Анализ режима работы ДКС-8 Уренгойского ГКМ
Васильев Н.А. ТюмГНГУ, г. Тюмень
Одной из составляющих энергетики промышленно развитых стран, в том числе и России, является газовая промышленность. Протяжённость современных газопроводов достигает нескольких тысяч километров, а всей газотранспортной системы страны – порядка нескольких десятков тысяч километров. В конце 70х начале 80х годов быстрыми темпами строились не только газопроводы, но и компрессорные станции. При разработке Уренгойского месторождения пластовое давление составляло примерно 7МПа которое со временем стало падать, а т.к. компрессорные станции не могут работать с давлением ниже установленного, поэтому появилась необходимость в строительстве дожимных компрессорных станций ДКС.
Чтобы проанализировать режим работы ДКС нужно рассчитать следующие коэффициенты:
Коэффициент экстенсивного использования;
Коэффициент интенсивного использования;
Коэффициент готовности;
Коэффициент технического использования;
Коэффициент технического состояния агрегата;
В результате расчётов получен коэффициент экстенсивного использования агрегатов, который для всей ДКС в среднем равен 0.53, что говорит о нерациональным использовании агрегатов во времени. Коэффициент интенсивного использования агрегатов, для первой ступени сжатия в среднем равен 0,976, а для второй – 0,534. Это значит, что агрегаты второй ступени сжатия загружены по мощности всего лишь на половину. В связи с тем, что в рассматриваемый период времени вынужденного простоя не было, то коэффициент готовности для всей ДКС равен 1. Средний коэффициент технического использования равен 0,92, видно, что агрегаты в планово-предупредительном ремонте находились непродолжительное время. По результатам расчета коэффициента технического состояния видно, что агрегаты первой ступени сжатия имеют средний коэффициент – 0,45, а второй – 0,2, что говорит о низком уровне технического состояния агрегатов, особенно на второй ступени сжатия.
Проанализировав работу ДКС, предложено заменить агрегаты второй ступени сжатия на менее мощные. После замены агрегатов на ГПА-12/1,7 "Урал", повышается коэффициент интенсивного использования до 0,9. Также большое внимание было уделено вопроса охраны труда и окружающей среды.
Научный руководитель к.т.н., доцент Бабичев Д.А.
Основные способы разрушения нефтяных эмульсий
Ворфоломеева Е.С., ТюмГНГУ, г. Тюмень
Углеводородное сырье на достаточно длительный период времени останется основным энергоносителем, поэтому, несмотря на возможное истощение запасов, его добыча, переработка и транспортировка неизбежно будут развиваться. Процессы подготовки жидких углеводородов к транспортировке в условиях промыслов и специальных пунктов достаточно хорошо изучены и имеют аппаратное обеспечение в виде целого ряда технологических установок, рассчитанных на подготовку сырья с самыми разнообразными физико-химическими свойствами. В процессе подготовки нефти и газоконденсата к дальнему транспорту необходимо выделить растворенные газы, произвести обезвоживание и обессоливание, очистку от механических примесей, т.е. обеспечить требования, предъявляемые к товарной нефти и газоконденсату.
На начальном этапе разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически без примеси воды. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по химическому и бактериологическому составу. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей, одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости.
Для правильного выбора способа обезвоживания нефти (деэмульсации) необходимо знать механизм образования эмульсий и их свойства. Процессы разрушения нефтяных эмульсий предполагают последовательное осуществление таких операций, как сближение и флокуляция капель, разрушение бронирующих оболочек, коагуляция капель диспергированной воды до размеров, достаточных для дальнейшего их слияния под действием силы тяжести и затем осаждения укрупненных глобул на дно деэмульсационного аппарата.
Капли, сближаясь, постепенно вылавливают защитный слой. Если силы достаточно для полного разрушения бронирующих оболочек, капли сливаются.
Применяют ряд технологических приемов обезвоживания нефти. Выбор способа обезвоживания нефти и эффективность работы сооружений, для этого предназначенных, в значительной степени зависит от количества воды, а также от состояния, в котором она находится.
Вода, содержащаяся в сырой нефти, в некоторых случаях оказывается в свободном, т.е. недиспергированном, состоянии. Такая вода выделяется нефти путем осаждения.
