Сбор и подготовка высокообводненных нефтей

добычу 450 тыс.т/г  жидкости. Для возможности пуска  УПН на меньших объемах добычи (пусковой период пробной эксплуатации), проектом предусмотрен узел переключения, состоящий из задвижек типа ЗКЛ2-16 № 25, 25.1, 25.2, 25.3. Пусковой режим на объеме добычи жидкости до ~ 250 м³/сут отрабатывается на открытую задвижку 25.1. Второй пусковой режим отрабатывается до ~ пятого года эксплуатации (~ 900 м³/сут) на открытые задвижки 25 и 25.2,25.3, т.е. последовательно включая в работу сначала С1-КС1, а затем, при увеличении обводненности нефти С2 и потом ОН1.

В качестве стояка налива нефти поз. СН используется комплектная установка налива АСН-100 производительностью до 150 м³/ч. Подача нефти на стояк производится насосом насосной. Предусмотрено местное и дистанционное управление наливом. Стояк снабжен счетчиком жидкости и запорной арматурой. Нефть из стояка налива подается на наполнение автоцистерны, которая отправляется потребителю.

В летний период нефть может транспортироваться по нефтепроводу ДуЮО мм на узел отключающей  задвижки для подключения барж. Через  плавучий нефтепричал нефть от задвижки по гибким шлангам закачивается на баржи и затем

транспортируется  к месту назначения. В соответствии с требованиями стандарта нефтеналивные  суда должны иметь градуировочные таблицы  на грузовые танки. Контроль за операциями налива ведется по месту и дистанционно (радиотелефон). Прекращение налива производится отключением насоса и  закрытием задвижки. Сбор аварийных  проливов выполняется в инвентарные  поддоны и постановкой боновых  заграждений.

Для освобождения трубопроводов и оборудования от нефтепродуктов

проектом  предусмотрены необходимые дренажные  емкости.

Весь  процесс работы в основном автоматизирован  с использованием необходимых локальных  контрольно-измерительных приборов и датчиков, а также средств  управления на базе программируемых  контроллеров, ЭВМ, регулирующих клапанов и задвижек с электроприводом.

Все случаи выхода техпроцесса из нормы сигнализируются оператору

2.2.2. Условия ведения нормального технологического процесса

Для обеспечения нормальных условий  эксплуатации трубопроводов, принятого  государственной приемочной комиссией, и исключения повреждения трубопроводов  необходимо соблюдать требования раздела 7 РД 39-132-94.                     Для обеспечения нормальных условий  эксплуатации и исключения возможности  повреждения трубопроводов устанавливается  охранная зона по 50 м в обе стороны  от оси трубопровода (гл. 7.4 РД 39-132-94). В охранной зоне предусмотрены плакаты  с запретительными надписями  против действий, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов. В охранной зоне сторонним организациям без письменного согласия организации, эксплуатирующей этот трубопровод, запрещается выполнение каких-либо работ.

Трассу  в пределах 3 м от оси следует  периодически расчищать от поросли  и содержать в безопасном противопожарном  состоянии.

На углах  поворота и километровых отметках устанавливают  опознавательные знаки, которые  оформляются совместным актом подразделений  эксплуатирующей организации с  землепользователями.

По всей трассе должна быть соблюдена проектная  глубина заложения

трубопровода. Фактическая глубина заложения  должна контролироваться визуально  два раза в год, шурфованием или  трассоискателем - один раз в 3 года. Контроль производят через каждые 500 м трассы.

Узлы  задвижек расположены в ограждениях. На штурвалах задвижек должны быть указатели положений «закрыто», «открыто».

Уход  за трассой, периодический осмотр трубопроводов, выявление утечек

продукта  и др. должны производиться ответственными работниками предприятия (не менее 3-х человек). При этом особое внимание должно уделяться:

- наличию  утечек нефти;

- строительным  и земляным работам, в т.ч.  проводимых сторонними

организациями;

- эрозии  грунта;

- образованию  промоин и размывов;

- оседанию  грунта над трубопроводом;

- оголению трубопровода.

Результаты патрулирования должны заноситься в журнал патрулирования

Кроме того, трубопроводы должны подвергаться контрольному осмотру не реже одного раза в год. При контрольном осмотре  вскрывается траншея, снимается  изоляция на длине 2 м. При контрольных  осмотрах трубопроводов необходимо замерять толщину стенок труб и глубину  язв на теле трубы и в сварных  швах (внутренняя коррозия) с помощью  ультразвукового и радиоизотопного  толщиномера типа ТИП-1.

По результатам осмотров и замеров  дается заключение о состоянии

трубопровода. При наличии на поверхности металла  или в зонах сварных швов

трещин, вздутий, язв, раковин должна быть проведена  выборочная ревизия этого трубопровода.

Ревизия является основным методом  контроля за надежной и безопасной

работой трубопровода. Ревизии проводит служба технического надзора совместно  с механиком.   Сроки   проведения  ревизии  трубопроводов  устанавливаются  администрацией предприятия. Первую ревизию  вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов необходимо производить  не позднее чем через год. Как  правило, ревизия должна быть приурочена к планово-предупредительному ремонту.

При ревизии трубопровода необходимо:

• освободить трубопровод от рабочей  среды, промыть водой, очистить от отложений  и грязи;

• произвести внутренний осмотр трубопровода путем вырезки участка

трубопровода длиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным  швом;

• измерить толщину стенки в нескольких местах;

• при  возникновении сомнений в качестве сварных швов произвести

вырезку образца для испытания.

