Система автоматического управления технологическими процессами куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения

Рисунок 4.15 - Коробка соединительная РТВ403

Датчик температуры трубы и распределительную коробку установить в месте наиболее уязвимом к остыванию. Выполнить прокладку сигнального кабеля КВВГЭ 4х4) от контроллера САУ КГС № 1 до датчиков температуры (рисунок 4.16).

Рисунок 4.16 - Принципиальная схема прокладки кабельных линий

Управление нагревом необходимо осуществлять по сигналам, поступающим от системы управления. Главным звеном в цепи управления является контроллер PACSystems RX3i, который должен реализовать заданный алгоритм управления обогревом трубопровода.

Контроллер PACSystems RX3i (рисунок 4.17) предлагает единый механизм управления и универсальную среду программирования для обеспечения переносимости приложений между различными аппаратными платформами и сближения систем управления.

Рисунок 4.17 - Контроллер PACSystems RX3i

Высокопроизводительный контроллер с микропроцессором 300 МГц Intel и 10 МБайт пользовательской памяти, что исключает необходимость дополнительных контроллеров и упрощает управление.

Универсальная объединительная панель с высокоскоростной шиной PCI, работающей на частоте 27 МГц для быстрого переноса данных для комплексного ввода-вывода и последовательной шиной для простого ввода-вывода, что оптимизирует производительность и ваши вложения. Универсальная объединительная панель поддерживает также функцию горячей замены для минимизации времени простоя.

Широкий диапазон модулей ввода-вывода (доступно более 40 типов) для простых и сложных приложений; также доступны различные сетевые модули.

Контроллер PACSystems RX3i обладает платформой для резервирования, предоставляя ориентированное на пользователей решение высокой степени доступности по достижению наилучших характеристик.

В качестве устройства коммутации мощности применить реле управления К-6-22Z (производства фирмы ABB).

Регулятор контролирует температуру наружного воздуха посредством датчика температуры воздуха. На основе полученной информации о температуре трубы регулятор управляет мощностью обогрева объекта (от 0% до 100%). Регулятор температуры автоматически включает обогрев системы и управляет мощностью обогрева при температуре трубы ниже плюс 10 °С и автоматически отключает обогрев при температуре трубы выше плюс 10 °С (защита от перегрева).

4.4 Алгоритм управления нагревом

Для обеспечения равномерного и своевременного нагрева трубопровода необходимо задать рабочую характеристику контроля температуры, а именно две температуры и соответствующие им проценты выходной мощности системы обогрева. По ним контроллер рассчитывает свою температурно-мощностную кривую (рисунок 4.18).

Рисунок 4.18 - Температурно-мощностная характеристика

Затем контроллер переходит в режим стабилизации температуры. В результате температура трубы поддерживается в заданном диапазоне с минимально возможными энергозатратами, независимо от изменения температуры окружающего воздуха.

Алгоритм управления обогревом трубопровода сбросной линии газа с предохранительного клапана СППК5 куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ представлен на рисунке 4.19

Рисунок 4.19 - Алгоритм регулирования температуры трубопровода

В соответствии с алгоритмом разработана программа на языке ST, которая позволит контроллеру PACSystems RX3i осуществлять изменение мощности обогрева трубопровода в соответствии с температурными параметрами на объекте. Листинг программы представлен ниже.

if T_ tr <10 then

if T_vozd<=-20

then W:=l00;

elsif W:=(10 - T_vozd)*3,33;

end_if;

end_if;

if T_tr>=10 then W:=0;

end_if;

5. Охрана труда и техника безопасности

Темой данного дипломного проекта, как уже было отмечено ранее, является автоматизация куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения расположенного в Соболевском районе Камчатского края (на западном побережье полуострова Камчатка) в 50 км севернее п. Соболево. Ближайшими населенными пунктами являются п. Крутогоровский, расположенный в 45 км к северо-западу, п. Соболево, расположенный в 50 км к югу. От г. Петропавловск-Камчатский месторождение находятся на удалении 300 км.