Чаще вода в сырой нефти находится в диспергированном состоянии в виде эмульсии воды в нефти. Имеются две разновидности таких эмульсий: механические нестабилизированные и и стабилизированные поверхностно-активными веществами. Это различие эмульсий являются весьма существенным при обезвоживании нефти. Вода из нестабилизированных эмульсий сравнительно легко отделяется путем обычного отстаивания, а также путем отстаивания с умеренным обогревом. Для отделения воды из стойких мелкодисперсных стабилизированных эмульсий требуются более сложные приемы, такие как интенсивное нагревание, химическая обработка, электрическая обработка, а также комбинирование этих приемов.
При проектировании сооружений для обезвоживания нефти при конкретных производственных условиях необходимо проводить исследование нефтей, подвергаемых обезвоживанию. При таких исследованиях выявляется содержание воды в нефти, вид и число примесей в воде, а также состояние, в котором вода находится в нефти.
Процессы обезвоживания и обессоливания совершенно аналогичны, так как вода извлекается из нефтей вместе с растворенными в ней минеральными солями. При необходимости, для более полного обессоливания, можно подавать дополнительно в нефть пресную воду, которая растворяет минеральные соли.
К механическим способам обезвоживания относятся: отстаивание, центрифугирование и фильтрация.
Эффективность разделения эмульсий снижается при наличии в них взвешенных частиц, плотность которых мало отличается от плотности, дисперсной среды (сплошной фазы). Не поддаются очистке механическими методами стойкие стабилизированные мелкодисперсные эмульсии. Значительное повышение эффективности разделения нефтяных эмульсий достигается путем комбинированного использования гравитационного отстаивания в сочетании с термическими, химическими и электрическими методами обработки нефти в процессе ее обезвоживания.
Научный руководитель: Куликов А.М., ассистент.
Горизонтально направленное бурение как альтернативный способ прокладки трубопроводов через водные преграды
Денисов Д.А., Дуничев М.А., ТюмГНГУ, Тюмень
Одна из важнейших задач при строительстве линейной инфраструктуры трубопроводного транспорта — минимизация риска повреждения трубы — особенно актуальна на пересечении с водными преградами.
Территория прохождения нефтепроводов расчленена значительным числом малых, средних и крупных водотоков, логов, оврагов, подверженных боковой и донной эрозии. Эти процессы значительно усиливаются вследствие следующих факторов:
нарушения естественного состояния грунтов при строительстве;
подпруживания паводкового стока инженерными сооружениями;
расположением подводных или балочных переходов в излучинах.
В результате происходит размыв русла и оголение береговых участков дюкеров или подмыв опорных частей оснований балочных переходов. Отступание размываемых берегов вызывает расширение подрусловых таликов, которое способствует "сходу" опор трубопроводов с пойм в русло. Традиционная технология пересечения водной преграды — траншейный метод, то есть размыв траншеи, пересекающей русло реки, и земляные работы на подходах. В эту траншею укладывается необходимое количество ниток трубопровода. Недостатков у технологии несколько: сроки, громоздкость, потребность в тяжелой технике (вплоть до специального флота).
Одна из наиболее перспективных технологий — горизонтально направленное бурение (ГНБ). Технология предполагает относительно быструю проходку «пилотной скважины», ее расширение и затем протаскивание через выстроенный футляр нитки трубопровода. Скважина делается закрытым способом, намного (при необходимости более чем на 10 м) ниже уровня фарватера, что существенно затрудняет ее доступность для случайных и злонамеренных воздействий. Основное преимущество способа работ:
скорость прокладки;
компактность зон отчуждения при строительстве;
отсутствие выбросов в акваторию.
Минус ГНБ — ограничение радиуса прокола, что отражается на допустимом диаметре трубопровода.Впрочем, при необходимости и соответствующих условиях методом ННБ можно проложить трубу наиболее популярного магистрального диаметра — 1 420 мм.
Научный руководитель д.т.н., профессор Земенков Ю.Д.
Методы укрепления береговых откосов при строительстве и эксплуатации подводных переходов магистральных трубопроводов
Денисов Д.А., Дуничев М.А., ТюмГНГУ, Тюмень
Территории прохождения трубопроводов часто расчленены значительным числом малых, средних и крупных водотоков, логов, оврагов, подверженных боковой и донной эрозии. Эти процессы значительно усиливаются вследствие следующих факторов:
нарушения естественного состояния грунтов при строительстве;
подпруживания паводкового стока инженерными сооружениями (насыпи автодорог);
расположением подводных или балочных переходов в излучинах.
В результате происходит размыв русла и оголение береговых участков дюкеров или подмыв опорных частей оснований балочных переходов. Отступание размываемых берегов вызывает расширение подрусловых таликов, которое способствует "сходу" опор трубопроводов с пойм в русло.
