Материал: ПРОЕКТ НЕФТЕПРОВОДА ДЛЯ ТРАНСПОРТА НЕФТИ БЕЙТАНГИРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

50

Таблица 3.1 - Характеристика НПС на трассе при п1>п

№ НПС               L, км                 Li, км                  Zi, м                    DZ

1                        0                        0                      311                      0

2                      106                    106                    305                     -6

КП                     218                    112                    318                     13

Построение Q-H характеристики:

Qрасч.=261,13 м3/час, Ннас=287 м; Qрасч. - 40=221,13 м3/час, Ннас=303 м; Qрасч. + 40=301,13 м3/час, Ннас=271м;

Суммарный напор всех станций

åНст   = Нn  + Н ¢ × К × n -15 × n                                      [3.21] где К – число насосов на НПС; п – число НПС на трассе; Нп=62 м.

Характеристика трубопровода строится по уравнению:

Q 2-mνm L

Н = 1,01β     x            t          + ΔZ + H                                        [3.22]

D5-m                                          k

Характеристика станции

1) Qрасч.=261,13 м3/час, Ннас=287 м

åНст  = 287 × 2 × 2 -15× 2 = 1118 м;

2) Qрасч. - 40=221,13 м3/час, Ннас=303 м

å Нст  = 303× 2 × 2 -15× 2 = 1182 м;

3) Qрасч. + 40=301,13 м3/час, Ннас=271 м

å Нст   = 271× 2 × 2 -15× 2 = 954 м. Характеристика трубопровода: β=0,0246, т=0,25

0,0722-025 (39,5 ×10-6 )0,25 218000

1)    Н = 1,01× 0,0246×                                                            + 7 + 30 = 1174,34 м

0,3094,75

1,01× 0,0246 × 0,0611 ,75 (39,5 ×10 -6 ) 0,25 218000

2)    Н =                                                                               + 7 + 30 = 887,92 м

0,3094,75

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

6

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

51

1,01× 0,0246 × 0,0841 ,75 (39,5 ×10 -6 ) 0,25 218000

3)    Н =                                                                               + 7 + 30 = 1326,53

0,3094,75

Строим Q-Н характеристику Рабочая точка системы:

Qраб=261м3/час = Qр

3.2 Расчет режима работы магистрального нефтепровода при снижении производительности до 60% и 30%

Q60%=156,68 м3/час = 0,044 м3/с и Q30%=78,34 м3/час = 0,022 м3/с

Н60%= 415 м, Н30%= 430 м.

Режим течения нефти в нефтепроводе

Re           =            4 × 0,044             = 4592

(60%)          3,14 × 0,309 × 39,5 ×10-6

.

Re           =            4 × 0,022             = 2953

(30%)          3,14 × 0,309 × 39,5 ×10-6

Определяем число Рейнольдса

Re   = 10D = 10 × 309 = 30900 ;

I                å           0,1

2320 < 4592 < Re I

2320 < 2953 < Re I .

турбулентный режим, зона Блазеуса в обоих случаях

т=0,25; β=0,0246;

Гидравлический уклон

0,0246 × 0,044 2-0,25 × (39,5 ×10 -6 ) 0,25

i(60%)   =                              5-0,25                                           = 0,0022 .

0,309

0,0246 × 0,022 2-0,25 × (39,5 ×10 -6 ) 0,25

i(30%)   =                              5-0,25                                           = 0,00065

0,309

Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха

hl (60%)  = 0,0022 × 218000 = 479,6 м,

hl (30%)  = 0,00065 × 218000 = 141,7 м.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

7

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

52

Полные потери напора в нефтепроводе при Нк=30 м; ΔZ=7 м.

Н (60%)  = 1,01× 479,6 + 7 + 30 = 521,4 м

Н (30%)  = 1,01×141,7 + 7 + 30 = 180,12 м

Количество насосов

*

K *               =  H     = 521,4 = 1,27 (штук),

(60%)

H *         415

íàñ

*

K *              =  H     = 180 = 0,42 (штук).

(30%)

H *       430

íàñ

При режиме работы нефтепровода с производительностью 60% К*=2, то

есть на всех НПС не меньше 2 насосов.

При режиме работы нефтепровода с производительностью 30% К*=1, то

есть на всех НПС один насос.

Характеристика станции при Q60%

1) Qрасч.=158,68 м3/час, Ннас=415 м

å Нст  = 415×1× 2 -15 ×1 = 815 м;

2) Qрасч. - 40=118,68 м3/час, Ннас=420 м

å Нст  = 420 ×1× 2 -15 ×1 = 825 м;

3) Qрасч. + 40=198,68 м3/час, Ннас=400 м

å Нст  = 400 ×1× 2 -15 ×1 = 785 м.

