Burenie Слинкина / Для ТПАП из интернета / ЦППН
.docx-
ОБЩАЯ СТРУКТУРА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
1.1 Краткое описание процесса автоматизации
В связи с непрерывностью технологического процесса на установке первичной подготовки нефти необходимо предусмотреть систему контроля, сигнализации и автоматического регулирования технологического процесса. Система сигнализации и контроля должна обеспечивать безопасность работы установки, следя за технологическими параметрами процесса и предупреждая об отклонении этих параметров.
Процесса автоматизации:
Контроллеры осуществляют сбор информации от стандартных датчиков давления, температуры, уровня, а также ввод-вывод разнообразных дискретных сигналов. Через один из контроллеров информация по интерфейсу поступает в компьютер, на котором установлен сервер SCADA - монитор реального времени TRACE MODE. На нем организован графический интерфейс - автоматизированное рабочее место оператора ЦППН.
Основной экран АРМ представляет собой упрощенную мнемосхему, включающую в себя все основные технологические узлы ЦППН. С помощью основного экрана оператор может наблюдать реальные значения основных технологических параметров. На основном экране АСУТП ЦППН размещена вся необходимая информация, достоверно отображена технологическая схема и в тоже время экран не перегружен лишними элементами интерфейса.
Для отображения графиков - исторических трендов давления, уровня жидкости и положения заслонок - в системе предусмотрены отдельные экраны, между которыми устроена удобная навигация с помощью панели кнопок внизу экрана. По аварийным дискретным сигналам организована световая и звуковая сигнализация с квитированием. В качестве звуковой сигнализации используются звуковые файлы с озвучиванием конкретной аварийной ситуации или технологической сигнализации.
1.2 Описание технологического процесса
Со всех измерительных установок, установленных на кустах месторождения, нефть поступает в сборный коллектор и далее на вход установки предварительного отделения газа (УПОГ) (рисунок1). Падение давления в сборных коллекторах в результате движения по ним газонефтяной смеси может приводить к частичному выделению газа из нефти. В этом случае в сепарационную установку можно подавать разделенными потоками газ и нефть.
Этот принцип и использован на блочных сепарационных установках с предварительным отбором газа. Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора газа, которое расположено на наклонном участке подводящего трубопровода. Устройство предварительного отбора газа представляет собой отрезок подводящего трубопровода значительно большего диаметра, чем основная подводящая линия, установленный под углом 3—4° к горизонту, с приваренной вертикально газоотводной вилкой, соединенной трубопроводом с каплеуловительной секцией. Предварительно отобранный газ проходит через каплеуловитель, где в жалюзийных насадках отделяется от капельной влаги.
Нефть вместе с газом, не успевшим выделиться из нефти и не попавшим в газоотводную вилку, поступает в технологические емкости С1 и С2. С1 иС2 – это горизонтальная сепарационная установка или сепаратор, который предназначен для отделения газа от нефти.
ГС – газосепаратор.
С3 – сепаратор нефти №3.
С2– сепаратор нефти №2
С1– сепаратор нефти №1.
В сепараторах по технологическим признакам различают четыре секции: I — основную сепарационную, в которой происходит отделение газа от нефти; II —осадительную, предназначенную для выделения пузырьков газа увлеченных нефтью из сепарационной секции; III — секцию отбора нефти, служащую для сбора и отвода нефти из сепаратора; IV — каплеуловительную, находящуюся в верхней части аппарата и служащую для отвода газа и улавливания капельной нефти, уносимой потоком газа.
Сепараторы оборудованы приборами измерения уровня жидкости, давления, предельного уровня жидкости. Давление в сепараторах контролируется прибором типа Метран или Сапфир. По месту давление в сепараторах контролируется по техническому манометру. Уровень жидкости в сепараторах контролируется электронными уровнемерами OPTIFLEX 1300C и регулируется пневматическими заслонками SAMSON с электропневматическими позиционерами. Клапана установлены на трубопроводах по выходу нефти из каждого аппарата. Предельно-допустимый уровень в сепараторах контролируется прибором СУ2-14.
