Последовательная перекачка нефти

_{=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 ζ – 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

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.

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 δ.

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

15. Согласно расчетной  часовой подаче (м³/ч) и необходимому полному напору (м) подбираем насосы по каталогу.[1]

Магистральный насос НМ-3600-230

Q_H*0.75=2700

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)

17. Определение необходимой мощности двигателя привода к насосу определяется по формулам:

(кВт)

Q= подача насоса=2700 м³/ч

H= напор=230 м

ρ= плотность жидости=880,2кг/м³

η=полный кпд насоса=0,87

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

η_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

η= η_н* η_э=0,87*0,95=0,8265

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

q= подача, м³/с=0,75

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

 

Продолжение таблицы 4

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

 

III. 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  жидкостипроисходит при спуске из резервуаров сточных вод, загрязненных осадками парафино-смолистыхотложений, переливах нефти через верх резервуаров. Земляные  амбары,  шламонакопители  и  специальные  площадки,  в  которыесбрасываются осадки с резервуаров и очистных сооружений, представляющие отложения тяжелыхфракций нефти, парафино-смолистых веществ и всевозможных примесей, насыщенных нефтью,нефтепродуктами и химреагентами, а также твердых минеральных примесей. В этих шламах могутсодержаться 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 объектовпромыслового  обустройства.  Оседание  земной  поверхности  наблюдается   в  основном  приразработке   месторождений,  характеризующихся   аномально  высокими  пластовыми  давлениями (АВПД). При их эксплуатации  пластовое давление резко снижается,  что определяет деформацию поверхности  на значительных площадях.