В целях обеспечения охраны труда и техники безопасности, в данном разделе дана характеристика производственной среды, в которой будет монтироваться, эксплуатироваться и ремонтироваться автоматизированная система управления технологическим процессом (описанная в технической части дипломного проекта), а именно система автоматического управления обогревом технологических трубопроводов. Также проводится анализ производственных опасностей и вредностей, рассматриваются мероприятия по безопасной эксплуатации оборудования автоматизации.

Охрана труда и техника безопасности должны выполняться при всех видах работ, связанных с производственным процессом, монтажом, обслуживанием и наладкой средств автоматизации куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ.

Несоблюдение требований безопасности производства может привести к производственным травмам и авариям на объекте.

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей

На основании РД 00158758-161-94 скважины куста № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ расположены на одной прямой линии с шагом 40 м.

В соответствии с Положением о классификации чрезвычайных ситуаций природного и технического характера, утвержденного Постановлением Правительства РФ № 304 от 21.05.2007 на объекте возможно возникновение чрезвычайных ситуаций локального характера (зона чрезвычайной ситуации не выходит за пределы территории объекта при этом количество пострадавших составляет не более 10 человек).

При монтаже, наладке, эксплуатации и ремонте оборудования автоматизации куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ не исключена также возможность возникновения следующих опасностей:

- воздействие загрязненного воздуха на площадке и блок-боксе КТП на организм работающих (таблица 5.1);

- взрывопожароопасность, обусловленная тем фактом, что в производственной среде возможно выделение взрывопожароопасных смесей. Классификация объектов на площадке по взрывопожароопасности приведена в таблице 5.2;

- опасность воздействия при проливе ингибитора - метанола, что приводит к отравлениям при обслуживании технологического оборудования;

- природный газ подается под высоким давлением до 19 мПа, температура может достигать до 20 °С.

Технологические процессы на площадке куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения происходят под высоким давлением (давление в устье добывающей скважины может достигать 19 мПа). В случае разрушения оборудования скважин (противофонтанного оборудования, осадной колонны) фактором дальнейшего развития аварии является невозможность быстрой остановки процесса выхода газа из устья скважины или из поверхности земли.

Развитие газопроявления может привести к выбросу из скважины газа или промывочного раствора и к аварийному истечению (фонтану), которое создает пожароопасную ситуацию.

Таблица 5.1 Взрывопожароопасные и токсические свойства веществ куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ (полуостров Камчатка)

Наименование вещества на рассматриваемом объекте	Агрегатное состояние	Класс опасности веществ	Температура, °С	Концентрационный предел взрываемости, % объем	Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)	Предельно допустимая концентрация веществ в воздухе
			Вспышки	Самовоспламенения	Нижний предел	Верхний предел
Природный газ	Г	4	-	537	4,5	13,5	В больших количествах обладает наркотическим действием	50 (ОБУВ)
Метанол	Ж	3	11	436	6	34,7	Сильный и весьма опасный нервный яд	5
Конденсат газовый	Ж	4	-44	380	1,4	8	Пары оказывают вредное воздействие на центральную нервную систему	37

Таблица 5.2 Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ (полуостров Камчатка)

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Категории взрывопожароопасной и пожарной опасности зданий и помещений (НПБ 105-03)	Классификация зон внутри и вне помещений
		Класс взрывопожароопасной или пожарной зоны (ПУЭ и ПБ 08- 624-03)	Категории и группа взрывопожароопасных смесей (ГОСТ 12.1.011- 78) Р51330.5-99 Р52330.11-99
Устья скважин	Ан	В-1 г	IIA-T1
КИП, операторные щиты управления	Д

Основные возможные причины аварий на скважинах площадки куста скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ (полуостров Камчатка):

- несоответствие конструкции скважины геологическим условиям (не учитываются залегания и пластовые давления вскрываемых горизонтов, глубина залегания подверженных гидроразрыву пород и др.);

