Последовательная перекачка нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Пояснительная записка к курсовому проекту

по дисциплине: Газонефтепроводы

на тему: Последовательная перекачка нефти

Уральск, 2013



Введение

Топливно-энергетический комплекс Республики Казахстан представляет совокупность энергетических систем: газо-, угле-, нефтеснабжения, нефтепродуктообеспечения, электроэнергетики и др. Каждая из этих систем состоит из взаимосвязанных отдельных технологических процессов, управляемых и контролируемых человеком и предназначенных для транспорта, хранения, перевалки и распределения среди потребителей соответствующих энергоресурсов: нефти, нефтепродуктов, газа, угля, электроэнергии и т.д.

Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти (нефтеснабжения), следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти. В 1991 г. с образованием Республики Казахстан, как самостоятельного суверенного государства, произошло разделение единой системы нефтеснабжения в СССР на национальные подсистемы. С этого времени эксплуатация практически всех магистральных нефтепроводов Казахстана осуществляется государственной акционерной компанией по трубопроводному транспорту нефти АО «КазТрансОйл» В условиях снижения добычи нефти и объемов ее транспортировки, роста издержек производства, старения основных фондов (трубопроводов, резервуаров, оборудования и др.) АО «КазТрансОйл» удалось не только обеспечить надежную работу нефтепроводов, сохранить высококвалифицированных специалистов, увеличить пропускную способность на важнейших направлениях, но и провести проектирование и закончить строительство важных новых магистралей. Это позволяет быть уверенными в том, что одна из важнейших систем трубопроводного транспорта будет и сегодня способствовать подъему экономики РК в целом и топливно-энергетического комплекса в частности.

На современном этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов и хранилищ.

Протяженность трубопроводных магистралей Казахстана постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов



1. Основная часть

1.1 Последовательная перекачка нефти

Последовательная перекачка нефти и нефтепродуктов позволяет увеличить коэффициент использования трубопроводов и снизить себестоимость перекачки. Но при последовательной перекачке в месте - контакта последовательно движущихся жидкостей происходит их смешение. Физико-химические свойства образующейся смеси отличаются от свойств перекачиваемых нефтепродуктов. Последовательная перекачка нефтей и нефтепродуктов при всех своих достоинствах - увеличение коэффициента использования магистральных трубопроводов, снижение себестоимости перекачки и др. - имеет существенные недостатки, связанные с образованием смеси в зонах контакта разносортных жидкостей. Последовательная перекачка нефти и нефтепродуктов позволяет увеличить коэффициент использования трубопроводов и снизить себестоимость перекачки. Но при последовательной перекачке в месте контакта последовательно движущихся жидкостей происходит их смешение. Физико-химические свойства образующейся смеси отличаются от свойств перекачиваемых нефтепродуктов.

Метод последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов заключается в том, что различные по качеству углеводородные жидкости отдельными партиями определенных объемов перекачиваются по одному трубопроводу. При этом достигается максимально возможное использование пропускной способности трубопровода и освобождаются другие виды транспорта ( железнодорожный, водный, автомобильный) от параллельных перевозок нефтей и нефтепродуктов.

Применение последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов позволяет использовать трубопровод большого диаметра при меньшей себестоимости транспорта. Раздельное поступление нефтей на переработку приводит к значительному удешевлению их переработки, что позволяет компенсировать дополнительные затраты на организацию последовательной перекачки. Метод последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов заключается втом, что различные по качеству углеводородные жидкости отдельными партиями определенных объемов перекачиваю гея по одному трубопровод) При этом достигается максимально возможное использование пропускной способности трубопровода и освобождаются другие виды транспорта ( железнодорожный, водный, автомобильный) от параллельных перевозок нефтей и нефтепродуктов. Метод последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов заключается в том, что различные по качеству углеводородные жидкости отдельными партиями определенных объемов перекачиваются по одному трубопроводу. При этом достигается максимально возможное использование пропускной способности трубопровода и освобождаются другие виды транспорта ( железнодорожный, водный, автомобильный) от параллельных перевозок нефтей и нефтепродуктов. При последовательной перекачке нефтей для улучшения процесса вытеснения высоковязкой нефти маловязкой можно в концевой объем высоковязкой жидкости вносить добавки, значительно уменьшающие ее вязкость. Общий вид резервуарного парка.

При последовательной перекачке нефти или при наличии узлов смещения резервуарные парки служат для накопления отдельных сортов нефти или нефтепродуктов. При последовательной перекачке нефтей по магистральным трубопроводам благодаря конвективной диффузии в зоне контакта различных потоков, а также вследствии массообменных явлений между пристенными отложениями высоко-молекулярных ( смолисто-парафинистых) соединений и потоком нефти происходит интенсивное образование смеси. В зависимости от сортов контактируемых нефтей количество образующейся смеси ( нестандартной продукции) может достигать размеров, равных нескольким объемам трубопровода. В связи с этим последовательная перекачка нефтей прямым контактированием является весьма нерентабельной.

