Разработка АСУ ТП Центрального пункта сбора и подготовки нефти

В точке врезки  трубопровода в систему трубопроводов НПС  давление до 0,5 МПа.

В качестве агрегатов  насосной внешней перекачки  применены  центробежные насосы типа ЦНСАн180-170 с  двойными торцовыми уплотнениями.

Сырая нефть из РВС  насосами Н2/1-Н2/4 внутрипарковой перекачки направляется на вход печей ПТБ и далее проходит всю цепочку подготовки.

В качестве насосов внутрипарковой перекачки применены агрегаты типа ЦНСАн-180-85 с двойными торцовыми уплотнениями. Насосные агрегаты (всех насосных ЦПС) снабжены датчиками, позволяющими  осуществлять контроль температуры подшипников электродвигателя и насоса (4 шт.). Вход насоса снабжен фильтром для улавливания механических примесей. Контроль за давлением на входе  и нагнетании насосов осуществляется, как по месту (техническими манометрами), так и дистанционно. Предусмотрен контроль утечек через сальники, контроль протечек через узел разгрузки гидропяты. Насосный агрегат и вся его технологическая обвязка имеют дренажные спускники в общий дренажный коллектор закрытой дренажной системы. Помещение каждой насосной снабжено системой датчиков-газоанализаторов для контроля за наличием горючих газов в помещении с сигнализацией в операторную. В насосных предусмотрена также сигнализация низкой температуры  и пожарная сигнализация. Проектом предусмотрен контроль перепада давления на фильтре приемного (всасывающего) трубопровода.

Резервуарный парк комплектуется  газоуравнительной системой и установкой улавливания лёгких фракций (УУЛФ). Уклон газопровода Dу = 250мм до емкости конденсатосборника ЕП-7 (объем  16 м³). Газовая линия конденсатосборника и КСУ подключается к системе улавливания легких фракций УЛФ. Товарный парк оснащается резервуарами РВС стальными для нефти со  стационарной крышей, с расчетной температурой ниже минус 40 ⁰ С.

Допустимые пределы  давления в резервуарах Рmax = 200 мм.вод.ст., Рmin = минус 10 мм.вод.ст. (вакуум).

Количество выделяемого  газа в резервуарах:

• сырьевых, м³ / м³   - 0,25 - 0,3;
• товарных, м³ / м³  - 0,12 - 0,15.   

Качество нефти на выходе с товарного парка:

• содержание воды до 1,0 % (массовая доля воды);
• содержание хлористых солей до 300 мг/дм3
• давление насыщенных паров, КПа (мм рт.ст.) не более 66,7 (500);
• массовая доля механических примесей, % не более 0,05.

 

 

 

1.3.5 Факельная система ЦПС

 

Включает в себя два факельных ствола: Ф1 – высокого давления,         Ф2 – низкого давления.

Оба факельных коллектора оборудованы факельными сепараторами.

Расход  сбрасываемого  газа на факел контролируется  ультразвуковыми расходомерами.

Каждый из факелов  имеет свой запально-регулирующий блок, где производится регулирование  топливного газа и подача его на запальник и дежурную горелку  в виде газовоздушной смеси.  Контроль за работой горелок выведен в  операторную. Расход газа на горелки также контролируется и регистрируется.

 Жидкость из ФС1 и ФС2 стекает в факельную емкость  ЕК1 и ЕК2, откуда по мере заполнения  откачивается насосом на вход  КСУ. Объемы автоматизации Ф1  и Ф2 аналогичны. Дренажные емкости   ЕК1, ЕК2,  оснащены средствами автоматизации, обеспечивающими  включение по верхнему уровню насоса откачки, отключение по нижнему уровню насоса откачки, сигнализацию аварийного верхнего уровня, давления на выкиде насоса откачки.

На факел высокого давления направляется газ из ГС1, ГС2, при аварийных ситуациях с предохранительных клапанов ГС1 … ГС2, С1/1 … С1/4, ОН1/1…ОН1/3, ДГ1/1…ДГ1/3.

На факел низкого  давления направляется газ с предохранительных  клапанов КСУ.

Сетчатый газосепаратор  ГС-2 используется для очистки газа от капельной жидкости, направляемого на печи ПТБ на запальники и дежурные горелки Ф1, Ф2, УППВ и в качестве продувочного газа факельных установок.