Разгазированная в сепараторах С 1-С 2 нефть через узел переключений задвижек поступает на печи подогрева нефти ПТБ5-40Э.
ПТБ5-40Э - Печь трубчатая блочная предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке. Нагрев продукта в ПТБ 5-40Э осуществляется прямым путем.
Таблица 1
|
Технологические блоки печи и система автоматизации печи на месте применения связываются между собой и с другими объектами подготовки нефти трубными коммуникациями, кабельными силовыми проводками, а также проводками контроля и автоматики. Теплообменная камера выполнена в виде металлического теплоизолированного корпуса, внутри которого размещены продуктовые змеевики из оребренных труб. Снаружи теплообменной камеры, на потолочной части крепятся дымовые трубы, площадка со стремянкой для обслуживания трех взрывных предохранительных клапанов.
В торцевых стенках корпуса камеры имеются штуцера для подвода инертного газа, либо пара от системы пожаротушения и штуцер, обвязанный трубопроводом и приборами контроля довзрывоопасной концентрации воздушной среды. Кроме того, для осмотра внутреннего объема теплообменной камеры в процессе работы на торцевой стенке со стороны стремянки имеются две гляделки с встроенными термостойкими стеклами. Теплообменная камера своим нижним основанием монтируется на блоке основании печи, представляющей собой стальную сварную пространственную конструкцию. В пределах блока основания печи размещены две камеры сгорания (реакторы горения) для сжигания топлива, трубопроводы подачи топлива к камерам сгорания и их запальным устройствам, воздуховод принудительной подачи воздуха на горение, соединяющийся при помощи тройника, мягких вставок и коробов подвода воздуха с блоком вентиляторного агрегата. Рама вентилятора посредством виброизоляторов соединена с соответствующим основанием, предназначенным для его установки на фундамент.
Продукт, подлежащий нагреву, поступает во входной коллектор, где его температура и давление измеряется приборами, и далее, распределяясь по двум трубопроводам, входит в теплообменную камеру. Продуктовый змеевик печи является двухпоточным. Нефть, при своем движении по секциям змеевиков, нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания газового топлива, которое сжигается в двух камерах сгорания и поступает в пространство теплообменной камеры.
Топливный газ поступает на печь от автономного ГРП. Печи оснащены системой контроля, регулирования и защиты.
Нагретая до температуры t=45-50С нефть, с добавленным в неё реагентом-деэмульгатором поступает в горизонтальный отстойник ОГ.
Горизонтальный отстойник непрерывного действия (рисунок 4) - предназначен для разделения продукции скважин на нефть-воду-газ. Применяется в нефтедобыче для предварительного сброса воды, обезвоживанию нефти и отделения газа.
Рисунок 4
Отстойник позволяет обезвоживать нефть до остаточного содержания воды 1 %. Качество сбрасываемой воды с содержанием нефтепродуктов не более 100 мг/л и механических примесей –20…30 мг/л. Отделение свободного газа происходит до 98%.
ОГ оборудованы приборами контроля давления типа Метран или Сапфир, контроля температуры ТСМУ и контроля уровня раздела фаз “вода-нефть” – OPTIFLEX 1300C. Уровень раздела фаз регулируется пневматическими заслонками SAMSON с электропневматическими позиционерами.