При последовательной перекачке нефтей применяются манжетные разделители с манжетами из полиэтилена. Диаметр и форма манжет подобраны таким образом, что между ними и стенкой трубы остается пленка нефти и они работают в зоне полужидкостного трения, что позволяет существенно уменьшить износ манжет. Близстоящее время применяют манжетные разделители подобного типа диаметром 500 - 1200 мм. Использование разделителей при последовательной перекачке сырых и обессоленных нефтей позволяет уменьшить в 5 раз ( с 15 до 3 % объема нефтепровода) количество потерь обессоленной нефти.

Поэтому сущность последовательной перекачки нефтей прямым контактированием состоит в том, что разносортные нефти, объединенные в отдельные партии по несколько тысяч или десятков тысяч тонн каждая, закачивают в трубопровод последовательно, одну за другой, и транспортируют так до самого потребителя. При этом каждая партия нефти вытесняет предыдущую и в свою очередь вытесняется последующей. Получается так, что нефтепровод по всей своей протяженности заполнен партиями различных нефтей, вытянутых в цепочку и контактирующих друг с другом в местах, где кончается одна партия и начинается другая. При организации последовательной перекачки нефтей или нефтепродуктов по одному трубопроводу должны соблюдаться требования к сохранению качества нефтетоваров в соответствии с установленными техническими нормами. Число циклов последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов определяется соответствующими технико-экономическими расчетами. последовательный перекачка нефть трубопровод

Наиболее часто применяется последовательная перекачка нефти и нефтепродуктов с применением разделителей. Применяют два вида разделителей - жидкостные и механические.

Представляет практический интерес последовательная перекачка нефти с различным содержанием серы, воды и механических примесей. Последовательная перекачка нефтеи с различным содержанием солей, механических примесей или воды обычно имеет ряд отличий от последовательной перекачки таких нефтепродуктов, как бензины и дизельные топлива, обусловленных меньшими числами Рейнольдса, возможностью образования отложений солей, воды или - механических примесей на стенках труб при перекачке одной из нефтеи и смыва этих отложений при перекачке другой нефти.

Особенности гидравлического расчета последовательной перекачки нефтей связаны с тем, что в трубопроводе находится одновременно несколько нефтей с различными плотностями и вязкостями, По этой причине параметры работы отдельных участков нефтепровода постепенно изменяются. Если отличия плотности и вязкости нефтей незначительны, то движение партий практически не сказывается на гидравлических характеристиках трубопроводной системы. Если же эти отличия велики, то в нефтепроводе могут возникать осложнения, связанные с уменьшением КПД работы перекачивающих агрегатов, возникновением волн давления при прохождении партий через перекачивающие станции, появлением или исчезновением самотечных участков, а также с необходимостью регулирования работы насосов для поддержания минимально допустимых подпоров перед станциями и предотвращения перегрузок в линиях нагнетания. Механические разделители.| Устройство для запуска и приема сферических разделителей. Количество смеси при последовательной перекачке нефтей обычно бывает несколько увеличенным но сравнению с количеством смеси при перекачке светлых нефтепродуктов вследствие большой вязкости нефтей и увеличенного эффективного коэффициента диффузии. При последовательной перекачке нефтей с разным содержанием воды, а также механических примесей или солей объем смеси дополнительно увеличивается из-за смывания солей, отложений или механических примесей со стенок трубопровода партией нефти с меньшим содержанием этих примесей. Например, при последовательной перекачке обессоленной и сырой нефтей головная часть партии обессоленной нефти будет насыщаться солями, смываемыми со стенок трубопровода, где они скопилюь в период прохождения партии сырой нефти.

В работе рассмотрены вопросы последовательной перекачки разносортных нефтей и нефтепродуктов, способы трубопроводного транспорта высоковязких нефтей, совместная перекачка жидкостей и газов, а также трубопроводный транспорт твердых и сыпучих материалов. Наиболее эффективная эксплуатация трубопроводов при последовательной перекачке нефтей и нефтепродуктов возможна при соблюдении организационных и технологических мероприятий по контролю, уменьшению и ис пользованию смеси на основе технико-экономического анализа работы каждого конкретного нефтепровода. При транспортировании по магистральным нефтепроводам допускается последовательная перекачка нефтей различной степени подготовки в соответствии с нормами и требованиями по последовательной перекачке нефти. Рефрактометрический метод можно рекомендовать для контроля последовательной перекачки нефтей, незначительно различающихся между собой по удельному весу, но с разными коэф-фициентамм лучепреломления.

