Анализ работы установки предварительного сброса ЦДНГ-9 НГДУ "Мамонтовнефть" (стр. 12 из 19)

- частотно-импульсные сигналы для контроля учетных технологических параметров;

- дискретные типа "сухой контакт" для сигнализации предельных значений технологических параметров;

- интерфейсные RS 485.

Для контроля уровня взлива и уровней раздела фаз нефть - вода применены ультрозвуковые уровнемеры с контроллерами "Гамма" производства ЗАО Альбатрос".

Для измерения расхода нефти применены массовые расходомеры типа "Promass" фирмы "EndressHauser".

Для сигнализации аварийных ситуаций и отклонения от нормы технологических параметров используются дискретные датчики с электрическим контактным выходом.

Все датчики, преобразователи и исполнительные механизмы соответствуют требованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды:

по взрывопожаробезопасности;

по климатическому воздействию;

по устойчивости к воздействию агрессивных сред;

по степени защиты оболочки от проникновения внутрь пыли и влаги.

Все блочно-модульные комплектные технологические установки оснащаются средствами контроля и автоматики на заводах-изготовителях.

5.4.2 Управляющий вычислительный комплекс

Разработчиком и поставщиком программно- технического комплекса УПН является ИПФ "АСУ- нефть" г. Тюмень. Поставщиком программно-технического комплекса узла учета нефти (УУН) является "Сибнефтеавтоматика" г. Тюмень.

1. Нижний уровень. Нижний уровень УПН строится на базе контроллера System 2005 фирмы BR(Австрия). Контроллер имеют модульную, проектно - компонуемую структуру и создается из наборов типовых контроллерных модулей.

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 40-45^оС, 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 20^оС) 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(20^оС) - 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

6.2.1Расчёт 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:

р_ж =

(7)

где r_ж - плотность жидкости, кг/м³;

r_н - плотность нефти, кг/м³;

r_в - плотность воды, кг/м³ ;

В - обводнённость нефти в долях

р_ж =

= 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:

υ_ж = (9)

где υ_ж - 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.

υ_ж = = 28 800 м³/сут

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

Q_ж = υ_ж* р_ж /1000 (10)

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

υ_ж - объёмный расход потока, м³/сут;

р_ж - плотность жидкости, кг/м³.

Q_ж = 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):

υ_ж = = 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 представленна 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):

υ_ж = = 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