Существенную роль в разрушении берегов играют ледовые процессы, особенно в период ледохода, когда огромные льдины буквально срезают берега. В дальнейшем они еще интенсивнее разрушаются: береговые откосы теряют устойчивость, что приводит к уже известным последствиям, в том числе и к разрушению подводных нефте- и газопроводов, примыкающих к берегам.
Все это говорит о том, насколько серьезна проблема защиты берегов от разрушения. Она должна решаться незамедлительно.
Большое количество методов укрепления откосов обусловлено тем, что каждый из них наиболее эффективен в конкретных условиях. В зависимости от свойств несущего грунта и нагрузки, создаваемой техногенным сооружением, находят применение как простейшие, так и высокотехнологичные способы берегоукрепления. Среди которых применяются методы и материалы:
Геотекстильные материалы;
Строительство путепроводов для транспортировки жидкостей и газа;
Объемные (габионные) конструкции;
Укрепление берегов и регулирование русел рек;
Укрепление откосов и склонов;
Укрепление русел малых водотоков;
Укрепление прибрежной зоны водоемов;
Объемные георешетки.
Появившись относительно недавно, георешетка очень быстро закрепилась на мировом рынке строительных материалов и неуклонно расширяет сферу своего применения. Производители предлагают множество разновидностей георешеток, различающихся формой, размерами, материалом, технологией изготовления. Строители имеют возможность выбрать вид георешетки, наиболее подходящий для любого конкретного случая применения. Приведем примеры видов строительства и элементов строительных конструкций, где георешетка уже применяется и хорошо себя зарекомендовала.
Георешетка применяется для создания основания под водоупорное покрытие. Армирование основания позволяет уменьшить объем используемого материала. Гибкость георешетки из нетканого материала позволяет обустраивать русла любой формы. Кюветы укрепляют, как правило, одновременно с откосами дорог. Поверхностный слой, армированный георешеткой с образованием растительного покрова представляет собой надежную защиту кюветов и водоотводных канав от размыва.
Преимущества георешеток перед прочими методами применительно к укреплению береговых откосов при сооружении подводных переходов трубопроводов
Проведенный анализ свидетельствует о том, что наиболее эффективным и универсальным методом укрепления береговых откосов являются объемные георешетки. В пользу этого говорят следующие факты:
несущая способность конструкций с использованием георешеток выше по сравнению с другими материалами;
данный метод наиболее прост в реализации в любых геоклиматических условиях (наполнителем для ячеек решетки может служить практически любой материал);
транспортировка полотна георешетки сравнительно проще, чем объемных конструкций (габионов и матрацев);
Кроме того, прочие методы применяются в большинстве случаев для укрепления искусственных насыпей и элементов ландшафтного дизайна, тогда как георешетки могут с успехом использоваться для производства берегоукрепительных работ при сооружении подводных переходов трубопроводов.
Однако и в настоящее время применение георешеток затруднено ввиду отсутствия инженерных методик расчета таких конструкций. Существующие же алгоритмы расчета георешеток не учитывают всех факторов, способных повлиять на конечный результат.
Научный руководитель: д.т.н. профессор Земенков Ю.Д.
Система мониторинга коррозионных процессов во внутренней полости газопроводов
Дуничев М.А., Петряков В.А., ТюмГНГУ, г. Тюмень
Газопроводные системы представляют собой сложные технические объекты, осуществляющие транспортировку продукта под высоким и низким эксплуатационными давлениями (от 0,003до 7,5 МПа). В связи с этим газопроводы обладают повышенным риском возникновения различного рода аварийных ситуаций. Ряд аварий, сопровождавшихся взрывами и возгоранием газа, приводил к тяжелым последствиям, включая человеческие жертвы и значительный экономический ущерб. Проблема повышения технической безопасности и надежности эксплуатации газопроводных систем уже полтора десятка лет является одной из главных в газовой отрасли. Однако, несмотря на реализацию целого ряда научно-технических отраслевых программ, уровень аварийности на газопроводах не снижается. Одной из главных причин этого является постоянно увеличивающиеся сроки их эксплуатации и, соответственно, старение всего комплекса оборудования. Так, на городских газовых системах ОАО «Газпром» за период с 1998 по 2002 гг. по причине внутритрубной коррозии произошло 260 аварий, а за период с 2003 по 2007 гг. – уже 540, что составило около 40% от общего количества аварий (данные ВНИИГАЗа). Внутренняя коррозия относится к числу основных причин отказов распределительных газопроводов. В данных трубопроводных системах прочность по внутренней коррозии закладывается на стадии проектирования.