В практике отечественных магистральных трубопроводов при последовательной перекачке нефтей и нефтепродуктов применяются механические разделители нефтей и нефтепродуктов нескольких конструкций. На трассе трубопровода, по которому осуществляется последовательная перекачка нефтей или нефтепродуктов, могут существовать самотечные участки. На этих участках поток лишь частично заполняет сечение трубы, поэтому жидкости перемешиваются иначе, чем в заполненной части трубопровода вследствие перестройки профиля скорости, изменения интенсивности турбулентности и процессов растекания. Плохая техническая оснащенность и неподготовленность к организации последовательной перекачки разносортных нефтей и нефтепродуктов по одному трубопроводу негативно сказались и на загрузке трубопроводов.

На основании опыта эксплуатации трубопроводов, предназначенных для последовательной перекачки нефтей или нефтепродуктов, максимальная скорость потока не превышает 2 м / сек. Таким образом, рекомендуемые скорости при последовательной перекачке различных нефтей и нефтепродуктов находятся в диапазоне 0 6 - 5 - 2 м / сек. При последовательной перекачке по соответствующим формулам можно определять и оптимальную скорость перекачки, которая находится минимизацией затрат на перекачку и смесеобразование. При установленном постоянном режиме работы насосных станций в ходе последовательной перекачки нефтей или нефтепродуктов, имеющих различные плотности или вязкости, меняются расход и давление по всему трубопроводу. Изменения происходят по мере засорения трубопровода, а также при образовании в нем воздушных мешков. Например, при последовательной перекачке нефтепродуктов с сильно отличающимися плотностью и вязкостью изменения давления на границе раздела жидкостей, когда она находится в середине трубопровода, достигают 1 5 МПа, а при перекачке нефтей эти изменения доходят до 0 5 - 0 8 МПа. Поэтому необходимо регулирование, обеспечивающее изменение давления на приеме и нагнетании, а также подачи насосной станции в соответствии с режимом работы трубопроводов. Методы регулирования определяются в каждом конкретном случае в зависимости от назначения трубопровода и режима его работы. Иногда целесообразно вести ступенчатое регулирование изменением числа работающих насосных агрегатов. Если насосы имеют разное число рабочих колес, то регулирование системы осуществляется главным образом путем планового изменения заданной подачи при перекачке или изменении режима в связи с аварийным отключением насосных и отдельных агрегатов.

При установленном постоянном режиме работы насосных станций в ходе последовательной перекачки нефтей или нефтепродуктов, имеющих различные плотности или вязкости, меняются расход и давление вдоль всего трубопровода. Изменения происходят по мере засорения трубопровода, а также при образовании в нем воздушных мешков. [1]

Сходная ситуация, обусловленная образованием смеси, возникает при последовательной перекачке нефтей. Однако при транспорте сырой нефти проблемы, связанные с образованием смеси, не носят столь острого характера, как при перекачке нефтепродуктов. В этом смысле между последовательной перекачкой нефтей и нефтепродуктов имеются существенные отличия. [2] Яблонский первым в мире открыл важность и необходимость разработки способа последовательной перекачки нефти и нефтепродуктов по одному трубопроводу, разработал теоретически, обосновал экономически и довел эту задачу до практической реализации.

Книга посвящена исследованию основных вопросов, связанных с теорией и практикой последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам. В ней рассмотрена технология последовательной перекачки, изложены теоретические основы смесеобразования, особенности последовательной перекачки нефтепродуктов, существенно различающихся по своим физико-химическим свойствам, смесеобразование при неизотермических условиях. Дан анализ различных факторов, влияющих на увеличение объема смеси, предложены рекомендации по выбору режимов работы насосных станций. Рассмотрены вопросы проектирования и эксплуатации трубопроводов для последовательной перекачки. Описаны современные методы определения, приема и раскладки смеси, приборы контроля за продвижением зоны смеси и установки по распределению смеси по резервуарам

Одним из основных способов повышения технико-экономической эффективности нефте - и нефтепродукто-проводов является последовательная перекачка разносортных нефтей и нефтепродуктов по одному трубопроводу, значительно увеличивающая коэффициент использования магистральных трубопроводов и снижающая себестоимость перекачки. Блок-схема электронного прибора телеконтроля последовательной перекачки. В 1960 г. гамма-плотномеры намечено установить на многих трубопроводах Гдавнефтеснаба РСФСР, по которым ведется и намечается последовательная перекачка нефтей и нефтепродуктов.

При транспортировании по магистральным нефтепроводам допускается последовательная перекачка нефтей различной степени подготовки в соответствии с нормами и требованиями по последовательной перекачке нефти. В связи с тем, что гудрон растворим в нефтях и нефтепродуктах, его применение может быть оправдано только для коротких трубопроводов при последовательной перекачке нефтей. В настоящее время найдены достаточно эффективные методы по разделению различных сортов нефтепродуктов. Последовательную перекачку нефтей и нефтепродуктов следует осуществлять с применением разделителей. В ряде случаев до окончательной проверки работы разделителей могут использоваться буферные партии вспомогательных нефтепродуктов, близких по своим свойствам к основным видам нефтепродуктов.