- некачественное цементирование кондукторов, промежуточных и эксплуатационных колонн;

- негерметичность резьбовых соединений и нарушения целостности обсадных колонн, а также дефекты устьевого оборудования;

- разрушение в результате воздействия агрессивных сред и высоких давлений (выход из строя элементов оборудования происходит преимущественно в скважинах, в добываемой продукции которых содержится минерализованная вода);

- разгерметизация оборудования из-за коррозии, дефекта изготовления, усталости металла, механического повреждения;

- ошибки персонала при ведении технологического процесса;

- нарушения техники безопасности при проведении работ по техническому обслуживанию оборудования, при огневых и сварочных работах, а также наладке оборудования КИП и автоматики;

- неисправность и неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.

Трубопроводные системы площадки куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ (полуостров Камчатка) - трубопроводы имеют различную протяженность. Они являются источником повышенной опасности из-за наличия большого количества сварных и фланцевых соединений, запорной и регулирующей арматуры, жестких условий работы (перепад давлений и температур) и значительных объемов опасных веществ, перемещаемых по ним. К основным типам отказов трубопроводов, приводящим к значительным утечкам, следует отнести образование протяженных трещин с эквивалентным диаметром более 10 мм. По опубликованным данным, примерно половина аварийных выбросов опасных веществ, происходит из-за разрушения трубопроводов. Наиболее вероятными являются выход из строя запорной арматуры, прокладок, фланцев.

Причинами разгерметизации трубопроводов могут быть:

- остаточные напряжения в материале трубопроводов в сочетании с напряжениями, возникающими при монтаже и ремонте;

- превышение давления;

- коррозия;

- образование ледяных пробок, размораживание.

Технологические процессы на площадке куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ, для поддержания которых используются технические средства автоматизации (термопреобразователи, манометры и т. д.), изложенные в технической части дипломного проекта, характеризуются следующими особенностями:

- содержимым технологического оборудования являются: природный газ, газовый конденсат и метанол, оказывающие неблагоприятное воздействие на человека;

- приводом задвижек на технологических трубопроводах являются электродвигатели с питающим напряжением до 380 В, а также другие средства (электрообогреватели, трансформатор тока и др.), которые могут быть источниками поражения электрическим током. По степени опасности поражения электрическим током объект относится к особо опасным, так как имеется сырость, токопроводящие полы и металлоконструкции;

- основная часть оборудования работает под избыточным давлением, которое может достигать до 19 мПа и вызвать порыв трубопроводов.

Первичные преобразователи (преобразователь температуры Метран-286, давления Метран-150TG и 150CD), контроллер и вторичные приборы автоматизации, находятся непосредственно в зоне с возможным образованием взрывоопасных смесей.

Отказ или поломки оборудования КИП и автоматики могут являться фактором позднего обнаружения утечки газа, из-за отсутствия запах газа.

Основные физические проявления аварии и сопровождающие их поражающие факторы при загидрачивании сбросной линии газа (объект модернизации) согласно СТО Газпром 2-2.3-400-2009:

- разрыв трубопровода со срывом его концов с опор с воспламенением газа и образованием струевого пламени (поражающие факторы: разлет осколков, ВВС, скоростной напор струи газа, прямое воздействие пламени, тепловое излучение);

- разрыв трубопровода со срывом его концов с опор без воспламенения газа, истекающего в виде свободной(ых) струи(й) из концов разрушенного трубопровода (поражающие факторы: разлет осколков, ВВС, скоростной напор струи газа, загазованность).

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда на площадке куста газоконденсатных скважин

Надежная и взрывобезопасная эксплуатация технологического оборудования достигается за счет своевременного распознавания предаварийных ситуаций и комплексной защите объекта управления.

Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации технологического оборудования, а также для предупреждения возникновения чрезвычайных ситуаций предусмотрены следующие мероприятия:

- управление технологическими операциями осуществляется автоматически;

- технологические схемы и комплектация основного оборудования гарантируют непрерывность производственного процесса за счет оснащения технологического оборудования системами автоматического регулирования, блокировки и сигнализации;

- генеральный план объекта выполнен с соблюдением противопожарных разрывов между сооружениями в соответствии со СНиП II-89-80* «Генеральные планы промышленных предприятий» и ВНТП 03/170/567-87 «Противопожарные нормы проектирования объектов Западносибирского нефтегазового комплекса»;

- технологического оборудование выбрано в соответствии с заданными технологическими параметрами, что уменьшает вероятность образования взрывоопасных смесей;

- применение блочно-комплектного оборудования заводского изготовления, как более надежного в эксплуатации;

- запорная арматура для газа принята по классу герметичности затвора А по ГОСТ 9544-93;

- соединения труб предусмотрено выполнить сваркой;

- предусмотрен 100% контроль качества физическими методами сварных соединений трубопроводов;

- выбор материалов труб и деталей технологических трубопроводов произведен по температуре наиболее холодной пятидневки района эксплуатации (минус 31 °С);

- для защиты от превышения рабочего давления на отдельном технологическом оборудовании установлены предохранительные клапаны;

- для площадки куста газоконденсатных скважин предусмотрен уровень автоматизации, при котором обеспечивается безаварийная работа в условиях нормальной эксплуатации без постоянного присутствия обслуживающего персонала;

- принятая степень автоматизации обеспечивается наличием необходимых средств контроля и управления;

- применение оборудования, не соответствующего по категории исполнения климатическим условиям не допускается.

Для обеспечения стабильности кустовых оснований площадки скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ выполнены мероприятия по инженерной подготовке территории, которая запроектирована исходя из природно-климатических и грунтовых условий района.

Оставшаяся после проведения строительных работ песчаная полоса вокруг куста является противопожарной преградой.

Продувка скважин и трубопроводов при ремонтных и профилактических работах предусматривается на горизонтальный факел. Горизонтальный факел установлен в факельном амбаре в обваловании выстой 1,5 м на расстоянии 100 м от оси куста скважин. Для предотвращения эрозии обваловки амбара от струи и пламени горящего газа длина амбара составляет 24 м, ширина - 6 м.

5.2.1 Мероприятия по технике безопасности на площадке куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ (полуостров Камчатка).

Во избежание несчастных случаев при обслуживании оборудования куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ (полуостров Камчатка), персонал должен иметь соответствующую подготовку, пройти производственный инструктаж, быть ознакомлен с общими правилами техники безопасности и с безопасными методами работы на поручаемом ему для обслуживания оборудования, а также с методами оказания первой помощи. По окончании инструктажа направляемые на работу сдают экзамен по технике безопасности в соответствии с ПБ 08-624-03, ПУЭ, ПТЭ и получают удостоверение с присвоенной квалификационной группы, дающее им право работать по обслуживанию действующих электроустановок.

Большинство технических средств, на базе которых построена система автоматизации технологических процессов куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ, являются потребителями электрической энергии. Поэтому в первую очередь отметим мероприятия по обеспечению электробезопасности:

- к работе допускаются лица, имеющие допуск к данному виду работ (в частности, к работе с напряжением до 1000 В);

- все работы, связанные с монтажом, наладкой, обслуживанием и ремонтом ТСА, должны производиться в соответствии со следующими нормативно-техническими документами:

а) «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТЭ);

б) «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТБ);

в) «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ);

- изоляцией электрических устройств в соответствии с техническими условиями;

- все части устройств, находящихся под напряжением размещены в корпусах, обеспечивающих защиту обслуживающего персонала от прикосновения к деталям, находящимся под напряжением, а открытые токоведущие части располагаются на недоступной высоте;

- надежным креплением технических средств автоматизации при их монтаже на объекте автоматизации.

Корпуса устройств заземляются в соответствии с ГОСТ 12.2.007-75 (сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4 Ом).

Измерение сопротивления заземляющего устройства производится не реже одного раза в год.

