепровод "Холмогоры - Западный Сургут" и вывести НПС "Савуйская" из консервации. Также это позволит принимать малосернистую нефть в больших объемах с Холмогорского района, так как в ближайшие годы планируется ввести в эксплуатацию новые месторождения.
1. Общая часть
1.1 Характеристика нефтепровода
1.1.1 Нефтепровод "Холмогоры - Западный Сургут"
Нефтепровод "Холмогоры - Западный Сургут" введен в действие в 1976 году для перекачки нефти с месторождений Холмогорского региона в резервуарный парк ЛПДС "Западный Сургут". Его протяженность 264 км, диаметр 820 мм. На 161 км расположена НПС "Савуйская". После ввода в эксплуатацию магистрального нефтепровода "Холмогоры - Клин", северный участок нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут" 0-82 км был остановлен и выведен из эксплуатации, а НПС "Савуйская" законсервирована. Проектная производительность нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут" 18,2 млн. тонн в год.
Таблица 1.1. Расположение насосных станций по трассе нефтепровода
|
№ |
наименование |
км по трассе |
высотные отметки, м |
расстояние между НПС, км |
ДZ, м |
рабочее давление, атм |
||
|
проект |
факт |
|||||||
|
1 |
УУН № 540 "Южный Ягун" |
87 |
79,8 |
- |
- |
46 |
46 |
|
|
2 |
УУН 552 "Тевлин" |
117 |
72 |
35 |
-7,8 |
46 |
46 |
|
|
3 |
НПС "Савуйская" |
162 |
71 |
45 |
-1 |
46 |
46 |
|
|
4 |
НПС "Западный Сургут" |
264 |
61,55 |
102 |
-9,45 |
приём нефти |
Нефтеперекачивающая станция "Савуйская" является структурным подразделением Сургутского УМН и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу Ду-820 мм "Холмогоры - Западный Сургут".
Нефтепровод проходит через множество водных объектов и автомобильных дорог, диаметр трубопровода 820 мм, толщина стенки колеблется от 8-10 мм.
В табл. 1.2 приведена раскладка труб на участке.
Таблица 1.2. Раскладка труб нефтепровода
|
Толщина стенки, мм. |
||||
|
диаметр |
8 |
9 |
10 |
|
|
Протяженность, м основная нитка |
4 195,5 |
18 971,5 |
158 833 |
|
|
Протяженность, м резервная нитка |
- |
- |
4 159 |
1.1.2 Нефтепровод "Холмогоры - Клин"
Нефтепровод "Холмогоры - Клин" введен в действие в 1984году для перекачки нефти с месторождений Холмогорского региона на нефтеперерабатывающие заводы европейской части страны. Его протяженность 2456 км, диаметр 1220 мм. Проектная производительность нефтепровода "Холмогоры - Клин" 75 млн. тонн в год. Рассмотрим эксплуатационный участок НПС "Апрельская" - НПС "Конда-2" длиной 680 км.
Таблица 1.3. Расположение насосных станций на участке НПС "Апрельская" - НПС "Конда - 2"
|
№ п/п |
наименование |
км по трассе |
высотные отметки, м |
расстояние между НПС, км |
ДZ, м |
рабочее давление, атм |
||
|
проект |
факт |
|||||||
|
1 |
Апрельская |
126 |
70,1 |
- |
- |
50 |
50 |
|
|
2 |
Кучиминская |
296 |
64,1 |
170 |
-6 |
46 |
46 |
|
|
3 |
Сатарино |
382 |
38.13 |
86 |
-25,97 |
52 |
52 |
|
|
4 |
Кедровая - 2 |
634 |
41,2 |
252 |
+3,07 |
50 |
50 |
|
|
5 |
Конда - 2 |
806 |
71,0 |
172 |
+29,8 |
49 |
49 |
Нефтеперекачивающая станция "Апрельская" является структурным подразделением Сургутского УМН предназначена для приема товарной нефти с узлов учета нефти № 543 ЦПС "ВатьЕган"; № 545 ЦПС "Дружное"; № 800 ЦПС ЗАО "ЛУКойл - Аик"; а также с НПС "Холмогоры" по магистральному нефтепроводу Dу 1200 мм для дальнейшей перекачки нефти по магистральному нефтепроводу "Холмогоры - Клин" Ду-1200 мм.
Подпорная станция "Кучиминская", является структурным подразделением Сургутского УМН и представляет собой комплекс сооружений и устройств, которая работает совместно НПС "Западный Сургут".
Нефтеперекачивающая станция "Сатарино", является структурным подразделением Нефтеюганского УМН и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу Ду-1220 мм "Холмогоры - Клин".