Объемы  работ при ревизии трубопровода определяет отдел технического

надзора. Результаты заносят в паспорт трубопровода и после этого составляют акт  ревизии, утверждаемый руководством промысла.

После проведения ревизии трубопровод необходимо подвергнуть испытанию на прочность  и плотность.

Диагностирование  трубопроводов:

Диагностирование  трубопроводов приурочивается    к их ревизии и

устанавливается руководством промысла. Диагностическое  обследование проводит служба контроля или же организация, привлеченная со стороны.

Основные  методы контроля:

• ультразвуковой;

• радиографический;

• акустический.

Диагностирование предусматривает  следующие виды работ:

• внутритрубная диагностика с  применением метода ультразвуковой

толщинометрии;

• внешнее  дефектоскопическое обследование участков с применением

методов неразрушающего контроля;

• оценка состояния изоляционных покрытий.

Результаты  диагностирования заносятся в журнал и затем оформляется

заключение.

На основании  результатов диагностирования планируются  первоочередные

мероприятия по предотвращению разрушения трубопровода, а также сроки, объемы работ по ремонту нефтепровода.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Расчетный раздел

 

3.1. Определение скорости осаждения капель нефти и пропускную способность вертикального гравитационного сепаратора по газу

 

Исходные  данные:

D=2м.

Давление  P=0,45МПа

ТемператураТ₀=273К+40^оС

Вязкость  газа

Диаметр капель нефти d=80мкм

Z=1

Плотность нефти  p_н=845 кг/м³

Плотность газа н.у. p_o=0,84 кг/м³

Плотность газа в условиях сепаратора

 кг/м³

Скорость  осаждения капель нефти заданного  диаметра

м/с.

Пропускную  способность сепаратора по газу. Должно выполняться условие  , что бы происходило осаждение капель нефти, отсюда:

Пропускная  способность по газу:

м³/сут.

 

3.2. Определение, будет ли происходить оседание капель нефти?

 

Исходные данные:

Диаметр сепаратора D=2м,

Давление в сепараторе P=0,45МПа,

Температура T=313K,

Z=1,

Диаметр капель нефти d_н=80мкм,

Плотность нефти p_н=845кг/м³,

Плотность газа  при н.у. p_o=0,84кг/м³,

Вязкость газа

Условием  осаждения капель нефти является:

Скорость  газа:

,

где

м/с

Скорость  оседания частицы (капли нефти) по формуле  Стокса:

,

где кг/м³

м/с

Сравним скорость частицы и скорость газа:

Условие соблюдено.

 

3.3. Определить пропускную способность по газу вертикально гравитационного сепаратора и толщину стенок цилиндрической части корпуса днища

 

Исходные данные:

кг/м³,

  ,

Z=1, ,

С=0,003м,

Т=313К,

,

D=2м,

 p_н=845кг/м³,

d= м,

G= Па,

R=3,6м,

P_o= Па,

Т_о=273К, g=9,8м/с²

Давление  опрессовки:

Плотность газа в условиях сепаратора:

Скорость  осаждения капель:

Скорость  восходящего потока:

Суточную  производительность сепаратора:

Толщина стенок сепаратора:

Днища корпуса:

 

3.4. Определить диаметр трубопровода, потребный напор насоса и мощность электропривода при перекачке нефти с дожимной насосной станции на центральный пункт сбора

Исходные данные:

p_н=845 кг/м³,

G_v=190т/ч,

L=48км,

Z_н=64м,

Z_N=90м,

v=250м/с,

,

Количество  перекачиваемой жидкости из т/ч в  м³/сут.

м³/сут.

Площадь поперечного  сечения:

 м²

м²

Диаметр нефтепровода:

м

Принимаем ближайший, больший внутренний диаметр согласно таб.1 и в дальнейших расчетах используем стандартный диаметр.

Принимаем d=143мм, d_вн=159мм

Площадь сечения  трубопровода:

м²

Скорость  движения нефти:

м/с

Критерий  Рейнольдса:

К

Коэффициент гидравлического сопротивления, т.к. R_e>2320, следовательно режим движения турбулентный.

Потери напора на преодоление сил трения:

м

Общие потери напора:

м

Мощность  двигателя насоса:

кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Специальный вопрос

 

Нефтегазоводоразделитель  с прямым подогревом НГВРП (аппарат  типа «Heater-Treater»)

 

 «Блок нефтегазоводоразделителя  с прямым подогревом (НГВРП)».  НГВРП-1,0-115-ПС.00.00.000 (аналог импортных  аппаратов типа «Heater- Treater» фирмы «Sivalls, Inc» США, установки подготовки нефти с нагревом (FWKO) фирмы «MALONEY INDVSTRIES INS», Канада), предназначен для предварительного сброса воды на объектах подготовки нефти.

Блок НГВРП поставляется полностью  в собранном виде, обеспечивая  максимальную готовность к эксплуатации и снижение до минимума необходимости  выполнения монтажных работ на месте  установки.

Блоки могут эксплуатироваться  в макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80:

• с умеренным климатом (климатического исполнения У категории 1 по ГОСТ 15150-69).
• холодным климатом (климатического исполнения ХЛ категории 1 по ГОСТ 15150-69).

 

Устройство блока НГВРП

Нефтегазоводоразделитель представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами, установленный на две седловые опоры. На цилиндрической части корпуса  и днищах аппаратов типа «Heater-Treater» расположены технологические штуцера, штуцера для установки средств К и А и люки. На левом днище (со стороны входа смеси) предусмотрено фланцевое соединение жаровых труб нагревателя с корпусом.