Курсовая работа (т): ПАС установки подготовки высокосернистой нефти

ПАС установки подготовки высокосернистой нефти

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

ГБОУ ВПО АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

КАФЕДРА АВТОМАТИЗАЦИИ И ИНФОРМАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

Курсовая работа

по дисциплине: Проектирование автоматизированных систем

на тему: «ПАС установки подготовки высокосернистой нефти»

Выполнила: ст. гр. 51-01

Кудряшова С. Ю.

Альметьевск, 2014

Содержание

Введение

. Этапы проектирования автоматизированных систем

2. Предпроектное обследование

3. Концептуальное проектирование

4. Техническое проектирование

Заключение

Список литературы

Приложения

Введение

Развитие нефтяной и газовой промышленности в России привело к увеличению за последние 20 лет добычи нефти (включая газовый конденсат) более чем в 4 раза, а газа - в 10 раз, чему в значительной степени способствовало повышение уровня автоматизации производственных процессов в отрасли. 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.

Можно без преувеличения сказать, что улучшение технологии добычи нефти и газа, создание высокопроизводительного оборудования, повышение культуры производства, освоение новых нефтяных и газовых районов, рост добычи нефти и газа стали возможны благодаря развитию и внедрению автоматизации и совершенствованию управления с применением экономико-математических методов и электронно-вычислительной техники.

Автоматизация технологических процессов в настоящее время является важнейшим условием ускорения технического прогресса, повышения культуры производства, роста производительности труда.

С 1951 по 1958 г. различные конструкторские организации, институты и специалисты на нефтепромыслах разрабатывали средства автоматизации отдельных операций процесса добычи нефти и аппаратуру телемеханизации. Было разработано большое число приборов, автоматов и телемеханической аппаратуры одного и того же назначения, но разных конструкций, что затрудняло организацию их массового производства, приводило к удорожанию процесса добычи нефти и низкой надежности. С 1958 г. начались работы по комплексной автоматизации нефтяных промыслов, предусматривающей автоматизацию всех технологических объектов нефтедобывающего предприятия. Однако отсутствие типовых технологических схем промыслового сбора нефти и попутного газа сдерживало развитие автоматизации.

В 1968 г. были утверждены основные положения по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий, определены сроки разработки и изготовления новых средств автоматики и автоматизированного блочного технологического оборудования, утвержден план комплексной автоматизации новых и уже действующих нефтедобывающих предприятий. При этом в качестве базовой была принята однотрубная технология сбора нефти и газа.

Тем же путем шло развитие автоматизации и газовых промыслов. Системный подход при решении вопросов автоматизации технологических процессов, создание и внедрение автоматизированных систем управления позволили осуществить переход к комплексной автоматизации всех основных и вспомогательных технологических процессов бурения добычи и транспортировки нефти и газа.

Автоматизированное блочное оборудование, успешно примененное впервые на нефтяных и газовых промыслах Татарии и Башкирии, обеспечило быстрый рост добычи и резкое снижение трудовых затрат. Этот метод обустройства нефтяных промыслов, примененный в сложных географических и суровых климатических условиях Западной Сибири, обеспечил быстрый ввод в эксплуатацию и освоение уникальных месторождений нефти и газа восточных районов страны.

Современные нефте- и газодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров. Технологические объекты (скважины, групповые измерительные установки, сепарационные установки, сборные пункты, установки комплексной подготовки нефти и газа, резервуарные парки) связаны между собой через продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующей по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу автоматизированного оборудования, дистанционный контроль за работой технологических объектов и их состоянием.

Наиболее высокая эффективность работы газо- и нефтедобывающих объектов может быть достигнута при автоматическом управлении технологическими процессами в оптимальном режиме.

Под оптимальным автоматическим управлением технологическим объектом понимают функционирование объекта с автоматическим выбором такого технологического режима, при котором обеспечивается наибольшая производительность с наилучшим использованием энергетических и сырьевых ресурсов.

Технологические процессы бурения, добычи и транспортировки нефти и газа характеризуются значительным числом параметров, определяющих ход этих процессов, наличием внутренних связей между параметрами, их взаимным многообразным и сложным влиянием друг на друга и на течение всего процесса. Для того чтобы решить задачу создания системы оптимального автоматического управления технологическим процессом, необходимо его изучить, определить степень влияния характеризующих его параметров на выходные качественные и количественные показатели процесса.

1. Этапы проектирования автоматизированных систем

Детализированная разработка проекта системы, содержащего полный комплект ее организационной, конструкторской, технологической и эксплуатационной документации. В соответствии с ГОСТ 34.601-90 проектирование автоматизированных систем предполагает выполнение ряда стадий, в том числе: формирование требований к АС, разработку концепции АС, разработку технического задания, эскизное проектирование, техническое проектирование и разработку рабочей документации. Стадии создания АС помимо проектирования включают также: ввод в действие и сопровождение АС. Каждая стадия подразделяется на этапы. В приложениях к данному стандарту также определены:

содержание работ по стадиям и этапам проектирования;

- перечень видов организаций, участвующих в работах.