На сегодняшний день для минимизации коррозии на газопроводах используется специальные ингибиторы, нейтрализующие агрессивные свойства перекачиваемой среды. Однако не любой ингибитор подходит для природного газа, то есть необходимо заранее подобрать ингибитор и обосновать его количество. Тогда как его состав или тип можно подобрать только в лабораторных условиях, а требуемое количество ингибитора может меняться в зависимости от внешних факторов (температура, давление и т.п.). Таким образом, режим работы системы ингибиторной защиты должен контролироваться в режиме реального времени и корректироваться в соответствие с указанными условиями.
В настоящее время в качестве обратной связи на магистральных газопроводах используются металлические образцы-свидетели, которые помещаются в трубопровод, периодически их вынимают и оценивают коррозионное воздействие, то есть агрессивность среды, эффективность ингибиторной защиты. Однако такой метод не применяется на распределительных газопроводах. Применение подобного метода на распределительных газопроводах позволит своевременно определить внутреннюю коррозию трубы. Но сам по себе метод не эффективен в силу того, что измерения трудоемки и периодичность выемки образцов достаточно велика, то есть теряется оперативность управления. Таким образом, для увеличения оперативности необходима система непрерывного дистанционного действия, то есть без его выемки и с получением информации на диспетчерский пункт. Одной из таких систем предлагается на основе преобразователя «УМ-АЦП1» считывающий информацию о скорости коррозии по разнице потенциалов между двумя электродами.
Аврорами предлагается решение выявленной проблемы, заключа-ющиеся в определении коррозионного повреждения металлического образца-свидетеля по оптическому сигналу. Система представляет собой датчик (рис.1), помещенный в агрессивную среду трубопровода, тензорезистор (рис.1) прикрепленный к датчику и преобразователь «УМ-АЦП1» (рис. 2) выводящий информацию на дисплей оператору.
Рис 2. УМ-АЦП1 – универсальный многоканальный аналогово-цифровой преобразователь
Список литературы
-
Тухбатуллин Ф.Г., Карпов С.В., Королев М.И. Современное состояние и перспективы совершенствования диагностики газопроводов, подверженных КРН // http://www.vniigaz.com/russian/articles/tukhb.htm
Сурков Ю.П., Долгов И.А., Рыбалко В.Г., Ваулин С.Л., Кремлев В.В. Контроль состояния трещин коррозионного растрескивания с помощью стационарных магнитоиндукционных датчиков // Дефектоскопия, 1999. – №6 – С. 63-67.
-
Тухбатуллин Ф.Г., Велиюлин И.И., Решетников А.Д., Тимофеев А.Л. Анализ эффективности диагностики при оптимизации ремонта магистральных газопроводов //http://www.vniigaz.com/russian/articles/timof1.htm
Газовые сети и газовые хранилища
Keil S. Beanspruchungsanalyse mit Dehnungsmessstreifen (Stress analysis using strain gages). – Cuneus – Verlag, 1995.
Trutzel M. Dehnungsermittlung mit faseroptischen Bragg-Gitter-Sensoren (Strain Dissertation of Technical University of Berlin, Department IV. – UB Stuttgart Dissertation, 2001/2526, 2001.
Научный руководитель: к.т.н., доцент Земенкова М.Ю.
Разработка технических решений по реконструкции КЦ-1 на КС-2 Пуровского ЛПУ
Дуничев М.А., Денисов Д.А., ТюмГНГУ, Тюмень
Эффективная работа компрессорного цеха может быть реализована только при наличии объективной информации о состоянии установленного оборудования и эффективности его использования.
Работа КЦ анализируется по следующим параметрам:
- оценка технического состояния и надёжности работы оборудования;
- оценка эффективности использования энергии.
Результаты анализа позволяют наметить пути повышения эффективности работы КЦ.
