Общая характеристика объекта автоматизации (стр. 1 из 5)
СОДЕРЖАНИЕ 1.1 Общая характеристика объекта автоматизации 6
1.2 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта 6
2.1 Иерархическая структура процесса 10
2.2 Цели и задачи, выполняемые уровнями 10
2.3 Состав комплекса технических средств АСУ ТП 12
2.4 Программное обеспечение АСУ ТП 18
Список литературы 24
ВведениеНефтегазодобывающие 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:
o полная местная автоматизация, исключающая необходимость;
o постоянного присутствия на объекте оперативного персонала;
o минимум информации, поступающей с объекта в пункты управления;
o автоматический сбор и переработка информации;
o 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:
o и перекачки нефти, сигнализацию выхода этих параметров за пределы нормы, управление технологическими регуляторами по стандартным законам, защиту (останов) насосов при возникновении аварийных ситуаций;
o
передачу данных по параметрам технологического процесса на АРМ оператора;o формирование на АРМ оператора журнала аварийных и технологических сообщений, формирование и печать отчетных документов, ведение базы данных.
Система предназначена для:
o автоматизации управления технологическими процессами Тихоновского товарного парка в реальном масштабе времени;
o автоматического контроля работы оборудования;
o выдачи управляющих команд для работы оборудования;
o повышения надежности оборудования;
o увеличения межремонтного периода и сокращения простоев оборудования.
1. Технологическая часть1.1 Общая характеристика объекта автоматизации
ТТП содержит:
o узел учета продукции скважин ЦДНГ-1,5;
o I ступень сепарации;
o II ступень сепарации;
o ступень предварительного сброса воды (резервуарный парк);
o резервуарный товарный парк для предварительно обезвоженной нефти;
o блок очистных сооружений (резервуарный парк, насосная, узел учета и качества);
o блок для приема, хранения и откачки предварительно обезвоженной нефти (резервуарный парк, насосная, узел учета и качества);
o систему раздельного сбора и утилизации опресненных промстоков с миниКНС;
o узлы дозирования химреагентов;
o установку улавливания легких фракций;
o факельную систему;
o блок подготовки сжатого воздуха;
o блок сбора и откачки дренажей
Объект условно разделен на две части: площадка II ступени сепарации и площадка насосов. Площадка насосов включает следующие технологические объекты:
o РВС-1…РВС-6;
o Водяные насосы Н-4…Н-6;
o Нефтяные насосы Н-1…Н-3;
o Подземные емкости Е-3…Е-6 с погружными насосами Н-Е3…Н-Е6;
o Узел учета нефти на САТП;
o Вертикальный ГО;
o 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 жидко
сти. 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.