 |
Описание технологического процесса
|
|
|
|
Содержание
Список используемых сокращений
Введение
. Описание технологического процесса
Характеристика объекта
Технологическая схема УПСВ
. Постановка задачи
Характеристика комплекса задач
Функции АСУ ТП
. Разработка системы автоматизации УПСВ
Объем автоматизации
Структура системы автоматизации
Алгоритм контроля и управления
Разработка нижнего уровня системы автоматизации
Полевые приборы
Выбор контроллера
Выбор модулей ввода/вывода
Выбор шасси контроллера и источника питания
Разработка верхнего уровня
. Расчет надежности
. Комплексная оценка экономической эффективности
Расчет показателей экономической эффективности проекта
Расчет единовременных затрат
Затраты на разработку
Расчет затрат на разработку программного обеспечения
Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы
Выводы по разделу
. Безопасность и экологичность проекта
Обеспечение безопасности работающих
Характеристика условий труда
Шум и вибрации на производстве
Расчет искусственного освещения
Микроклиматические условия производственной среды
Средства индивидуальной защиты
Электробезопасность
Оценка экологичности проекта
Чрезвычайные ситуации
Оценка взрывобезопасности
Пожаробезопасность
Выводы
Заключение
Список использованных источников
Приложения
Список используемых сокращений
УПСВ - установка предварительного сброса воды.
НГК - нефтегазовый комплекс.
АСУ - автоматизированная система управления.
ТП - технологический процесс.
ДНС - дожимная насосная станция.
ГЖС - газожидкостная смесь.
НЧДД - накопленный чистый дисконтированный доход.
ВНД - внутренняя норма доходности.
|
|
|
НГС - нефтегазосепаратор.
Введение
В течение многих лет нефтегазовый комплекс (НГК) является основой энергоснабжения страны и одним из ее важнейших народнохозяйственных комплексов. Для обеспечения основных экономических целей развития НГК необходимо наличие эффективных, конкурентоспособных нефтегазовых компаний. Продукция НГК должна быть конкурентоспособной на внутреннем и внешнем товарных рынках. Важным фактором, обеспечивающим конкурентоспособность предприятия, является эффективность производства. В этой связи, как за рубежом, так и у нас понимают необходимость использования современных технологий на различных уровнях управления предприятием. Необходимость быть конкурентоспособным производителем ставит на передний план вопрос автоматизации технологических процессов и использования на предприятиях современных информационных технологий для более высокого уровня управления производственным процессом. Эффективное управление позволит повысить качество продукции, уменьшить общие затраты.
Автоматизация технологических процессов является неотъемлемой частью корпоративной информационной системы нефтегазового предприятия.
В настоящее время многие промышленные предприятия в нашей стране находятся в стадии модернизации существующих автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).
Таким образом, перед руководителями служб, отвечающих за автоматизацию производства, встает проблема построения АСУ ТП на базе новых программно-аппаратных средств. Проблема сложная и ответственная, поскольку цена ошибки очень высока, и чревата она потерей не только денег, но и времени, что в рыночных условиях совершенно недопустимо. Особенно тяжелые последствия возникают, когда выясняется, что выбранные элементы системы не стыкуются между собой, не удовлетворяют предъявляемым к ним требованиям и нет никаких средств и возможностей для исправления создавшейся ситуации.
|
|
|
Понимание этого факта заставляет как потребителей, так и производителей средств для АСУ ТП ориентироваться на архитектуру, использующую стандартные компоненты, и обладающую такими свойствами, как модульность и масштабируемость. Названные характеристики можно объединить одним термином - открытость [1].
Построение АСУ ТП на основе концепции открытых систем требует системной интеграции, подразумевающей, что аппаратно-программные средства различных фирм-производителей совместимы снизу доверху и комплексную проверку всей системы обеспечивает на своем стенде фирма-интегратор, которая по спецификации заказчика подбирает все необходимое оборудование и программное обеспечение. При таком подходе значительно уменьшается общая стоимость системы в результате применения более дешевого оборудования (при функциональных аналогичных характеристиках), частичной и поэтапной замены имеющихся на предприятии аппаратно-программных средств или даже сохранения на некоторых участках старого оборудования.