Основным оборудованием компрессорного цеха являются ГПА, техническое состояние которых непосредственно влияет на эффективность транспорта газа. Техническое состояние ГПА характеризуется следующими коэффициентами:
- коэффициентом технического состояния нагнетателя kН по КПД:
 (1)
где hн и hн – фактический и паспортный кпд нагнетателя;
- коэффициентом технического состояния двигателя по мощности kN:
 (2)
где NE и NE – фактический и паспортная мощность двигателя при одинаковых условиях работы;
- коэффициентом технического состояния двигателя по кпд kh:
 (3)
где h и h0 – фактический и номинальный кпд двигателя;
- коэффициентом технического состояния по топливному газу kтг:
 (4)
где qтг и qтгп – фактический и паспортный расход топливного газа
Предложения по модернизации:
ГПА ст. № 51 и ст.№61 с приводом от ГТУ типа ГТК-10-4 установленные на КЦ-1 и КЦ-2 находятся в эксплуатации более 20 лет и имели низкий КТС. На обоих агрегатах штатные регенераторы были заменены на трубчатые, типа ВПТ – 1400. Монтаж регенераторов производился фирмой «Стройинвест» в декабре 2004 года. На агрегатах после монтажа выполнена тепловая изоляция регенераторов и выхлопных газоходов теплоизоляционными матами на основе базальтового волокна. Одновременно с заменой регенераторов на т/а 51 производился капитальный ремонт, при котором использовались такие методы восстановления и повышения мощности, как напыление статора осевого компрессора, применение сотового козырька ТНД. На т/а 61 ремонт не производился.
Для анализа использовались данные режимов работы т/а (по четыре режима для каждого агрегата) до и после замены регенераторов.
При расчете коэффициента технического состояния т/а 51 и 61 до и после замены регенераторов были получены результаты представленные на диаграмме.
Как видно из диаграммы КТС т/а значительно повысился. Однако изменение КТС для т/а 51 и т/а 61 значительно отличаются. Так для т/а 51 изменение составило 40,7%, а для т/а 61 11,4%.Также вследствие устранения продувов на регенераторах и применения нового типа изоляции значительно уменьшился уровень шума. Значительно улучшился эстетический вид оборудования.
Научный руководитель д.т.н., профессор Земенков Ю.Д.
Транспорт нефти с Русского месторождения по трубопроводной системе «Ямал» с газообразным разбавителем
Марьясова Е.С., ТюмГНГУ, г. Тюмень
Физические свойства ВВН и ВЗН не позволяют транспортировать их привычными способами, нефтепровод для таких сортов нефти должен быть либо оборудован подогревателями, либо предусматривать возможность введения в поток присадок и разбавителей.
В рамках данного проекта разрабатывалась система транспортировки высоковязкой нефти Русского месторождения в смеси с газообразным разбавителем. В качестве такого разбавителя предлагается использовать попутный газ того же месторождения. Данный метод не предполагает использование дорогостоящих мультифазных насосов, так как газообразный разбавитель вводится в поток нефти на выходе основной насосной станции с помощью ГПА В конечном пункте трубопровода (Коротчаево) необходимо установить нефтяной сепаратор, что позволит разделить жидкую и газообразную фазы потока. Дегазированная нефть поле необходимой подготовки направляется в магистральный нефтепровод. Отделенный газ может быть использован как топливо сепарационных установок, либо для систем теплоснабжения ближайших населенных пунктов. Для введения газа в поток жидкости предполагается использовать газоструйный эжектор, что позволит вводить газ в поток жидкости после основной насосной станции. Транспортировка нефти в смеси с газом позволит снизить ее плотность и вязкость, что в свою очередь снижает потери энергии потока по длине трубы. Снижение гидравлического сопротивления трубопровода позволит сократить величину мощности, потребляемой насосно-силовыми агрегатами. После расчета капитальных затрат в сравнении с вариантом, предполагающим так же одну НПС, но с рабочим давлением 10 МПа, стала очевидной экономия почти в $ 11 млн даже с учетом необходимости установки дополнительного оборудования.
Таким образом, предложенный проект позволит добиться снижения затрат на перекачку нефти;
толщины стенки трубопровода за счет снижения рабочего давления;
возможности реализации попутного нефтяного газа;
снижения лицензионных рисков в части утилизации попутного нефтяного газа;
увеличения времени безопасной остановки нетфепровода.
В качестве недостатков двухфазного транспорта нефти можно отметить необходимость сооружения дополнительного комплекса объектов и отсутствие возможности работы системы без участия газа.
Научный руководитель Венгеров А.А., ассистент.
Обоснование технических решений при проектировании Балтийской трубопроводной системы
Микитюк И.О., ТюмГНГУ, г. Тюмень
Вопрос о строительстве БТС-2 был официально поднят «Транснефтью» в январе 2007 года для обеспечения надежности поставок нефти в Западную Европу, так как Белоруссия заявила о повышении транзитных тарифов на прокачку нефти по нефтепроводу «Дружба». Принципиальное решение о строительстве было принято в мае 2007 года.
Трасса проходит от НПС Унеча до перевалочной нефтебазы Приморск, где нефть должна грузиться в танкеры и отправляться к потребителям морем.
Максимальная производительность магистрального нефтепровода БТС-2 составляет 50 млн.т/год.
