Реконструкция установки подготовки жидких углеводородов ДНС ДКС-3 при освоении Филипповской залежи

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В дипломном проекте рассматриваются вопросы эксплуатации установки подготовки жидких углеводородов ДНС ДКС-3 при освоении Филипповской залежи на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении. В данном проекте предложен вариант реконструкции ДНС ДКС-3, которую можно провести без полной остановки и нарушения режима добычи продукции.

В технологической части дипломного проекта дано общее описание дожимной насосной станции. Рассмотрена реконструкция насосного цеха для поддержки увеличенной добычи нефтепродуктов. Подробно рассмотрен нефтепровод от ДНС до ОГПЗ, приведён его расчёт на пропускную способность при увеличении перекачиваемой нефти. Аналогично был рассчитан участок подогрева нефти.

В разделе «Безопасность и экологичность проекта» рассмотрены основные виды техногенного воздействия ДНС-3, количественная и качественная характеристика опасностей, основные предпосылки возникновения нештатных ситуаций и их социально-экономические последствия.

В экономической части проведен расчет экономической эффективности от реконструкции насосного цеха с постановкой дополнительных насосов. Экономический эффект реконструкции достигается за счет увеличения добычи и некоторых других факторов.

Перечень условных обозначений и сокращений

ДКС - дожимная компрессорная станция;

КС - компрессорная станция;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

ГТУ - газотурбинная установка;

ЦБН - центробежный нагнетатель;

АВО - аппарат воздушного охлаждения;

УТО - утилизационный теплообменник;

ВОУ - воздухоочистительное устройство;

КИП и А - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

Ду - диаметр условный;

ПДК - предельно допустимая концентрация;

ДНС - дожимная насосная станция;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

ГПУ - газопромысловое управление;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ОНГКМ - Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение;

ФЗ - Филипповская залежь;

СКЗ - Среднекаменноугольная залежь.

Введение

Открытое акционерное общество «Газпром» - важное звено в реорганизации всей системы топлива и энергоснабжения, осуществляемой в России.

Ее цель создание регулируемого рынка, призванного обеспечить рентабельность функционирования топливно-энергетического комплекса страны, способного более глубоко интегрироваться в мировое энергетическое хозяйство.

Возникшее в период перехода экономики России к рыночным отношениям Открытое акционерное общество «Газпром», обладая функциями крупных газовых компаний мира, имеет специфические особенности. На него государством возложено: обеспечение надежного газоснабжение России, выполнение межгосударственных соглашений по экспорту газа, проведение целенаправленной научно-технической политики в отрасли, реконструкция и развитие Единой системы газоснабжения страны и контроль за ее функционированием.

Газпром обеспечивает так же добычу нефти и газового конденсата, комплексную переработку углеводородного сырья с производством серы, сжиженных газов, моторных топлив и другой продукции. Собственными силами ведет буровые работы, в том числе на российском шельфе северных морей.

В составе общества имеются машиностроительные, ремонтные, пуско-наладочные предприятия, строительные организации, научно-исследовательские и проектно-конструкторские институты. Такая многопрофильность, не свойственная зарубежным газовым компаниям, позволяет в условиях отсутствия в стране развитого рынка соответствующих услуг обеспечивать нормальное функционирование газовых объектов.

В перспективе сфера его деятельности может быть расширена за счет организации производства на базе переработки природных газов, разнообразной химической продукции.

Роль и место Открытого акционерного общества «Газпром» в топливно-энергетическом комплексе страны становится все существеннее. По мнению экспертов, эта тенденция сохранится и в дальнейшем.

Бурное развитие техники и технологии трубопроводного транспорта выдвигает принципиально новые, все более сложные технические и экономические проблемы, которые решаются на более качественном подходе в проектирование систем с применением ЭВМ. К приоритетным направлениям научно-технической политики в газовой промышленности России относятся:

§ совершенствование методов разработки газовых и газоконденсатных месторождений с целью повышения степеней извлечения углеводородов из недр,

§ углубление комплексной переработки углеводородного сырья с производством конечной химической продукции,

§ внедрение энергосберегающих технологий,

§ расширения использования природного газа на транспорте,

§ широкое применение методов диагностики технического состояния трубопроводов и оборудования.

Вопросы обеспечения безопасной и надежной работы трубопроводной транспортной системы стоят перед любым газотранспортным предприятием. Любое повышение безопасности достигается за счет необходимого дополнительного увеличения расходов, при котором технология и производство остаются рентабельным.

1. Общая часть

1.1 Обоснование необходимости реконструкции ДНС ДКС-3

Необходимость реконструкции ДНС ДКС-3 вызвана разработкой Филипповского месторождения, подготовкой нефтепродуктов и транспортировки нефти и конденсата на Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ).

В настоящее время только ведётся разработка данного месторождения, планируется к 2015 году в строй ввести 120 скважин, из них 108 добывающих и нагнетательных 23. Однако решения о будущей транспортировке необходимо принимать уже сейчас.

Основание для разработки основных технических решений по обустройству нефтяной оторочки Филипповской нефтегазоконденсатной залежи ОНГКМ :

- Решения Центральной комиссии по разработке месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедра) по рассмотрению отчета «Технологическая схема разработки Филипповской нефтегазоконденсатной залежи ОНГКМ» (Протокол №3404 (39-Г/2005) от 14.07.2005 г.);

- Задание на разработку проекта «Обустройство Филипповской залежи», утвержденное Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенковым 28.07.2008 г.

Существуют несколько проектов для транспортировки нефти к конденсата с Филипповской залежи:

- строительство новой дожимной насосной станции недалеко от ДКС-3;

- реконструкция ДНС ДКС-3 с целью увеличения пропускной способности.

Целью данного диплома является то, что без вложения больших средств и остановки ДНС ДКС-3 можно провести реконструкцию данного объекта на приём сырья с ФЗ.

1.2 Исходные данные

Проектирование транспорта дегазированной нефти от ДНС ДКС-3 до ОГПЗ выполняем в соответствии требованиями СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы», «Норм технологического проектирования магистральных нефтепроводов» (ВНТП-2-86, Москва, 1987г.) и др.

На данный момент проектная производительность ДНС составляет:

по нестабильному конденсату - до 420 тыс. тонн/год;

по нестабильной нефти - до 300 тыс.тонн/год.

Для расчета нефтепровода приняты следующие исходные данные:

Объем перекачки нефти G = 1459 тыс.т/год (720000т/год Среднекаменноугольной залежи (СКЗ) + 739000т/год Филипповской залежи (ФЗ) Согласно утвержденному протоколом №3404(39-Г/2005) от 14.07.2005г. ЦКР Роснедра варианту «Технологической схемы разработки Филипповской залежи ОНГКМ»)

Длина нефтепровода (от ДНС до ОГПЗ) L = 40 км.

