Автоматизация газоанализатора ГАММА-100

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ПРОМЫШЛЕНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ИНЖИНИРИНГА

 

Отделение «Автоматизация»

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

По учебной дисциплине «Монтаж, наладка и эксплуатация САУ

Специальности 220301.51 «Автоматизация технологических процессов и производств»

Тема: «Автоматизация газоанализатора ГАММА-100»

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил: студент

Гр: АТП 10-9-1

Башкин Р.С.

 

Проверил преподаватель:

Чернова М.Ф.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тюмень 2014 г

Содержание

 

 

     Введение                                                                                                

    1.Общий раздел                                                                                             1.1 Краткая характеристика тех. процесса и агрегата                    

1.1.1. Котел – утилзатор ПКК – 100/45 – 200 -5

                 1.2 Оборудование КИПиА и нынешнее состояние системы

                 автоматизации котла –утилизатора

                 1.2.1. Нынешнее состояние системы автоматизированного

                 управления. Необходимые меры по модернизации

    2.Технический раздел                                                                              

2.1 Монтаж  и наладка средств автоматизации                                                                                       

        2.1.1. Газоанализатор ГАММА-100                                                                                       

    3.Охрана труда.

         3.1.1. Требования безопасности перед началом работы.

         3.1.2. Требования безопасности во время работы.

                  3.1.3. Требования безопасности при выполнении

                  специальных работ                                   

    Вывод                                                                                            

    Литература                                                                                             

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

В настоящее время современные нефтегазодобывающие и перерабатывающие предприятия представляют собой комплекс технологических объектов рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают иногда сотен квадратных километров.

Технологические объекты связаны между собой через единый продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующий по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормальной эксплуатации необходимо обеспечить постоянный дистанционный контроль работы технологических объектов и их состояния. Для этого необходимо использовать системы автоматизации на объектах.

Существующие в настоящее время приборы исследования, регулирования и контроля разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений позволили перейти к созданию и внедрению информационно-измерительных систем для нефтегазодобывающих производств.

Успешный процесс ведения добычи и переработки нефти и газа зависит от строгого контроля и поддержания в заданном режиме таких параметров как давление, температура, уровень, расход, а также от контроля качества выходного продукта.

Поддержание с требуемой точностью на заданном уровне параметров быстротекущих технологических процессов при ручном управлении оказывается трудновыполнимым. Поэтому функционирование современных нефтегазодобывающих и перерабатывающих производств возможно только при оснащении технологических установок соответствующими измерительными системами автоматического управления.

 

 

 

Таким образом, современный этап развития добычи и переработки нефти и газа немыслим без применения контрольно-измерительных приборов, новейших средств автоматики и связи .

Целью курсового проекта является разработка системы автоматического управления и регулирования, способной обеспечить:

1. качественное  и надежное функционирование ДНС;
2. централизованное управление объектом;
3. непрерывный сбор информации о текущем состоянии технологических параметров.

При разработке курсового проекта были поставлены следующие задачи:

1. в соответствие с особенностями технологического процесса произвести выбор технических средств нижнего уровня;
2. выбрать марку и конфигурацию контроллера;
3. разработать и программно реализовать алгоритм контроля и управления технологическим процессом ДНС;
4. произвести расчет системы автоматического регулирования уровня раздела фаз «вода-нефть» в горизонтальном отстойнике;
5. оценить безопасность проекта и его экономическую эффективность;
6. произвести расчет экономической эффективности проекта.

 

Варьёганское нефтегазовое месторождение, в Российской Федерации, на севере Тюменской обл. (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция). Было открыто в 1968 году.  Залежи находятся на глубине 800-2500 м. Начальный дебит нефти в скважинах до 290 т/сут, газа около 630 тыс. м³/сут. Плотность нефти составляет 0,77-0,86 г/см³.  Центр добычи Варьёганского месторождения - г. Нижневартовск.

 
1. Общий раздел

1. Общая характеристика объекта управления

 

Объектом    управления    является    дожимная    насосная    станция    (ДНС) №6 Варьеганского месторождения. Данное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. На территории дожимной насосной станции размещены следующие объекты :насосы перекачки нефти (НН-1÷4),сепараторы первой ступени (С-1÷7),буферные емкости (БЕ-1÷5),отстойники горизонтальные (ОГ-1÷4),сепараторы газовые (ГС-1÷ 6),насосы перекачки воды (НПВ-1÷ 3),

резервуары вертикальные сепарационные (РВС-1÷5),узлы учета воды (УУВ-1, УУВ-2),узел учета нефти (УУН-1),узлы учета газа (УУГ-1, УУГ-2).

 

Объекты вспомогательного назначения:установка подачи деэмульгатора в технологический процесс,дренажные емкости  для уловленной нефти ,

пожарные резервуары.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                        1.2  Технические характеристики

 

Дожимная насосная станция №6 Варьеганского месторождения предназначена для :

1. приема сырой нефти по нефтепроводам от скважин;
2. подготовки нефти путем отделения попутного газа и пластовой воды;
3. очистки пластовой воды;
4. оперативного учета нефти, пластовой воды, газа;
5. перекачки нефти для дальнейшей подготовки на центральный пункт подготовки нефти (ЦППН);
6. перекачки пластовой воды в общую систему кустовых насосных станций (КНС) для дальнейшей закачки в пласт;
7. очистки попутного нефтяного газа от капельной жидкости.

