Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ –
НЕФТЕГАЗОВОМУ РЕГИОНУ
Материалы
Всероссийской научно-практической конференции студентов,
аспирантов и молодых ученых
Том III
Тюмень
ТюмГНГУ
2010
УДК 622.3
ББК 33.36
Н 76
Под общей редакцией Д. А. Бабичева
Н 76
|
Новые технологии – нефтегазовому региону [Текст] : материалы Всероссийской научно-технической конференции. Т. 3 ; под ред. Д. А. Бабичева. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2010. - 268 с.
|
|
ISBN 978-5-9961-0184-9
|
В сборнике представлены статьи и доклады, выполненные на Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону», проходившей в Тюменском государственном нефтегазовом университете в 2009 году. В них изложены результаты исследовательских и опытно-конструкторских работ по широкому кругу вопросов.
В состав второго тома вошли материалы работы секций «Проектирование, сооружение и эксплуатация систем транспорта и хранения нефти и газа», «Экономика и управление предприятиями», «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Проблемы экологии, безопасности объектов и территорий».
Издание предназначено для научных, социально-гуманитарных и инженерно-технических работников, а также аспирантов и студентов технических и гуманитарных вузов.
|
УДК 622.3
ББК 33.36
ISBN 978-5-9961-0184-9
|
© Государственное образовательное
учреждение высшего
профессионального образования
«Тюменский государственный
нефтегазовый университет», 2010
|
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЕ
И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ТРАНСПОРТА
И ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА
Анализ показателей качества нефти в системе магистральных трубопроводов лабораторными и поточными средствами контроля
Басок Е.М., ТюмГНГУ, г. Тюмень
Качественный анализ нефти в реальном времени средствами контроля - комплекс мероприятий, осуществляемых при подготовке и проведении операций по приему, хранению, транспортированию и отпуску нефти с целью предотвращения реализации некондиционной нефти. Испытания нефти, в процессе её транспортировки, в зависимости от их назначения подразделяют на лабораторные и поточные. Лабораторные испытания - оценка соответствия качества контрольной пробы нефтепродукта требованиям нормативного документа, проводимая в условиях лаборатории с использованием стандартных методов испытаний по установленному при аккредитации перечню показателей качества. Лабораторные испытания проводят в специализированной аналитической лаборатории. Основной вектор работы аналитической лаборатории - обеспечить в зависимости от поставленной задачи точность, высокую чувствительность, экспрессность и избирательность анализа транспортируемой нефти. В зависимости от цели анализа различают качественный анализ и количественный анализ. Задача первого - обнаружение и идентификация основных компонентов анализируемого образца нефти, второго - определение их концентраций или масс. В теоретических основах химического анализа нефти существенное место занимает метрология, в том числе статистическая обработка результатов. В проведении химического анализа немаловажную роль играет отбор и подготовка аналитических проб, составление схемы анализа и выбор методов, автоматизация анализа, применение ЭВМ. При проведении химического анализа необходимо обеспечить чёткое соблюдение методов. Различают методы разделения, определения и гибридные, сочетающие методы первых двух групп. Методы определения подразделяют на химические методы анализа, физико-химические методы анализа, физические методы анализа. При проведении анализов и выдаче заключения лаборатория должна руководствоваться только действующими нормативными документами. Анализ проб проводят по методам испытаний, указанным в нормативном документе на нефтепродукт, - стандартными методами. Применение показателей точности методов испытаний нефти осуществляют в соответствии с установленными требованиями стандартов. Поточный контроль качества нефти осуществляется по средствам системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН): Совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое и предназначенная для:
- получения информации об измеряемых параметрах нефти,
- автоматической и ручной обработки результатов измерений,
- индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.
При поточном контроле автоматическими устройствами выполняются несколько или все последовательные операции: отбор, транспортировка и подготовка пробы, измерение аналитического сигнала, идентификация компонентов и вычисление результатов определения. В процессе трубопроводного транспорта нефти превалируют однотипные многократные анализы, в этом случае главная цель автоматизации - повышение экспрессности и снижение стоимости анализа. Для этого применяют, в частности, автоматические пробоотборники, и автоматизированные поточные анализаторы. Автоматизированные анализаторы, применяемые при поточном контроле качества - приборы, измеряющие содержание (концентрацию) одного или нескольких компонентов в жидких средах, их часто называют также приборы для определения свойств жидкостей (вискозиметры, плотномеры, серомеры и др.). Метрологическую надежность анализаторов необходимо обеспечивать комплексом проверок при их изготовлении и эксплуатации, базирующемся на использовании образцовых средств - исходных веществ и средств их аттестации, стандартных образцов, а также градуировочно-поверочных смесей высшей точности и образцовых приборов с повышенными точностными характеристиками. Лабораторные анализаторы отличаются от поточных универсальностью, т. е. возможностью решения большого числа аналитических задач. В каждом конкретном случае определение состава жидкостей лабораторными приборами осуществляется с использованием соответствующих методик анализа и индивидуальных градуировок.