Начальная вертикальная координата нефтепровода Z₁= 110 м.

Конечная вертикальная координата нефтепровода Z₂= 155 м.

Температура перекачиваемой нефти t = 10⁰С

Теплофизические свойства нефти:

Плотность нефти при t = 20⁰C, ₂₀ = 840 кг/м³.

Кинематическая вязкость нефти при температуре 293 К ₂₉₃ = 0,573 10^-4 м²/с.

Кинематическая вязкость нефти при температуре 323 К ₃₂₃ = 0,308 10^-4 м²/с.

1.3 Общая характеристика производства

Дожимная насосная станция (ДНС) является объектом ДКС УКПГ-14, 15.

Генеральным проектировщиком ДНС является ОАО"Южниигипрогаз". проект обустройства ДНС выполнен ОАО"Южниигипрогаз". Проект АСУ ТП ДНС выполнен НПФ "ПРИС" г. Нижне-Камск. Россия.

ДНС предназначена для приема нестабильных конденсата и нефти, поступающих с промысловых установок УКПГ-14, 15, их дегазации и насосного транспорта по соединительному конденсатопроводу УКПГ-15 - ОГПЗ и нефтепроводу УКПГ-14 - ДКС-1 - ОГПЗ на Оренбургский ГПЗ.

На площадку ДНС также поступает нестабильный конденсат из станционных сепараторов и пылеуловителей ГПА ДКС-3.

Количество часов работы - 8000 часов в год.

Для обустройства площадки ДНС применено сепарационное, емкостное и теплообменное оборудование изготовленное в 19921993 г. ПО "Волгограднефтемаш". Оборудование изготовлено в коррозионностойком исполнении по техпроектам ГП 1022…, разработанным ДАО "ЦКБН" для техперевооружения УКПГ.

По оборудованию проведены технические освидетельствования и оформлены заключения о дальнейшем его использовании.

От ДАО "ЦКБН" получены заключения на применение оборудования на условия эксплуатации ДНС и технические проекты на модернизацию оборудования.

К применению принято следующее оборудование:

§ в качестве трехфазных разделителей дегазаторов конденсата и нефти 33Е-08-01 и 33Е-07-01 - сепараторы С-02А по черт. ГП1022.01.000 без их реконструкции и модернизации;

§ в качестве подпорных емкостей насосов перекачки конденсата и нефти 33Е-07-02 и 33Е-08-02 - сепараторы С-02А по ГП 1022.01.000. Реконструкция сепараторов для использования в качестве подпорных емкостей 33Е-07-02 и 33Е-08-02 выполнена в соответствии с разработанными ДАО "ЦКБН" рабочими проектами ГПР 1996 и ГПР 1997 соответственно:

§ в качестве дегазатора ВМС 33В-503А - дегазатор метанола В-503А по ГП 1022.07.01 без реконструкции внутренних устройств и модернизации;

§ в качестве подогревателей теплоносителя (60% р-р ДЭГа) 50Д-102..202 - подогреватели ГП 920.01, обвязка подогревателей выполнена по разработанному техпроекту ГП 1974.05;

§ для приема углеводородных дренажей - надземная дренажная емкость Е-304/0 по ГП 1022.04.01 без реконструкции и модернизации.

Недостающее оборудование для коррозионных сред (факельные сепараторы 33С-503, 33С-502, подземная дренажная емкость 33Е-304/2) изготовлены на основании техпроектов ДАО "ЦКБН" ГП 1974…:

Насосное оборудование.

Для транспорта сероводородсодержащих нестабильного конденсата и нефти на ОГПЗ произведена закупка и установлены четыре герметичных насосных агрегата с экранированным двигателем, тип САМК 50/6, фирма "Герметик-Пумпен ГмбХ". Контракт 548-3504/00043.

Насосные агрегаты комплектуются наружным теплообменником и высоконапорным дозировочным насосом, тип ЕК-М-510-1 фирма "LEWA", приборами контроля температуры и уровня жидкости, тип ОТV-30.

Для автоматической откачки сероводородсодержащих конденсатов из факельных сепараторов и утилизации углеводородных дренажей из дренажных емкостей в процесс произведена закупка и установлены пять высоконапорных мембранно-поршневых агрегатов, тип Pro Minent.

Другое емкостное, насосное и теплообменное оборудование для некоррозионных сред изготовлено по Техническим условиям заводов изготовителей.

ДНС - 3 располагается в 300 м от площадки действующей УКПГ -14 и запроектирована с учетом максимального использования сетей и вспомогательных сооружений этой установки.

На данный момент на площадке ДНС располагаются:

- узлы подключения конденсатопровода и нефтепровода;

- отделение дегазации;

- технологическая насосная;

- узел дегазации и утилизации ВМС;

- дренажная система углеводородов;

- установка подогрева теплоносителя;

- узел хозрасчетного замера нефти;

- здание аппаратной и подстанции;

- факельное хозяйство.

Сбросы газа после предохранительных клапанов и другие сбросы после факельных сепараторов ДНС направляются на существующую факельную систему ДКС-3.

За начало трассы трубопровода транспортирующего нефть от ДНС-3 до ОГПЗ принята точка выхода трубопроводов за пределы ограждения площадки ДНС-3. Основное направление трассы с юга-запада на северо-восток с поворотом в восточном направлении. Рельеф местности спокойный с понижением в сторону ДНС-3

Трасса трубопроводов проходит по землям АО им. Пушкина в не затапливаемой пойменной зоне на территории Переволоцкого района Оренбургской области.

Трубопровод пересекает автодорогу "Оренбург--Самара" и озеро Гусарское.

1.4 Характеристика района

Климатическая характеристика

Территория месторождения в районе строительства в основном равнинная, расположенная в поясе умеренно-континентального климата степей с пониженным увлажнением. Характерными чертами климата степной зоны являются: континентальность с резкими амплитудами климатических элементов в отдельные месяцы, жаркое лето с частыми засухами и суховеями, очень холодная зима с нередкими оттепелями и частыми метелями, короткая, интенсивно протекающая весна и продолжительная сухая, моловетренная осень.

Продолжительность солнечного сияния составляет 2165 часов в год. Величина радиационного баланса составляет 40-45 Ккал/см² в год и является положительным в течении 9 месяцев.

Температура воздуха. Средняя годовая температура воздуха положительная. Самый холодный месяц года - январь. Средняя месячная температура этого месяца по району близка к -14,5⁰С. Абсолютный минимум составляет минус 42-43⁰С. В самом теплом месяце - июле температура в среднем составляет 21-23⁰С, достигая в отдельные годы максимальных значений 42⁰С.