Работы, связанные с ремонтом технических средств автоматизации куста скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ, располагаемых во взрывоопасной зоне, необходимо производить только при отключенном напряжении питания.

Отметим мероприятия по обеспечению взрывобезопасности оборудования:

- всё оборудование и коммуникации испытаны на механическую прочность повышенным давлением;

- защита оборудования и коммуникаций от прямых ударов молний и вторичных проявлений молний;

- заземление всех металлических нетоковедущих частей электрооборудования, а также строительных металлоконструкций.

5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии на площадке куста газоконденсатных скважин

К мероприятиям по промышленной санитарии относятся требования к спецодежде, требования к освещению, микроклимату, к шуму и вибрации на рабочем месте, требования к организации и оборудованию рабочего места.

Все работники, обслуживающие оборудование, обеспечиваются защитной спецодеждой - костюм хлопчатобумажный, рукавицы, сапоги в соответствии с ГОСТ 12.4.011 -89 ССБТ «Средства защиты работающих». Также в соответствии с «Типовыми нормами бесплатной выдачи сертифицированных специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам, занятым на работах с вредными и (или) опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением, в организациях нефтегазового комплекса», утвержденными приказом № 443 от 6 июля 2005 г. Министерством здравоохранения и социального развития РФ, в качестве защитных мероприятий от воздействия метанола на человека в проекте предусмотрено применение специализированных средств индивидуальной защиты: защитные очки, резиновые перчатки, спецодежда и обувь.

Для устранения воздействия на организм работающих вредных веществ предусмотрена выдача противогазов при аварийной ситуации на площадке куста газоконденсатных скважин.

Система производственного освещения площадки обеспечивает:

- соответствие уровня освещенности рабочих мест характеру выполняемой зрительной работы;

- постоянство освещенности во времени.

5.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности на площадке куста газоконденсатных скважин

Требования по пожарной безопасности регламентируются согласно ППБ 01-03 «Правила пожарной безопасности» и ВППБ 01-04-98. В целях профилактики пожаров на территории площадки куста скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ необходимо:

- чтобы персонал был ознакомлен с технологическими процессами на объекте, инструкциями по противопожарной безопасности и устройством средств пожаротушения, а также обучен действиям в сложившейся опасной ситуации;

- принять меры по устранению источников зажигания в местах возможного образования взрывопожароопасных смесей;

- использованный обтирочный материал хранить в специальном металлическом ящике с крышкой.

Система обеспечения пожарной безопасности объекта предусматривает, прежде всего, предотвращение пожара, т.е. устранение причин его возникновения и обеспечивается комплексом организационно-технических мероприятий, изложенных в данном перечне. Также осуществляется постоянный контроль за эксплуатацией взрывоопасных и пожароопасных установок.

Минимальные расстояния между сооружениями площадки куста скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ с учетом их пожарной опасности и степени огнестойкости приняты по нормам СНиП II-89-80*, ВНТП 01/87/04-84, ВНТП 03/170/567-87, СНиП 2.07.01-89, НПБ 11-98*. Расстояние от факельного ствола до границы сооружений принято 100 м.

На основании нормативных документов приняты:

- уровень ответственности зданий и сооружений согласно приложению 7 СНиП 2.01.07-85* - II;

- класс функциональной пожарной опасности по СНиП 21-01-97*;

- степень огнестойкости зданий по СНиП 21-01-97*;

- класс конструктивной пожарной опасности по СНиП 21-01-97*.

На въезде на кустовую площадку скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ предусмотрена площадка размещения пожарной техники размером 20 на 20 м.

Система оповещения организована в соответствии с требованиями ПНБ 104-03. В помещении КТП устанавливается автоматическая установка пожаротушения.

Электрооборудование, контрольно-измерительные приборы, средства блокировки и автоматика выполнены во взрывозащищенном исполнении(Ex) и имеют уровень взрывозащиты - 1 (взрывобезопасный), по виду взрывозащиты применяется оборудование с искробезопасной электрической сетью (i).