Характеристика трубопровода при Q60%:

β=0,0246, т=0,25

0,0442-025 (39,5 ×10-6 )0,25 218000

1)    Н = 1,01× 0,0246×                                                            + 7 + 30 = 717,4 м

0,3094,75

1,01× 0,0246 × 0,0331 ,75 (39,5 ×10 -6 ) 0,25 218000

2)    Н =                                                                               + 7 + 30 = 527,4 м

0,3094,75

1,01× 0,0246 × 0,0551 ,75 (39,5 ×10 -6 ) 0,25 218000

3)    Н =                                                                               + 7 + 30 = 817,9

0,3094,75

Характеристика станции при Q30%

1) Qрасч.=78,34 м3/час, Ннас=430 м

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

8

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

53

å Нст  = 430×1×1 -15×1 = 415 м;

2) Qрасч. - 40=38,34 м3/час, Ннас=440 м

å Нст  = 440×1×1 -15×1 = 425 м;

3) Qрасч. + 40=118,34 м3/час, Ннас=420 м

å Нст  = 420×1×1 -15×1 = 405 м.

Характеристика трубопровода при Q30%:

β=0,0246, т=0,25

0,0222-025 (39,5 ×10-6 )0,25 218000

1)    Н = 1,01× 0,0246×                                                            + 7 + 30 = 457,8 м

0,3094,75

1,01× 0,0246 × 0,0111 ,75 (39,5 ×10 -6 ) 0,25 218000

2)    Н =                                                                              + 7 + 30 = 362,04 м

0,3094,75

1,01× 0,0246 × 0,0331 ,75 (39,5 ×10 -6 ) 0,25 218000

3)    Н =                                                                               + 7 + 30 = 527,4

0,3094,75

Проверяем режим работы каждой станции с новым количеством насосов.

Н      = Н  + K * H *    -15 £ [Н         ];

ст1                 n                           осн                                   доп

Н ст1(60%)   = 62 + 2 × 415 - 15 = 877 £ 879,7 ;

Нк   = Н ст1  -1,01× i × l1-к  - DZk -1  ³ Hk ;

Hk (60%)   = 877 - 1,01× 0,0022 × 218000 - 7 = 32,6 ³ 30 .

Н ст1(30% ) = 62 + 430 - 15 = 477 £ 879,7 ;

Hk (30%)   = 877 - 1,01× 0,00065× 218000 - 7 = 34,2 ³ 30 .

Расчет выполнен правильно.

3.3 Расчет сепараторов

3.3.1 Расчет сепараторов I ступени

Объем сепаратора рассчитывается с учетом нагрузки по жидкости и времени

пребывания  жидкости  в  аппарате  (см.  «Руководство  по  проектированию  и

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

9

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

54

эксплуатации     сепарационных    узлов   нефтяных    месторождений,     выбору   и компоновке сепарационного оборудования» РД 39-0004-90:

V = Qн  × t , где                                                             [3.23]

C

Q  – производительность сепаратора по жидкости, м3/мин

н

V  - объем аппарата, м3

t - время пребывания, мин

С – коэффициент заполнения объема аппарата жидкостью, принимаемый равным 0,4~0,6D

Рекомендуемое время пребывания жидкости в сепараторе принимаем по таблице 3 РД 39-0004-90.

Плотность нефти – 854 кг/м3.

Нефть характеризуется как средняя и время пребывания в зависимости от

% обводненности следующее:

5…10 мин (среднее 7,5 мин) для обводненности свыше 60% воды (2018…2030 гг.);

7,5…15 мин (среднее 11,25 мин) для обводненности в диапазоне 30…60% воды (2007…2017 гг.).

Расчеты выполнены на min время, 5мин, 7,5 мин и среднее 7,5 мин, 11,25 мин в зависимости от обводненности.

Производительность сепаратора V=25 м3 для вышеуказанного времени составляет:

t=5 мин    Q = 25 × 720 = 3600 м3/сут,

5

t=7,5 мин    Q = 25 × 720 = 2400  м3/сут,

7,5

t=11,25 мин    Q = 25 × 720 = 1600  м3/сут.

11,25

На год максимальной добычи жидкости :

Qж=2287,5 тыс.т/год = 6267,12 т/сут:0,9541=6568,6 м3/сут

b =0,690 b >60%, значит, принимаем      t =7,5 мин (РД 39-0004-90).