Влажность воздуха. Влажность воздуха характеризуется упругостью водяного пара, относительной влажностью и недостатком насыщения воздуха водяным паром. Упругость водяного пара (абсолютная влажность) в годовом ходе, как и температура воздуха, достигает наименьших значений зимой в январе-феврале, наибольших в июле. Относительная влажность воздуха, характеризующая степень насыщения воздуха водяным паром, меняется в течение года в широких пределах (по замерам на 13 часов от 53% в мае и до 83% в марте).

Атмосферные осадки. Рассматриваемая территория относится к зоне пониженного увлажнения, в среднем за многолетний период годовая сумма осадков составляет 425 мм, а экстремальные значения достигают величин 200-750 мм. Жидкие осадки составляют до 65% от годовой суммы. Суточный максимум осадков может достигать 60 мм. Число дней с осадками в году составляет в среднем 132 дня. Число же с осадками более 100 мм составляет всего 6 дней.

Снежный покров. На рассматриваемой территории зима длится 4-5 месяцев. Средняя дата образования устойчивого снежного покрова приходится на 26 ноября, а дата разрушения его - на 6 апреля. Продолжительность залегания снежного покрова в среднем составляет 140 дней. Экстремальная продолжительность залегания снежного покрова на территории может составлять от 100 до 180 дней. Высота снежного покрова колеблется от 7см в ноябре и до 44см в феврале. Максимальная высота снежного покрова составляет 77 см.

Температура и промерзание почвы. По данным метеостанции Оренбурга средняя глубина промерзания почвы к концу зимы составляет 120 см, наибольшая - 171 см, наименьшая - 62 см. Средняя дата начала устойчивого промерзания почвы приходится на 14 ноября, а полного оттаивания - на 13 апреля. Средняя годовая температура на глубине 0,2 м - 6,6⁰С, на глубине 0,8 м - 6,2⁰С, на глубине 1,6 м - 6,5⁰С.

Ветер. Ветер на описываемой территории отличается крайней изменчивостью, как по направлению, так и по скоростному режиму. В среднем 45 дней в году бывают безветренными. Наибольшее число дней с сильным ветром (более 15 м/с) наблюдается в феврале-марте (10 дней в месяц), наименьшее число дней (3) приходится на июнь. В году наибольшее число дней с сильным ветром составляет 31. Ветер со скоростью 24 м/сек на рассматриваемой территории наблюдается ежегодно, ветер же со скоростью 31 м/сек возможен один раз в 20 лет. Повторяемость направлений ветра и штилей: С - 14%, СВ - 11%, В - 20%, ЮВ - 8%, Ю - 6%, ЮЗ - 16%, З - 15%, СЗ - 10%, ШТИЛЬ - 9%.

Для рассеивания вредных веществ в атмосфере, кроме приведенных данных, также существенное значение имеет атмосферная циркуляция. Неблагоприятные метеоусловия, сточки зрения атмосферной циркуляции наблюдаются нечасто в течении года.

Из приведенных данных можно сделать вывод, что с точки зрения рассеивания вредных веществ в атмосфере климатические условия в районе Оренбургского месторождения в целом благоприятны.

1.5 Топографо-геодезические условия

Площадка для дожимной насосной станции нефти расположена в западной части территории, отведённой для строительства ДКС для УКПГ-14,15.

Площадка размещается на выгонных землях АО им. Пушкина на расстоянии 300 м восточнее УКПГ-14 и в 120 м южнее существующего коридора коммуникации.

Район зоны УКПГ-14 и ДНС расположен в 50 км от г.Оренбура на правом берегу р.Урал. Площадка находится в незатапливаемой пойменной зоне р.Урал на территории Переволоцкого района Оренбургской области.

Перекачиваемая нестабильная нефть и конденсат поступают в существующий нефтепровод УКПГ-14 - ОГПЗ.

Река Урал протекает в 2000 м от площадки. Ближайшие населенные пункты - села Татищево и Зубочистка-2 расположены в 4,7 и 13,0 км соответственно. За начало трассы трубопроводов транспортирующих нефть от ДНС-3 до ОГПЗ принята точка выхода трубопроводов за пределы ограждения площадки ДНС-3. Основное направление трассы с юга-запада на северо-восток с поворотом в восточном направлении. Рельеф местности спокойный с понижением в сторону ДНС-3 Трасса трубопроводов проходит по землям АО им. Пушкина Переволоцкого района Оренбургской области.

Трубопровод пересекает автодорогу "Оренбург--Самара".

1.6 Геологическое строение

В геоморфологическом отношении территория ДНС и нефтепровода располагается на Урало-Самарском водоразделе и приурочена к юго-восточному склону Общего Сырта, долине реки Урал.

Вся территория расположена в черноземной зоне в подзоне южных черноземов, которые развиты на делювиальных желто-бурых и светло-коричневых глинах и суглинках, местами карбонатизированных. Мощность гумусового горизонта 25-51 см, содержание гумуса от 2-6%.

Вдоль р. Урал широкой полосой простираются серые лесные почвы и дерно-луговые пойменные почвы с мощным гумусовым горизонтом.

Рельеф территории строительства - спокойная полого-волнистая равнина, благоприятен для возделывания сельскохозяйственных культур. Около 80% площади приходится на сельскохозяйственные угодия, 11% - на леса и водоемы, 9% составляет государственный и специальный земельный фонд.

1.7 Гидрологические условия

Площадка строительства ДНС расположена на северном берегу реки Урал в 2000 м от него. Русло реки сопровождается поймой 2-3 км и более с надпойменными террасами.

Площадка и нефтепровод находятся в не затапливаемой пойменной зоне на территории Переволоцкого района Оренбургской области.

Основным источником пополнения р. Урал является снежный покров, на долю которого приходится более 80% годового стока.

Пополнение воды в реке происходит почти исключительно в период весеннего снеготаяния, которое начинается в период с 29 марта по 6 апреля.

По химическому составу вода р. Урал может быть отнесена к гидрокарбонатному классу. По величине минерализации воды Урала в его среднем течении могут быть отнесены к рекам средней (200-500 мг/л) и даже к повышенной (500-1000 мг/л) минерализацией.

2. Технологическая часть

2.1 Расчет характеристик перекачиваемой нефти

Плотность нефти _t при температуре транспортировки определяем по формуле:

_t = ₂₀ - ( t -20), (1)

где _t - плотность при 10^оС, кг/м³

- температурная поправка, кг/(м^{3 о}С), = 1,825-0,001315₂₀

= 1,825-0,001315₂₀ = 1,825-0,001315 840 = 0,72 кг/(м^{3 о}С)

₁₀ = ₂₀ - ( t -20) = 840 - 0,72 ( 10 -20) = 847,2 кг/м³

Вязкость нефти при температуре транспортировки определяем по формуле Филонова-Рейнольдца :

, (2)

где

u = ; (3)

где 1 и 2 - известные значения вязкости при температурах t1 и t2.

u = = = 0.0185

Для дальнейших расчетов принимаем значение кинематической вязкости при температуре транспортировки нефти 10⁰С, равное =0,64610^-4 м²/с.