Для достижения максимальной точности при осуществлении качественного мониторинга транспортируемой нефти, необходимо чтобы анализаторы были максимально автоматизированы, имели микрокомпьютерное управление и обработку результатов измерений, снабжены различными сервисными устройствами, расширяющими область применения и эксплуатационных возможности приборов.
Научный руководитель д.т.н., профессор Земенков Ю.Д.
Построение границ доверительного интервала в процессе мониторинга качественных показателей нефти
Басок Е.М., ТюмГНГУ, г. Тюмень
При организации поставок нефти, конечный потребитель выдвигает продавцу свои требования по всем параметрам качества будущей нефти исходя из своих потребностей и возможностей перерабатывающего оборудования (НПЗ). Большая протяженность магистрального нефтепровода, неоднородность нефти даже в пределах одного месторождения, а так же большие объемы перекачки неизбежно приводит к смешению легких и тяжелых нефтей. Возникает проблема удержания качества нефти на заявленном уровне.
Для отслеживания изменения качественных показателей нефти и недопущения их выхода из согласованных сторонами рамок в процессе перекачки, имеет смысл ввести понятие доверительных границ. Образующим процессом здесь выступает накопление оперативных статистических данных об изменение качественных показателей транспортируемой нефти, собранных с участков нефтепровода всего маршрута следования нефти.
Существуют правила нахождения доверительных границ. Они и указывают точность точечной оценки. При этом используются такие термины, как доверительная вероятность, доверительный интервал. Если речь идет об оценивании нескольких качественных параметров, то следует говорить об оценивании с помощью доверительной области.
Доверительная область – это область в пространстве параметров качества нефти, в которую с заданной вероятностью входит неизвестное значение оцениваемого параметра. «Заданная вероятность» называется доверительной вероятностью и обозначается γ. Пусть Θ – пространство параметров. Рассмотрим статистику Θ1 = Θ1(x1, x2,…, xn) – функцию от результатов наблюдений x1, x2,…, xn, значениями которой являются подмножества пространства параметров Θ. Так как результаты наблюдений – случайные величины, то Θ1 – также случайная величина, значения которой – подмножества множества Θ, т.е. Θ1 – случайное множество.
Статистика Θ1 называется доверительной областью, соответствующей доверительной вероятности γ, если:
При оценке одного качественного параметра в качестве доверительных областей применяем доверительные интервалы. Более того, для многих двухпараметрических и трехпараметрических распределений обычно используют точечные оценки и построенные на их основе доверительные границы для каждого из двух или трех параметров отдельно. Это делают для удобства пользования результатами расчетов: доверительные интервалы легче применять, чем фигуры на плоскости или тела в трехмерном пространстве.
Как следует из сказанного выше, доверительный интервал – это интервал, который с заданной вероятностью накроет неизвестное значение оцениваемого качественного параметра нефти. Границы доверительного интервала называют доверительными границами. Доверительная вероятность γ – вероятность того, что доверительный интервал накроет действительное значение параметра, оцениваемого по выборочным данным. Оцениванием с помощью доверительного интервала называют способ оценки, при котором с заданной доверительной вероятностью устанавливают границы доверительного интервала.
Для числового параметра θ рассматривают верхнюю доверительную границу θВ, нижнюю доверительную границу θН и двусторонние доверительные границы – верхнюю θ1В и нижнюю θ1Н. Все четыре доверительные границы – функции от результатов наблюдений x1, x2,…, xn и доверительной вероятности γ.
Верхняя доверительная граница θВ – случайная величина θВ = θВ(x1, x2,…, xn; γ), для которой Р(θ<θВ) = γ, где θ – истинное значение оцениваемого параметра. Доверительный интервал в этом случае имеет вид: (-∞; θВ].