Молниезащита зданий и сооружений объектов выполнена в соответствии с требованиями «Инструкции по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» СО153-34.21.122-2003.На площадке куста скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ установлена мачта прожекторная с молниеотводом (общая высота 32 м).

Исполнение оборудования и средств автоматизации, размещенных во взрывоопасных зонах, соответствует классификации помещений и наружных установок по взрывоопасной и пожарной опасности в соответствии с ПЭУ и ППБ 01-03, НПБ 105-03.

Контроль загазованности реализован на базе газоанализатора СГОЭС производства ЗАО «Электростандарт-прибор», г. Гатчина. Для опробования и съема звуковой и световой сигнализации используется пост управления кнопочный взрывозащищенный КУ-91-1ExdT5 фирмы ОАО «ВЭЛАН» г Зеленокумск. Для звукового и светового оповещения применяется оповещатель звуковой взрывозащищенный «ExOПП3-2В» и оповещатель ТСВ-1-12-А-Т-К/Ч соответственно фирмы НПК «Эталон», г. Волгодонск.

5.3 Расчет критериев пожарной опасности и определение категории скважин куста газоконденсатных скважин

5.3.1 Исходные данные

Характеристика веществ и материалов, обращающихся (находящихся) на площадке:

Природный газ (по метану СН4): горючий газ. Молярная масса: 16,043 кг/кмоль. Нижний концентрационный предел распространения пламени (НКПР): 5,28% (об.). Расчетная температура воздуха t_p = 29 °С - абсолютная максимальная температура воздуха согласно СНиП 23-01-99. Характеристика технологического процесса:

В состав скважины входят:

- трубопровод с газом, диаметром 100 мм, длиной 4 м, давлением 1МПа, производительность 1500 м³/час;

- трубопровод с метанолом диаметром 50 мм.

Отключение автоматическое, без резервирования, расчетное время отключения принимается согласно НПБ 105-03 равным 120 с.

5.3.2 Расчет критериев пожарной опасности

Расчет выполняется в соответствии с НПБ 105-03. За расчетную аварийную ситуацию принимается разгерметизация трубопровода с газом на площадке куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ.

Определяется объем газа, выделившегося в результате расчетной аварии, м³:

,(5.1)

,(5.2)

где V_1Т - объем газа, вышедшего из трубопровода до его отключения, м³;

,(5.3)

где q - расход газа, м³/с;

T - расчетное время отключения, с;

V_2Т - объем газа, вышедшего из трубопровода после его отключения, м³;

(5.4)

где P - давление в трубопроводе, кПа;

r - внутренний радиус трубопроводов, м;

L - длина трубопровода от аварийного аппарата до задвижек, м.

м³(5.5)

Определяется плотность газа при расчетной температуре, кг/м³:

,(5.6)

где М - молярная масса, кг/кмоль;

V₀ - молярный объем, м³/кмоль;

t_р - расчетная температура, °С.

Определяется масса выделившегося при аварии газа, кг:

(5.7)

Горизонтальный размер зоны, ограничивающий область концентраций, превышающих нижний концентрационный предел распространения пламени, определяется по формуле:

(5.8)

Определяется приведенная масса газа m_пр, кг:

,(5.9)

где Q_сг - удельная теплота сгорания газа, Дж/кг;

Z - коэффициент участия горючих газов в горении;

Q₀ - константа, Дж/кг;

m - масса горючих газов, поступивших в результате аварии в окружающее пространство, кг.

Избыточное давление, развиваемое при сгорании газовоздушной смеси, определяется по формуле:

(5.10)

5.3.3 Определение категории наружной установки по пожарной опасности

Определение категорий наружных установок осуществляется путем последовательной проверки их принадлежности к категориям, приведенным в НПБ 105-03. В соответствии с НПБ 105-03 скважины добывающие эксплуатирующие относятся к категории Ан, т.к. горизонтальный размер зоны, ограничивающей газовоздушную смесь с концентрацией горючего выше НКПР, превышает 30 м и расчетное избыточное давление при сгорании газовоздушной смеси на расстоянии 30 м от наружной установки превышает 5 кПа.

