СОДЕРЖАНИЕ

     Введение

     Нефтегазодобывающие предприятия представляют собой  комплекс технологических объектов, осуществляющих добычу, транспорт, первичную подготовку, хранение и перекачку нефти и газа.

     Рассредоточенность  технологических объектов на больших  площадях привела к необходимости  внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами.

     Под автоматизацией производственных процессов нефтяных и газовых промыслов следует понимать применение приборов, приспособлений и машин, обеспечивающих бурение, добычу, промысловый сбор, подготовку и передачу нефти и газа с промысла потребителю без непосредственного участия человека, лишь под его контролем. Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития техники добычи нефти и газа, предусматривающей применение передовой технологии, высокопроизводительного и надежного оборудования.

     При решении задач автоматизации в качестве руководящих принципов приняты следующие:

• полная местная автоматизация, исключающая необходимость;
• постоянного присутствия на объекте оперативного персонала;
• минимум информации, поступающей с объекта в пункты управления;
• автоматический сбор и переработка информации;
• автоматическая аварийная и предупредительная сигнализация с объектов.

     АСУ ТП ТТП предназначена для непрерывного автоматического контроля и управления в реальном масштабе времени технологическими процессами подготовки и перекачки нефти технологическим оборудованием Тихоновского товарного парка. Управление осуществляется на основе алгоритмов программ, утвержденных заказчиком, в автоматическом или автоматизированном режиме. Данные по основным параметрам технологического процесса и состоянию должны передаваться на АРМ оператора и контролироваться дежурным технологическим персоналом (оператором). Контроль над работой системы по месту.

     Цель  создания системы – получение достоверной информации, о ходе технологического процесса, оперативный контроль и управление работой технологического оборудования, замена физически и морально устаревших средств автоматизации и систем управления, повышение безопасности производства, снижение трудоемкости управления технологическими процессами.

     Система должна обеспечивать:

• и перекачки нефти, сигнализацию выхода этих параметров за пределы нормы, управление технологическими регуляторами по стандартным законам, защиту (останов) насосов при возникновении аварийных ситуаций;

• передачу  данных по параметрам технологического процесса на АРМ оператора;
• формирование на АРМ оператора журнала аварийных и технологических сообщений, формирование и печать отчетных документов, ведение базы данных.

     Система предназначена для:

• автоматизации управления технологическими процессами Тихоновского товарного парка в реальном масштабе времени;
• автоматического контроля работы оборудования;
• выдачи управляющих команд для работы оборудования;
• повышения надежности оборудования;
• увеличения межремонтного периода и сокращения простоев оборудования.

     1. Технологическая часть

     1.1 Общая характеристика объекта автоматизации

 

     ТТП содержит:

• узел учета продукции скважин ЦДНГ-1,5;
• I ступень сепарации;
• II ступень сепарации;
• ступень предварительного сброса воды (резервуарный парк);
• резервуарный товарный парк для предварительно обезвоженной нефти;
• блок очистных сооружений (резервуарный парк, насосная, узел учета и качества);
• блок для приема, хранения и откачки предварительно обезвоженной нефти (резервуарный парк, насосная, узел учета и качества);
• систему раздельного сбора и утилизации опресненных промстоков с   миниКНС;
• узлы дозирования химреагентов;
• установку улавливания легких фракций;
• факельную систему;
• блок подготовки сжатого воздуха;
• блок сбора и откачки дренажей

 

     Объект  условно разделен на две части: площадка II ступени сепарации и площадка насосов. Площадка насосов включает следующие технологические объекты:

• РВС-1…РВС-6;
• Водяные насосы Н-4…Н-6;
• Нефтяные насосы Н-1…Н-3;
• Подземные емкости Е-3…Е-6 с погружными насосами Н-Е3…Н-Е6;
• Узел учета нефти на САТП;
• Вертикальный ГО;
• Емкость факельного хозяйства Е-7 (ЕФХ) с погружным насосом.

     1.2 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

     Продукция скважин ЦДНГ №1, обработанная в  системе нефтесбора де-эмульгатором, поступает двумя раздельными потоками на I ступень сепарации, состоящую из двух нефтегазосепараторов С-1, 2. Отделившийся в сепараторах газ под давлением от 0,2 до 0,4 МПа поступает в газоосушитель ГО-2 и далее отводится на газопроводы УТНГП системы газосбора. Уровень жидкости в сепараторах С-1, 2 регулируется в пределах от 1,0 до 1,8 м (от 40 до 60 %) регулирующими клапанами, сигнал на которые поступает от датчика уровня жидкость - газ. Давление газа в сепараторах поддерживается регулирующими клапанами, установленными на линии отвода газа.

     Эмульсия, отведенная из сепараторов С-1, 2, проходит через узлы учета

     

и поступает  в нефтегазосепараторы НГС-1-5 типа НГС-50 II ступени сепарации. Эмульсия с ЦДНГ-5 также проходит через свой узел учета и подается в сепараторы II ступени сепарации НГС-1-5, где при давлении в пределах от 0,01 до 0,04 МПа происходит отделение попутного нефтяного газа от жидкости. Уровень жидкости в сепараторах регулируется в пределах от 0,7 до 1,2 м (от 10 до 30 %) регулирующими клапанами, сигнал на которые поступает от датчика уровня жидкость - газ. Отсепарированный газ направляется в газоосушитель ГО-1, откуда отводится на компрессорную станцию и далее откачивается в систему газопроводов «Татнефтегазпереработка» на Миннибаевский газоперерабатывающий завод. Давление газа в сепараторах НГС-1-5 поддерживается регулирующими клапанами, установленными на линии отвода газа.