Рассмотрены вопросы физико-химического воздействия на перекачиваемые среды в магистральных трубопроводах. При последовательной перекачке нефти и нефтепродуктов использование разделительных пробок как вязкоупругих, на основе специальных химических соединений, так и с магнитными наполнителями позволяет значительно снизить смесеобразование в зоне контакта.

На головных НПС при перекачке одного сорта нефти или нефтепродуктов предусматривается строительство резервуаров в размере от двух - до трехсуточной подачи трубопровода. При последовательной перекачке нефтей пли нефтепродукта вместимость резервуаров определяется размерами накопления каждого сорта в соответствии с принятой в проекте цикличностью перекачки и графиком поступления нефти или нефтепродуктов. При использовании резервуаров одновременно для магистрального трубопровода и сбор-пого промыслового пункта или нефтеперерабатывающего завода вместимость резервуаров определяется с учетом совмещенного графика работы На промежуточных НПС, расположенных на границе1 эксплуатационных участков, в пределах которых обеспечивается независимость работы насосного оборудования, Предусматриваются резервуары вместимостью в размере 0 3 - 0 5 суточной подачи трубопровода. На промежуточных НПС, расположенных па разветвлении или соединении магистральных трубопроводов, должны предусматриваться резервуары вместимостью в размере 1 0 - 1 5 суточной подачи основного трубопровода. Механические разделители.| Устройство для запуска и приема сферических разделителей.

Количество смеси при последовательной перекачке нефтей обычно бывает несколько увеличенным но сравнению с количеством смеси при перекачке светлых нефтепродуктов вследствие большой вязкости нефтей и увеличенного эффективного коэффициента диффузии. При последовательной перекачке нефтей с разным содержанием воды, а также механических примесей или солей объем смеси дополнительно увеличивается из-за смывания солей, отложений или механических примесей со стенок трубопровода партией нефти с меньшим содержанием этих примесей. Например, при последовательной перекачке обессоленной и сырой нефтей головная часть партии обессоленной нефти будет насыщаться солями, смываемыми со стенок трубопровода, где они скопилюь в период прохождения партии сырой нефти. Резервуарные парки на НПС сооружают в случаях если эти станции находятся в пунктах подкачки нефти или местах разветвления ( соединения) нефтепроводов. При последовательной перекачке разносортных нефтей резервуарные парки обеспечивают накопление партии каждой нефти в объеме, достаточном для перекачки ( см. гл. Резервуарными парками в конце нефтепровода служат сырьевые парки нефтеперерабатывающих заводов, парки перевалочных нефтебаз или наливных пунктов.



2. Технологический расчет магистрального нефтепровода

2.1 Гидравлический расчет

Параметры режимов транспортировки нефти по трубопроводу определяются главным образом, плотностью и вязкостью нефти, а также зависимостью этих ее характеристик от температуры и давления.

Зависимость плотности с (кг/м³) нефти от температуры Т (С) определяется формулой:[1]

с(єФ)=с20(1+о(20Т))=868(1+0,000782(20-2)=880,2кг/мі (1)

где с₂₀ - плотность нефти при температуре 20єC;

о (1/єC) - коэффициент объемного расширения.

k=ln(?₀/?₁)/T-T₀= 0,756

н(T)= н₀*e^-k(T-T)=30*2,71^0,0756*2=25,8*10^-6(м²/c)

Таблица 1 Значения коэффициента о объемного расширения.

Плотность кг/м3	о , 1/єC	Плотность кг/м3	о , 1/єC
800-819	0,000937	900-919	0,000693
820-839	0,000882	920-939	0,000650
840-859	0,000831	940-959	0,000607
860-879	0,000782	960-979	0,000568
880-899	0,000738	980-999	0,000527
		1000-1020	0,000490



2.2 Определение массовой пропускной способности

G=Qхс_t=15(млн.т./год) (2)

2.3 Согласно пропускной способности по таблице 3 выбираем диаметр трубопровода и рабочее давление

Диаметр наружный = 720мм, рабочее давление = 6,1 МПа

Таблица 2 Определение диаметра и рабочего давления трубопровода

Грузопоток, млн. т/год	Диаметр наружный, мм	Рабочее давление, МПа(атм.)
0,7-1,2 1,1-1,8 1,8-2,2 2,2-3,4 3,2-4,4 4-9 7-13 11-19 15-27 23-50 41-78	219 273 325 377 426 530 630 720 820 1020 1220	8,8-9,8(90-100) 7,4-8,3(75-85) 6,6-7,4(67-76) 5,4-6,4(55-65) 5,4-6,4(55-65) 5,3-6,1(54-62) 5,1-5,5(52-56) 5,6-6,1(58-62) 5,5-5,9(56-60) 5,3-5,9(54-60) 5,1-5,5(52-56)

2.4 Определение толщины стенки магистрального трубопровода

Толщину стенки магистрального трубопровода берем ориентировочно согласно СНиП 2.05.06.-85 «Магистральные трубопроводы».