6. Расчет экономического эффекта внедрения системы

6.1 Краткая характеристика предложения

Для снижения расчетного давления шлейфа на общем газовом коллекторе кустовой площадки № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ предусмотрена установка регулятора давления и предохранительного клапана (для защиты шлейфа от превышения давления).

Газ от предохранительного клапана сбрасывается в амбар по трубопроводу Ш89х8 (труба - 09Г2С, Р_исп = 36,88 МПа, протяженность 90 м). Давление настройки предохранительного клапана 15,8 МПа.

В процессе проведения наладочных работ и пробной эксплуатации технологических систем куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ выявлено следующее: при отработке сброса газа с предохранительного клапана наблюдается скапливание в трубопроводе сбросной линии гидратов углеводородов содержащихся в добываемом газе (вода, метанольная вода и т.д.). Причиной образования скоплений гидратов в трубопроводе является отсутствие естественного положительного наклона трубопровода сбросной технологической линии.

Одной из важнейших проблем при эксплуатации трубопроводов транспорта газа является образование газогидратов. Наиболее часто закупорки газопровода происходят в зимний период в связи значительным охлаждением движущегося в трубопроводе газового потока.

Вместе с тем климат в районе Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения характеризуется холодной, ветреной, малооблачной погодой. Самый холодный месяц - февраль, средняя месячная температура которого составляет минус 14,8 °С, а абсолютный минимум достигает минус 45 °С. Температура наиболее холодной пятидневки - минус 31 °С. Определено, что имеющейся теплоизоляционной окожуховки трубопровода для недопущения образования гидратных пробок в трубопроводе в период отрицательных температур недостаточно.

Образование гидратных пробок в трубопроводе сброса газа с предохранительного клапана общего газового коллектора куста газоконденсатных скважин № 1 повлечет к разрушению технологического трубопровода сбросной линии и невозможности выполнить защиту шлейфа общего газового коллектора от повышения давления в случае возникновения нештатных ситуаций.

В соответствии с поставленной задачей (терморегулирование электрообогрева сбросного трубопровода Ш89х8 09Г2С протяженность 90 м от предохранительного клапана) в состав разрабатываемой системы войдут:

- шкаф управления - обусловлено необходимостью установки контроллера терморегуляции, устройств и оборудования аварийного автоматического отключения при возникновении короткого замыкания, а также возникновении тока утечки на землю (30 мА), шкаф установить в блок-боксе КТП в отсеке автоматики (минимизация затрат на прокладку кабеля электропитания);

- датчик температуры трубы и распределительная коробка - установить в месте наиболее уязвимом к остыванию;

- три секции саморегулирующейся нагревательной ленты по 30 м (две распределительные коробки);

- датчик температуры воздуха - установить на стенке блок-бокса КТП;

- кабель контрольный - 220 м;

- кабель электропитания - 420 м;

Регуляция температуры обогрева трубопровода предусматривается на основе алгоритма, заложенного в контроллер системы автоматизации кустовой площадки ПТК Rx3i PACSystem.

6.2 Расчет экономической эффективности

Исходные данные для расчета экономического эффекта представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Исходные данные для расчёта экономического эффекта

Показатель	Значение
Суточная добыча газа, тыс. м3/сут.	174,40
Себестоимость добычи природного газа, руб./тыс. м3	4,89
Ставка неустойки за несвоевременную подачу газа (от себестоимости), %	50
Ставка налога на прибыль, %	20
Стоимость ремонтных работ, тыс.руб.	75
Средняя продолжительность ремонта, час.	16
Количество монтируемых систем, шт.	1
Стоимость монтажа системы, тыс.руб./шт.	7,20
Стоимость приобретения оборудования и материалов системы, тыс.руб.	160,65

Для начала на основании исходных данных рассчитаем общую величину затрат на внедрение системы обогрева трубопровода сбросной линии куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ.

