- •1 Общая характеристика объекта
- •1.1 Краткая характеристика предприятия
- •1.2 Состав производств цпс
- •1.3 Описание технологического процесса
- •1.3.1 Основные технологические решения
- •1.3.2 Первая ступень сепарации
- •1.3.3 Установка подготовки нефти
- •1.3.4 Резервуарный парк цпс
- •1.3.5 Факельная система цпс
- •1.3.6 Установка подготовки пластовых вод (уппв)
- •1.3.7 Компрессорная станция
- •1.4 Недостатки в работе цпс
- •2 Постановка задачи
- •2.1 Назначение системы
- •2.2 Цели создания асу тп цпс
- •2.3 Перечень объектов
- •2.4 Входные/выходные данные
- •3 Проектирование системы
- •3.1 Требования к системе
- •3.2 Средства автоматизации нулевого уровня системы
- •3.2.1 Датчик уровня ультразвуковой дуу2м
- •3.2.2 Сигнализатор уровня ультразвуковой сур-5
- •3.2.3 Метран-100 ди 1152
- •3.2.4 Расходомер кориолисовый Метран-360
- •3.2.5 Преобразователь расхода вихреакустический Метран-300пр
- •3.2.6 Сигнализатор загазованности стм-10
- •3.2.7 Пускатель бесконтактный реверсивный пбр-2м
- •3.2.8 Блок ручного управления – бру-42
- •3.3 Первый уровень системы
- •3.3.1 Выбор контроллера
- •3.3.2 Выбор модулей ввода/вывода
- •3.4 Проектирование верхнего уровня
- •3.4.1 Описание rsView32
- •3.4.2 Описание операторского интерфейса
- •3.4.3 Описание экрана «Входные сепараторы»
- •3.4.4 Расчет точности отображения на экранах
- •4 Расчет надежности проектируемой системы цпс
- •4.1 Общие положения
- •4.2 Методика расчета показателей надежности
- •4.3 Расчет надежности по функции автоматического управления
- •5. Безопасность и экологичность проекта
- •5.1 Условия труда операторов
- •5.1.1 Производственный микроклимат
- •5.1.2 Виброакустические колебания
- •5.1.3 Производственная освещенность
- •5.1.3.1 Естественное освещение
- •5.1.3.2 Искусственное освещение
- •5.1.4 Ионизирующее излучение
- •5.1.5 Молниезащита зданий и сооружений промышленных объектов
- •5.1.6 Обеспечение электробезопасности
- •5.1.7 Пожаробезопасность
- •5.1.8 Расчет освещенности операторной
- •5.2 Экологичность проекта
- •5.2.1 Сбор нефтепродуктов c водной поверхности
- •5.2.2 Ликвидация нефтезагрязнений на твёрдой поверхности
- •5.2.3 Биотехнологии
- •5.3 Чрезвычайные ситуации
- •5.4 Выводы по разделу
- •6 Расчет экономической эффективности
- •6.1 Методика расчета показателей экономической эффективности
- •6.2 Расчет единовременных затрат
- •6.2.1 Расчет затрат на разработку системы
- •6.2.2 Расчет затрат на разработку программного обеспечения
- •6.2.3 Расчет затрат на изготовление системы
- •6.3 Расчет текущих затрат на функционирование системы
- •6.5 Расчёт обобщающих показателей
- •6.6 Выводы по разделу
1.3.2 Первая ступень сепарации
После УДР продукция нефтяных скважин двумя потоками через
задвижки и фильтры поступает на площадку первой ступени сепарации, где
осуществляется первичная подготовка сырья, а именно:
– отделение от жидкости песка и грязи в фильтрах Ф1 – Ф6;
– отделение от жидкости газа в УПОГ и газовой секции сепараторов С1/1-С1/4(С1/4- резервный сепаратор);
– отделение от жидкости свободной воды в трехфазных сепараторах
С1/1-С1/4.
Устройство предварительного отбора газа УПОГ предназначено для
отбора свободного газа и снятия пульсаций потока жидкости. В трехфазном
сепараторе происходит разделение сырья на сырой газ, подтоварную воду
(при температуре сырья до 45 0С) и нефтяную эмульсию с содержанием воды
ниже 30 %. Перед подачей сырой нефти на сепарацию в поток нефти вводится
деэмульгатор. Объем трехфазного сепаратора С1/1, С1/2 – 100 м 3; С1/3, С1/4 –
125 м3 ; Рраб = 0,5 – 0,8 Мпа; Ру=1,6 МПа.
Сырой газ через каплеуловитель КУ (циклонный газосепаратор)
направляется в вертикальный сетчатый газосепаратор ГС1 объемом 8 м3
, где от газа отделяется капельная жидкость и газовый конденсат. Сепараторы
С1/1…С1/4 оборудованы предохранительными клапанами, сигнализаторами
верхнего и нижнего уровней, датчиками давления, датчиками текущего и
межфазного уровня «нефть-вода» с исполнительными механизмами,
датчиками температуры, обеспечивающими как визуальный контроль
параметров по месту, так и дистанционный контроль, управление и
регулирование. Количество сбрасываемой воды и нефти измеряется датчиками
(расходомерами).
1.3.3 Установка подготовки нефти
С площадки первой ступени сепаратора жидкость поступает на
установку подготовки нефти, где осуществляются следующие процессы.
После трехфазных сепараторов С1/1 - С1/4 нефть через нагреватель
(печь ПТБ-5-40Э), где нагревается до температуры 60 оС, подается в
отстойники ОН1/1 -ОН1/3.
В отстойнике осуществляется отстой нефти до остаточного содержания
воды до 3%. Объем отстойника - 100 м3 .
Печь ПТБ оборудована предохранительным клапаном, сигнализатором
контроля пламени, системой распределения и контроля топливного газа,
датчиками давления, температуры и загазованности. Отстойники ОН1 - ОН3
оборудованы предохранительными клапанами, датчиками уровня и
температуры, датчиками межфазового уровня, системой регулирования
межфазового уровня. На каждом трубопроводе подготовленной нефти
монтируется ручной пробоотборник – для отладки технологического режима
установки.
Из отстойника нефть подается в сепаратор горячей сепарации
(дегазатор) Д1/1 - Д1/3, где жидкость дегазируется при давлении 0,25…0,3МПа.
Объем дегазатора V=50 м3. Из дегазатора жидкость поступает в
электродегидратор (ЭГ100-10 МБ), где происходит обезвоживание нефти до
товарных показателей - ниже 1,0 % (массовая доля). Жидкость, поступающая в
электродегидратор, обрабатывается полем высокого напряжения. Под
воздействием этого поля эмульсия разрушается и вода отстаивается в нижней
части электродегидратора. В электродегидраторе контролируется давление,
температура, межфазный уровень, верхний уровень. Контролируется
сопротивление изоляции между электродом электродегидратора и корпусом
(отсутствие пробоя через жидкость). На выходе товарной нефти из ЭГ100-10МБ
устанавливаются влагомеры товарной нефти. Назначение - распределение
потока жидкости в товарный или сырьевой резервуары. Объем
электродегидратора ЭГ100-10 МБ - 100 м3 .
После электродегидратора товарная нефть поступает на концевую
ступень сепарации (КСУ) С3/1 - С3/3, где дегазируется при давлении до 0,005
МПа и под действием сил гравитации (Н = 16м) перетекает в резервуар
товарной нефти. Объем сепаратора КСУ V=100 м3, давление Рр= 0,005 МПа,
Ру=0,6 МПа.