Нефтеперекачивающая станция "Кедровая-2", является структурным подразделением Тобольского УМН и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу Ду-1220 мм "Холмогоры - Клин".
На НПС "Кучиминская" с нефтепровода Холмогоры - Клин происходит сброс транспортируемой нефти в нефтепровод "Сургут - Горький - Полоцк" резервная нитка через краны-регуляторы, а далее резервуарный парк НПС "Каркатеевы-1" и затем в нефтепровод "Усть-Балык-Омск"-2.
Нефтепровод "Холмогоры - Клин проходит" через множество водных объектов и автомобильных дорог, диаметр трубопровода 1220 мм, толщина стенки колеблется от 12-16,8 мм.
В табл. 1.4 приведена раскладка труб на участке.
Таблица 1.4. Раскладка труб на участке
|
Толщина стенки, мм. |
||||||||
|
диаметр |
12 |
12,5 |
14,3 |
14,5 |
15,2 |
15,4 |
16,8 |
|
|
Протяженность, м основная нитка |
345949,9 |
49942,3 |
73855,3 |
129864,2 |
73802,7 |
5921 |
665 |
|
|
Протяженность, м резервная нитка |
78704,6 |
10357 |
48433 |
2736 |
14217,5 |
8168,5 |
58993 |
1.2 Характеристика насосно-силового оборудования
К основному оборудованию нефтеперекачивающих станций относятся насосы основные и подпорные с соответствующими приводами. В табл.1.7 представлены сведения о насосах рассматриваемых участков.
Таблица 1.7. Насосы, установленные на станциях
|
НПС |
Основные насосы |
Подпорные насосы |
||||
|
Марка насоса |
Кол-во |
Ротора, Q м 3/ч |
Марка насосов |
Кол-во |
||
|
Апрельская |
НМ-10000-210 |
4 |
10000 |
НПВ-5000-120 |
4 |
|
|
Сатарино |
НМ-10000-210 |
4 |
№1 10000 №2 7000 №3 10000 №4 12500 |
- |
- |
|
|
Кедровая - 2 |
НМ-10000-210 |
4 |
№1 10000 №2 12500 №3 12500 №4 10000 |
- |
- |
|
|
Савуйская |
НМ-3600-230 |
4 |
3600 |
- |
- |
|
|
Кучиминская |
- |
- |
НПВ-5000-120 |
4 |
На станциях установлены следующие магистральные насосы: агрегаты нефтяные электронасосные центробежные магистральные типа "НМ" предназначены для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти с температурой от - 50С до 600С, кинематической вязкостью не более 3 см2/с, с содержанием механических примесей по объему не более 0,05 % и размером не более 2 мм. Технические характеристики насоса приведены в приложении 2.
В качестве привода применяются двигатели: синхронный во взрывозащищенном исполнении (СТДП).
На станциях установлены следующие подпорные насосы: агрегаты электронасосные нефтяные подпорные вертикальные предназначены для подачи нефти с температурой 268-353 К кинематической вязкостью н = 1*10-4 м 2/с, плотностью с = 830-900 кг/м3 к нефтяным магистральным насосам и создания необходимого подпора для их бескавитационной работы. Агрегаты предназначены для эксплуатации во взрывоопасных зонах и перекачки нефти, пары которой образуют взрывоопасные смеси с воздухом. Технические характеристики насоса приведены в приложении 2. Характеристика магистрального и подпорного насосов находится в приложении 3.
2. Расчет режима работы нефтепровода
Целью данного расчета является определение возможности транспорта нефти в необходимом количестве и с минимальными затратами. Для достижения этой цели решались задачи по определению физически возможных и экономически целесообразных режимов работы участка, в частности: определение числа насосов, подбор диаметров рабочих колес насосов, определение напоров на входе и выходе станций, а также напоров подлежащих дросселированию, определение длин лупинга в случае отрицательных значение напоров на входе в станции.
2.1 Методика расчета физических свойств нефти
Определение плотности нефти при расчетной температуре
По формуле Менделеева:
(2.1)
где с20 - плотность нефти при 20 0С, кг/м 3; вр - коэффициент объемного расширения, T - расчетная температура, К.
Определение вязкости нефти при расчетной температуре:
(2.2)
По формуле Рейнольдса - Филонова, где u - коэффициент крутизны вискограммы 1/К.
(2.3)
н* - кинематическая вязкость при известной температуре Т*, м2/с.
Когда происходит перемешивание потоков нефти, принимаемой с разных УУН общая плотность и вязкость определяется через соотношение объемов нефти по формулам: перераспределение поток нефть малосернистая
(2.4)
(2.5)
где сi, нi, Qi - плотность, вязкость, производительность каждого узла учета нефти в отдельности соответственно.