Нижняя доверительная граница θН – случайная величина θН = θН(x1, x2,…, xn; γ), для которой Р(θ>θH) = γ, где θ – истинное значение оцениваемого параметра. Доверительный интервал в этом случае имеет вид [θH; +∞).
Двусторонние доверительные границы - верхняя θ1В и нижняя θ1Н - это случайные величины θ1В = θ1В(x1, x2,…, xn; γ) и θ1Н = θ1Н(x1, x2,…, xn; γ) такие, что Р(θ1H<θ<θ1В) = γ, где θ – истинное значение оцениваемого параметра. Доверительный интервал в этом случае имеет вид [θ1H; θ1В].
Вероятности, связанные с доверительными границами, можно записать в виде частных случаев:
 ,
Научный руководитель д.т.н., профессор Земенков Ю. Д.
Реконструкция ДНС-7 Муравленковского месторождения
Бобова К.В., ТюмГНГУ, г. Тюмень
Наименование объекта – Дожимная насосная станция №7 с установкой предварительного сброса воды Муравленковского месторождения (ДНС-7 с УПСВ).
В административном отношении район работ расположен в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области на землях Ноябрьского лесхоза.
В связи с изменяющимися объемами перекачки и большим сроком эксплуатации существующего напорного нефтепровода от ДНС предусматривается реконструкция напорного нефтепровода на участке от ДНС до ЦПС.
Напорный нефтепровод ДНС – ЦПС месторождения предназначен для транспорта нефти 10% обводненности с ДНС-7 и ДНС-2 Муравленковского месторождения на сооружения ЦПС Муравленковского месторождения.
Трасса нефтепровода начинается от площадки УДР ДНС-7 Муравленковского месторождения и заканчивается на УДР ЦПС.
Производительность ДНС-7 с УПСВ Муравленковского месторождения составляет:
максимальное количество нефти 850 т /сут;
максимальное количество жидкости 19500 м3/ сут.
Назначение установки:
сбор газонасыщенной обводненной нефти с кустов Муравленковского месторождения;
частичное отделение попутного нефтяного газа от нефти;
динамический отстой нефтяной эмульсии;
предварительный сброс пластовой воды, ее подготовка;
насосный транспорт подготовленной нефти на ЦПС «Муравленковский».
В данной работе исследуется проблема обводненности нефти Муравленковского месторождения и её решение. Ввиду высокой обводненности нефти, добываемой со скважин района Муравленковского месторождения ДНС-7, было принято решение о строительстве установки предварительного сброса (УПСВ) на данной площадке. В связи с изменяющимися объемами перекачки и большим сроком эксплуатации существующего напорного нефтепровода от ДНС-7 предусматривается реконструкция напорного нефтепровода на участке от ДНС-7 до ЦПС. Напорный нефтепровод ДНС-7– ЦПС Муравленковского месторождения предназначен для транспорта нефти 10% обводненности с ДНС-7 на сооружения ЦПС Муравленковского месторождения. Трасса нефтепровода начинается от площадки УДР ДНС-7 Муравленковского месторождения и заканчивается на УДР ЦПС.
Главная задача – рассчитать необходимое оборудование на УПСВ для решения проблемы обводненности. На сооружения УПСВ поступает нефтяная эмульсия после первой ступени сепарации ДНС. В качестве аппаратов предварительного сброса воды было решено использовать нефтегазоводоразделители с прямым подогревом НГВРП производства ОАО «Курганхиммаш».
Расчет оборудования и трубопроводов УПСВ на ДНС выполнен на следующие показатели:
максимальное количество нефти 850 т /сут;
максимальное количество жидкости 19500 м3/ сут.
В работе описана технологическая схема до и после реконструкции, было рассчитано оборудование на заданные показатели (производительность), подробно описано устройство НГВРП и описан его технологический процесс.
Были выполнены следующие расчеты:
Гидравлические расчеты напорных нефтепроводов;
Механический расчет напорных нефтепроводов;
Расчет трехфазного сепаратора и выбор оборудования;
Экономические аспекты.
Так же были рассмотрены проблемы подготовки нефти на месторождении и методы их решения.
В данной работе была описана реконструкция ДНС и доказана необходимость установки предварительного сброса воды с оборудованием НГВРП, а так же его экономическая выгода.
Научный руководитель к.т.н., доцент Бабичев Д.А.
|
