Файл: Основная часть 3 Описание технологического процесса упн 3.docx

Оглавление

Основная часть

1. Описание технологического процесса УПН

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вод а, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода – это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание п ластовой вод ы в нефти может достигать 80 %. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

Принципиальная схема УПН представлена на рисунке 1, где:

• 
  НГС – нефтегазовый сепаратор;
  
• 
  НГСВ – нефтегазовый сепаратор со сбросом воды;
  
• 
  ПП-0,63 – Путевой подогреватель нефти;
  
• 
  РГС-6 – Резервуар подтоварной воды;
  
• 
  Н-1/1, Н-1/2 – Насосы внутренней перекачки;
  
• 
  Н-2/1, Н-2/2 – Насосы внешней перекачки нефти;
  
• 
  РГС-1, 2, 3, 4, 5 – Резервуар товарной нефти;
  
• 
  БДР – Блок дозирования химического реагента;
  
• 
  ФВД – Факел высокого давления;
  
• 
  ФНД – Факел низкого давления;
  
• 
  ГФУ – Горизонтальная факельная установка.
  

---

Рисунок 1 - Принципиальная схема разрабатываемой УПН

Нефтесодержащая жидкость по промысловому сборному коллектору под давлением на устьях скважин направляется в сепаратор первой ступени с предварительным отбором газа. По пути следования в НСЖ из блока дозирования химических реагентов дозировочным насосом добавляется деэмульгатор (в количестве 30 – 60 г. на 1 т. эмульсии – в зависимости от стойкости эмульсии). Далее в сепараторе первой ступени происходит разрушение эмульсии и сброс по дренажному водопроводу отделившейся воды в резервуар подтоварной воды (РГС-6). Выделенный газ из сепаратора

по газопроводу поступает на путевой подогреватель нефти, а остальная часть идет на утилизацию в ГФУ, ФВД и блок розжига факельной установки. [3]

В сепаратор первой ступени полностью разрушить эмульсию и отделить воду от нефти невозможно, часть этой воды (до 4 %) вместе с нефтью в виде эмульсии поступают в путевой подогреватель, в котором она предварительно нагревается до температуры 40 – 50 °С за счет сжигания газа в топке, в результате чего выделяются из нефти углеводородные газы. Горячая нефтегазоводяная смесь направляется в сепаратор второй ступени со сбросом воды, где происходит окончательная дегазация и отделение нефти от воды. Выделенный газ из сепаратора второй ступени подается на утилизацию в ФНД. Выделенная нефть подается по нефтепроводу в резервуары товарной нефти (РГС-1, 2, 3, 4, 5), а выделенная вода сбрасывается по дренажному водопроводу в резервуар подтоварной воды (РГС-6), которая далее с помощью насосного блока подается в путевой

---

подогреватель (теплоноситель), а остальная часть на утилизацию в ГФУ.

2. Разработка структурной схемы АС

Управление технологическими процессами подготовки к дальнейшей переработки нефти и газа сводится к управлению оборудованием – электроцентробежными насосами, сепараторными установками, печами нагрева, кранами и т.д. Централизованное управление реализуется команда ми открыть, закрыть, включить, выключить, остановить, запустить. Управление на полевом уровне сводится к автоматическому регулированию технологических параметров. Широко развиты функции контроля, сигнализации аварийных ситуаций, блокировок.

Объектoм yправления являeтся УПН, в соответствии с ТЗ разработаем АСУ ТП. Все измеряемые и контролируемые параметры системы поступают в SCADA систему, отвечающую за обеспечение автоматического дистанционного наблюдения и дискретного управления функциями большого количества распределенных устройств. Исполнительными устройствами являются задвижки с электроприводом.

В рамках данного проекта выберем трехуровневую архитектуру системы, на каждом из этих уровнях реализуется непосредственное управление технологическими процессами. Специфика каждой конкретной системы управления определяется используемой на каждом уровне программно - аппаратной платформой.

Нижний уровень (полевой) состоит из первичных датчиков (измерительных преобразователей), осуществляющих сбор информации о ходе технологического

---

процесса, приводов и исполнительных устройств, реализующих регулирующие и управляющие воздействия, кабельных соединений, клеммников и нормирующих преобразователей.

Средний уровень (контроллерный) состоит из контроллеров и прочих устройства на лого-цифрового, цифро-аналогового, дискретного, импульсного и т.д. преобразования, и устройств для сопряжения с верхним уровнем (шлюзов). Отдельные контроллеры могут быть объединены друг с другом при помощи контроллерных сетей. Контроллерные сети строятся на базе интерфейса R S-485, совместимого с серверами OPC и SCADA- системами.

Верхний уровень (информационно-вычислительный) состоит из компьютеров объединенных в локальную сеть Ethernet с использованием в качестве передающей среды медной витой пары или оптоволокна (при больших расстояниях). Протокол передачи данных – для удаленных подключений TCP/IP.

Датчики с нижнего уровня поставляют информацию среднему уровню управления локальным контроллерам (PLC), которые могут обеспечить реализацию следующих функций:

• 
  сбор, первичная обработка и хранение информации о состоянии оборудования и параметрах технологического процесса;
  
• 
  автоматическое логическое управление и регулирование;
  
• 
  исполнение команд с пункта управления;
  
• 
  самодиагностику работы программного обеспечения и состояния самого контроллера;
  
• 
  обмен информацией с пунктами управления.
  

---

Разработанная трехуровневая архитектура, соответствующая стандартам, представлена на рисунке 2.


Рисунок 2 - Трехуровневая структура АС

1. Функциональная схема автоматизации

Функциональная схема автоматического контроля и управления предназначена для отображения основных технических решений, принимаемых при проектировании систем автоматизации ТП. Объектом управления в таких системах является совокупность основного и вспомогательного оборудования вместе с встроенными в него запорными и регулирующими органами.

ФСА является техническим документом, определяющим функционально-блочную структуру отдельных узлов автоматического контроля, управления и регулирования технологического процесса и оснащения объекта управления приборами и средствами автоматизации. На функциональной схеме изображаются системы автоматического контроля,

регулирования, дистанционного управления, сигнализации, защиты и блокировок.

Все элементы систем управления показываются в виде условных изображений и объединяются в единую систему линиями функциональной связи. Функциональная схема автоматического контроля и управления содержит упрощенное изображение технологической схемы автоматизируемого процесса. Оборудование на схеме показывается в виде условных изображений

2. Схема информационных потоков

Рисунок 3 – Схема информационных потоков

Схема информационных потоков, включает в себя три уровня

---