Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"

23082,43008-2,4) =8,43 МПа ;

6,3 МПа 8,43 МПА, Р , давление на крышку резервуара при принятой толщине стенок крышки не превышает допускаемое внутреннее избыточное давление, т. е. прочность стенок крышки резервуара обеспечена.

4.2.3 Расчет толщины стенки конического днища

Толщину стенки конического днища с углом при вершине , нагруженного внутренним давлением рассчитываем по формулам:

Определяем толщину стенки цилиндрической части днища:

SR1 = PD/4 (12, стр.10) (4.6)

Где - коэффициент формы днища, при 16 и отношении Ra/D =0,1 (внутреннего радиуса отбортовки к диаметру днища) =3,2 , таблица 4.4 стр.49 ГОСТ14249-89.

SR 1= 6,33003,2/42301= 6,6 мм

Определяем толщину стенки конической части днища:

SR2 = P DР /(2-Р)1/cos1 (12, стр.10) (4,7)

Где DР = D-2Ra(1-cos1DSR 1 cos1sin1 (12, стр.10) (4.8)

DР = 300-230(1-0,53006,6 0,50,8666 = 215,5 мм

SR2 = 6,3215,5/(22301-6,3)1/0,5 = 6 мм

Из двух значений полученных по формулам (4,6), (4,7), выбираем наибольшее SR = 6,6 мм.

Определяем исполнительную толщину стенки

S = Smax+C = 6,6 +2,4 = 9 мм.

4.2.4 Расчет фланцевых соединений

Фланцевые соединения устанавливаем в местах крепления трубной арматуры с резервуаром для реагента. Соединение состоит из двух фланцев, болтов, гаек, шайб и прокладки, которую размещают между уплотнительными поверхностями. Фланцевые соединения стандартизованы для труб и трубной арматуры. Размеры фланцевого соединения подбираем в зависимости от диаметра трубы. При dn= 80 мм, принимаем болты М20, тогда наружный диаметр фланца будет соответственно равен Dn= dn+4,8(dб+2) = 80+4,8(20+2) = 186 мм.

Для уплотнения во фланцах, учитывая агрессивность среды реагента и рабочую температуру, применяем прокладку из паронита, толщиной 2 мм, (материал прокладки: паронит по ГОСТ 481-71). Размеры прокладки выбираются в соответствии с размерами фланца. Фланцы и прокладки подобранные по стандартам в расчете не нуждаются.

При конструировании фланцевого соединения выполняется проверочный расчет болтов в соответствии с ОСТ26-373-82.

1. Определим нагрузку, действующую на фланцевое соединение от внутреннего давления Рп = 6,3 МПа:

QD = 0,785 Dcp 2 Pп = 0,7851336,3 = 657,8 Н, (12, стр.13) (4.9)

Dcp = 0,5(Dn+ dn) = 0,5(186+80) = 133 мм средний диаметр прокладки.

2. Рассчитываем реакцию прокладки:

Rn = 2 DcpbomPn (12, стр. 13) (4.10)

где bo - эффективная ширина прокладки, bo= 0,6bп = 0,653 = 4,4 мм при ширине прокладки bп= 0,5(Dn- dn) = 0,5(186-80) = 53 мм 15 мм, m = 2,5 для прокладки из паронита

Rn = 23,14 1334,42,56,3 =57882 Н

Определяем болтовую нагрузку при сборке Рб1. Это значение выбираем наибольшим из трех:

Рб1 = Dcpboq (12, стр. 13) (4.11)

где q = 20 МПа для прокладки из паронита

Рб1 = 3,141334,420 =36750 Н

Рб1 = 0,4б20nбfб (12, стр. 13) (4.12)

где б20 = 130 Мпа, допускаемое напряжение для материала болта при 20 С; nб = 4, количество болтов;

fб = dб2/4 =3,14202/4 = 314 мм, площадь поперечного сечения болта.

Рб1 = 0,41304314 = 65312 Н

Рб1 = 1,2QD+Rn (12, стр. 13) (4.13)

Рб1 = 1,2657,8+57882 = 58671 Н,

т.о. окончательно принимаем наибольшее значение Рб1 = 65312 Н.

4. Проверим прочность болтов при монтаже по условию:

F = Рб1/( nбfб) б20 = 130 МПа (12, стр. 13) (4.14)

F = 65312/(4 314) = 52 МПа б20 = 130 Мпа, прочность болтов при монтаже соблюдается.

5. Проверим прочность болтов в период эксплуатации:

F = Рб2/( nбfб) б = 130 МПа (12, стр. 13) (4.15)

где б = 130 МПа, допускаемое напряжение для материала болта при рабочей температуре;

Рб2 - болтовая нагрузка в рабочих условиях,

Рб2 1,3 Рбmax = 1,365312 = 84906 Н.

F = Рб2/( nбfб) =84906/(4314) =67,6 МПа б = 130 МПа .

Условие прочности болтов в период эксплуатации выполняется.

5. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

5.1 Мероприятия по охране окружающей среды и недр в условиях НГДУ “ЛН”

Республика Татарстан характеризуется высоким промышленным потенциалом, богатыми природными ресурсами; нефтяные месторождения Татарстана расположены на территории 21 административного района республики и 3 районов соседних республик и областей с общей площадью более 30 тысяч кв.км.

В 1997 году для предприятий Татарстана было отчуждено более 34 тыс. га. В последние годы в Татарстане увеличивается доля сернистых нефтей, газов и сероводородсодержащих пластовых вод, что усложняет экологическую обстановку. Разработка залежей вязкой нефти и битума с применением большой гаммы химических реагентов и тепловых методов тоже значительно усугубляют ситуацию. Приведенные данные показывают, на сколько высока ответственность нефтяников в деле охраны природы.

Разработаны методические основы оценки технологической нагрузки, проведено ранжирование территории по антропогенному воздействию на природу. В основу экологических программ были заложены результаты систематических исследований. В них обоснована и сформулирована постановка задачи, состоящей из следующих концепций:

свести до минимума вредное воздействие сопутствующих нефтедобыче процессов нарушения экологии;

добиться управляемости производственных процессов, чреватых экологически негативными последствиями; проводить регенерационные мероприятия, и, по максимуму, восстановить

среду нашего обитания до того состояния, которое было характерно для начала разработки нефтяных месторождений.

На территории НГДУ "ЛН" находится много населенных пунктов: города, деревни, рабочие поселки. Вокруг населенных пунктов устанавливаются санитарно-защитные зоны.

Многие из промысловых сооружений расположены в санитарно-защитных зонах населенных пунктов, родников и ручьев. Эти объекты являются потенциальными загрязнителями атмосферы, почв, грунтовых и подземных пресных вод при возможных авариях и разгерметизации. При бурении, добыче, сборе и транспортировке нефти имеет место загрязнение почв и грунтов. Основные площади замазученных земель располагаются обычно вдоль водопроводов, часто вдоль ряда скважин.

Все отходы предприятий по добыче нефти оказывают отрицательные воздействия на объекты окружающей среды и представляют угрозу здоровью населения, проживающего в нефтедобывающих районах. Поэтому на промысловых объектах необходимо более эффективно осуществлять технологические, санитарно-технические и организационные мероприятия по контролю за состоянием окружающей среды. Все эти мероприятия позволяют с наименьшим вредом для окружающей среды добывать и транспортировать нефть, быстро и без осложнений устранять причины и последствия загрязнения. В НГДУ "ЛН" осуществляются работы, направленные на улучшение экологической обстановки на территории деятельности предприятия.

5.2 Охрана атмосферного воздуха

За последние 5 лет выбросы в атмосферу загрязняющих веществ сократились с 22000 тонн до 4500 тонн в год. Это было достигнуто благодаря проводимой определенной работой в этом направлении в НГДУ.

Была проведена реконструкция канализационного хозяйства, на ЛОС и ГТП было ликвидировано 12 накопителей. Пущена в работу установка улавливания легких фракций УЛФ, что позволяет ежемесячно улавливать 500-550 тонн нефти.

Подготовка сточной воды переведена на УКНП на герметизированную систему.

Топливно-энергетический комплекс является основным загрязнителем атмосферного воздуха, на долю которого приходится 87% или 66 000 тонн вредных веществ в год.

По сравнению с 1999 годом валовые выбросы снизились на 21,3%

Таблица 15

Количество источников и объемы выбросов, поступающих в атмосферу от промышленных предприятий.

Сокращение выбросов достигнуто за счет уменьшения количества источников выбросов и ввода установок улова легких фракций углеводородов в НГДУ ЛН.

С целью уменьшения воздействия автотранспорта на окружающую среду необходимо:

- осуществить вынос крупных автотранспортных предприятий за черту города;

- наладить производство неэтилированного бензина;

применять нейтрализаторы для выхлопных газов и присадки к моторному топливу;

активизировать перевод автомашин на газовое топливо.

5.3 Охрана вод

Систематические наблюдения за состоянием поверхностных водоемов в нефтедобывающих районах юго-западной республики Татарстан были начаты ТатНИПИнефть в 1969 году. Осуществляются силами химико-аналитических лабораторий УПТЖ и НГДУ. С1991 года к этой работе были привлечены ТГРУ и КГУ. Под наблюдением находятся все реки и малые речки Лениногорского района. В пробах речной воды ежемесячно (НГДУ) и ежеквартально (УПТЖ) определяют содержание нефти (плавающей и эмульгированной), хлоридов, сульфатов, а так же рН, жесткость, общую минерализацию, потребность в кислороде БПК5, тип и концентрацию ПАВ, нитраты и другие.

В настоящее время на территории нефтепромыслов под наблюдением лаборатории охраны природы находятся 14 речек (ежедневно) и 69 родников (ежеквартально).

Благодаря проведенным в очагах загрязнения подземных вод комплексным эколого-гидрологическим исследованиям, источники загрязнения подземных вод в основном известны.

Разработаны мероприятия и методы предотвращения этих загрязнений.