2.2 Дожимная насосная станция

Выбор основного насосно-силового оборудования

Определяем объемный расход нефти в нефтепроводе:

; (4)

. (5)

На данный момент на ДНС-3 установлено четыре насоса марки САМК- 50/6 фирмы «Герметик», по два насоса на линию конденсата и линию нефти. Ввиду того, что на станции идет параллельная перекачка нефти и конденсата на ОГПЗ (смешение в одной тубе) и работает только один насос, по выбору инженера-технолога, установленный либо на линии конденсата, либо на линии нефти, остальные насосы находятся в резерве.

По заданной пропускной способности на насосной станции принимаем к установке центробежные насосы марки САМК- 50/6 фирмы «Герметик» в количестве шести штук (по три на каждой линии; 5 рабочих+1 резерв). Подпор насосов осуществляется из двух подпорных емкостей нефти давлением Ризб =2,3 МПа, установленных на этажерке на высоте h= 8 м относительно оси насоса.

По характеристике H-Q насоса (Приложение 1) при Qv=40 м3/час находим Ннас=435 м.

Общий напор, создаваемый головной насосной станцией, будет равен:

Н_гнс = Р_изб /_нg + Н_нас+h = 2,310⁶/(847,29,81) + 435+8 = 716,74 м, (6)

а расчетное давление в нефтепроводе будет равно:

P₁ = _нgH_гнс = 847,2 9,81716,74 = 6,0 МПа. (7)

Состав сооружений ДНС

Основным назначением ДНС является:

- приём, дегазация и транспорт нефти, поступающей с УКПГ-14,15 и Филипповской залежи (из магистральных трубопроводов);

- утилизация газов дегазации нефти;

- коммерческий учёт нефти.

В соответствии с назначением в состав основных сооружений ДНС входят:

- насосное отделение;

- узел дегазации нестабильной нефти;

- узел коммерческого учета нефти;

- технологические трубопроводы.

Кроме технологических установок, обеспечивающих нормальную работу основного оборудования ДНС, предусмотрены вспомогательные системы:

-отделение подогрева теплоносителя;

-узел редуцирования топливного газа;

-дренажная система;

-факельная система;

-система воздуха КИП.

Перечень основного технологического оборудования и его техническая характеристика приведены в Таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Перечень основного технологического оборудования

№ пп.	Наименование оборудования	Технологический индекс	Кол-во	Техническая характеристика
1.	Трехфазный разделитель нефти	33Е-07-12	2	V = 26,3 м3 Pрас = 7,5 МПа Pраб = 2,5 МПа
2	Подпорная емкость нефти	33Е-08-12	2	V = 26,3 м3 Pрас = 7,5 МПа Pраб = 2,5 МПа
3.	Насосный агрегат для перекачки нефти САМК-50/6 «Герметик»	33Н-08-14	6	Q = 40 м3/ч Н = 435 м
4.	Электронасосный агрегат для откачки углеводородов	33J-502А.В 33J-503А.В	4	Q = 4 м3/ч Р = 6,3МПа
5.	Полупогружной электронасосный агрегат	33Н-304/2	1	Q = 45 м3/ч Н = 31 м
6.	Факельный сепаратор низкого давления	33С-502	1	V = 2,3 м3 Pрас = 0,6 МПа Pраб = 0,58 МПа
7.	Факельный сепаратор высокого давления	33С-503	1	V = 23,6 м3 Pрас = 1,0 МПа Pраб = 0,96 МПа
8.	Подземная дренажная емкость нефти	33Е-304/2	1	V = 36 м3 Pрас =4,0 МПа Pраб =2,0 МПа
9.	Выветриватель ВМС	33Е-503А	1	V = 20,0 м3 Pрас =1,0 МПа Pраб =0,25 МПа
10.	Насос для откачки ВМС	33Н-503-12	2	Q = 0,63 м3/ч Р = 4 МПа
11.	Емкость антифриза	33Е10	1	V = 10,0 м3 Pрас = 1,0 МПа Pраб = 0,6 МПа
12.	Насос циркуляции антифриза ЦМГ-12.5/50-УХЛ2	33Н-01	3	Q = 12,5 м3/ч Н =50 м
13.	Подогреватель теплоносителя	50Д-102 50Д-202	2	Q = 1403,8 кВт V = 25 м3/ч
14.	Электронасосный агрегат циркуляции теплоносителя	50J-102А.В 50J-202А.В	4	Q = 12,5 м3/ч Н = 80 м N = 15кВт
15.	Подпиточный электронасосный агрегат	50J-501А.В	2	Q = 6,3 м3/ч Н =32 м N = 5,5 кВт
16.	Емкость подпиточная теплоносителя	50Е-504	1	V = 50,0 м3
17.	Подземная дренажная емкость ДЭГа	33Е-304/3	1	V = 40,0 м3 Pрас = 0,1 МПа
18.	Агрегат электронасосный полупогружной	33Н-304/3	1	Q = 45 м3/ч Н =31 м N = 15кВт
19.	Ресивер силового воздуха	33В-01 33В-01	2	V = 25 м3 Pрас=2,5 МПа
20.	Резервуар для хранения дизтоплива	33Е-11-1 33Е-11-2	2	V = 5 м3 Pрас=0,04 МПа
21.	Воздушный холодильник антифриза	33ВХ-01	2	F = 585м2 N =3 кВТ2
22.	Градирня	33Г-01	2	Q = 10 м3/час N =1,1 кВТ

Технологическая схема ДНС после реконструкции

Нефть и конденсат с УКПГ-14,15 и с Филипповской залежи через узел подключения с давлением 2,8 МПа направляется на вход ДНС в общий коллектор.

Из общего коллектора нефть поступает на установку подготовки нефти и конденсата, где происходит её нагрев, добавление деэмульгатора, а затем сырьё поступает в трёхфазные разделители нефти и конденсата 33Е-0708-01 ( по выбору инженера технолога).

Регулирование давления в ёмкостях осуществляется регулятором 33РСV08 и 33РСV02 (до себя).

При превышении давления в ёмкостях более 2,5 МПа предусмотрен сброс избыточного давления газа через СППК 33ПК-07-0102.