Определение расчетной производительности:
(2.6)
где G - производительность нефтепровода, млн. тонн в год;
с - плотность нефти при средней температуре, кг/м 3;
нt - кинематическая вязкость при средней температуре Тср, м 2/с.
ф - количество дней в год (принимаем 350 дней, 15 дней в год для проведения ремонтных работ).
2.2 Методика расчета эквивалентного диаметра
Внутренний диаметр нефтепровода на всем участке исследуемого нефтепровода меняется из-за разной толщины стенки, поэтому для гидравлических расчетов необходимо знать эквивалентный диаметр нефтепровода.
Эквивалентный диаметр нефтепровода - это такой диаметр, потери напора при котором равны потерям напора в существующем сложном трубопроводе. Он определяется по формуле:
(2.7)
где li - длина участка нефтепровода с толщиной стенки , м
Di - внутренний диаметр i-го участка трубопровода, м
n - количество участков с различной толщиной стенок,
m - показатель режима течения нефти.
Для участка, который имеет две параллельных нитки, Dэкв рассчитывается по следующей формуле:
(2.8)
2.3 Методика расчета режима работы
Потери напора в трубопроводе определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:
Н = (2.9)
где 1,01 - коэффициент, учитывающий потери на местные сопротивления.
л - коэффициент гидравлического сопротивления:
л = 0,11·()0,25 (2.10)
где Кэ - абсолютная шероховатость, принимается 0,2 мм;
Dэ - эквивалентный диаметр, м (значение эквивалентного диаметра принимаем из главы 1.3.1);
Re - число Рейнольдса:
(2.11)
где Q - расчетная производительность, м 3/сек;
Определим граничные числа Рейнольдса:
(2.12)
(2.13)
где L - длина нефтепровода, м;
V - скорость, м/с.
(2.14)
Определение требуемого напора на подучастке:
Нст = Н + ДЖ (2.15)
где ДЖ - разность нивелирных отметок начала и конца подучастка, м;
Н - напор насоса, м.
Нст = Н + ДЖ + Нк (2.16)
Нк - конечный напор необходимый для закачки жидкости в резервуар и на преодоление гидравлических сопротивлений в обвязке конечного пункта (30ч40 м на основе данных ОАО "Сибнефтепровод" по режимам работы участка).
После того как определили потери напора в трубопроводе находим гидравлический уклон:
i = , (2.17)
где L - длина подучастка, м
Определение допустимого напора станции:
[Н доп]= , (2.18)
где с - плотность нефти при средней температуре, кг/м 3;
g - ускорение свободного падения, 9,81 м 2/с.
[Р доп]- допустимое давление нефтепровода, МПа.
Определение допустимого подпора станции:
[Д Н доп]= |Hs| + hвc (2.19)
где |Hs| - допустимая высота всасывания насоса, м;
hвc - на основе эксплуатации НПС принимаем 10м.
|Hs| = - hдоп. кав, (2.20)
где Ра - атмосферное давление, (760 мм.рт.ст);
Рs - давление насыщенных паров, (500 мм.рт.ст.).
hдоп. кав. - допустимый кавитационный запас, м. (по Q-H характеристике насоса рис. 1.2,1.3).
Далее выполняем пересчет характеристик с воды на перекачиваемую жидкость, т.е. нефть:
(2.21)
где Re - число Рейнольдса,
Q - производительность насоса (м 3/ч)
н - вязкость при средней температуре (см 2/с)
D2 - диаметр рабочего колеса насоса (см)
b2 - ширина лопатки рабочего колеса (см)
Если число Рейнольдса > 10 000 пересчет характеристик не нужен
После пересчета по Q-H характеристике насоса (приложение) определяем напоры насосов, затем станции, и далее делаем аналитическую проверку. Аналитическая проверка проводится для того, чтобы после расстановок НПС напоры станции не были бы больше допустимых значений напора станции (с точки зрения прочности трубы), а подпоры не были бы больше допустимых значений подпора станции (с точки зрения возможности кавитации насоса).
Проверяем режим работы станций из условия:
Нст [Н доп] (2.22)
Д Нст [Д Н доп] (2.23)
Нст = Н + К·Носн - hв [Н доп] (2.24)
Д Нст = Нст - i·L - ДЖ [Д Н доп] или Нк (2.25)
где Нст - напор станции, м
Д Нст - подпор станции, м
Носн - напор основного насоса, м (по Q-H характеристике насоса приложение)
hв- потери внутристанционные, (на основе эксплуатации НПС принимаем 15м).