По сортаменту выбираем трубу изготовленную по ТУ(тех.усл.)

Волжский трубный завод ТУ 14-3 - 1976 - 99

Марка стали: К - 60

Врем. сопротивление: 588МПа

Предел текучести: 441МПа

Коэф. надежности: 1,4

Коэф. усл. раб: 0,75

Коэф. по назначению: 1

Коэф. по нагрузке: 1,15

Коэф. над. По материалу: 1,4

R₁=R₁⁴*m/ k_m*k_l= 588*0.75/1.4*1= 315(МПа)

Полученное значение т/с округляем до ближайшего большего по сортаменту 12 мм

2.5 Определение часовой подачи

Q_ч=G/350*24*с=15000000000/354*24*880,2=2017,23(м³/ч) (3)

где 354- годовая продолжительность (в сутках) работы магистральных нефтепроводов, берется из таблицы 3

Таблица 3 Определение годовой продолжительности трубопровода в сутках в зависимости от протяженности и диаметра

Протяженность ,км	Диаметр нефтепровода,мм
	До 820 (включительно)	Свыше 820
До 250	357	355
Свыше 250 до 500	356 (355)	353 (351)
Свыше 500 до 700	354 (352)	351 (349)
Свыше 700	352 (350)	349 (345)
Примечание . В скобках указаны значения параметров для сложных условий прохождения нефтепроводов ( заболоченная местность, горные участки), если только в этих условиях находится не менее 30 % общей протяженности трубопровода.



2.6 Определение секундной подачи

_=0,56(м³/с) (4)

2.7 Определение средней скорости движения нефти по трубопроводу

_(м/с) (5)

D_в= D_н- 2д=720-2*9=702(мм)

2.8 Определение режима потока

(6)

2.9 Определение коэффициента гидравлического сопротивления л

Для расчета коэффициента л = л (Re, е) гидравлического сопротивления можно использовать следующие формулы:

Если число Рейнольдса то течение нефти ламинарное, для него

( формула Стокса) (7)

если 2320?Re<10⁴, то режим течения нефти - переходный турбулентный



(8)

где г=1-е^{-0,002 (Re- 2320)} - так называемый коэффициент перемежаемости;

если 10⁴< Re< 27/е^1,143 (? - абсолютная шероховатость;

е=?/d - относительная шероховатость внутренней поверхности трубопровода ), то течение нефти происходит в развитом турбулентном режиме, в зоне так называемых гидравлически гладких труб (коэффициент л не зависит от шероховатости)

= 0,0224 (формула Блазиуса) (9)

если то течение нефти происходит в зоне так называемого смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления можно вычислить формулой

(формула Альтшуля), (10)

если Re› 500/е, то течение нефти происходит в зоне квадратичного трения ( так как если л не зависит от скорости течения, то потери напора, пропорциональны квадрату скорости течения) и

л= 0,11е^1/4 (формула Шифринсона) (11)



2.10 Определение гидравлического уклона

Гидравлический уклон - это безразмерная величина, характеризующая быстроту падения напора в рассматриваемом нефтепроводе, т.е. на определенном участке. Величина 1000і дает падения напора в метрах на 1 км пути.

_=0,0484*1,47²_{/0,696*2*9,81=0,0035} (12)

2.11 Определение потерей напора

Потери напора h_1-2 на участке 1-2 нефтепровода состоят из двух частей:

h_1-2=h_r+h_м.=2099 (13)

Первая из них называется потерей напора на трение, ( оно выражает потери механической энергии за счет сил внутренного трения слоев вязкой нефти друг о друга), вторая - потерей напора на преодоление местных сопротивлений (сужений, поворотов, задвижек и т. п.).

Потери напора h_r (м) на трение рассчитывает по формуле:

_{=0,0224*580000*1,47}²_{/0696*2*9,81=2058} (формула Дарси -Вейсбаха). (14)

Потери напора h_м (м) на преодоление местных сопротивлений рассчитывают по формуле:



_{=0,0224*2058=41,16} (15)

где ж - коэффициенты местных сопротивлений, а суммирование осуществляется по всем сопротивлениям, имеющихся на участке 1-2.

Иногда потери напора на местных сопротивлениях, принимают 2% от потерь напора на трение, т.е. принимают , что h_м= 0,02 h_r

2.12 Определение полных потерь трубопровода

Н=h_r+h_.м+?Z=2189,16 (16)

где ?Z =Z₂ -Z₁; Z₂ ;Z₁- геодизические отметки конца и начала трубопровода.

