Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН" (стр. 9 из 13)

Рис. 6 Принципиальная схема устройства ввода реагента в затрубное пространство по давлением: 1 – устьевая арматура, 2 – выкидная задвижка,

– задвижка затрубного пространства, 4 – резервуар для реагента, 5 – заглушка, 6 – вентиль.

При этом способе подачи реагента обслуживание упрощается, но снижается эффективность действия реагента.

4.2 Конструктивный расчет элементов устройства для ввода реагента в затрубное пространство под давлением

4.2.1 Расчет корпуса резервуара для реагента

Определим габаритные размеры корпуса резервуара:

При внутреннем диаметре корпуса резервуара D = 300 мм = 0,3 м,

и расходе реагента Q = 50 л = 0,05 м³,

высота резервуара будет равна Н = Q/(pD²/4) = 0,05/(3,14×0,3²/4) = 0,71 м, принимаем Н = 0,75 м.

Корпус резервуара работает в условиях статических нагрузок под внутренним избыточным давлением. Расчет на прочность и устойчивость проводится по ГОСТ14249-89.

Толщину стенок определяем по формулам:

S_R= P×D/{2×[s]×j-P}; S ³ S_R+C (12, стр. 8) (4.1)

Допускаемое внутреннее избыточное давление:

[R]=2×[s]×j×(S-C)/[D+(S-C)]; (12, стр. 8) (4.2)

где Р – давление в корпусе резервуара, Р = 6,3 МПа; S_R- расчетное значение толщины стенки, мм; D – внутренний диаметр резервуара, D =300 мм; [s] - допускаемое напряжение (зависит от марки стали и рабочей температуры),

[s] = 230 МПа. Марку стали выбираем в зависимости от свойств перерабатываемой среды и коррозионной стойкости материала корпуса, используем сталь марки 35 ХМ, допускаемые напряжения для выбранной стали при рабочей температуре t = 20 °C[s] = 230 МПа (таблица 3.1, стр. 48. ГОСТ 14249-89).

Для стыковых и тавровых двусторонних швов, выполняемых автоматической сваркой, коэффициент прочности сварочного шва j=1.

Прибавка на коррозию С определяется по формуле:

С = V×T, (12, стр. 8) (4.3)

где V – скорость коррозии (обычно принимают 0,1…0,2 мм /год), принимаем

V = 0,2 мм/год; Т – срок службы корпуса, принимаем Т = 12 лет.

С = 0,2×12 = 2,4 мм

S_R= 6,3×300/{2×230×1-6,3}= 4,2 мм ;

S³ 4,2 +2,4 = 6,6 мм, принимаем S = 8 мм.

Полученное значение толщины стенки проверим на прочность по величине допускаемого внутреннего избыточного давления:

[R]=2×230×1×(8-2,4)/[300+(8-2,4)] = 8,43 МПа.

6,3 МПа £ 8,43 МПА, Р£[R], давление в корпусе резервуара при принятой толщине стенок не превышает допускаемое внутреннее избыточное давление, т. е. прочность стенок корпуса резервуара обеспечена..

4.2.2 Расчет толщины стенки крышки резервуара

Толщину стенки элептической крышки нагруженной внутренним давлением определяем по формуле:

S_R= P×D/{2×[s]×j-0,5×P}; S ³ S_R+C (12, стр.10) (4.4)

S_R= 6,3×300/{2×230×1-0,5×6,3} = 4,14 мм

S³ 4,14+2,4 = 6,54 мм, принимаем S = 8 мм.

Полученное значение толщины стенки проверим на прочность по величине допускаемого внутреннего избыточного давления по формуле:

[R]=2×[s]×(S-C)/[D+(S-C)]; (12, стр. 10) (4.5)

[R]=2×230×(8-2,4)/[300+(8-2,4)] =8,43 МПа ;

6,3 МПа £ 8,43 МПА, Р£[R], 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 a£140°, нагруженного внутренним давлением рассчитываем по формулам:

Определяем толщину стенки цилиндрической части днища:

S_R₁= P×D×g/{4×[s]×j};(12, стр.10) (4.6)

Где g- коэффициент формы днища, при a₁£60° и отношении R_a/D =0,1 (внутреннего радиуса отбортовки к диаметру днища) g =3,2 , таблица 4.4 стр.49 ГОСТ14249-89.