В ходе расчета режима работы может возникнуть необходимость в обточки рабочего колеса насоса. Величину, на которую нужно произвести обточку, находим по следующей формуле:
(2.26)
где Q - рабочая производительность, м 3/с;
Н 1 - напор при Q1, Н 2 - напор при Q2 - любые точки, взятые с Q-H характеристике насоса.
Ннас' - необходимый напор, м
D2' - диаметр обточенного колеса, мм.
2.4 Расчет режима работы нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут"
В данном разделе работы были рассмотрены варианты перевода откачки нефти с каждого узла по отдельности, а также попарно с НПС "Апрельская" на 82 км и на 134 км нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут".
Таблица 2.1. Исходные данные для расчета режима работы
|
УУН |
Сера, % |
Годовой объем, млн.т/год |
Плотность при 200С, кг/м 3 |
Вязкость при 20 0С, сСт |
Вязкость при 500С, сСт |
Темп-ра нефти, 0С |
|
|
№ 540 Южный Ягун |
0,85 |
4,6 |
844,9 |
8,2 |
3,63 |
30,0 |
|
|
№ 543 Вать-Еган |
0,86 |
8,2 |
854,5 |
12,4 |
5,08 |
33,9 |
|
|
№ 545 Дружное |
0,80 |
3,3 |
848,6 |
9,6 |
3,33 |
30,3 |
|
|
№ 800 ЛУКойл-АИК |
0,66 |
2,4 |
828,0 |
5,0 |
2,98 |
31,5 |
|
|
№ 552 Тевлин |
1,07 |
13,2 |
853,4 |
10,5 |
6,7 |
36,6 |
По выше приведенной методике рассчитываем режим работы нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут" при переводе откачки нефти с НПС "Апрельская" нефтепровод "Холмогоры - Клин" на 82 км нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут".
Расчет режима работы ведется в два этапа, так как на 117 км нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут" происходит подкачка нефти с УУН № 552 "Тевлин".
Результаты расчета сведем в таблицу 2.2.
Таблица 2.2. Результаты расчета режима работы нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут"
|
№ п/п |
Вариант (№ УУН) |
Q, млн.т/год |
Q, м 3/час |
Гидр. Уклон |
Д Р, кгс/см 2 (кол-во насос) |
Сера на НПС "Апрельская" |
|
|
1 |
0,60 |
||||||
|
2 |
540 |
4,5 |
639 |
0,00017 |
5,95 (-) |
0,590 |
|
|
540,552 |
17 |
2408 |
0,00203 |
||||
|
3 |
540,545 |
7,4 |
1050 |
0,00044 |
11,88 (-) |
0,57 |
|
|
540,545,552 |
19,9 |
2818 |
0,00270 |
||||
|
4 |
540,800 |
6,8 |
973 |
0,00027 |
10,10 (-) |
0,57 |
|
|
540,800,552 |
19,3 |
2741 |
0000256 |
||||
|
5 |
540,545,800 |
9,7 |
1384 |
0,00072 |
4 (1) 15,76 (2) |
0,56 |
|
|
540,545, 800,552 |
22,2 |
3152 |
0,00331 |
||||
|
6 |
540,543 |
12,5 |
1767 |
0,00117 |
10,93 (2) |
0,53 |
|
|
540,543,552 |
25 |
3535 |
0,00415 |
||||
|
7 |
540,543,800 |
14,8 |
2101 |
- |
0,53 |
||
|
540,543, 800,552 |
27,3 |
3869 |
|||||
|
8 |
540,543,545 |
15,4 |
2177 |
- |
0,52 |
||
|
540,543, 545,552 |
27,9 |
3946 |
|||||
|
9 |
540,543, 545,800 |
17,7 |
2511 |
- |
0,51 |
||
|
540,543, 545,800,552 |
30,2 |
4280 |
- максимальный грузопоток нефти по нефтепроводу диаметром 820 мм равен 27 млн. тонн/год.
По данным табл. 2.2 строим диаграмму снижения серы для всех выше рассмотренных вариантов.
Рис. 2.2. Диаграмма снижения серы на ЛПДС "Апрельская"
В данной главе были рассмотрены варианты перевода откачки нефти с УУН ТПП "Когалымнефтегаз" на 82 км нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут", а также расчет режима работы нефтепровода при данных вариантах. Для вариантов 5,6 и 8 расчет режима не проводился, так как общий годовой грузопоток превышает допустимый для нефтепровода данного диаметра. Необходимость в переводе откачки возникает из-за роста содержания серы в нефти, которая перекачивается по нефтепроводу "Холмогоры - Клин", а данный нефтепровод предназначен для перекачки малосернистой нефти.