Описание технологического процесса
Характеристика объекта
УПСВ на ДНС-3 предназначена для предварительного сброса пластовой воды из водогазонефтяной эмульсии, поступающей после 1 ступени сепарации ДНС-3.
На УПСВ осуществляется предварительный сброс пластовой воды нефти ДНС-3, подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений в систему низконапорных водоводов месторождения системы ППД, учет перекачиваемой пластовой воды.
Описание потока нефти
Обводненная нефть замерных установок кустовых площадок с давлением 0,9 МПа и температурой 23 град. С поступает на крановый узел через задвижки №323, 234, 325, 326, 332, 320, 321 на первую ступень сепарации С - 1/1.2, 3, 4, 5, 6, 7. С первой ступени сепарации поток газа с остаточным содержанием жидкости в газосепараторах Г 3 и 5. Регулировка уровня жидкости в сепараторах С - 1/1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 производится с помощью регулирующего клапана поддерживающий уровень жидкости в сепараторах до половины аппарата.
. Описание потоков пластовой воды и схема очистных сооружений
|
|
|
После дегазации нефть поступает на установку предварительного сброса пластовой воды УПСВ. Нефть поступает на «Хитер - Тритер 1, 2, 3» и отстойники О - 4, 5 где происходит нагрев жидкости от 23 до 50 град. С.
После УПСВ нефть поступает на вторую ступень сепарации С - 2/1, 2, 3, 5, 6. После сепарации нефть с давлением Р = 0,2 - 0,25 МПа и температурой 40 град. С поступает на насосы нефти Н - 1/1, 2, 3 после выхода с насосов нефть проходит через узел учета нефти и далее на ЦППН.
Регулировка уровня жидкости со второй ступени сепарации осуществляется с помощью регулирующего клапана установленного на выходе газа со второй ступени на факел.
Подтоварная вода поступает в резервуары отстойники РВС - 5000 №3, 4, 5, 6. После отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров самотеком поступает в насосы откачки очищенных стоков В 1, 2, 3, оттуда далее на КНС 2.
Уловленная нефть с высоты Н 7 - 7,5 м поступает самотеком в РВС 1, 2 (аварийные) либо на насосы Н 2/1, 2 подрезки или ЕП 12/2. Далее нефть поступает на вход первой ступени сепарации.
. Отвод газа
Газ выделяемый после первой ступени сепарации С - 1 / 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 поступает в сепараторы - каплеуловители Г 3, 4 (2.6), 5. В качестве газосепараторов - каплеуловителей применены горизонтальные аппараты, имеющие двухсторонний ввод, объемом 80 м3 и внутренним устройством по типу каплеуловителей ГС 4 конструкции СибНИИНП и ГТНГ.
В газосепараторе - каплеуловителе не допускается накопление жидкости. Жидкость из этих аппаратов должна свободно перетекать в линию нефти после сепараторов с первой ступени С 1/1, 2, 3, 4, 5, 6, 7.
Давление в аппаратах поддерживается с помощью регуляторов давления после себя. После газосепараторов - каплеуловителей Г 3, 4, 5 газ давлением 0,7 - 0,5 МПа подается в газопровод внешнего транспорта. Учет газа осуществляется с помощью трех диафрагм установленных в БУГ(блок учета газа).
Газ из сепараторов - буферов при давлении 0,56 МПа подается в газопровод. В случае невозможности подачи газа в газопровод внешнего транспорта газа сбрасывается на факел при помощи открытия задвижки №13.
Газ со второй ступени сепарации сбрасывается через клапанную сборку на факел Ф 1, 2.
|
|
|
. Опорожнение аппаратов, откачка жидкости из конденсатосборников
Для опорожнения аппаратов используются дренажные трубопроводы, которые все соединены с подземной аварийной емкостью объемом 40 м3 Е 8, 9, 10, 11, 12/1, 12/2.
1.2 Технологическая схема УПСВ
Подача сырой нефти на установку предварительного сброса воды осуществляется по следующей схеме.