В зависимости от характера объекта проектирования и конкретных его условий допускает исключение отдельных стадий, а также их объединение. С учётом сложившейся в России многолетней практики при создании автоматизированных информационных систем («АИС») обычно выполняются следующие стадии проектирования: предпроектное обследование, концептуальное проектирование, эскизное проектирование, техническое проектирование и рабочее проектирование.

Предпроектное обследование - сбор и обработка сведений об организации и особенностях функционирования объекта автоматизации, включая данных о его взаимодействии с внешней средой и другими объектами, а также выполнение системного анализа, разработка технико-экономического обоснования целесообразности автоматизации и выработка общих требований на разработку автоматизированной системы. Содержание работ при предпроектном обследовании объекта автоматизации соответствует стадии «Формирование требований к АС».

Концептуальное проектирование - соответствует стадиям проектирования - «Разработка концепции АС» (этапы: «Разработка вариантов концепции АС и выбор варианта концепции АС, удовлетворяющей пользователя», «Оформление отчёта о выполненной работе») и «Разработка технического задания». Видами итоговых документов работ на данной стадии являются «Пилотный проект».

Эскизное проектирование - разработка предварительных проектных решений по системе и её частям. Итоговым документом выполнения работ на данной стадии проектирования является эскизный проект, который содержит принципиальные конструкторские и схемные решения объекта разработки, а также данные, определяющие его назначение и основные параметры (при проектировании программного обеспечения системы эскизный проект должен содержать полную спецификацию разрабатываемых программ).

Техническое проектирование - стадия работ по проектированию АС, которая включает:

¾      Разработку проектных решений по системе и её частям;

¾      Разработку документации на АС и её части;

¾      Разработку и оформление документации на поставку изделий для комплектования АС и/или технических требований (технических заданий) на их разработку;

¾      Разработка заданий на проектирование в смежных частях проекта объекта автоматизации.

Итоговым документом данной стадии проектирования является технический проект, содержащий помимо перечисленных материалов принципиальные электрические схемы и конструкторскую документацию объекта разработки и составных его частей, перечень выбранных готовых средств программного и технического обеспечения, а также алгоритмы решения задач для разработки новых средств программного обеспечения и др.

Рабочее проектирование - заключительная стадия проектирования, которая помимо требуемой разработки рабочей документации на систему и её части в общем случае предусматривает уточнение и детализацию результатов предыдущих этапов, создание и испытания опытного и/или опытно-промышленного образца объекта автоматизации, разработку и отработку программных продуктов, технологической и эксплуатационной документации. Результаты излагаются в рабочем или технорабочем проекте.

. Предпроектное обследование

На этапе предпроектного обследования я произвела сбор и обработку сведений об организации (УПВСН) и особенностях функционирования объекта автоматизации - УПВСН. Изучила описание схемы автоматизации, материал касающийся технологии.

Описание технологической схемы

Продукция скважин с расходом от 150 до 300 м³/ч после предварительного обезвоживания на УПС при ДНС - 210 с остаточной долей воды в нефти от 2 до 5 % поступает по трубопроводу диаметром 426 мм и протяженностью 46 км на узел учета сырой нефти УПВСН, после чего через задвижки 1, 2, 3, 4, 5, 13, 141, 198 под своим давлением ( не более 0,8 МПа) направляется в затрубное пространство шести кожухотрубчатых теплообменников типа ТП-1200. Накопительная проба в блоке контроля качества (БИК) сырой нефти формируется из порций сырья, поступившего в него через задвижку 15.

В теплообменниках Т-1/1-6 предварительно обезвоженная нефть за счет движущейся противопотоком по межтрубному пространству товарной нефти нагревается до 35 ⁰С и через задвижки 142, 199, 310, 344, 339 направляется в печи ПТБ - 10 при давлении до 0,6 МПа, где нагревается до температуры 65 ⁰С. Для печей в качестве топлива используется природный (сетевой) газ. При перебоях поступления природного газа возможно переключение питания печей на газ, поступающий с установки сероочистки ГПЗ.

После печей нефть при давлении до 0,5 МПа через задвижки 298, 342, 297, 281, 286 поступает в нефтегазовые сепараторы С-1, С-2, в которых поддерживается давление не более 0,05 МПа.