 

 

 

 

 

 

1.3.6 Установка подготовки пластовых вод (УППВ)

 

Вода отделяемая в  трехфазных сепараторах С1/1…С1/4  и отстойниках ОН1/1…ОН1/3 двумя потоками поступает в отстойник воды флотационный ОВФ1…ОВФ2 типа ОВФ-90, где происходит  отделение остаточной нефти и механических примесей методом флотации.

В отстойник под слой “грязной” воды через распределитель подается попутный нефтяной газ давлением  Р= 0,15-0,2 МПа, в количестве 65 м³ / сутки.

Проходя через слой воды газ захватывает капельную нефть  и мехпримеси. Собирающаяся в верхней  части аппарата пена периодически откачивается. Для интенсификации процесса очистки на прием отстойника ОВФ через блок ввода реагента вводится флокулянт ВПК-402. Расход до 6 г на 1м³ грязной воды. Объем отстойника ОВФ- 90 м³ .

В отстойнике предусмотрен контроль следующих параметров: давления на входе и выходе, температуры  жидкости, давления рабочего агента (попутного газа), контроль и регулирование межфазного уровня “вода- нефть”.

Качество воды на выходе:

• содержание нефти до 50 мг/л;
• механических примесей до 10 мг/л.;
• крупность механических частиц  до 10 мкр.

Очищенная вода из отстойника сбрасывается в буферную емкость. Вода  из буферной емкости (БЕ) подается в РВС или на прием насосной воды (Н5/1...5/4) и далее через фильтры, где происходит очистка воды от механических примесей до 5мкр на узел учета воды и на прием КНС.

Откачка из РВС  воды производится также насосами Н5/1...Н5/4.

 

1.3.7 Компрессорная станция

 

Согласно проведенным  технологическим расчетам отбор  газа на первой ступени сепарации  ЦПС ЗМБ  составляет 70 % от всего  количества попутного газа. При этом остатки газа до 30% при полном разгазировании приходятся на горячую и концевую ступени сепарации. Для компримирования этого количества газа будет применена отечественная компрессорная установка типа 7ГВ-50/7.М3.У2, выпускаемая Казанским заводом компрессорного машиностроения «ТАКТ».

На базе компрессорной  установки 7ГВ-50/7.М3.У2  запроектирована компрессорная станция, с помощью которой газ низших ступеней сепарации направляется в газопровод для транспорта потребителю. Проектом предусмотрено в составе компрессорной станции 4 установки 7ГВ-50/7.М3.У2 (3 рабочих + 1 резервная).

Компрессорная установка 7ГВ-50/7 М3.У2 – газовая, винтовая, производительностью  по условиям всасывания 50 м³/мин., давление нагнетания 0,7 МПа.

Все оборудование соединено  между собой трубопроводами с  установленной на них арматурой. Установка снабжена системой автоматизации, обеспечивающей ее безаварийную работу.

В полость компрессора  для снижения внутренних перетоков  газа и одновременно снижения температуры  сжатого газа впрыскивается масло. Компрессорная станция проектируется из блок-боксов заводского изготовления сблокированных в единое здание.

Газ, выделившийся в аппаратах  поступает во входной сепаратор  ГС3; газ с установки улавливания  легких фракций (УУЛФ) и КСУ –  в ГС4. В ГС происходит отделение  газа от унесенного им конденсата и механических примесей.

Накопившаяся в ГС3 и ГС4  жидкость сбрасывается в  дренажную емкость.

Газосепараторы ГС3 и  ГС4 оснащены приборами контроля давления на входе и выходе, датчиками температуры  и межфазного уровня                          «газ - конденсат».

Далее газ направляется на вход компрессорного агрегата, куда подается, также масло.

Газомасляная смесь  поступает в маслоотделитель, где  происходит отделение масла от газа.

Масло конденсируется и  отводится через конденсатоотводчик. При этом достигается остаточное содержание масла в газе не более 2-3 мг/кг газа. Компрессорная установка поставляется в блочном исполнении с полной комплектацией основного и вспомогательного оборудования.

Далее газ направляется через теплообменник установки осушки газа в концевой газоохладитель типа АВО, после которого температура газа в системе трубопроводов  не превышает 70 ⁰С.

Газ после охлаждения направляется в концевые сепараторы ГС5 и ГС6. В этих сепараторах происходит отделение газового конденсата и остатков масла. Жидкость из сепараторов С5 и С6 перекачивается в емкость сбора конденсата, а газ после КС совместно с газом первой  ступени сепарации подается в газопровод для дальнейшего транспорта потребителю или на осушку [3].