S_R₁= 6,3×300×3,2/{4×230×1}= 6,6 мм;

Определяем толщину стенки конической части днища:

S_R₂= P×D_Р /(2×[s]×j-Р)×1/cosa₁;(12, стр.10) (4,7)

ГдеD_Р= D-2[R_a(1-cosa₁)+(ÖD×S_{R 1}/ cosa₁)×sina₁] (12, стр.10) (4.8)

D_Р = 300-2[30(1-0,5)+(Ö300×6,6 / 0,5)×0,8666] = 215,5 мм

S_R₂= 6,3×215,5/(2×230×1-6,3)×1/0,5 = 6 мм;

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

Определяем исполнительную толщину стенки

S = S_max+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 d_n= 80 мм, принимаем болты М20, тогда наружный диаметр фланца будет соответственно равен D_n= d_n+4,8×(d_б+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 Р_п = 6,3 МПа:

Q_D = 0,785×D_cp²×P_п = 0,785×133×6,3 = 657,8 Н, (12, стр.13) (4.9)

D_cp = 0,5(D_n+ d_n) = 0,5(186+80) = 133 мм средний диаметр прокладки.

2. Рассчитываем реакцию прокладки:

R_n = 2×p×D_cp×b_o×m×P_n(12, стр. 13) (4.10)

где b_o – эффективная ширина прокладки, b_o= 0,6×Öb_п = 0,6×Ö53 = 4,4 мм при ширине прокладки b_п= 0,5(D_n- d_n) = 0,5(186-80) = 53 мм > 15 мм, m = 2,5 для прокладки из паронита

R_n = 2×3,14× 133×4,4×2,5×6,3 =57882 Н

Определяем болтовую нагрузку при сборке Р_б1. Это значение выбираем наибольшим из трех:

Р_б1 = p×D_cp×b_o×q(12, стр. 13) (4.11)

где q = 20 МПа для прокладки из паронита

Р_б1 = 3,14×133×4,4×20 =36750 Н

Р_б1 = 0,4[s_б]²⁰×n_б×f_б (12, стр. 13) (4.12)

где [s_б]²⁰ = 130 Мпа, допускаемое напряжение для материала болта при 20 °С; n_б = 4, количество болтов;

f_б = p×d_б²/4 =3,14×20²/4 = 314 мм, площадь поперечного сечения болта.

Р_б1 = 0,4×130×4×314 = 65312 Н

Р_б1 = 1,2×Q_D+R_n(12, стр. 13) (4.13)

Р_б1 = 1,2×657,8+57882 = 58671 Н,

т.о. окончательно принимаем наибольшее значение Р_б1 = 65312 Н.

4. Проверим прочность болтов при монтаже по условию:

s_F = Р_б1/( n_б×f_б) £[s_б]²⁰ = 130 МПа (12, стр. 13) (4.14)

s_F = 65312/(4 ×314) = 52 МПа £[s_б]²⁰ = 130 Мпа, прочность болтов при монтаже соблюдается.

5. Проверим прочность болтов в период эксплуатации:

s_F = Р_б2/( n_б×f_б) £[s_б]¢ = 130 МПа (12, стр. 13) (4.15)

где [s_б]¢ = 130 МПа, допускаемое напряжение для материала болта при рабочей температуре;

Р_б2 – болтовая нагрузка в рабочих условиях,

Р_б2»1,3 Р_б_max = 1,3×65312 = 84906 Н.

s_F = Р_б2/( n_б×f_б) =84906/(4×314) =67,6 МПа £[s_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.