1. При переводе откачки нефти с УУН № 543 "Ватьеган" годовой грузопоток нефти максимально приближается к допустимому значению. Для того чтобы на НПС "Западный Сургут" пришло давление выше допустимого подпора необходимо вывести из консервации НПС "Савуйская" и включить два магистральных насоса НМ 3600-230. При этом содержание серы на НПС "Апрельская" снизится с 0,60 до 0,533.
2. При переводе откачки нефти с УУН № 545 "Дружное" вывод из консервации НПС "Савуйская" не понадобится, но при этом содержание серы на НПС "Апрельская" снизится с 0,60 до 0,569.
3. При переводе откачки нефти с УУН № 800 "ЛУКойл - АИК", вывод из консервации НПС "Савуйская" также не понадобится, но при этом содержание серы на НПС "Апрельская" снизится с 0,60 до 0,566.
4. При переводе откачки нефти с УУН № 545 "Дружное" и УУН № 800 "ЛУКойл - АИК" необходимо вывести из консервации НПС "Савуйская" и для того чтобы на НПС "Западный Сургут" пришло давление выше допустимого подпора включить один магистральных насоса НМ 3600-230. А только в случае работы нефтепровода на транзит включить второй магистральный насос. При этом содержание серы на НПС "Апрельская" снизится также с 0,60 до 0,566.
Также из таблицы видно, что в случае перевода откачки нефти всех УУН ТПП "Когалымнефтегаз" в нефтепровод "Холмогоры - Западный Сургут" содержание серы снизится очень резко.
В данной главе также были рассмотрены варианты перевода откачки нефти с УУН ТПП "Когалымнефтегаз" на 134 км нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут". Расчет режима работы ведется в три этапа, так как на 117 км и на 134 км нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут" происходит подкачка нефти с УУН.
При переводе откачки нефти с УУН № 543 "Ватьеган" годовой грузопоток нефти максимально приближается к допустимому значению. Для того чтобы на НПС "Западный Сургут" пришло давление выше допустимого подпора необходимо вывести из консервации НПС "Савуйская". При этом содержание серы на НПС "Апрельская" снизится с 0, 0,60 до 0,533.
2. При переводе откачки нефти с УУН № 545 "Дружное" вывод из консервации НПС "Савуйская" необходимо вывести из консервации НПС "Савуйская", но при этом содержание серы на НПС "Апрельская" снизится с 0,60 только до 0,569.
Задачей данного расчета режима работы является снизить содержание серы в нефти, которая перекачивается по нефтепроводу "Холмогоры - Клин". Максимально возможное снижение нефти при данных объемах сдачи с УУН ТПП "Когалымнефтегаз" наблюдается при варианте перевода откачки с УУН № 543 "ВатьЕган", но при переводе на 82 км блокировочный трубопровод один, а по нему перекачивается нефть с УУН № 800 "Лукойл - АИК" нп НПС "Апрельская", поэтому технологически перевести откачку с УУН №543 без УУН № 800 невозможно, а перевод с обоих узлов в данное время также невозможен, так как общий объем превышает максимально допустимый по нефтепроводу. Поэтому оптимальным из рассмотренных вариантов принимаем вариант при переводе откачки нефти с УУН № 545 "Дружное" и УУН № 800 ЛУКойл-АИК, при этом на НПС "Савуйская" нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут" необходимо включить один магистральный насос, чтобы обеспечить необходимое давление на входе в резервуарный парк НПС "Западный Сургут", а при транзите в нефтепровод "Усть - Балык - Нижневартовск" на НПС "Савуйская" необходимо включить два магистральных насоса, при этом содержание серы в нефти снижается до 0,564.
При переводе же на 134 км необходимо дополнительно построить нефтепровод от УУН до точки врезки. В этом случае оптимальным из рассмотренных вариантов принимаем вариант при переводе откачки нефти с УУН № 543 "ВатьЕган", при этом НПС "Савуйская" нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут" также необходимо вывести из консервации и включить один магистральный насос, чтобы обеспечить необходимое давление на входе в резервуарный парк НПС "Западный Сургут", а при транзите в нефтепровод "Усть - Балык - Нижневартовск" на НПС "Савуйская" необходимо включить два магистральных насоса, при этом содержание серы в нефти снижается до 0,533.
При переводе откачки нефти с УУН № 545 "Дружное" и УУН №800 "Лукойл - АИК" ТПП "Когалымнефтегаз" на 82 км нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут" содержание серы в нефти на НПС "Апрельская" снижается с 0,60 до 0,56. Что создает запас по сере для сохранения качества нефти при дальнейшей транспортировке. При переводе же откачки нефти с УУН № 543 "Ватьеган" ТПП "Когалымнефтегаз" на 134 км нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут" содержание серы в нефти на НПС "Апрельская" снижается с 0,60 до 0,533, что позволит максимально возможно снизить содержание серы в нефти на НПС "Апрельская".