 

1.4 Недостатки в работе ЦПС

 

При прохождении сырья  первой ступени сепарации происходит отделение нефти с высоким  содержанием воды. Уровень нефти  в сепараторе может быть превышен, это приведет к попаданию нефти на факел высокого давления, что не желательно. Если уровень нефти будет слишком низким, то на печи ПТБ вместо нефти на подогрев пойдет газ. Когда уровень воды очень маленький, то нефть может уйти на УППВ.

Что бы решить выше указанные  недостатки нами будет разработана  система автоматизации, которая  позволит оператору – технологу оперативно наблюдать за происходящим процессом, а также даст возможность вмешаться в процесс сепарации нефти, путем регулирования выходных клапанов регуляторов в ручном или автоматическом режиме, что приведет к более эффективной и качественной работе ЦПС.

2. Постановка  задачи

 

АСУТП центрального пункта сбора (ЦПС) предназначена для автоматизированного контроля и управления технологическими процессами сбора, подготовки нефти, газа и подтоварной воды.

 

2.1 Назначение системы

 

Автоматизированная система управления технологическими процессами ЦПС предназначена для выполнения следующих функций:

• контроль параметров технологического процесса подготовки нефти;
• управление основным технологическим оборудованием, входящим в состав ЦПС;
• решение задач автоматического регулирования, аварийной защиты;
• визуализация хода технологического процесса станции с отображением текущих значений;
• выдача    предупреждающих   и    аварийных    сообщений       посредством персонального компьютера;
• обмен по каналам передачи предприятия технологической информацией между АСУ ТП ЦПС и системой управления удаленным узлом учета нефти.

Системой предусматривается  возможность вмешательства оператора  ЦПС в ход технологического процесса (открытие/закрытие электрозадвижек, переопределение  уставок для регуляторов) путем подачи команд с автоматизированного рабочего места оператора-технолога, организованного на базе персонального компьютера.

 

 

 

 

 

2.2 Цели создания АСУ ТП ЦПС

 

Система АСУ ТП ЦПС  создается с целью:

• комплексной автоматизации технологических объектов, входящих в состав ЦПС;
• создания на базе АСУ ТП малолюдной и безлюдной технологий и получение плановых объемов товарной продукции при минимальных эксплуатационных затратах;
• создания автоматизированной системы контроля, регулирования, противоаварийной защиты, сбора, передачи и обработки информации, построенной по многоуровневому распределенному принципу с использованием программируемых контроллеров, персональных компьютеров, а также средств связи и передачи информации;
• повышения надежности и безопасности (в том числе экологической) работы всех технологических комплексов и предотвращения аварийных ситуаций;
• осуществления контроля и учета материальных и энергетических ресурсов;
• формирования    оперативных    сводок    и    отчетных    документов    о    ходе технологического процесса ЦПС.

 

2.3 Перечень объектов

 

В состав технологического оборудования ЦПС входят:

а) Площадка входных фильтров:

• шесть входных фильтров Ф1 – Ф6 на трубопроводах с УДР.

б) Установка первой ступени сепарации:

• четыре  сепаратора первой  ступени  С1/1 – С1/4, 
• сепаратор  С1/4 резервный;
• два газосепаратора сетчатых ГС1 – ГС2.

в) Установка подготовки нефти:

• три печи ПТБ1/1 – ПТБ1/3;
• три отстойника нефти ОН 1/1 – ОН 1/3;
• три дегазатора Д1/1 – Д1/3;
• три электродегидратора ЭГ1 /1 – ЭГ1 /3;
• три концевые сепарационные установки КСУ 1/1 – КСУ 1/3;
• дренажные емкости ЕП1 – ЕП4, ЕП6 – ЕП8;
• насосная станция внутренней перекачки НЗ/1 – НЗ/4;
• насосная станция внешней перекачки Н6/1 – Н6/4;
• блок подготовки и закачки реагентов, ингибиторов коррозии БРХ, две расходные емкости БИЛ – Б11.2 с электронагревателями, насосом заправки, двумя плунжерными насосными агрегатами, бак ингибитора солеотложений Б11.3 объемом 4,5м3, бак бактерицида Б11.4 объемом 4,5м3.