В ёмкостях выветривания нестабильная нефть дегазируется до давления 2,32,5 МПа и отделяется от водометанольной смеси. Далее дегазированная нефть из ёмкостей выветривания нефти поступает в подпорные емкости 33Е-0708-02, где она дополнительно дегазируется. При превышении давления в ёмкостях более 2,3 МПа предусмотрен сброс избыточного давления газа через СППК 33ПК-08-0102. Затем нефть поступает в насосное отделение на всас насосов 33Н-0708-0103, а водометанольная смесь - в коллектор ВМС и ёмкость 33Е-503А откуда водометанольная смесь насосами 33Н-503-0102 (Q=0.63МПа, Р=4МПа) откачивается на УКПГ-3.

Газы дегазации поступают в сборный коллектор и далее по трубопроводу через эжектор или при помощи компрессоров газов выветривания (КГВ) при наличии постоянного расхода в размере 30000 нм³/ч на ДКС-3.

Регулирование уровня в каждой из ёмкостей 33Е-0708-02 по нефти обеспечивается регуляторами уровня 33LCV01, 33LCV02. Регулирование уровня водометанольного раствора (раздел фаз) обеспечивается регулятором 33LdCV01, 33LdCV02, а в ёмкости 33Е-503А регулятором 33LCV03.

Перекачка нефти осуществляется пятью центробежными насосами марки САМК- 50/6 фирмы «Герметик», установленными по три на каждой линии подготовки нефти, соединенных параллельно.

Насос САМК- 50/6 с погружным электродвигателем защищенного статора представляет собой симбиоз, состоящий из шестиступенчатого центробежного насоса с предвключенным ротором (индусером) и трехфазного индукционного двигателя, при чем непосредственная связь существует между гидравлической частью и приводным двигателем.

Короткозамкнутый ротор электродвигателя защищен при помощи оболочки ротора (экрана) от коррозии. Как статорная гильза, так и экран выполнены из коррозионностойкого немагнитного материала. Тепло экранированного электродвигателя отводится через выносной теплообменник при помощи охлаждающей жидкости.

Электродвигатель имеет собственную систему циркуляции (вторичный контур). Вспомогательное рабочее колесо подает жидкость (дизельное топливо), находящуюся в полости ротора, через холодильник, расположенный непосредственно на двигателе.

Благодаря тепловому затвору между насосом и электродвигателем (в виде промежуточного фонаря) достигается значительная независимость тепловых балансов в насосе и в электродвигателе.

Насосы оборудованы средствами КИП, с помощью которых осуществляется управление насосами.

Для циркуляции охлаждающей жидкости в дополнительном контуре охлаждения, а также для установки точного контроля количества охлаждающей жидкости, используется мембранно-поршневой дозировочный насос. Требуемый поток охлаждающей жидкости является относительно небольшим и составляет 2-10 л/ч. Если необходимо сведение втекающего в первичный контур промывочного потока к минимуму, то вместо кольцевого зазора предусматривается механическое уплотнение контактным кольцом, а вторичный контур оснащается соответствующим приспособлением (подключение трубопровода газоулавливающей системы).

Узел коммерческого учета нефти

Учет нестабильного конденсата и нефти, поступающих из ДНС на ОГПЗ, выполняется на индивидуальных узлах замера, для каждого прокачиваемого продукта33EF 07-01(02) и 33EF 08-01(02).

В состав каждого узла входят: рабочая и резервная линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательными трубопроводами.

Резервная линия используется также как поверочная для рабочей линии.

По выходу узлы замера соединяются трубопроводом перемычкой, по которму возможно поступление прокачиваемых продуктов, либо в соединительный нефтепровод УКПГ-14-ДНС-3-ОГПЗ, либо соединительный конденсатопровод УКПГ-15-ДНС-3-ОГПЗ.

Измерение предусмотрено датчиками массового расхода Micro-Motion модели CMF 200m, 33FE-08-01; 02, обеспечивающими высокую точность измерения потока и их функционирование не зависит от изменения температуры, вязкости, проводимости и характера течения потока.

Результаты измерения передается дистанционно в операторные ДНС и ДКС-3 на микропроцессорный комплекс для представления мгновенного и суммарного расхода и регистрации на цифропечатающем устройстве.

До массовых расходомеров 33FF- 08;07-01;02 выполняется:

§ контроль давления по месту техническим манометром, дистанционно в операторской от датчика - измерение, регистрация;

§ контроль температуры по месту термометром, дистанционно в операторской от датчика - измерение, регистрация.

После массовых расходомеров выполняются:

§ контроль давления по месту, техническим манометром;

§ контроль температуры по месту , термометром;

§ отбор проб конденсата для лабораторного контроля качества.

Рабочие параметры среды:

§ рабочее давление до 6,3 Мпа;

§ расход от 20 до 100 т/ч;

§ плотность от 0,55 до 0,9 т/м^3;

§ температура то минус 2 до плюс 40⁰С;

§ содержание сероводорода до 5% массовых.

Опорожнение ТПУ и коммуникации узлов учёта предусматривается в дренажную ёмкость 33Е-304/2.

Отделение подогрева теплоносителя

Отделение предназначено для подогрева водного 60% раствора ДЭГа, который используется в качестве теплоносителя для обогрева технологических аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14, факельного хозяйства ДКС-3, дренажной емкости 11Е-304/2А ДКС-3, УПК и Н и компрессорной газов выветривания.

Потребление тепла для технологического обогрева аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14, факельного хозяйства ДКС-3 и дренажной емкости 11Е-304/2А ДКС-3 составляет - 0,40,8 Гкал/час.

Потребление тепла для технологического подогрева конденсата и нефти в теплообменниках УПК и Н, обогрева трубопроводов УПК и Н и компрессорной газов выветривания в общем составляет - 0,40,8 Гкал/час.

В состав отделения подогрева теплоносителя входят:

§ подогревали теплоносителя 50Д-102; 202;

§ насосы циркуляции ДЭГа 50J-102A; B, 50J-202A; B;

§ линия подогрева аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14, трубопроводов и дренажной емкости факельного хозяйства и дренажной емкости 11Е-304/2А ДКС-3;

§ линия подогрева конденсата и нефти в теплообменниках УПК и Н, емкостей и трубопроводов УПК и Н, емкостей и трубопроводов компрессорной газов выветривания;

§ емкость приготовления теплоносителя 50Е-504 (60% вес. р-р ДЭГа);

§ насосные агрегаты подпитки теплоносителя 50J-501A; B;

§ подземная дренажная емкость ДЭГа 33Е-304/3 с погружным насосом 33Н-304/3.

В период эксплуатации ДНС в работе находятся две линии подогрева:

§ подогреваль теплоносителя 50Д-102, насосы циркуляции ДЭГа 50J-102A; В, линия подогрева конденсата и нефти в теплообменниках УПК и Н, емкостей и трубопроводов УПК и Н, емкостей и трубопроводов компрессорной газов выветривания;

§ подогреваль теплоносителя 50Д-202, насосы циркуляции ДЭГа 50J-202A; В, линия подогрева аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14, трубопроводов и дренажной емкости факельного хозяйства и дренажной емкости 11Е-304/2А ДКС-3.