2.13 Определение напора станции [3]

_=6,1*10⁶_{/880,2*9,81=707,16} [3] (17)

где Р - допускаемое давление для труб с толщиной стенки д.

2.14 Определение числа насосных станций вдоль фиксированной трассы

_{=2189,16/707,16=3,095} (18)

Расчетное число насосных станций n _н.с. , как правило , получается дробным и может быть округлено как в сторону большего числа n¹ _н.с. , так ив сторону меньшего n¹¹ _н.с..

При округлении числа станций в сторону увеличения изменяется Q. Увеличения расхода подсчитывается по формуле: [4]

_{=15 млн*т/год(4/3)}^0,5_{=12,99 (млн*т/год)} (19)

При округлении числа станций в сторону уменьшения для обеспечения заданной пропускной Q предусматривает лупинг длиной Х_л

_{=707,16*(3,095-3)/0,0035-0,00088=25, 246км)} (20)

В случае применения вставки большого диаметра существует аналогичная формула, в которой вместо Х_л и і_л , следует принимать Х_вс и і_вс

2.15 Согласно расчетной часовой подаче (м³/ч) и необходимому полному напору (м) подбираем насосы по каталогу

Магистральный насос НМ-3600-230

Q_H*0.75=2700

2.16 Если трубопровод имеет параллельно действующую нитку ( трубопровод-лупинг), то гидравлический уклон на участке установки лупинга

_{=,0035/4=0,0008} (21)



где і- гидравлический уклон трубопровода без лупинга.

Д_л - диаметр лупинга.

Д_в - диаметр основной магистрали.

m-коэффициент, характеризующий режим течения, для ламинарного режима m=1, для переходного режима m= 0,25, для турбулентного режима m= 0.

Для трубопровода , имеющего вставку другого диаметра Д_вс, гидравлический уклон

_{=0,0035*(0,696/0,9994)}⁵_=0,00057 (22)

2.17 Определение необходимой мощности двигателя привода к насосу определяется по формулам

(кВт)

Q= подача насоса=2700 м³/ч

H= напор=230 м

с= плотность жидости=880,2кг/м³

з=полный кпд насоса=0,87

N_э=k_з*N_H/з_э=1,10*2189,16/0,95=2543,8 (кВт)

з_э=0,95

Коэф-т запаса принимаем k_з=1,15 при мощности электродвигателя до 500 кВт и k_з=1,10 при мощности более 500 кВт



з= з_н* з_э=0,87*0,95=0,8265

N=q*H*с*k_з/102*з= 0,75*230*880,2*1,10/102*0,8265=1981,16 (кВт)

q= подача, м³/с=0,75

2.18 Определение объемов резервуарных парков для ГНПС и ПНПС, производится согласно таблице 4

Таблица 4 Определение объемов резервуарных парков в зависимости от протяженности и диаметра нефтепровода

Протяженность участка нефтепровода, км	Диаметр нефтепровода, мм
	630 и менее	720,820	1020	1220
До 200 От 200 до 400 От 400 до 600 От 600 до 800 От 800 до 1000	1.5 2 2,5 3 3/3,5	2 2,5 2,5/3 3/3,5 3/4	2 2,5 2,5/3 3/4 3,5/4,5	2 2,5 2,5/3 3,5/4,5 3,5/5
Примечание: 1. в числителе указаны цифры для нормальных условий прохождения нефтепроводов, а в знаменателе - при прохождении в сложных условиях (при этом заболоченные или горные участки должны составлять не менее 30% общей протяженности нефтепроводов). 2. При протяженности нефтепровода свыше 1000км к указанному объему резервуарного парка добавляется объем, равной значению объема, соответствующего длине превышения нефтепровода над 1000км. ГНПС магистральных нефтепроводов в случае перекачки нефти одного сорта должны располагать резервуаром объемом от двух до трехсуточной пропускной способности нефтепроводов. ПНПС нефтепроводов, расположенные на границах эксплутационных участков, т.е. участков, в пределах которых перекачка ведется в режиме из «насоса в насос», для обеспечения гидравлической независимости их работы должны иметь резервуар объемом 0,3-0,5 суточной пропускной способности трубопровода. Этот объем должен быть увеличен до 1,0-1,5- суточного запаса, если в данном пункте происходит приемосдаточные операции. НПС, расположенные в местах разветвление (или соединение) нефтепроводов, должны иметь резервуар объемом 1,0-1,5-суточной пропускной способности трубопровода с наибольшим значением этого параметра. Если по нефтепроводу перекачивают последовательно нефть различных сортов, то допускается увеличение объема резервуара на этих станциях до пределов, требуемых расчетами.