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

10

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

55

Расчеты выполнены на среднее время отстоя. Согласно ГП 805.00.000:

Q  = 720 × V  (м3/сут),                                    [3.24]

н                            t

отсюда

V = Qí  × t = 6587,6 × 7.5 = 68,62 м3                                                    [3.25]

720            720

Следовательно,     для    стабильной     работы        на    ДНС    Бейтангирского месторождения принимаем три сепаратора I ступени V=25 м3.

Расчет газосепаратора

Расчет ведется на год максимальной добычи нефти. Vг = 2151,0 нм3/час (из материального баланса по данным «ООО ТюменНИИГипроГаз»).

Согласно ГП 805.00.000 пропускная способность аппарата V=25 м3 по газу составляет 21-75 тыс. нм3/час (при Р=0,1013 МПа и t=0ºС).

2151,0 нм3/час < 75000 нм3/час, следовательно, для стабильной работы ДНС принимаем один газосепаратор V=25 м3.

Расчет трехфазного сепаратора «Хитер-Тритер»

Расчет ведется на год максимальной добычи жидкости:

Qж=6267,12 т/сут

Производительность аппарата «Хитер-Тритер» согласно паспортным данным Qж=10000 т/сут.

6267,12 т/сут < 10000 т/сут,

Следовательно, для стабильной работы ДНС принимаем один аппарат

«Хитер-Тритер».

При расчете по тепловой нагрузке учитывалось что при обработке нефтяной эмульсии химическими реагентами (деэмульгаторами) в аппарат

«Хитер-Тритер» поступает расслоившаяся эмульсия и нагревать необходимо

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

11

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

56

только «связанную» воду, объем которой не превышает 20% от объема нагреваемой эмульсии.

Расчет ведется по формуле:

Q=((qн · Cн)·(qв · Св)) · (t2-t1),                            [3.26] где: Q - тепло, которое необходимо сообщить нефтяной эмульсии, ккал/час; qн - количество нефти в нефтяной эмульсии, кг/час;

qв - количество воды в нефтяной эмульсии, кг/час; Cн - удельная теплоемкость нефти, ккал/кг °С;

Св - удельная теплоемкость воды, ккал/кг °С; (t2-t1) – разница температур, °С.

qн2022г=83,31 т/час

qв=83,31 · 20/80=20,8275 т/час

Q =[(83,31 · 103 · 0,5)+(20,8275 · 103 · 1)] · (40-10)= 1874475 ккал/час

Расчет количества аппаратов ведется по формуле:

n =  Q  ,                                              [3.27]

Qх

где: Q - тепло, которое необходимо сообщить нефтяной эмульсии, ккал/час; Qх – тепловая производительность аппарата «Хитер-Тритер», ккал/час.

Согласно    паспортным    данным    тепловая   производительность     аппарата

«Хитер-Тритер» составляет 1732500 ккал/час.

n = 1874475 = 1,082 1732500

Следовательно, одного существующего аппарата «Хитер-Тритер» по тепловой нагрузке будет достаточно на весь срок эксплуатации.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Лист

12

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

57

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Целью настоящего проекта было определение основных проектных технических решений обустройства Бейтангирского нефтяного месторождения, ДНС с УПН и расчет нефтепровода.

Выбор оборудования ДНС был выполнен с учетом полного развития месторождения. Технологическая схема ДНС предусматривает: сепарацию жидкости в нефтегазосепараторах I ступени; подогрев жидкости в установке предварительного сброса воды «Хитер-Тритер»; разделение жидкости на нефть и воду; очистку газа от капельной жидкости в газосепараторе; подачу газа на собственные нужды (котельную, горелки факельной системы, горелки «Хитер- Тритера»); подачу нефти по нефтепроводу с ДНС месторождения до г. Олёкминска для транспорта по ВСТО. По результатам расчетов и с учетом характеристик добываемой жидкости на проектируемой ДНС выполнен подбор необходимого оборудования и запроектирован нефтепровод внешнего транспорта длиной 218 км. и производительность 1,9 млн. т/год. Полученные результаты рекомендуется использовать в проектных организациях.

РБ.21.03.01.03­3040/165­а.023.2018.00.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разработал

Шидловский П.В.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Лит.

Лист

Листов

Проверил

Коровин И.О.

РБ

1

1

Консультант

ТИУ ИТ гр. ЭОТбзу-14-4

Н. контр.

Куликов А.М.

Утвердил

Земенков Ю.Д.