По прогнозам ТПП "Когалымнефтегаз" объем сдачи нефти с УУН в ближайшие годы будет снижаться, таким образом, откачку нефти УУН с НПС "Апрельская" можно будет перевести полностью в нефтепровод "Холмогоры - Западный Сургут", тогда содержание серы в нефти снизится до 0,512.
По нефтепроводу "Холмогоры - Западный Сургут" перекачивается нефть II класса, таким образом, при переводе откачки качество нефти не изменяется, а для того чтобы данный объем прокачать, необходимо вывести НПС "Савуйская" из консервации и включить два магистральных насоса в случае работы по линии транзита в нефтепровод "Усть - Балык - Нижневартовск", и один насос - при работе в РП НПС "Западный Сургут"
Рис. 2.3. Прогноз сдачи нефти по УУН ТПП "Когалымнефтегаз"
2.5 Расчет режима работы нефтепровода "Холмогоры - Клин"
По выше приведенной методике рассчитываем режим работы нефтепровода "Холмогоры - Клин" при работе нефтепровода в данный момент при максимальном режиме работы.
Таблица 2.3. Исходные данные для расчета режима работы
|
Годовой объем, млн.т/год |
Плотность при 200С, кг/м3 |
Вязкость при 20 0С, сСт |
Вязкость при 50 0С, сСт |
Темп-ра нефти, 0С |
||
|
УУН |
||||||
|
№ 543 Вать-Еган |
8,0 |
854,5 |
12,4 |
5,08 |
33,9 |
|
|
№ 545 Дружное |
2,9 |
848,6 |
9,6 |
3,33 |
30,3 |
|
|
№ 800 ЛУКойл-АИК |
2,3 |
828,0 |
5,0 |
2,98 |
31,5 |
|
|
НПС |
||||||
|
Холмогоры |
42,0 |
840,8 |
6,9 |
2,2 |
18,0 |
Расчет режима работы ведется в два этапа, так как на НПС "Кучиминская" с нефтепровода Холмогоры - Клин происходит сброс транспортируемой нефти в нефтепровод "Сургут - Горький - Полоцк" резервная нитка, а далее резервуарный парк НПС "Каркатеевы" и далее в нефтепровод "Усть - Балык - Омск"-2.
Результаты расчета сведем в таблицу 2.4.
Таблица 2.4
|
Q,м 3/час |
уклон |
Н,м |
[Н доп],м |
|Hs|, м |
[ДН доп],м |
||
|
Апрельская - Кучиминская |
7808 |
0,00247 |
424,44 |
617 |
-51,8 |
61,8 |
|
|
Кучиминская - Сатарино |
5404 |
0,00038 |
33,29 |
568 |
|||
|
Сатарино - Кедровая - 2 |
0,00125 |
536,13 |
612 |
-45,8 |
55,8 |
||
|
Кедровая-Конда - 2 |
617 |
-51,8 |
61,8 |
||||
|
Полные потери по длине участка, м |
993,86 |
Так же был произведен расчет работы нефтепровода при переводе откачки с НПС "Апрельская" нефтепровода "Холмогоры - Клин" с УУН № 545 "Дружное" и УУН № 800 "Лукойл - АИК" на 82 км нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут". Результаты расчета также сведем в таблицу 2.6.
Таблица 2.6. Результаты расчета режима работы нефтепровода "Холмогоры - Клин" при переводе с НПС "Апрельская" откачки нефти с УУН № 545 "Дружное" и УУН № 800 "Лукойл - АИК" в нефтепровод "Холмогоры - Западный Сургут"
|
№ п/п |
Вариант |
Q, м 3/час |
Гидр. уклон |
Д Р, кгс/см 2 |
Д Р, кгс/см 2, доп. |
Р, кгс/см 2 (кол-во насос) |
Р, кгс/см 2, доп |
|
|
1 |
2 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
1 |
Апрельская |
7080 |
0,00206 |
- |
5,0 |
49,0 (2) |
50 |
|
|
Кучиминская |
5397 |
0,00039 |
25,0 |
4,5 |
- |
46 |
||
|
Сатарино |
0,00126 |
24,5 |
4,5 |
43,6 (1) |
52 |
|||
|
Кедровая-2 |
20,08 |
5,0 |
- |
50 |
||||
|
Конда - 2 |
1,78 |
3,0 |
- |
- |
Из рассмотренных выше вариантов, можно сделать вывод, что при переводе откачки нефти УУН № 545 "Дружное" и УУН № 800 "Лукойл - АИК" с НПС "Апрельская" нефтепровода "Холмогоры - Клин" на 82 км нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут" либо УУН № 543 "Ватьеган" на 134 км нефтепровода "Холмогоры - Западный Сургут" общая мощность нефтепровода "Холмогоры - Клин" снижается. Тем самым затраты электроэнергии тоже снижаются.
