Анализ работы установки предварительного сброса воды ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть»

 

Наборы контроллерных  модулей обеспечивают возможность  компоновки контроллеров различной  производительности (от единиц до нескольких сотен сигналов).

 

Конфигурация контроллера System 2005 в максимальном варианте:

 

- цифровых входов/ выходов  - 800;

 

- аналоговых входов/ выходов  - 400;

 

- импульсных входов - 200.

 

Контроллер System 2005 имеет стопроцентный  горячий резерв. Нижний уровень узла учета нефти строится на базе устройства программного управления TREL-5B ООО "ТРЭИ ГМБХ" г. Пенза.

 

Нижний уровень объектов электроснабжения строится на базе контроллера "Омь" фирмы "Мир" г. Омск.

 

5.         Средний уровень. Средний уровень  УПСВ представляет собой рабочую

 

6.         (операторскую) станцию на базе  промышленного компьютера, которая  размещается в

 

7.         представленной структурной схеме  вычислительного комплекса имеется  возможность

 

8.         разместить АРМ энергетика в  диспетчерском пункте на опорной  базе промысла.

 

5.5 Размещение и монтаж  комплекса технических средств  АСУ ТП

 

Первичные преобразователи, датчики технологических параметров и исполнительные механизмы, монтируемые  непосредственно на технологическом  оборудовании и трубопроводах, устанавливаются  с помощью закладных деталей, которые устанавливаются и учитываются  технологической частью проекта.

 

Блочно-модульное технологическое  оборудование оснащается первичными преобразователями, датчиками и исполнительными  механизмами на заводах—изготовителях  блоков, там же выполняется монтаж внутриблочных электрических и  трубных проводок.

 

Приборы, устанавливаемые  на открытых технологических площадках  и неприспособленные к эксплуатации в условиях низких температур окружающего  воздуха, размещаются во взрывозащищенных утепленных электрообогреваемых шкафах.

 

Внешние электрические проводки на проектируемых объектах промыслового обустройства выполняются следующим  образом:

 

а) внутри производственных помещений и по наружным технологическим  площадкам — изолированными проводами  в стальных защитных трубах или контрольными небронированными кабелями в коробах  и лотках.

 

Для взрывоопасных помещений  категорий В-1А применяются кабели и провода с медными жилами и защитные водогазопроводные трубы  по ГОСТ 3262-75. В остальных случаях  используются кабели и провода с  алюминиевыми жилами и защитные электросварные трубы по ГОСТ 10704-76.

 

б) междуплощадочные трассы - контрольными небронированными кабелями с медными и алюминиевыми жилами по ГОСТ 1508-78.

 

Кабели с медными жилами применяются во взрывоопасных условиях (В-1А) и в случаях, определяемых специальными требованиями к цепям измерения.

 

Экранированные кабели с  медными жилами применяются для  уменьшения влияния помех, наводок  в цепях аналоговых и импульсных сигналов.

 

Между площадочные электрические  проводки прокладываются на отдельных  полках по кабельным эстакадам и  в коробах совместно с силовыми (0.4 кВ) кабелями.

 

Электропитание операторских станций и контроллерного оборудования осуществляется от сети переменного  тока напряжением 220В двумя вводами. В случае исчезновения напряжения питающей сети электропитание обеспечивается от источника бесперебойного питания, установленного в операторной./11/

 

Используемая для ведения  технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно  поддерживать технологический режим.

 

 

 

 

6. Технологический расчёт

 

 

 

Поверочный технологический  расчет проводится с целью выявления  максимально возможной производительности оборудования установки предварительного сброса воды по жидкости.

 

 

 

6.1 Технологические параметры  УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть»

 

I ступень сепарации С-1: температура 40-45оС, давление 1,5-3атм.(0,15-0,3 мПа).

 

Отстой с обезвоживанием:температура 40- 45оС, давление 1,2-2,5 атм. (0,12-0,25 мПа).

 

IIступень КСУ: температура  40-45оС, давление 0-0,2атм. (0-0,02 мПа).

 

Газовый фактор 43 м3/т /12/

 

Сырье – газоводонефтяная жидкость.