В случае выхода из строя подогревателя теплоносителя 50Д-202 пустить в работу подогреватель теплоносителя 50Д-102 по линии подогрева аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14, трубопроводов и дренажной емкости факельного хозяйства и дренажной емкости 11Е-304/2А ДКС-3. Линию подогрева конденсата и нефти в теплообменниках УПК и Н, емкостей и трубопроводов УПК и Н, емкостей и трубопроводов компрессорной газов выветривания остановить.

Потребление тепла для технологического обогрева составляет -1,3 Гкал/час.

Параметры 1 линии подогрева теплоносителя

Производительность -1,3 Гкал/ч

Температура на входе - 5070⁰С

Температура на выходе - 80100⁰С

Состав линии подогрева теплоносителя:

§ подогреватель теплоносителя 50Д-102 (ГП 920.01.000.ВО);

§ три насоса циркуляции ДЭГа 50У-102А, В, С (2 раб.+1 рез.) типа ХО-Е-50-32-250а-К-55-У2.

§ Общее оборудование для отделения:

§ ёмкость подпиточная 50Е-504-V=50м³.

§ 2 подпиточных насоса 50J-501А, В (1 раб.+ 1 рез.) типа АХ-Е-40-25-160-А-5-У2.

Подогрев 60% ДЭГа осуществляется в котлах 50 Д-102 с 50-70⁰С до 80-100⁰С.

Циркуляция осуществляется насосами типа ХО-Е-50-32-250а-К-55-У2. Расчётное давление системы 1,0 Мпа.

Пополнение системы 60% раствором ДЭГа осуществляется насосами подпитки. Хранение 60% раствора ДЭГа и его приготовление происходит в подпиточной ёмкости ТП 704-1-162.83, V=50м³.

Расчет подогревателя ДЭГа

Расчет подогревателя заключается в определении необходимой площади поверхности для подогрева 60% раствора ДЭГа в воде Q = 25 м³/час от температуры Т1= 50 ⁰С до Т2 = 100 ⁰С, подаваемого в змеевики обогрева для стабилизации и дегазации перекачиваемой нефти \10\.

Раствор ДЭГа в воде подается циркуляционными насосами в межтрубное пространство подогревателя, а продукты сгорания топливного газа - в трубное.

Исходные данные для расчета:

Q = 25 м³/час - объемный расход ДЭГа

Т1= 50 ⁰С - начальная температура ДЭГа.

Т2 = 100 ⁰С - конечная температура ДЭГа.

С_д = 0,8 Ккал/кгград. - массовая теплоемкость ДЭГа

_20д = 1100 кг/м³

t₁ = 650 ⁰С - начальная температура продуктов сгорания.

t₁ = 400 ⁰С - конечная температура продуктов сгорания.

С_пс = 0,27 Ккал/кгград. - массовая теплоемкость продуктов сгорания.

Влагосодежание водяного паpа в газе - d в= 2 г/м3

Определяем плотность ДЭГа при средней температуре теплоносителя Т_ср:

Т_ср= 0,5(Т1+Т2) = 0,5(50+100) = 75 ⁰С.

_t = ₂₀ - ( t -20), (8)

где _t - плотность при 20^оС, кг/м³

- температурная поправка, кг/(м^{3 о}С), = 1,825-0,00064₂₀

= 1,825-0,00064₂₀ = 1,825-0,000641100 = 1,121 кг/(м^{3 о}С) (9)

₇₅ = ₂₀ - ( t -20) = 1100 - 1,121 ( 75 -20) = 1038,345 кг/м³

Определяем массовый расход ДЭГа:

G_д = Q_{д 75} = 251038,345 = 25958,625 кг/час (10)

Тогда количество теплоты переданное ДЭГу продуктами сгорания топливного газа будет равно:

Q = G_д С_д (Т2-Т1) = 25958,6251(100-50) =1297931,25Ккал/час. (11)

Площадь поверхности теплообмена находим по формуле:

, (12)

где k - коэффициент теплопередачи, k = 100 кКал/м²час ⁰С.

t - средний температурный напор, ⁰С.

Вычисляем средний температурный напор, как среднелогарифмический:

t = (13)

Таким образом необходимая площадь теплообмена составит:

, (14)

что соответствует площади теплообмена выбранного в проекте котла подогрева ДЭГа с F = 29.5 м².

Таким образом отделение подогрева ДЭГа по мощности соответствует увеличению прокачки нефтепродукта и с Филипповской залежи без реконструкции.

Узел редуцирования очищенного газа

Узел редуцирования предусмотрен для обеспечения площадки ДНС:

§ газом силовым для пневмоприводов кранов, давление 4,0 МПа;

§ газом продувочным для узлов распыла ингибитора коррозии и гидратообразования с давлением 4,0 МПа;

§ газом топливным для котлов подогрева теплоносителя давлением 0,6 МПа;

§ продувочным газом для трубопроводов и оборудования станции при авариях и перед ремонтами с давлением 0,6 МПа;

§ продувочным газом для подачи в факельные коллектора с целью постоянной продувки для предотвращения попадания воздуха, с давлением 0,6 МПа.

Снабжение очищенным газом предусматривается от коммуникаций товарного очищенного газа давлением 4,0 МПа ППТПУИГ ДКС-3.

Дренажная система

Система дренирования аппаратов, в которых обращаются сероводородсодержащие нестабильный конденсат и нефть, является закрытой, герметичной.

Система дренирования включает:

§ надземные дренажные трубопроводы;

§ подземную дренажную емкость 33Е-304/2, оборудованную погружным насосным агрегатом 33Н-304/2;

§ надземную дренажную емкость 33Е-304/0;

§ поршневой мембранный насосный агрегат утилизации углеводородных дренажей в технологию 33Н-304/0, (в резерве 33J-503А;В) тип MFS 600/75, фирма ProMinent.

Дренажные емкости и дренажные трубопроводы обогреваются и изолируются. Дренажные трубопроводы проложены надземно, с уклоном в подземную дренажную емкость 33Е-304/2.

В подземную дренажную емкость поступают:

§ жидкие углеводороды продувки визуальных уровнемеров, камер уровнемеров - периодически;

§ жидкие углеводороды опорожнения аппаратов при плановых либо аварийных остановках периодически;

Дренажи из аппаратов выполняются только после отключения аппаратов от процесса и разгрузки (сброса давления) газовой фазы в факельную систему высокого давления - самотечное дренирование.