Разгазированная нефтяная эмульсия ДНС-2 после сепараторов С-1/2, 3, 4, 5, 6, 7 поступает на УПСВ.
Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трех параллельно работающих трехфазных аппаратах O-1, 2, 3, производства фирмы СИВАЛС (США) и отстойники О - 4,5.
Нефтяная эмульсия поступает в аппараты 0 -1, 2, 3, через открытые задвижки №50, 51, 52, и О - 4, 5, 6 задвижки №37, 36.
Поступающие нефть, вода, эмульсия и попутный газ входят в установку через входной штуцер, расположенный наверху емкости.
Жидкая фаза попадает во входной отсек установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Выделившейся газ поднимается наверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость в газе коагулируется и сливается с жидкой фазой внизу емкости. Далее газ проходит через клапан обратного давления, контролирующий рабочее давление газа в установке, и выводиться с установки.
Жидкость из входного патрубка попадает на входной зонт-распределитель потока аппарата, по которому стекает с выделением свободной воды, собираемой в нижней части емкости под жаровыми трубами в зоне сброса воды.
Температура в жаровых трубах и топке поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры имеется альтернативный источник топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой установлены в блоке управления.
Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляции капелек нефти и воды. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.
Нефть поднимается выше, коагулируясь в средней части аппарата, и перетекает через специальные перегородки, попадая на коалесцирующие фильтры (коалесцеры).
Коалесцирующие фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных пластин, расположенных друг над другом.
В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин коалесцера. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборную секцию, откуда через патрубок, через регулирующий клапан выводиться из аппарата.
|
|
|
Предварительно обезвоженная нефть, прошедшая через трехфазные аппараты поступает в сепараторы-буферы С-2/1, 2, 3, 5, 6 и далее насосами ДНС-3 откачивается на ЦППН.
Газ выделившийся в трехфазных аппаратах 0-1, 2, 3 начинает использоваться на топливо, остаточное количество газа направляется на факел.
Вода, выделившаяся из эмульсии вблизи жаровых труб и в коалесцере, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Затем вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два патрубка сброса пластовой воды.
Далее неочищенная пластовая вода поступает на очистные сооружения, где подготавливается для использования в системе ППД.
В жидкость, поступающую на ДНС-3, подается разбавленный деэмульгатор. Для приготовления раствора деэмульгатора в блок БР-25 подается предварительно обезвоженная нефть с выкида насоса Н -1/1,2,3 через открытую задвижку, раствор деэмульгатора вводиться в нефтесборные трубопроводы через открытые задвижки.
Система подачи топливного газа на газовые форсунки секции нагрева.
Газ для топки отбирается либо из установки (выделившийся из нефти попутный газ), либо от отдельного источника. Газ от отдельного источника подается с площадки подготовки топливного газа ДНС-3 через задвижку 122, при этом клапан HV4, который находится у скрубберной емкости в блоке управления, должен быть открыт.
Для того чтобы в систему подачи топливного газа не попала капельная жидкость (нефть, конденсат), газ проходит сначала через скруббер топливного газа. Скруббер оснащен датчиком предельного уровня конденсата, который отсекает подачу топливного газа при наполнении скруббера жидкостью. Скруббер также оснащен выносной уровнемерной колонкой и дренажным клапаном для периодического слива собирающейся жидкости.
Из скруббера газ поступает на две главные горелки через клапан-регулятор PR2, который снижает давление в системе до 0,25 МПа. Подача топливного газа в главные горелки топок осуществляется через два параллельных отсекающих клапана XSV2, контрольные клапаны ТС1 управляются регуляторами температуры в этой секции и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки.
Каждая установка оснащена двумя горелками и каждая из них контролируется одним регулятором температуры ТС1 и соответствующей топкой. Топливный газ на пилотные горелки проходит через регулятор газа PR1, который снижает давление до 0,11 МПа. Затем топливный газ на каждый пилот проходит через отсекающий клапан XSV1 и ручной отсекающий клапан HV1, который осуществляют контроль за подачей газа в горелки. Каждая горелка оснащена одним пилотом.
Постановка задачи
|
|
|