 

Характеристика нефти  НГДУ «МН»:

 

Плотность, кг/м3 871-885

 

Вязкость, мм2/с (при 20оС) 22-53

 

Массовое содержание, %:

 

Серы 1,2-1,5

 

Смол селикагелевых 7-11

 

Асфальтенов 1,8-5,0

 

Парафинов 2,9-3,9

 

Можем сделать заключение:

 

нефть парафинистая > 1,5%

 

сернистая > 1,8 %

 

Тип нефти - средняя (р(20оС) - 851- 885 кг/м3)

 

нефть высокоэмульсионная (I группы)

 

I группа - это нефть с  плотностью при 20°С - 860-890кг/м3,

 

вязкостью при 20°С - 12-15 и выше мм2/с,

 

содержание смол 5-15%,

 

асфальтенов - 1-7%. /13/

 

6.2 Поверочный расчет технологического  оборудования

 

6.2.1 Расчёт аппаратов I ступени сепарации

 

Нефтегазовый сепаратор  НГС 2-1,0-2400-2-И, объёмом 100м3.

 

кол-во аппаратов -2 шт.

 

Входной сепаратор предназначен для сепарации газа из жидкости

 

Давление 1,5-3,0 кгс/см 2 (0,15-0,3 мПа),

 

температура 40- 45°С по РД 39-0004-90

 

Объем сепаратора 100 м3,

 

Время нахождения жидкости в  сепараторе 5 минут.

 

Обводнённость нефти НГДУ «МН» - 85%

 

Найдём плотность жидкости по формуле:

 

рж =  (7)

 

где rж - плотность жидкости, кг/м3;

 

rн - плотность нефти,  кг/м3;

 

rв - плотность воды, кг/м3 ;

 

В - обводнённость нефти  в долях

 

рж = = 987 кг/м3

 

 

 

Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле:

 

Q = (8)

 

где Q - производительность аппарата, м3/мин, м3/час;

 

V - объём аппарата, м3;

 

с – коэффициент заполнения объёма аппарата жидкостью, равен 0,6;

 

t- время пребывания, мин

 

Q == 12 м3/мин = 720 м3/час

 

Рассчитаем объемный расход потока:

 

υж =  (9)

 

где υж - объёмный расход потока, м3/сут;

 

n- количество аппаратов,  шт;

 

1,2 - коэффициент запаса, применяемый,  если будет дополнительная подача  жидкости;

 

Q - производительность аппарата, м3/мин, м3/час.

 

 

 

υж = = 28 800 м3/сут

 

Максимальное количество жидкости, поступающей на установку, находим по формуле:

 

Qж = υж* рж /1000 (10)

 

где Q ж - количество жидкости поступающей на установку, т/сут;

 

υж - объёмный расход потока, м3/сут;

 

рж - плотность жидкости, кг/м3.

 

 

Qж = 28 800* 987/1000 = 28 426 т/сут.

 

Эскиз нефтегазового сепаратора без сброса воды представлен на рис. 8. /14/

 

Из расчёта видно, что  пропускная способность 2 входных сепараторов, объёмом 100 м3

 

каждый, 28 800 м3/сут (28 426 т/сут).

 

6.2.2 Расчёт отстойников

 

 

 

отстойник ОГ-200 1-1,0-3400-2-И, объёмом 200м3

 

кол-во аппаратов -6 шт.

 

Температура обезвоживания 40-45°С,

 

давление 1,2-2,5 кгс/см2 (0,12-0,25 мПа),

 

время отстоя эмульсии 30-60 минут,

 

Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле (8):

 

Q == 4 м3/мин = 240 м3/час

 

Рассчитаем объемный расход потока по формуле (9):

 

 

 

υж = = 28 800 м3/сут

 

Из расчёта видно, что  пропускная способность 6 отстойников, объёмом 

 

200 м3 каждый, 28 800 м3/сут  (28 426 т/сут).

 

Эскиз отстойника ОГ-200 1-1,0-3400-2-И  представлен на рис. 9. /14/

 

 

6.2.3 Расчёт аппаратов II ступени сепарации

 

В качестве концевой сепарационной  установки принят

 

нефтегазовый сепаратор  НГС 2-1.0-2400-2-И объёмом 100 м3

 

кол-во аппаратов -2 шт.