V_гнпс=3*Q_сут=3*2017,23*24=145240 м³

V_пнпс=0.5*Q_сут=24206 м³

Для ГНПС подбираем резервуар V=10000 м³ в количестве 14 штук

Для ПНПС подбираем резервуар V=5000 м³ в количестве 5 штук



3. Охрана окружающей среды при транспортировке нефти

Состояние окружающей природной среды является одной из наиболее острых социально-экономических проблем, прямо или косвенно затрагивающих интересы каждого человека. Создавая необходимые для своего существования продукты, отсутствующие в природе, человечество использует различные незамкнутые технологические процессы по превращению природных веществ. Конечные продукты и отходы этих процессов не являются в большинстве случаев сырьем для другого технологического цикла и теряются, загрязняя окружающую среду. Человечество преобразует живую и неживую природу значительно быстрее, чем происходит их эволюционное восстановление. Потребление нефти и газа несопоставимо, например, со скоростью их образования.

В настоящее время человечество находится в периоде сверх интенсивного использования ресурсов окружающей среды -- расход ресурсов, превышает их прирост, что неизбежно ведет к исчерпанию ресурсов. Основными загрязнителями окружающей среды при технологических процессах нефтедобычи являются: нефть и нефтепродукты, сернистые и сероводородсодержащие газы, минерализованные пластовые и сточные воды нефтепромыслов и бурения скважин, шламы бурения, нефте- и водоподготовки и химические реагенты, применяемые для интенсификации процессов нефтедобычи, бурения и подготовки нефти, газа и воды. Загрязнение почвы и воды может происходить и при добыче, сборе, подготовке, транспорте и хранении нефти, газа и воды. Однотрубная герметизированная система сбора имеет несомненные преимущества с точки зрения охраны окружающей среды. Применение герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин и блочного оборудования позволяет все процессы, связанные с выделением газа из нефти, подготовкой нефти, газа и воды, сосредоточить на установках, расположенных в одном центральном пункте. Система сбора нефти на промыслах является источником загрязнения водных ресурсов и почвы. Это обусловлено:

- большой протяженностью трубопроводной сети, которая достигает 100 км для среднего промысла;

- невозможностью практически предугадать место порыва коллекторов;

- невозможностью обнаружить мгновенно порывы коллекторов, особенно небольшие. В итоге объемы разлитой нефти, как правило, превышают объем остальных загрязнений.

Внедрение герметизированных систем сбора и транспорта нефти, хотя в значительной степени и снижает вероятность коррозии оборудования и коммуникаций, однако при подготовке нефти и воды герметизация часто нарушается вследствие коррозии, что приводит к утечке нефти и пластовых вод и загрязнению тем самым объектов окружающей среды. Территория нефтепромыслов может загрязняться из-за неплотности в промысловых нефтепроводах и водоводах (утечки через сальники задвижек, фланцевые соединения, коррозия, эрозия, механические повреждения тела трубы и т. д.). Работа промыслового оборудования в нефтяной промышленности происходит в крайне неблагоприятных условиях. Наряду с почвенной коррозией весьма существенное коррозионное воздействие на оборудование оказывает продукция самой скважины. Узлы промысловой подготовки нефти (газосепарация, предварительный сброс пластовой воды, блоки обезвоживания и обессоливания) и общепромысловые резервуарные парки являются конечными пунктами сбора н транспорта нефти на промыслах. Обычно они располагаются на одной территории и объединяются в одно хозяйство. Поэтому канализация резервуарных парков и деэмульсационных установок также объединяются в общую систему. Основными источниками загрязнения окружающей среды при эксплуатации систем сбора и транспорта продукции скважин на нефтяных месторождениях являются следующие сооружения и объекты нефтепромыслов: Устья скважин и прискважинные участки, где разлив нефти, пластовых и сточных вод происходит из-за нарушений герметичности устьевой арматуры, а также при проведении работ по освоению скважин, капитальному и профилактическому ремонту. Трубопроводная система сбора и транспорта добытой жидкости из пласта и закачки сточных вод в нагнетательные скважины из-за неплотностей в оборудовании, промысловых нефтесборных и нагнетательных трубопроводах. Резервуарные парки и дожимные сборные пункты, где разлив добытой жидкости происходит при спуске из резервуаров сточных вод, загрязненных осадками парафино-смолистыхотложений, переливах нефти через верх резервуаров. Земляные амбары, шламонакопители и специальные площадки, в которые сбрасываются осадки с резервуаров и очистных сооружений, представляющие отложения тяжелых фракций нефти, парафино-смолистых веществ и всевозможных примесей, насыщенных нефтью, нефтепродуктами и химреагентами, а также твердых минеральных примесей. В этих шламах могут содержаться до 80 - 85 % нефти, до 50 % механических примесей, до 70 % минеральных солей и до 5 % поверхностно-активных веществ.

Способы борьбы с нефтезагрязнением водных объектов

В настоящее время применяют следующие методы ликвидации нефтяных загрязнений водных объектов:

- механические,

- физико-химические,

- химические,

- биологические.