По мере накопления жидкости в подземной дренажной емкости 33Е-304/2 и заполнения ее объема до 50 %, производится откачка дренажей погружным насосным агрегатом 33Н-304/2 в надземную дренажную емкость 33Е-304/0, откуда утилизированные дренажи поршневым мембранным насосным агрегатом 33Н-304/0 (в резерве 33J-503А;В) возвращаются в технологию, в трехфазные разделители 33Е-07-01, 33Е-08-01.

На нагнетательном трубопроводе погружного насосного агрегата 33Н-304/2 подземной дренажной емкости установлен узел отбора проб, отбор проб производиться при откачке насосом 33Н-304/2 с емкости 33Е-304/2.

Предусматривается аварийное освобождение подземной дренажной емкости 33Е-304/2 передвижным автотранспортом.

Дренажные емкости 33Е-304/2, 33Е-304/0 по газовой фазе соединены с факельной системой низкого давления. На факельных трубопроводах установлены разбрызгивающие устройства пленкообразующего ингибитора для периодического ингибирования трубопроводов факельной системы.

Для исключения кавитации на всасе поршневого мембранного насоса 33Н-304/0, надземная дренажная емкость 33Е-304/0 установлена на этажерке, на отметке 2,5м относительно всасывающего патрубка насоса.

Дренажные емкости 33Е-304/2 и 33Е-304/0 обогреваются внутренними встроенными змеевиками, обеспечивающими компенсацию тепловых потерь.

Для исключения поступления жидкости в грунт подземная дренажная емкость 33Е-304/2 устанавливается в бетонном "колодце", заполненным керамзитом.

Надземная дренажная емкость 33Е-304/0 теплоизолируется, подземная дренажная емкость 33Е-304/2 гидроизолируется.

Факельная система

Факельное хозяйство включает две системы факельных сбросов:

§ факельную систему высокого давления;

§ факельную систему низкого давления.

Факельные системы высокого и низкого давлений являются общими для ДНС и ДКС.

Оборудование факельных систем (факельные сепараторы, дренажная емкость) и факельные трубопроводы обогреваются и теплоизолируются. В качестве теплоносителя используется циркулирующий теплоноситель 60% ДЭГ.

Факельная система высокого давления

Факельная система высокого давления является герметичной и включает:

§ узлы автоматической подачи затворного (продувочного) газа в начало факельных коллекторов (33FT-02, 33FCV-02, 11FT-01, 11FCV-01; 22FT-12, 22FCV-12; 38FT-11, 38FCV-11);

§ факельный сепаратор 33С-503;

§ герметичные поршневые мембранные насосы 33J-503А/В для автоматической откачки факельных конденсатов из 33С-503 (рабочий, резервный);

§ факельные отводы и коллекторы;

§ факельную установку сжигания сероводород содержащих газов УФВОС-700У1 в комплекте со средствами контроля и розжига ОФЛ -700УХЛ-1 (разработчик ОАО "ТатНИИнефтемаш" , размещается за оградой ДНС в районе факелов УКПГ-14.

§ подземную дренажную емкость утилизации дренажей факелов 36Е-207. Дренажная емкость оборудована погружным насосом 36Н-207;

В факельную систему высокого давления направляются:

§ аварийные сбросы сероводородсодержащих газов в случае сбрасывания предохранительных клапанов 33ПК-07-01, 33ПК-07-02, 33ПК-08-01, 33ПК-08-02 на трехфазных разделителях и подпорных емкостях конденсата и нефти 33Е-07-01..02, 33Е-08-01..02 и 33ПК-01 на трубопроводе газов дегазации ДНС.

§ сбросы сероводородсодержащих газов при продувке дегазаторов и подпорных емкостей 33Е-07-01..02, 33Е-08-01..02 (поступление периодическое при остановке аппарата);

§ сероводородсодержащий газ при аварийном либо плановом сбросе при остановке ГПА или ДКС в целом и при продувке компрессоров газов выветривания (поступление периодическое).

Факельная система низкого давления

Факельная система низкого давления является герметичной и включает:

§ узел автоматической подачи затворного (продувочного) газа в начало факельных коллекторов

§ вертикальный факельный сепаратор 33С-502;

§ герметичные мембранные насосные агрегаты 33J-502А; В, для автоматической откачки факельных конденсатов из 33С-502 (рабочий, резервный);

§ факельные коллекторы.

Факел низкого давления G-502 входит в состав факельной установки сдвоенной УФВОС-700У1 оборудован системой розжига и контроля погасания пламени.

На подводящем факельном коллекторе из нижней точки происходит естественный слив образовавшегося конденсата в подземную дренажную емкость 36Е-207.

В факельную систему низкого давления и сепаратор 33С-502, в частности, поступают:

§ аварийные сбросы сероводородсодержащих газов в случае срабатывания 33ПК-503А на дегазаторе ВМС 33В-503А;

§ газы "дыхания" дренажных емкостей углеводородов 11 Е-304/2А, 33Е-304/2, 33Е-304/0, 36Е-207 (постоянно);

§ газы дегазации ВМС из дегазатора 33В-503А (постоянно);

§ сероводород содержащие газы продувки дегазатора ВМС 33В-503А (периодически - при плановой установке);

§ Сероводород содержащие газы продувки сальника компрессоров газов выветривания;

§ протечки буферного (затворного) газа "сухих" уплотнений нагнетателей ГПА (постоянно).при эксплуатации ДКС-3.

Для предотвращения образования гидратов и снижения коррозийного воздействия агрессивной среды в факельные системы предусматривается подача комплексных ингибиторов коррозии и гидратообразования.

Система воздуха КИП

Воздух КИП и А и силовой воздух поступает на ДНС с ДКС-3, в случае выхода из строя компрессорной воздуха КИП и А на ДКС-3 имеется возможность снабжения воздухом с УКПГ-14.

На площадке ДНС обеспечивается:

§ часовой запас воздуха КИП и А в ресивере 33В-01, объем ресивера 20 м³;

§ запас силового воздуха в рессивере 33В-02 для двухкратного срабатывания пневмокранов.

Давление в ресиверах 33В-01, 33В-02 поддерживается на уровне 0,50,7 МПа, по температуре окружающего воздуха.

Ресиверы 33В-01, 33В-02 оборудуются предохранительными клапанами 33ПК-10, 33ПК-11, непримерзающими продувочными вентилями.

Продувка накопившейся влаги выполняется по месту дренажными вентилями.

Система ингибирования

Ингибитор на площадку ДНС подаётся насосами, находящимися на площадке ДКС-3, по трубопроводу диаметром 50 мм. Расчётное давление ингибиторопровода 16,0 МПа.

Ингибитор распределяется:

§ в аппараты 33Е-07-0102, 33Е-08-0102, 33С-503, 33С-502, 33Е-304/2;

§ в форсунки распыла для ингибирования факельных коллекторов.