 

Температура эмульсии 40-45°С,

 

давление 0-0,2 кгс/см2 (0-0,02 мПа),

 

время отстоя 5-10 минут,

 

 

 

Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле (8):

 

Q == 12 м3/мин = 720 м3/час

 

Рассчитаем объемный расход потока по формуле (9):

 

υж = = 28 800 м3/сут

 

Рассчитаем работу КСУ  в аварийном режиме.

 

Сброс жидкости после сепараторов  первой ступени сепараторов С1/1, С1/2.

 

Обводненность нефти – 85 %.

 

Проверим производительность КСУ в минуту по формуле (8):

 

Q == 12 м3/мин = 720 м3/час 

 

Объем жидкости, поступающей  на КСУ будет равен:

 

υж == 1200 м3/час 

 

Объем КСУ рассчитывается с учетом нагрузки по жидкости и  времени пребывания по формуле:

 

V = , (11)

 

где υж - объёмный расход потока, м3/час;

 

t- время пребывания, мин;

 

с – коэффициент заполнения объёма аппарата жидкостью, равен 0,6;

 

1,2 - коэффициент запаса, применяемый,  если будет дополнительная подача  жидкости;

 

V =  = 200 м3.

 

Рассчитаем необходимое  количество аппаратов, когда КСУ  работает в аварийном режиме, по формуле:

 

n = , (12)

 

где υж - объёмный расход потока, м3/час;

 

1,2 - коэффициент запаса, применяемый,  если будет дополнительная подача  жидкости;

 

Q - производительность аппарата, м3/час.

 

n =  = 2,0

 

Время пребывания жидкости в  сепараторе принято в зависимости  от типа нефти в соответствии с  РД 39-0004-90/15/. Сепарационное оборудование, представлено в табл. 11.

 

/16,17/

 

Таблица 11

 

Характеристика оборудованияАппарат 

Наименование

 

Тип 

Производительность,

 

м3/час 

Давление,

 

МПа Объем, м

Сепаратор первой ступени  сепарации 

Нефтегазовый 

 

НГС 2-1. 0-2400-2-И

 

ГП 868.00.000 160. ..800 1.6 100

Отстойник 

Отстойник горизонтальный

 

ОГ-200 80. ..400 1.0 200

Сепаратор второй ступени  сепарации 

Нефтегазовый

 

НГС 2-1. 0-2400-2-И

 

ГП 868.00.000 160. ..800 1.6 100

 

 

Вывод: по поверочному расчёту  существующих аппаратов установки  предварительного сброса воды с учетом технологических параметров (температуры  и давления), принятых в схеме  показано, что максимальная пропускная способность оборудования по нефти  и жидкости - 28 800 м3 / сутки (28 426 т/сут).

 

 

 

 

7. Материальный баланс  установки предварительного сброса  воды

 

 

 

7.1 Материальный баланс  базовой установки предварительного  сброса воды № 3 НГДУ «Мамонтовнефть»  при максимальной пропускной  способности оборудования

 

На основании поверочного  технологического расчета составлен  материальный баланс установки предварительного сброса воды № 3 НГДУ «Мамонтовнефть»  при максимальной пропускной способности  оборудования по сырью табл. 12. Число  рабочих дней в году 365.

 

Таблица 12

 

Материальный баланс базовой  УПСВ-3 Статьи баланса % объем. тыс. м3/год м3/сут м3/час % весов. тыс. т/год т/сут кг/час

Приход:        

1. Сырая нефть: 15,1 10 512,0 28 800,0 1 200,0 99,5 10 404,3 28 425,6 1 184 400,0

в т.ч. нефть 2,3 1 576,8 4 320,0 180,0 13,2 1 379,7 3 780,0 157 500,0

вода пластовая 12,8 8 935,2 24 480,0 1 020,0 86,3 9 024,6 24 724,8 1 030 200,0

2. Газ попутный 84,9 59 327,1 162 540,0 6 772,5 0,5 56,5 154,7 644,7

Итого: 100,0 69 839,1 191 340,0 7 972,5 100,0 10 460,7 28 659,5 1 188 344,7

Расход:        

1. Обезвожен-ная нефть: 2,27 1 587,3 4 348,7 181,2 13,3 1 390,3 3 808,9 158 705,7

