Содержание

1 Описание и характеристика технологического объекта управления………3

1.1 Общая характеристика ДНС-2…………………………………..………..3

1.2 Описание технологической схемы………………………………………..4

2 Автоматизация технологических процессов ………………………..………..7

1 Описание и характеристика технологического объекта управления

1.1 Общая характеристика днс-2

ДНС-2 предназначен для:

- сбора продукции скважин Талаканского месторождения, предварительной подготовки нефти и газа;

- сепарации нефти, использования отделившегося газа для собственных нужд и транспорта газа на ГТЭС, КС, обезвоживания и обессоливания нефти путем динамического отстоя с применением термохимического метода разрушения эмульсии в аппаратах «HEATER – TREATER» с последующей перекачкой на ЦПС.

Технология подготовки нефти осуществляется по принципу непрерывного технологического процесса. При этом имеется возможность полного контроля и управления основными операциями технологического режима оперативным персоналом ДНС-2 посредством автоматизированной системы контроля и управления технологическим процессом.

В состав ДНС-2 входят следующие объекты:

- площадка сепарации;

- площадка Хитер-Тритер;

- резервуарный парк;

- нефтенасосная;

- насосная откачки очищенных стоков;

- реагентное хозяйство;

- резервуары противопожарного запаса воды;

- факельное хозяйство;

- здание операторной;

- станция насосная противопожарная.

1.2 Описание технологической схемы

Продукция от скважин через задвижку узла переключений по трубопроводу диаметром 700 мм поступает на площадку узла сепарации в сепараторы первой ступени сепарации С-1/1, С-1/2, где происходит отделение свободного газа и части механических примесей. Регулировка уровня жидкости в сепараторах С-1/1, С-1/2 осуществляется с помощью клапанов, установленных на выходе жидкости из сепараторов. Обводненная разгазированная нефть, после сепараторов первой ступени сепарации С-1/1,

С-1/2 через регулирующие клапаны и задвижку по трубопроводу поступает в трехфазный нефтегазоводоотделитель Х-Т-1/1 («HEATER - TREATER») тип I. Для более эффективного разделения эмульсии осуществляется подача разбавленного реагента - деэмульгатора в поток входящей жидкости на узле переключений.

В нефтегазоводоотделителе «HEATER - TREATER» тип I осуществляется сепарация газожидкостной смеси, подогрев нефтяной эмульсии и предварительный сброс воды.

Эмульсия, нефть и свободная вода попадает во входной маточник и равномерно распределяется по длине жаровых труб. Благодаря различным плотностям нефти и подтоварной воды, уменьшения скорости потока, а также действиям деэмульгатора происходит разрушение эмульсии на газ, нефть и воду, свободная вода скапливается на дне аппарата под жаровыми трубами. Более стойкая эмульсия поднимается вокруг жаровых труб и нагревается до 50°С, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляция капель воды. Укрупненные капли оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата, а нефть поднимается выше и через маточник перетекает в отсек с коалесцерами, где происходит дальнейшее разрушения эмульсии за счёт увеличение площади поверхности процесса коагуляции капель воды.

Далее нефть попадает в нефтесборник. Постоянный уровень нефти в нефтесборнике поддерживается при помощи автоматического клапана-регулятора. Отделенная от нефти вода из аппаратов, пройдя узел замера, по трубопроводу диаметром 400 мм поступает на очистные сооружения.

Предусмотрен сброс газа в факельный газопровод через предохранительные клапана при превышении рабочего давления в аппаратах.

Обезвоженная нефть поступает в сепараторы С-2/1, С-2/2, где происходит остаточная дегазация нефти. В данном проекте предусмотрено два сепаратора С-2/1, С-2/2 V=100 м³ с возможностью вывода одного на ревизию. Давление в аппаратах поддерживается регулирующим клапаном.

Нефть после сепарации подается на насосы Н-1/1, Н-1/2,Н-1/3. Предусмотрена возможность подачи нефти после сепарации через регулятор в резервуары Р-1,2 для доподготовки нефти и дальнейшей подачи на насосы Н-1/1…3. Внутри резервуары оборудованы маточником, с помощью которого нефть равномерно распределяется по всей площади резервуара. Дополнительно предусмотрена откачка нефти из резервуаров со стояка высотой 3,5м. Величины внутреннего давления и вакуума обеспечиваются установленными на крыше резервуаров дыхательными клапанами. Клапаны работают как в режиме дыхательных, так и предохранительных клапанов. Уровень нефти в резервуарах контролируется сигнализаторами уровня, установленными на крыше (2шт.). Пожарная безопасность обеспечивается стационарной системой пенотушения, кольцами для охлаждения резервуаров при пожаре, пожарными извещателями.

На насосных агрегатах внешнего транспорта Н-1/1…3 предусмотрен частотно-регулируемый привод с возможностью плавного пуска насосных агрегатов.

Нефть после насосов Н-1/1…3 поступает на узел измерения количества и качества нефти.

Блок измерительных линий ДНС-2 Талаканского газонефтяного месторождения состоит из трех рабочих, резервной и контрольной линий с массовыми кориолисовыми расходомерами Мicro Motion.

Выполнив измерения количества и получив показатели качества нефти на узле учета нефти, товарная нефть подается на ЦПС Талаканского месторождения для подготовки к подаче в магистральный нефтепровод «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО).

Газ, выделившийся в сепараторах первой ступени сепарации С-1/1,2 поступает через задвижки в газосепаратор Г-1 для удаления жидкой фазы.

После газосепаратора Г-1 газ под собственным давлением через узел учета газа подается в газопровод диаметром 500 мм в систему газопроводов УВСИНГ, на котельную ДНС, в топки трехфазных аппаратов, а так же на затвор, запал и дежурные горелки факела.

В аварийном режиме, газ после Г-1 при открытой электроприводной задвижке сбрасывается на факел аварийного сжигания газа СФНР-400. Факельная система запроектирована в соответствии с ВНТП 3-85, правилами ПБ 03-591-03, ПБ 08-624-03 «Правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем», утвержденных Госгортехнадзором России 10 июня 2003 г

Расчет факела выполнен на максимальное количество газа, выделившегося на ДНС. Факельная система включает в себя:

• ствол факельный;

• оголовок;

• сепаратор факельный;

• емкость сбора конденсата;

• технологические трубопроводы (подводящий газопровод, газопровод на дежурные горелки, трубопровод откачки конденсата и др.). Проектируемые байпасные трубопроводы позволяют осуществлять плановые остановки площадочных объектов для проведения ревизии и капитального ремонта технологического оборудования.