Для поддержания необходимого рабочего давления по трассе нефтепровода расположены девять нефтеперекачивающих станций: две станции являются головными, одна из которых головная нефтеперекачивающая станция эксплуатационного участка (ГНПС-4 на профиле с эпюрой давлений), а 7 остальных являются промежуточными.
Целью данной работы является разработка оптимальных решений по строительству БТС-2.
В данной работе рассматриваются решения следующих задач:
- определение наиболее выгодного диаметра нефтепровода;
- подбор оборудования, для создания оптимальных условий перекачки;
- расстановка НПС по трассе нефтепровода;
- анализ методов обнаружения утечек нефти и нефтепродукта.
Для решения поставленных задач, в частности выбора наиболее выгодного и экономичного варианта строительства нефтепровода БТС-2, производим сравнение результатов расчетов. Был произведен гидравлический расчет рассматриваемого нефтепровода. Основные формулы расчета приведены на данном листе.
Для создания необходимых условий перекачки нефти по нефтепроводу подбирается оборудование, которое создаст требуемый напор и подачу. На основании результатов гидравлических расчетов для нефтеперекачивающих станций были подобраны насосные агрегаты типа НМ 7000-210 в количестве 3 рабочих, 1 резервный. Данные насосы обеспечивают рабочее давление в нефтепроводе 5,5 МПа. Необходимый подпор обеспечивается подпорными насосами типа НПВ 3600-90.
Расстановка станций производится по методу Шухова. Данная трасса практически ровная, т.е. не имеет перевальных точек и расчетная длина (расстояние от начального пункта нефтепровода до ближайшей перевальной точки) равна полной длине нефтепровода.
Особой задачей является контроль утечек на нефтепроводе. Для обнаружения утечек применяются различные методы, такие как:
– метод понижения давления с фиксированной или скользящей уставкой;
– метод отрицательных ударных волн;
– метод сравнения расходов;
– радиоактивный метод;
– ультразвуковой метод (зондовый);
– метод акустической эмиссии;
– лазерный газоаналитический метод;
– визуальный метод;
– метод перепада давлений (зондовый);
– метод трассирующих газов;
– метод вихревых токов;
– комбинированный электромагнитный метод контроля;
– метод ударных волн Н.Е. Жуковского
– и другие.
В данной работе рассмотрены подробнее такие способы как метод перепада давлений, где рассматриваются случаи с расстановкой 4 и 6 датчиков по трассе нефтепровода. А также анализ акустических возмущений, метод теплового контроля, обнаружение утечек с помощью специального кабеля. Кроме того в Лондоне изобрели машину под названием «Робот-рыба», которая функционирует как реальная рыба. Она находится ещё в разработке, но рассматриваются идеи по использованию этой машины для обнаружения утечек на нефтепроводах.
Таким образом, целесообразно и экономически выгодно проектирование магистрального нефтепровода с диаметром 1067мм.
Научный руководитель: Земенкова М.Ю.
Проект обустройства Южно-Калинового нефтяного месторождения
Молокова И.Ю., ТюмГНГУ, г. Тюмень
Месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 45 км к востоку от города Радужный. Месторождение расположено в Варьеганском районе Надым-Пурской нефтегазоносной области на землях с высокой плотностью потенциальных ресурсов углеводородов. Участок находится в зоне активной нефтедобычи и достаточно развитой инфраструктуры. В непосредственной близости от него расположены разрабатываемые Варьеганское и Тагринское месторождения. В экономическом отношении район стал развиваться в связи с началом геологоразведочных работ и последующей добычей нефти. Целью является проектирование объектов обстройства Южно-Калинового нефтяного месторождения.
В соответствии с указанной целью в работе были произведены гидравлические расчеты нефтесборного коллектора от кустов скважин до дожимной насосной станции и напорного трубопровода от ДНС до ДНС-9, по методике института «Гипровостокнефть». Выполнены механические расчеты этих же участков, которые включают в себя расчет толщины стенки, расчет на прочность и устойчивость, расчет на недопустимую деформацию. Так же были рассмотрены вопросы промышленной безопасности. По результатам рассмотрения которых можно сделать заключение, что при условии тщательного соблюдения проектных решений, за счет применения современных материалов и оборудования, выполнения предусмотренных проектом мер по защите окружающей среды от воздействия объектов нефтепромысла, реальный экологический риск будет минимизирован.
В работе предлагается рассмотреть некоторые способы утилизации попутного газа и оценить уровень их эффективности:
Транспортировка на крупные узловые ГПЗ;
Компремирование и закачка в пласт для повышения нефтедобычи;
Генерация электроэнергии.