     В качестве регулирующих клапанов на I и II ступенях сепарации применяются клапаны с пневматическим приводом, для которых используется воздух с блока подготовки сжатого воздуха. В данный блок входят: компрессорная с двумя компрессорами типа ДЭН-7,5 Ш, установка осушки сжатого воздуха, воздушный ресивер, трубопроводы сжатого воздуха.

     Отделившийся  от газа конденсат в ГО-1, 2 отводится в подземную емкость Е-6 и далее, по мере накопления, откачивается в трубопровод эмульсии, на вход резервуаров предварительного сброса воды РВС № 15, 16 или в Е-4, 5, откуда через миниКНС на утилизацию.

     При недостаточной степени разрушенности поступающей на ТТП эмульсии на входе сепараторов I ступени предусмотрена подача реагента-деэмульгатора блоком подачи химреагентов БР-25/40 №3.

     Дегазированная  водонефтяная эмульсия после сепараторов  поступает на ступень предварительного сброса воды в резервуары РВС-5000 № 15, 16, где происходит ее отделение и сброс. В резервуарах № 15, 16 водяная «подушка» поддерживается на уровне от 4,0 до 6,0 метров ручной регулировкой запорной арматуры на линии отвода воды.

     Отделившаяся  в технологических резервуарах ступени предварительного сброса РВС № 15, 16 нефть с остаточной объемной долей воды не более 10 % отводится в буферно-технологические резервуары РВС № 1, 2 и далее направляется в буферный резервуар РВС № 3 или РВС № 5, 6. В резервуарах РВС № 1, 2, 3, 5, 6 осуществляется дополнительное обезвоживание нефти до содержания остаточной воды в ней менее 5 %, накопление и откачка для дальнейшей подготовки до товарного качества на Северо-Альметьевскую УКПН.

     Технология  процесса дополнительного обезвоживания  нефти в РВС   № 1, 2, 3 предусматривает дренаж отделившейся подтоварной воды в подземные емкости Е-4, 5 или Е-6 и далее, по мере накопления, откачку в трубопровод эмульсии на вход резервуаров РВС № 15, 16 предварительного сброса воды.

     Откачка обезвоженной нефти с ТТП на Северо-Альметьевской УКПН осуществляется насосами № 1,2,3 через узел учета(две измерительные линии), при этом параметры откачиваемой нефти измеряются автоматически блоком установленных датчиков, влагомером, пробоотборником типа «Мавик» с выводом данных на блок вторичной аппаратуры. Для защиты нефтепровода и насосоных агрегатов при перекачке предварительного сбора обезвоженной нефти применяют ингибитор коррозии, который подается на вход насосов Н-1-3.

     Отделившаяся  в технологических резервуарах  ступени предварительного сброса РВС № 15, 16 пластовая вода самотеком отводится на блок очистных сооружений в технологические резервуары РВС- № 13, 14, обустроенные ЖГФ, работающие параллельно. Так же РВС №13, 14, как и РВС № 15, 16 могут работать как технологические РВС по предварительному отстою.

     После отстаивания в технологических резервуарах очищенная вода с концентрацией нефти и механических примесей не более 60 и 50 мг/дм³ соответственно самотеком поступает в буферный резервуар для воды РВС-№4, откуда откачивается насосами Н 4-6 через счетчики расхода воды и узел качества на КНС системы ППД. При снижении качества подготовки сточной воды, для интенсификации процессов при ее очистке в очищаемую воду подается реагент комплексного действия «Рекомин». Подачу осуществляют через БДР №; на вход буферного резервуара для очищенной воды.

     Для защиты от коррозии водоводов и насосных агрегатов и подавления биоценоза в сточной воде применяют реагент бинарного действия, который подается на вход насосов Н-4-6 с БР № 1. Накопившаяся в резервуарах

     

     На  ТТП имеется система сбора, очистки, утилизации опресненных промстоков и дренажей. Опресненные стоки  и дренажи с ПСП «Альметьевск», НПС-3 АРНУ поступают в канализационную емкость Е-1 (миниКНС) для очистки. На мини КНС имеется возможность приема опресненной канализации ТТП через Е-4, 5, после чего откачивается погружными насосами на Е-1. Уловленная нефть отводится на прием резервуаров УПС №15, 16 или КНС), откуда погружным насосом НВ 50x50 подается на прием погружного насоса УЭЦН 125x1400 и далее откачивается в нагнетательную скважину 2310 Д.

     Для защиты водоводов и насосных агрегатов  при утилизации промка-нализационных  стоков применяют ингибитор коррозии типа «Амфикор», который подается на вход погружного насоса Н-14 УЭЦН 125x1400 с БР №2.

     В систему УЛФ входят:

• блочно-комплектная автоматизированная установка улавливания легких фракций;
• газоуравнительная линия резервуаров;
• газопровод от установки УЛФ до газопровода второй ступени сепарации;
• трубопровод для транспорта конденсата от скруббера УЛФ до канализационного колодца.

     Система УЛФ предусматривает:

• отбор, компремирование и отделение от конденсата легких фракций углеводородов, выделяющихся из резервуаров при их наполнении;

• подачу  скомпремированного газа в газопровод на компрессорную    станцию;
• возврат отделившегося конденсата на прием откачивающих насосов;
• подпитку газового пространства резервуаров при их опорожнении газом второй ступени сепарации.

     Приведем  перечень основных объектов автоматизации, присутствующих на ТТП (см. таблицу 1).

     Таблица 1. Перечень основных объектов автоматизации