В качестве ингибитора коррозии используется 50%-й раствор ИКТ-1 в метаноле.

При проведении ремонтных работ на площадке ДНС предусматривается осуществлять пропарку оборудования с помощью передвижных паровых котлов ТКУ-0,7 Г Оренбургского ГПУ.

Контроль и автоматизация

Уровень и объём контроля, управления и автоматизации технологических установок основного и вспомогательного назначения приняты из условия их безаварийной эксплуатации без постоянного присутствия обслуживающего персонала на установках.

Контроль и управление осуществляется из аппаратной ДНС и операторной ДКС, средствами информационно-управляющей системы.

Система автоматизации, контроля и управления построена на современных средствах автоматизации и обеспечивает:

§ коммерческий учёт сырья и готовой продукции;

§ автоматическое поддержание технологического режима на заданном уровне;

§ автоматическую защиту оборудования и агрегатов в аварийных случаях с сигнализацией причины;

§ автоматическое и дистанционное отключение оборудования и агрегатов;

§ дистанционный контроль параметров с регистрацией;

§ сигнализацию (световую мигающую и звуковую) отключения технологических параметров от заданных пределов;

§ сигнализацию положения арматуры и агрегатов;

§ дистанционное управление агрегатами и арматурой;

§ автоматический контроль воздуха помещений и наружных установок по содержанию взрывоопасных и токсичных газов в соответствии с ТУ Нефтегаз РД БТ-39-0147171-003-88.

В проекте применены отечественные датчики и средства автоматизации с токовым входом-выходом 4-20 мА, а на агрессивных средах применены датчики, закупаемые по импорту с выходом 4-20 мА или цифровым.

На агрессивной среде нефтепродуктов применены датчики с мембранным разделителем и отборным вентилем большого диаметра в связи с наличием в среде парафинов.

Электрохимзащита коммуникаций

В основу проекта электрохимической защиты нефтепроводов заложены требования ГОСТа 9.602-89 «Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии» и действующих инструкций проектированию электрохимической защиты трубопроводов.

Проектом предусматривается реконструкция существующей СКЗ с заменой на более мощную типа ОПС-63-48. Дополнительно к действующим анодным зазамлителям существующей СКЗ предусматривается монтаж 2 шт.ГАЗ из труб 2198 мм длиной 50 метров. Подключение СКЗ к защищаемым трубопроводам выполнено кабелем АПВГ-150 через КУ. Для контроля защищенности трубопроводов проектом предусмотрена установка электрода сравнения длительного пользования типа ЭНЕС.

Подключение водовода в систему ЭХЗ газопроводов-шлейфов УКПГ-14 выполнено кабельными шунтирующими перемычками через КИП. С целью улучшения электрической проводимости трубопровода на всех задвижках в колодцах смонтированы шунтирующие электроперемычки полосой 660. В каждой точке КИП предусмотрена установка электрода сравнения ЭНЕС.

2.3 Транспорт нефти на ОГПЗ

По существующей схеме транспорт нефти среднекаменноугольной нефтяной залежи до Оренбургского ГПЗ осуществлялся с установок УКПГ-14,15 поступает на ДНС - 3 и далее в однофазном потоке на ОГПЗ.

В связи с возникновением трудностей, связанных с падением пластового давления и разработкой Филипповской залежи, данным проектом предусматривается реализация схемы насосного транспорта частично дегазированной нефти в однофазном состоянии.

Количество транспортируемой нефти составляет 1,459 млн.т/год.

Механический расчет нефтепровода

Определение толщины стенки трубопровода выполняем в соответствии с ведомственными нормами «Проектирование промысловых стальных трубопроводов» \3\ с учетом требований СниП 2.05.06-85^* \2\.

Для расчета принимаем трубы, изготовленные по ТУ 14-3-460-75 из Ст.20 диаметром: 273, 325, 377, 426 мм.

Так как нефтепровод предназначен для транспортировки нефти с содержанием сероводорода до 4,5% по объему, изменяющим механические свойства металла труб и сварных соединений, то определение толщины стенки трубопровода выполняем по формуле:

, (15)

где Р - расчетное давление в нефтепроводе, Па;

D_н- наружный диаметр нефтепровода, м;

K- коэффициент уровня допускаемых напряжений 2.табл.1.

R₂^н - нормативное сопротивление растяжению(сжатию), принимаемое равным минимальному значению пределу текучести для ст.20 по ТУ14-3-460-75 R₂^н= 215,8 МПа

С₁ - минусовой допуск на толщину стенки трубы, составляет 8% от толщины стенки;

С₂ - добавка к толщине стенки на общую коррозию, С₂= 0,002м.

Результаты расчета сводим в таблицу 2.2

Таблица 2.2 - Результаты расчета толщины стенки трубопровода

№ пп	DН, мм.	R2н, МПа	Категория участка	Р, МПа	K	Расчетная толщина стенки, м	Принятая толщина стенки по ГОСТ, мм
1.	273	215,8	1	6,0	0,5	0,009766	10
2.	325	215,8	1	6,0	0,5	0,011245	13
3.	377	215,8	1	6,0	0,5	0,012724	13
4.	426	215,8	1	6,0	0,5	0,014118	15

Гидравлический расчет нефтепровода

Для определения потерь напора в трубопроводе необходимо определить режим течения нефти, характеризующийся критерием Рейнольдса, сравнить его с граничными величинами для каждого диаметра трубопровода и определить коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода \1\.

Величину критерия Рейнольдса вычисляем по формуле:

(16)

где Q_v - объемный расход трубопровода,

D - внутренний диаметр трубопровода,

- кинематическая вязкость нефти.

Определяем режим течения нефти для трубопровода 27310 мм:

Границей между областями трения для нефтепровода 27310 мм будет величина

(17)

где к=0,03 мм - абсолютная эквивалентная шероховатость.

Так как 2000 Re₂₇₃ Re_1, то режим течения нефти в трубопроводе 27310 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

(18)

Определяем режим течения нефти для трубопровода 32513 мм:

Так как 2000 Re₃₂₅ Re_1, то режим течения нефти в трубопроводе32513 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

Определяем режим течения нефти для трубопровода 37713 мм:

Так как 2000 Re₃₇₇ Re_1, то режим течения нефти в трубопроводе 377 13 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

Определяем режим течения нефти для трубопровода 42615 мм:

Так как 2000 Re₄₂₆ Re_1, то режим течения нефти в трубопроводе 42615 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

.

Расчет гидравлических потерь напора в нефтепроводе на трение производим по формуле:

(19)

где L - длина нефтепровода, м,

W - скорость движения жидкости в нефтепроводе, м/с. Она определяется по формуле:

 (20)