Рассмотрен вариант комплексного использования попутного нефтяного газа, который предполагает строительство автономного тепличного хозяйства.
Данная техническая система рассматривает решение проблемы энергообеспечения путем независимого энергоснабжения с помощью газопоршневых мини-электростанций.
Новизна проекта заключается в разработке новой техологии утилизации ПНГ, отвечающей требованиям рационального подхода в природопользовании.
Научный руководитель: Земенкова М.Ю.
Экономические показатели применения ветроэнергетических установок на магистральных нефтепроводах севера Тюменской области
Некрасов В.О., ТюмГНГУ, г. Тюмень
На территории Западной Сибири располагается обширная сеть магистральных нефтепроводов.
Их общая протяженность составляет около 17 тыс. км. На магистральных нефтепроводах содержится около 1000 задвижек с электроприводом и примерно столько же станций катодной защиты. Для передачи больших мощностей на далекие расстояния и обеспечения надежного электроснабжения объектов магистральных нефтепроводов сооружают воздушные линии электропередач. Годовой расход электроэнергии, по самым скромным расчётам, составляет 14000 МВтч. Эта цифра соизмерима с месячным расходом электроэнергии города с 50 тысячным населением.В соответствии с постановлениями правительства РФ внедрение энергосберегающих технологий является в настоящее время одной из приоритетных задач.Поскольку провода ЛЭП обладают активным и индуктивным сопротивлениями, передача электрической энергии по проводам сопровождается их нагревом, потерей мощности и напряжении в электрических сетях.
Потери мощности в проводах прямо пропорциональны квадрату силы тока, а потеря напряжения и площадь сечения проводов - пропорциональны силе тока.
   
- линейное напряжение; - электрическая мощность; - коэффициент мощности.
Поэтому чем выше напряжение, тем меньше потери мощности и напряжения. С другой стороны, повышение напряжения влечет за собой необходимость увеличивать высоту опор линий электропередачи.
Сведения о потерях активной мощности  в различных элементах системы передачи энергии от генераторов электростанции к СКЗ или задвижке:
Генераторы электростанций
|
4
|
Повышающие трансформаторы
|
1
|
Линии электропередачи 110-500 кВ
|
2
|
Понизительные трансформаторы
|
2
|
Сети 6-10 кВ
|
4
|
Двигатели 6-10 кВ
|
7
|
Трансформаторы 6/0,4 кВ
|
3
|
Итог
|
23
|
Таким образом, около одной четвёртой мощности, развиваемой первичными двигателями, теряется при ее передаче, например к электроприводу задвижки или станции катодной защиты.
Во всём мире широко используют энергию ветра. Общий потенциал ветроэнергетики оценивается в 20-25% от мирового производства электрической энергии. В настоящее время прослеживается чёткая связь ветроэнергетической и нефтяной отрасли.
Предлагается использовать ветроэнергетические установки в качестве альтернативы ЛЭП на магистральных нефтепроводах севера Тюменской области. Внедрение ВЭУ на нефтепроводы предполагает использование уже существующих ЛЭП в качестве резервного источника энергии, в случае экстренного отказа ВЭУ.
Ветроэнергетическая установка - это комплекс технических устройств для преобразования кинетической энергии ветрового потока в энергию какого-либо другого вида.
Для выбора оптимальной конструкции были рассмотрены три типа, наиболее распространенные ветроэнергетические установки: «Жаворонок», «ЛМВ» и «ВЭС – 10ТМ». В результате анализа для обеспечения энергией электроприводов задвижек, а также станций катодной защиты была выбрана ветроэнергетическая установка ВЭС – 10ТМ. Она менее мощная, а следовательно, более дешёвая, относительно первой; в отличии от «ЛМВ», ВЭС – 10ТМ имеет больший диапазон скоростей ветра. К тому же расчётная скорость ветра составляет 6 м/с, что соответствует среднегодовой скорости ветра на севере Тюменской области.
В целях определения экономической эффективности использования ВЭУ на магистральных нефтепроводах была проведена оценка её стоимости и комплекта установки. Эта работа производилась «Западно-Сибирской палатой профессиональной оценки». Стоимость полной комплектации и установки ВЭУ составила 176000 рублей.
Дополнительными критериями выбора ветроэнергетической установки ВЭС – 10ТМ являются: температурные условия для её эксплуатации до -50°С, относительная влажность воздуха до 98%, что обусловлено суровыми климатическими условиями Тюменской области.