в том числе:        

нефть на ЦПС 2,26 1 576,8 4 320,0 180,0 13,2 1 379,7 3 780,0 157 500,0

вода на ЦПС 0,01 10,5 28,7 1,2 0,1 10,6 28,9 1 205,7

2. Вода на КНС 12,78 8 924,7 24 451,3 1 018,8 86,2 9 014,0 24 695,9 1 028 994,3

3. Газ попутный: 84,9 59 327,1 162 540,0 6 772,5 0,5 56,5 154,7 644,7

Итого: 100,0 69 839,1 191 340,0 7 972,5 100,0 10 460,7 28 659,5 1 188 344,7

 

 

7.2 Материальный баланс  проектной УПСВ-3

 

 

 

Материальный баланс проектной  установки предварительного сброса воды №3 НГДУ «Мамонтовнефть» (с учетом части нефти с месторождения  Угутско – Киняминской группы НГДУ «Майскнефть») на 2005 год приведен в табл. 13. Число рабочих дней в  году 365.

 

Физико-химические свойства нефти НГДУ «МсН»:

 

Плотность, кг/м3 - 861

 

Вязкость, мм2/с (при 35оС) - 7,17

 

Содержание воды, % об. – 38

 

Газовый фактор 62 м3/т /12/

 

Таблица 13

 

Материальный баланс проектной  УПСВ-3 на 2005 год %    %   

Статьи баланса объем. тыс. м3/год м3/сут м3/час весов. тыс. т/год т/сут кг/час

Приход:        

1. Сырая нефть : 15,6 6 807,0 18 649,4 777,1 99,5 6 685,3 18 315,8 763 157,3

в т.ч. нефть с ДНС-2Е 1,3 571,9 1 566,8 65,3 7,4 500,4 1 371,0 57 123,3

нефть с кустов 0,8 341,0 934,3 38,9 4,4 298,4 817,5 34 063,9

нефть с "МСН" 1,0 447,0 1 224,6 51,0 5,7 384,9 1 054,4 43 932,6

вода с ДНС-2Е 7,5 3 240,7 8 878,6 369,9 48,7 3 273,1 8 967,4 373 640,7

вода с кустов 4,4 1 932,5 5 294,5 220,6 29,0 1 951,8 5 347,5 222 810,5

вода с "МСН" 0,6 274,0 750,6 31,3 4,1 276,7 258,1 31 586,2

2. Газ попутный 84,4 36 691,9 100 525,8 4 188,6 0,5 34,9 95,7 3 987,5

Итого: 100,0 43 498,9 119 175,2 4 965,6 100,0 6 720,2 18 411,5 767 144,8

Расход:        

1. Подготовленная нефть: 3,11 1 368,5 3 749,2 156,2 16,6 1 193,0 3 268,5 136 185,8

в том числе:        

нефть на ЦПС 3,09 1 359,9 3 725,7 155,2 16,5 1 184,3 3 244,7 135 197,7

вода на ЦПС 0,02 8,6 23,5 1,0 0,1 8,7 23,7 988,1

2. Вода на КНС 12,49 5 438,6 14 900,2 620,8 81,7 5 493,0 15 049,2 627 049,3

3. Газ попутный: 84,4 36 691,9 100 525,8 4 188,6 0,5 34,9 95,7 3 987,5

в том числе:        

Итого: 100,0 43 498,9 119 175,2 4 965,6 100,0 6 720,2 18 411,5 767 144,8

 

 

Вывод: на установке предварительного сброса воды № 3 НГДУ «Мамонтовнефть»  имеются реальные возможности для  увеличения ее пропускной способности  по жидкости, при этом качество подготовленной нефти не изменится.

 

Реализация данного проекта  позволяет увеличить производительность установки предварительного сброса воды в расчете на 2005 год с 16 674,2 м3/сут до 18 649,4 м3/сут (на 12 %). При этом доля загрузки установки сырой нефтью НГДУ «МсН» на 2005 год составит 10 % и имеет тенденцию к увеличению. Коэффициент загрузки установки  по сырью увеличиться к 2005 г. на 6 %. У установки предварительного сброса воды № 3 имеется резерв по наращиванию  производительности - более 30% по жидкости.