Заключение
В данное время в Западной Сибири добывается нефть 2-х классов: малосернистая и сернистая. В системе АК "Транснефть" осуществляется раздельная перекачка нефти I и II класса. Качество этих нефтей отличается друг от друга, и главное отличие это %ое содержание серы. В малосернистой нефти этот процент не должен превышать 0,6. В частности, в ОАО СНП малосернистая нефть перекачивается по 2м нефтепроводам - это Холмогоры - Клин и Усть балык Омск - 2. В течение последних лет наблюдается тенденция увеличения процентного содержания серы в нефти и приближение к критическому значению, а этого допускать нельзя, так как малосернистая нефть в основном поставляется на экспорт и для соблюдения условий договоров, заключенных с предприятиями. Таким образом, качество нефти не должно ухудшатся.
Причинами роста процентного содержания серы в нефти, которая перекачивается по ХКлин является: ввод в эксплуатацию новых месторождений с более высоким содержанием серы в нефти, принимаемой на узел учета Ноябрьского УМН; перевод откачки нефти II класса с УУН "ЛУКойл-АИК" на НПС "Апрельская" с июля 2004 года, а также ежегодный прирост сдачи нефти II класса с УУН Ватьеган, Дружное ТПП "Когалымнефтегаз" откачиваемой на НПС "Апрельская", а также ввод в эксплуатацию нового месторождения с июня 2006 г. нефти II на 508 км нефтепровода "Холмогоры-Клин".
Для решения данной проблемы в данной работе предлагается перевести часть потоков ТПП "КНГ" в нефтепровод ХЗС. Был произведен расчет режима работы нефтепровода, при котором рассматривались варианты перевода откачки нефти с узлов учета на 82 км по отдельности и также попарно, а также расчет режима работы нефтепровода, при котором рассматривались варианты перевода откачки нефти с узлов учета на 134 км по отдельности. В результате чего были сделаны выводы, вывести НПС "Савуйская" из консервации и перевести откачку с УУН Дружное и Лукойл - Аик на 82 км. Так как перевод других узлов невозможен технологически. Как представлено на данной диаграмме при этом содержания серы снизится до 0,564. А при переводе на 134 км оптимальным вариантов является перевод откачки с УУН № 543 "Ватьеган".
По прогнозам ТПП "Когалымнефтегаз" объем сдачи нефти с УУН в ближайшие годы будет снижаться, таким образом, откачку нефти с УУН ТПП КНГ с НПС "Апрельская" можно будет перевести полностью в нефтепровод "Холмогоры - Западный Сургут", тогда содержание серы в нефти снизится до значения 0,512. (это также видно на диаграмме).
Таим образом, при переводе откачки со всех узлов учета ТПП КНГ на 82 км ХЗС качество нефти значительно улучшится. Что также уменьшит объемы нефти на НПС "Апрельская" и позволит принимать малосернистую нефть в больших объемах с Холмогорского района, так как в ближайшие годы планируется ввести в эксплуатацию новые месторождения малосернистой нефти.
Результаты свидетельствуют, что за счет этого можно будет:
- не нарушать нормальную схему перекачки нефти, которая строго контролируется ОАО "Сибнефтепровод";
- разделить потоки нефтей по классам;
- снизить содержание серы в нефти, которая перекачивается по нефтепроводу "Холмогоры - Клин".
В данной работе затраты ОАО "Сибнефтепровод" несет только на вывод НПС "Савуйская" из консервации.
Таким образом, внедрение в технологический процесс перекачки малосернистой нефти предложения по перераспределению потоков нефти с УУН ТПП "Когалымнефтегаз" с нефтепровода "Холмогоры - Клин" в "Холмогоры - Западный Сургут" целесообразно в первую очередь с технологической точки зрения.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Оценка технического состояния магистрального нефтепровода "Холмогоры-Клин" на участке "Лысьва-Пермь", диаметром 1220 мм с заменой трубы по результатам внутритрубной диагностики. Виды и описание ремонтных конструкций. Организация процесса строительства.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 28.01.2014Определение расчетных свойств нефти. Вычисление параметров насосно-силового оборудования. Влияние рельефа на режимы перекачки. Расчет и выбор оптимальных режимов работы магистрального нефтепровода с учетом удельных затрат энергии на перекачку нефти.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 21.02.2014Состав скважинной продукции. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на промысле. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации. Принципиальные схемы одноступенчатой и двухколонной установок стабилизации нефти, особенности их работы.