Были проведены эксплуатационно-экономические расчёты.
|
ЛЭП
|
ВЭУ
|
Годовой расход электроэнергии (в МВт·ч)
|
13640
|
13640
|
Тариф электроэнергии кВт·ч (в руб.)
|
1,83
|
0,04$ или 1,04 руб.
(по курсу ЦБ)
|
Стоимость электроэнергии за год (тыс. руб.)
|
24961
|
14186
|
Потери при передачи
(в МВт·ч)
|
3137
|
-
|
Потери при передачи
(тыс. руб.)
|
5741
|
-
|
Общая сумма
(тыс. руб.)
|
30702
|
14186
|
Экономия за год
(тыс. руб.)
|
16516
|
Исходными данными при расчёте являлся годовой расход электроэнергии приводом задвижки и станцией катодной защиты для ЛЭП и ВЭУ. Тариф за электроэнергию выше для ЛЭП. С учётом того, что при передачи энергии от электростанций до привода задвижки или СКЗ имеют место заметные потери, использование ветроустановок оказывается экономически обоснованным.
В мировом масштабе стоимость электроэнергии, вырабатываемой ВЭУ, с начала 80-х годов XX столетия снизилась с 38 до 3-5 центов США за 1 кВтч. По прогнозам, тенденция уменьшения стоимости сохранится и в ближайшем будущем, в результате чего она приблизится к 1,5 центам.
Основные выводы и результаты работы:
1) Поэтапно проанализированы источники потерь активной мощности в различных элементах передачи энергии по ЛЭП от генераторов электростанций к СКЗ или задвижке.
2) Проведена оценка стоимости полной комплектации и установки ВЭУ.
3) Обоснован выбор наиболее оптимального варианта ВЭУ для эксплуатации в суровых климатических условиях Тюменской области.
4) Выявлены причины снижения стоимости электроэнергии, вырабатываемой ВЭУ
5) Проведены эксплуатационно-экономические расчёты, в результате которых вычислена экономия расходов при использовании ветроэнергетических установок.
Список литературы
1. Земенков Ю. Д.. Эксплуатация магистральных газопроводов. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2003. – 528с.
2. Земенков Ю. Д.. Эксплуатация магистральных газопроводов. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2003. – 528с.
3. Белецкий Б. Ф.. Строительные машины и оборудование. – Ростов н/Д: Феникс, 2002. – 592с.
Научный руководитель: Трясцин Р. А., к.т.н., доцент, Бабичев Д. А., к.т.н., доцент.
Повышение эффективности работы МН НКК
Огудов С.Г. ТюмГНГУ, г. Тюмень
Магистральный нефтепровод Нижневартовск – Курган – Куйбышев с наружным диаметром 1220 мм был спроектирован и построен для работы с производительностью 90 млн.т/год. В последние годы практика эксплуатации трубопровода свидетельствует о значительном снижении объемов транспортируемой нефти. Тенденция снижения объемов перекачек по данному нефтепроводу обусловлена, главным образом, истощением природных нефтяных залежей месторождений, которые в настоящее время выработали свой ресурс, и производительность на них падает. Не менее важным фактором спада является старение оборудования, не выполнение программ выпуска современных видов оборудования, снижение инвестиций, а также невостребованность сырья, насосы работают с производительностью значительно меньше номинальной и имеют низкий КПД, что увеличивает нерациональный расход электроэнергии. Такие обстоятельства требуют решения задач по повышению эффективности действующей магистрали к новым условиям эксплуатации. Поэтому решено провести исследования режимов работы нефтепровода НКК на Участке Ю.Балык - Торгили. В состав участка входят: одна головная станция эксплуатационного участка "Южный Балык" (ГНПС "Ю.Балык") с наличием резервуарного парка, семь промежуточных НПС, каждая из которых также одновременно обслуживает различные нефтепроводы, включая рассматриваемый; конечный пункт (ГНПС "Торгили"). Протяженность рассматриваемого участка составляет 578 километров. В периоды работы оборудования по тем или иным причинам возникают отказы (аварии, неисправности, неплановые остановки и т.д.). В данном случае причиной может служить неправильная с точки зрения технологии эксплуатация насосов вследствие смещения рабочей производительности перекачки за пределы рабочей зоны. Для общего анализа состояния НСА воспользуемся укрупненным показателем – интенсивностью отказов
 ;
где: n – количество отказов за отдельно рассматриваемый период,
Тнар – наработка агрегатов станции за тот же период.
Научный руководитель к.т.н., доцент Бабичев Д.А.
|