5.4 Охрана земель

В результате упорядочения и более продуманного размещения сооружений, применение кустового и горизонтального бурения скважин значительно сократится отвод земель под нефтяные объекты. Так в начале 90-х годов под сооружениями и коммуникациями АО «Татнефть» находилось более 55 тыс. га, а в настоящее время -34 тыс. га, хотя фонд пробуренных скважин за этот период возрос в 1,3 раза.

Наряду с сокращением отвода земель за счет применения новых технологий бурения и разработки месторождений, нефтяникам уделяется большое внимание сохранения плодородия почв. В среднем сегодня возвращается прежним пользователям на 1500 га сельхоз. угодий АО «Татнефть».

Длительное время, нередко десятилетиями, хранились в открытых амбарах т.н. нефтешламы, оставшиеся в наследство от прошлого. Для утилизация создано совместное предприятие. Более полумиллиона тонн нефтешламов уже переработаны по технологии, разработанной учеными «ТатНИПИнефть», предприятием «Татойлгаз» совместно с Германией. Эта работа продолжается, а для предотвращения дальнейшего накопления шламов, загрязняющих природную среду, разработана технология без амбарного бурения с использованием передвижных буровых установок.

Из года в год в НГДУ «ЛН» уменьшаются площади нарушенных земель.

Это достигнуто за счет уменьшения аварийности на трубопроводах, а так же большой положительный эффект оказала остановка бригад ПРС, КРС и строительных организаций на период весенней распутицы. Кроме того, большая часть бригад ПРС в НГДУ «ЛН» переведены на колесный ход, что резко позволило уменьшить порчу земель.

Продолжаются работы по охране недр и окружающей среды:

а) Исследование и наращивание цемента за кондуктором;

б) Исследование и герметизация колонн;

в) Физическая ликвидация скважин в санитарно-защитных зонах населенных пунктов рек и ручьев, а так же в зонах питания родников.

5.5 Охрана труда и техника безопасности при удалении АСПО

При эксплуатации скважин для удаления АСПО применяется паропередвижная установка, при её работе должны выполняться следующие правила безопасности:

- паропередвижная установка (ППУ) на скважине устанавливается от устья на расстоянии не менее 25 метров с наветренной стороны так чтобы обеспечивался обзор для машиниста ППУ;

- обвязка выполняется бесшовными стальными трубами, испытанными на пробное давление Рпр=1,5Рраб;

- при пропаривании арматуры скважин, оборудования и трубопроводов, в которых ожидается повышение давления необходимо установить обратный клапан (непосредственно у установки или на любом стыке магистральных труб);

- на арматуре скважины, подвергаемой пропарке, необходимо предусматривать специальный патрубок с вентилем или задвижкой для подсоединения паропроводов от ППУ;

- при пропарке арматуры скважины, оборудования и трубопроводов надо знать максимальное рабочее давление, допускаемое для данного типа арматуры и не превышать его;

- для подачи пара в насосно - компрессорные трубы, уложенные на мостках, паропровод должен быть оборудован специальным наконечником, который должен соединятся к трубе на резьбе или накидным приспособлением на муфту.

Концы труб должны быть уложены со стороны устья в одной плоскости;

- пропарку с использованием шланга с наконечником, закреплённым на деревянном держаке, производить только наружных поверхностей труб, шланг и другого технологического оборудования;

- подача пара в пропарочные трубы должна быть постепенной до выхода пара из противоположного конца трубы, во избежание появления пробок;

- пуск пара производить только по сигналу с места присоединения паропроводов и после удаления людей на безопасное расстояние;

- пропарка штанг от замазученности и парафина производится с помощью шланга с наконечником, которые закреплены на деревянном держаке длинной не менее 1,5 м;

- очистка от парафина и замазученности насосов, арматурной площадки, отогрев территории от замазученности в зимнее время, разогрев парафина в амбарах, емкостях и колодцах, отогрев замерзшего грунта на территории скважины для заворота штопоров производиться с помощью шланга наконечником на конце закрепленных на держаке длинной 1,5-2,5 метра;

- очистка и пропарка от замазученности станка- качалки машинист производит с помощью шланга с наконечником прикреплённых к деревянному держаку длинной не менее 2,5 метра. В случае невозможности пропарки балансира из-за высоты, то бригада КРС устанавливает стеллажи или подготавливает лестницу с которой производится пропарка оборудования находящееся на высоте.

При подъёме на высоту свыше 1,5 метра необходимо применять предохранительный пояс от падения;

- разработка паропроводов производится после снижения давления пара до атмосферного и охлаждения труб;

- замазученность и парафин оставшийся на территории скважин и баз необходимо убирать.

При использовании удаления АСПО химическими методами необходимо соблюдать особые меры предосторожности и технику безопасности.

Среди химических реагентов, используемых для борьбы с АСПО, имеются токсичные, взрывоопасные, с низкой температурой вспышки. Поэтому при работе с такими реагентами должны соблюдаться особые меры предосторожности.

На территории (или в помещении) для хранения и применения газового бензина запрещается обращаться с открытым огнем; искусственное освещение должно быть выполнено во взрывобезопасном исполнении.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8