презентация [2,5 M], добавлен 26.06.2014Технологический процесс цеха подготовки и перекачки нефти, структура и функции системы автоматического управления процессом. Назначение и выбор микропроцессорного контроллера. Расчет системы автоматического регулирования уровня нефти в сепараторе.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2012Выбор режимов эксплуатации магистрального нефтепровода. Регулирование режимов работы нефтепровода. Описание центробежного насоса со сменными роторами. Увеличение пропускной способности нефтепровода. Перераспределение грузопотоков транспортируемой нефти.
отчет по практике [551,4 K], добавлен 13.04.2015Проблема качества нефти в системе магистральных нефтепроводов. Технологический расчет параметров компаундирования Западно-Сибирской и Арлано-Чекмагушевской нефтей. Расчет модели, прогнозирующей качественные показатели по содержанию серы в нефти.
дипломная работа [3,3 M], добавлен 14.07.2014Характеристика УППН ЦПС "Дружное". Описание технологического процесса подготовки нефти. Уровень контрольно-измерительных приборов и автоматики. Микропроцессорный контроллер в системе автоматизации печей ПТБ-10. Оценка экологической безопасности объекта.
дипломная работа [3,8 M], добавлен 30.09.2013Гидравлический расчет нефтепроводов при неизотермическом движении потока: расчет коэффициента крутизны вискограммы, длины трубопровода с турбулентным режимом движения нефти, суммарных гидравлических потерь в турбулентном и ламинарном участках движения.
задача [583,3 K], добавлен 10.05.2010Краткий обзор вредных примесей в нефти: механические примеси, кристаллы солей и вода, в которой растворены соли. Требования к нефти, поступающей на перегонку. Нефти, поставляемые на нефтеперерабатывающие заводы, в соответствии с нормативами ГОСТ 9965-76.
презентация [430,3 K], добавлен 21.01.2015Гипотезы происхождения нефти. Содержание химических элементов в составе нефти. Групповой состав нефти: углеводороды и остальные соединения. Фракционный состав, плотность. Классификация природных газов. Особенности разработки газонефтяного месторождения.
презентация [2,4 M], добавлен 31.10.2016Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.
лабораторная работа [98,4 K], добавлен 14.11.2010Общая характеристика нефти, определение потенциального содержания нефтепродуктов. Выбор и обоснование одного из вариантов переработки нефти, расчет материальных балансов технологических установок и товарного баланса нефтеперерабатывающего завода.
курсовая работа [125,9 K], добавлен 12.05.2011Физико-химические свойства нефти, газа, воды исследуемых месторождений нефти. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения. Снижение себестоимости подготовки 1 т. нефти подбором более дешевого реагента.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 28.03.2017Физико-химическая характеристика нефти. Первичные и вторичные процессы переработки нефти, их классификация. Риформинг и гидроочистка нефти. Каталитический крекинг и гидрокрекинг. Коксование и изомеризация нефти. Экстракция ароматики как переработка нефти.
курсовая работа [71,9 K], добавлен 13.06.2012Подготовка нефти к транспортировке. Обзор различных систем внутрипромыслового сбора: самотечных и герметизированных высоконапорных. Типы танкеров для перевозки сжиженных газов. Техническая и экологическая безопасность в процессе транспортировки нефти.
курсовая работа [488,8 K], добавлен 21.03.2015Главные параметры магистрального транспорта нефти. Перекачка нефти насосными агрегатами. Обоснование эффективности применения частотно-регулируемого привода на центробежном насосе. Оценка изменения сроков службы и снижения затрат на ремонт трубопроводов.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 24.12.2021Подготовка нефти к транспортировке. Обеспечение технической и экологической безопасности в процессе транспортировки нефти. Боновые заграждения как основные средства локализации разливов нефтепродуктов. Механический метод ликвидации разлива нефти.
реферат [29,6 K], добавлен 05.05.2009Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и способы ее переработки. Выбор и обоснование технологической схемы атмосферно-вакуумной трубчатой установки (АВТ). Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 07.09.2012Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Медынской нефти и их применение. Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти. Расчет состава и количества паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 16.03.2014Характеристика и организационная структура ЗАО "Павлодарский НХЗ". Процесс подготовки нефти к переработке: ее сортировка, очистка от примесей, принципы первичной переработки нефти. Устройство и действие ректификационных колонн, их типы, виды подключения.
отчет по практике [59,5 K], добавлен 29.11.2009