Нагретая нефть из сепараторов С-1, С-2 через задвижки 283 и 288 направляется в технологические резервуары и может поступать в РВС № 1 через задвижку 395, в РВС № 2 через задвижку 466 и в РВС № 3 через задвижку 474. Глубоко обезвоженная нефть из трех параллельно работающих резервуаров через задвижки 398 ( РВС №1), 462 (РВС № 2), 472 (РВС № 3) направляется на прием товарных насосов Н-5, Н-6 марки ЦНС 300 х180. Имеется также возможность использования резервуаров РВС № 1 и РВС № 2 в качестве технологических, а РВС № 3 в качестве буферного. В этом случае через задвижку 397 нефть из РВС № 1 и через задвижки 461, 456, 460, 453, 454 из РВС № 2 направляется в РВС № 3. Патрубок выхода нефти из РВС № 1 и № 2 расположен на высоте 9 метров. Из РВС № 3 глубокообезвоженная нефть через задвижки 472, 438, 431, 426 поступает на прием товарных насосов Н-5, Н-6.

В случае последовательной работы резервуаров нагретая отсепарированная нефть через задвижку 395 поступает в РВС № 1, из которого выходит через задвижку 399 и направляется в РВС № 2, из которого выходит через задвижки 460, 461, 453, 454 и поступает в РВС № 3.

При использовании в качестве технологического резервуара РВС № 4 нагретая отсепарированная нефть поступает в него, минуя задвижки 477, 444 и через задвижку 445 поступает в РВС № 4 сразу через маточное распределительное устройство или через задвижку 446 в него же, но через верхний ввод.

Вывод из РВС № 4 может осуществляться с высоты 7м через задвижку 442 или с высоты 9 м через задвижки 449,450,448,479,478. В случае использования в качестве буферного резервуара РВС № 2 глубокообезвоженная нефть из РВС № 4 попадает в него через задвижки 469,467,468 и далее через задвижки 462,438 на прием товарных насосов Н-5, Н-6. Имеется также возможность глубокообезвоженную нефть из РВС № 4 направить на прием товарных насосов Н-5, Н-6 через задвижки 441,439.

Глубокообезвоженная нефть насосами Н-5, Н-6 под давлением до 1,4 МПа через задвижки 427, 428, 422, 423, 276, смешивающее с пресной водой устройство, задвижки 271, 210, 229, 236, 242 направляется в технологические отстойники I ступени О-3/1-3. Выход нефти из О-3/1-3 осуществляется через задвижки 226, 233, 238. Причем в ее поток предусмотрено введение пресной промывочной воды через задвижки 231, 232, 206, после чего через задвижки 224, 218, 211 поток направляется в технологические отстойники II ступени О-4/1-3. Из отстойников II ступени товарная нефть после задвижек 213, 217, 221 делится на два потока и направляется через задвижки 112, 163 в шесть теплообменников Т-1/1-6.

Товарная нефть с температурой до 40⁰С направляется через задвижки 145, 202, 160, 60, 61 в буферные емкости Е-1/1-2, из которых через задвижки 63,64,50,48 - на насосы товарной нефти Н-1, Н-2 марки ЦНС 300х180, которые через задвижки 49, 51 откачивают ее на СИКН - 218.

Подготовленная к закачке в пласт сточная вода (концентрация нефтепродуктов не более 60 мг/дм³, механических примесей не более 50 мг/дм³) из РВС № 1 через задвижку 393, из РВС № 2 через задвижку 464, из РВС № 3 через задвижку 472, из РВС № 4 через задвижку 447 и далее через задвижки 417,408,407 направляются на насосы подкачки Н-7, Н-8 марки ЦНС 60х90. С насосов подкачки Н-7, Н-8 через задвижки 414, 406, 410, 409, 411, 402, 403 сточная вода поступает под давлением не менее 0,5 МПа на насосы откачки пластовой воды марки «РЭДА», которые под давлением до 17,8 МПа откачивают ее через задвижки 405, 404, 413, 412, 421 в блок напорной гребенки (БНГ), и задвижки 433, 436 на БНГ НГДУ «Ямашнефть».

Пресная промывочная вода добавляется в подготавливаемую нефть через задвижки 143 и 144 перед теплообменником Т-1/1 (кроме смешивающего устройства перед технологическими отстойниками I и II ступеней).

Для нейтрализации сероводорода в нефти предусмотрены узел отдувки сероводорода из нефти и узел нейтрализации сероводорода в нефти. Нефть после печей с температурой до 65⁰С и содержанием сероводорода до 1000 ppm подается под собственным давлением в верхнюю часть колонны отдувки К-1, распределяется по специальной насадке и стекает в нижнюю часть колонны, откуда самотеком через задвижки 380, 381, 382, 281, 286 поступает в сепараторы С-1, С-2.Вывод нефти с сепараторов С-1, С-2 осуществляется через задвижки 283, 288, 370.