Обезвоженная нефть с обводненностью до 1% и температурой t=44 - 49С из ОГ поступает в сепараторор “горячей сепарации” С-3 (рисунок 2), для дальнейшего разгазирования нефти. Сепаратор оборудован приборами измерения и контроля уровня жидкости в аппарате, давления, предельно-допустимого уровня жидкости. Давление в сепараторе контролируется техническим манометром и прибором Метран. Уровень жидкости в сепараторе контролируется электронным уровнемером OPTIFLEX 1300C, предельный уровень – поплавковым сигнализатором уровня СУ2-14. Регулировка уровня нефти в сепараторе производится на выходном трубопроводе, пневматическим клапаном SAMSON с электропневматическим позиционером. С сепаратора С-3 нефть поступает в конечные сепарационные установки (КСУ-1,КСУ-2) (рисунок 5). КСУ также оборудованы приборами измерения и контроля уровня жидкости в аппарате, давления, предельно-допустимого уровня жидкости. Давление в сепараторе контролируется техническим манометром и прибором Метран. Уровень жидкости в сепараторе контролируется электронным уровнемером OPTIFLEX 1300C, предельный уровень – поплавковым сигнализатором уровня СУ2-14. Регулировка уровня нефти в КСУ производится пневматическими заслонками SAMSON с электропневматическими позиционерами.
Разгазированная в сепараторах нефть через узел переключений задвижек поступает в технологический резервуар РВС. Резервуар оборудован приборами: замера уровня жидкости, межфазного уровня жидкости “вода-нефть”, контроля предельного верхнего и нижнего уровня жидкости. Замер уровня жидкости и межфазного уровня жидкости “вода-нефть” в резервуарах производится электронным уровнемером OPTIFLEX 1300 C. Контроль предельно-допустимого уровня жидкости в резервуарах осуществляется прибором СУ2-14, сигнал от которого выведен на световое табло щита операторной.
В резервуарах происходит дальнейшее обезвоживание нефти путем гравитационного отстоя. Отстоявшаяся в резервуарах нефть с обводненностью до 10% по трубопроводу поступает на технологические насосы ЦНС .
Насосы снабжены приборами контроля давления - по входу техническим манометром и электроконтактным манометром ВЭ16РБ по выходу; температуры подшипников насоса и электродвигателя; контроля утечки сальников. Утечка сальников насосов контролируется прибором РОС-200М.
С выхода насосов нефть направляется на узел учета нефти (УУН), где при помощи расходомеров «НОРД» происходит контроль и учет отправляемой нефти.
Газ с УПОГа и сепараторов С-1 , С-2 поступает в газосепаратор ГС (рисунок 2), где происходит улавливание капельной жидкости и конденсата. Газосепаратор оборудован приборами контроля давления и предельного уровня жидкости. Давление в газосепараторе ГС контролируется техническим манометром и преобразователем давления «Метран». Предельный уровень жидкости контролируется прибором СУ2-14, сигнал от которого выведен на щит в операторную.
После газосепаратора часть газа направляется на сепаратор газа вертикальный СГВ, с которого газ, как топливо, поступает на:
- промысловую котельную;
- на печи подогрева нефти ПТБ-5;
- на путевые печи ППТ-1,6.
Уловленные в газосепараторе конденсат и жидкость дренируются в подземную емкость ЕП.
Газ из С-3 по отдельному газопроводу через конденсатосборник КС-2, предназначенный для улавливания конденсата и жидкости, находящихся в газе, поступает на факел низкого давления (ФНД-II), где сжигается. Газ с КСУ-1 и КСУ-2 поступает на ФНД-III. На газопроводе перед факелом, для улавливания капельной жидкости и газового конденсата, установлен конденсатосборник КС-1.
Подземные емкости (ЕП) оборудованы приборами контроля уровня OPTIFLEX 1300C, предельного максимального уровня – ДПУ5.
Для контроля и учета количества газа на каждом газопроводе установлен ультразвуковой расходомер VFM 3100. Подтоварная вода с горизонтального отстойника через пневматическую заслонку SAMSON поступает в технологический резервуар РОС-1, с которого внутрипарковыми насосами ЦНС, дополнительно отстоянная и разгазированная, подается на кустовую насосную станцию (КНС), для закачки в нефтеносные (продуктивные) пласты.