Механические методы удаления нефти

К ним относятся различные методы сбора нефти с водной поверхности, начиная от ручного вычерпывания нефти до машинных комплексов нефтемусоросборщиков. Первоначально должно быть осуществлено концентрирование и ограждение находящейся на водной поверхности нефти при помощи плавающих бонов.

Физико-химические методы удаления нефти

К ним следует отнести, в первую очередь, применение адсорбирующих материалов: пенополиуретан, угольная пыль, резиновая крошка, древесные опилки, пемза, торф, торфяной мох и т.п.

Химические методы удаления разливов нефти.

Удаление нефти с помощью химических соединений -- детергентов -- нашло применение при разливах нефти на море. Следует отметить, что токсичность детергентов для морских организмов часто выше, чем самой нефти и поражающее действие нефтяного загрязнения на гидробионты может быть только усилено.

Микробиологическое разложение нефти.

Это перспективное направление предотвращения загрязнения водоемов нефтепродуктами. Для некоторых бактерий нефть является питательной средой. Микробиологическая активность в большей степени зависит от температуры: скорость микробиологических процессов удваивается при увеличении температуры на 10 оС. На развитие микроорганизмов большое влияние оказывает содержание высоколетучих алифатических компонентов нефти.

Охрана земельных ресурсов

Нефтяная промышленность является одним из ведущих потребителей земельного фонда, так как разведка, добыча, промысловая подготовка и транспортировка углеводородного сырья требуют размещения многочисленных нефтепромысловых объектов: скважин, кустовых насосных станций, нефтесборных пунктов, технологических установок, магистральных трубопроводов. На нефтяную промышленность приходится более 20 % земель, которые ежегодно выводятся из сельскохозяйственного оборота. Интенсивная разведка и многолетняя эксплуатация нефтяных месторождений вызывает деформации земной коры, сопровождающиеся вертикальными и горизонтальными смещениями горных пород. Геодинамические процессы, протекающие в перекрывающих и продуктивных толщах, связаны с понижением пластового давления и, как следствие, изменением коллекторских свойств вмещающих пород. Под влиянием проседания почвы происходит заболачивание и подтопление территории, наблюдается искривление стволов скважин, деформация обсадных колонн и разрушение объектов промыслового обустройства. Оседание земной поверхности наблюдается в основном при разработке месторождений, характеризующихся аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). При их эксплуатации пластовое давление резко снижается, что определяет деформацию поверхности на значительных площадях.



Заключение

Трубопроводы в нашей стране по темпам роста грузооборота намного опередили другие виды транспорта. Доля их в общем объеме перевозок быстро росла и достигла почти трети общего грузооборота страны. Столь стремительные темпы объясняются исключительно высокой экономичностью трубопроводов. Достаточно сказать, что на доставку каждой тонны нефти по трубам требуется в 10 с лишним раз меньше трудовых затрат, чем для ее перевозки по железным дорогам. Этот прогрессивный вид транспорта экономит ежегодно труд примерно 750 тысяч человек.

Комплекс методов диагностики, ремонта и обслуживания нефте - и газопроводов и их структурная связь сформированы на основе анализа причин аварийных разрушений трубопроводов. Выпадение одного звена из цепи мероприятий по обслуживанию магистральных трубопроводов влечет за собой каскад проблем: удорожает обслуживание объектов, снижает ресурс деталей трубопроводов, приводит к авариям. Тщательный подход к обслуживанию трубопроводного транспорта является залогом укрепления топливо-энергетического комплекса, который является основой развития всех отраслей экономики.

В настоящее время трубопроводный транспорт становится средоточием новейших достижений отечественной науки и техники. Казалось бы, что тут хитрого: труба она и есть труба... Но само по себе изготовить трубу, да еще большого диаметра - достаточно сложная инженерно-техническая задача. Тем не менее, в короткий срок производство таких труб было налажено на предприятиях нашей страны.



Список используемой литературы

1. Акулышин А.Н. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1889 г. 480 с.

2. Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1974.

3. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. / Справочное руководство в 2-х томах. Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. - М: Недра,1984.- 360с.

4. Ишмурзин А. А. Машины и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды.- Уфа: Изд. Уфимск. Нефт. ин-та, 1981.- 90 с.

5. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для вузов: - Уфа.: ООО "ДизайнПолиграфСервис", 2001 -544 с.

6. Крец В.Г., Кольцов В.А., Лукьянов В.Г., Саруев Л.А. и др. Нефтепромысловое оборудование. Комплект Каталогов.- Томск: Изд. ТПУ, 1997.-822 С.

7. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М: Недра, 1983. - 455с.

8. Технологические регламенты (стандарты организации) Акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть». (В 7-ми томах): Под общей ред. С.М. Вайнштока. Т.1. Эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов, технологических трубопроводов насосных перекачивающих станций и резервуарных парков.

Размещено на Allbest.ru