 

 Полная мощность ДНС-6 - 20000 м3 жидкости в сутки.

Управление объектами, входящими в состав ДНС-6, осуществляется из единой операторной.

Обводненная нефть со скважин месторождения по двум трубопроводам диаметром 426 мм через задвижки поступает в сепараторы  С-1÷7, где при давлении 0,2-0,8 МПа происходит предварительное отделение газа от обводненной нефти (приложение А).

Газ из сепараторов С-1÷7 по трубопроводу диаметром 426 мм                                                                                                                                                                                                     через задвижки и клапан-регулятор поступает в газосепараторы ГС-1÷6.

 

Частично разгазированная нефть из сепараторов первой ступени поступает в отстойники горизонтальные (ОГ-1-4), затем в сепараторы второй ступени (БЕ-1÷5) через задвижки и клапан-регулятор, где происходит дальнейшее отделение газа от обводненной нефти.

Отделившийся в БЕ-1÷5 газ направляется в гасосепараторы ГС-1÷6, через задвижки и клапан-регулятор. Отсепарированная жидкость через задвижки и клапан-регулятор направляется в горизонтальные отстойники ОГ-1÷4 для отделения воды от нефти.

Водонефтяная эмульсия  поступает в отстойники через два патрубка,  находящихся в нижней части аппарата, диаметром  700 мм.

Нефть из отстойников через патрубки, расположенных сверху аппарата, диаметром 325 мм, через задвижки направляется на сепарацию в БЕ-1÷5, где происходит дальнейшее отделение газа от нефти.

Нефть из БЕ через задвижки и фильтры по коллектору приема поступает на прием нефтяных насосов по трубопроводу диаметром 325 мм и откачивается через задвижки для дальнейшей подготовки на центральный сборный пункт «ВарьеганНефть».

Газосепараторы (ГС) предназначены для улавливания унесенной газом капельной жидкости из С-1÷7. Уловленная в газосепараторе жидкость стекает по трубопроводу через задвижки в линию входа обводненной нефти в ОГ или через задвижки на вход в БЕ .

Газ из газосепараторов  через задвижки, клапан-регулятор и через узлы учета газа №1,2 самодавлением направляется на Варьеганское газоперерабатывающее предприятие. Давление в газосепараторе поддерживается клапаном-регулятором, смонтированным на линии выхода газа на ГС

 

Подтоварная вода из отстойников ОГ-1÷4 через задвижки поступает по трубопроводам диаметром 426 мм в резервуары РВС-1÷3. Подтоварная вода поступает в резервуар через распределительные устройства, находящиеся в нижней части резервуара, для равномерного распределения жидкости по всей площади резервуара, где происходит окончательное отделение нефти от воды. Из резервуаров подтоварная вода поступает по трубопроводам диаметром 426 мм через задвижки на прием насосов, которыми вода откачивается через узлы учета воды (УУВ) и задвижки на кустовую насосную станцию (КНС-6) для дальнейшей закачки ее в пласт. Схемой предусмотрена как последовательная, так и автономная работа каждого из резервуаров.

 

 

 

Резервуары снабжены дыхательными клапанами, замерными и световыми люками, а также люк-лазами.

В случае аварии на напорном нефтепроводе или в других случаях, схемой предусмотрена работа РВС-2 в качестве аварийного резервуара, для накопления нефти.

Для производства ремонтных работ и периодического технического освидетельствования, схемой предусмотрена работа сепаратора С-2 в качестве буферной емкости БЕ.

Для отключения нефтегазосепараторов (НГС), схемой предусмотрена байпассная линия задвижки.

Для предохранения аппаратов от разрывов и повреждений в случае превышения давления выше допустимого на аппаратах первой и второй ступени сепарации, газосепараторе и отстойниках установлены пружинные предохранительные клапаны.

Для защиты насосов внешней откачки нефти от попадания посторонних предметов на приемных трубопроводах установлены фильтры, также они установлены перед расходомерами «НОРД» на УУН.

На станции установлены два блока реагентного хозяйства, откуда плунжерным дозировочным насосом подается:

1. деэмульгатор во входные трубопроводы перед задвижками (для улучшения процесса разделения водонефтяной эмульсии в отстойниках);
2. метанол в газопровод (для предотвращения гидратообразований).

Для сброса утечек сальников насосов перекачки подтоварной воды имеется также подземная емкость ЕП-2, откуда насосом жидкость откачивается в приемный коллектор, утечки сальников насосов перекачки нефти поступают в подземную емкость ЕП-1.

 

2. Технический раздел

Актуальность создания системы автоматизации значительно возросла в последнее время в связи с повышением стоимости нефти, энергоресурсов, реагентов, затрат на содержание обслуживающего персонала и поддержание экологии окружающей среды .

Создание системы автоматизации преследует следующие цели:

1. повышение точности измерения и регулирования технологических параметров;
2. повышение надежности работы системы управления;
3. повышение качества ведения технологического режима и его безопасности;
4. повышение оперативности действий технологического персонала;
5. обеспечение требуемого качества подготавливаемой к перекачке нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.1. Монтаж

Структура АСУ ТП

Разработанная система автоматизации имеет двухуровневую структуру. Первый уровень включает в себя датчики и исполнительные механизмы, подключенные к микропроцессорному контроллеру. Второй уровень состоит из компьютера промышленного исполнения  с установленным программным обеспечением «АРМ оператора».