,(6.1)

где З_пр - величина затрат на оборудование и его доставку до объекта, тыс.р.

З_м - затраты на монтаж системы, тыс.руб.

N - количество приобретаемых и монтируемых систем, шт.

(6.2)

Общая величина затрат на предлагаемое проектное решение составит 167,85 тыс.р.

Далее определим величину полученных результатов от внедрения системы обогрева трубопровода сбросной линии куста газоконденсатных скважин.

Данный трубопровод, как участник технологической цепочки, непосредственно не участвует в процессе добычи и транспортировки природного газа до УНТС УКПГ Нижне-Квакчикского ГКМ и далее потребителю, а предназначен для защиты шлейфа от превышения давления на общем газовом коллекторе куста скважин в случае аварийных ситуаций. Соответственно результаты от внедрения указанной системы определены совокупностью экономических выгод от предотвращения аварийных ситуаций и разрушения технологического оборудования куста скважин и следовательно, несвоевременной перекачки природного газа потребителю (Р_t).

, (6.3)

где С_доб - объем суточной перекачки газа, 1000 м³;

24 - часов в сутках, час;

Т_рем - продолжительность ремонтных работ, час;

Ц_доб - себестоимость добычи газа, руб./1000 м³;

Н_доб - неустойка за несвоевременную поставку газа, д.е;

Ц_рем - средняя сметная стоимость ремонтных работ.

Величина экономии составит:

(6.4)

Согласно статистическим данным, приведенным в СТО Газпром 2-2.3-400-2009 доля аварий произошедших на газопроводах неочищенного газа (наиболее подходящих по классификации) за 38 лет составляет 3,2% от общего количества аварий. Что составляет порядка одной аварии за 8 лет.

Рг = 927,816/8 = 115,98 тыс.р. (6.5)

Общая величина годового экономического эффекта составит:

Э = 167,85 - 115,977 = 51,97 тыс.р. (6.6)

Чистая прибыль предприятия:

ЧП = Э·(1-Н), (6.7)

где Н - налог на прибыль предприятий и организаций.

ЧП = 51,97· (1-0,2) = 41,60 тыс.р. (6.8)

Таблица 6.2 - Сводные показатели расчета экономического эффекта

Показатель	Значение
Общая величина затрат на внедрение системы, тыс.руб.	167,85
Общая величина полученных результатов от внедрения системы, тыс.руб.	927,82
Годовая величина полученных результатов от внедрения системы, тыс.руб.	115,98
Годовой экономический эффект внедрения, тыс.руб.	51,97
Чистая прибыль предприятия, тыс.руб.	41,60

6.3 Расчет показателей инвестиционного проекта

Для того чтобы система была эффективной, затраты на текущий ремонт должны составлять не более 10% от капитальных вложений. Внедряемая система имеет высокую степень надежности.

Величина амортизационных отчислений:

, (6.9)

где N_A - норма амортизационных отчислений, %;

К - капитальные вложения, тыс. руб.

Норма амортизационных отчислений NA = 10% с учетом планового срока обновления системы 10 лет.

Результаты расчета эксплуатационных затрат приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Расчет эксплуатационных затрат

Наименование	Стоимость, тыс. руб.
Затраты на текущий ремонт	16,79
Амортизационные отчисления	16,79
Итого:	33,58

Одним из показателей экономической эффективности является чистый дисконтный доход (ЧДД), который определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период. Проект считается прибыльным и его следует принять, если чистый дисконтный доход (ЧДД) больше нуля.

На практике часто пользуются следующей формулой для определения ЧДД:

(6.10)

где t - год расчетного периода;

N - плановый срок обновления системы, лет;

ЧП - чистая прибыль в году t, руб.;

б_t - коэффициент дисконтирования.

В качестве начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ по осуществлению мероприятия. Конечный год t_N расчетного периода определяется моментом завершения установленного жизненного цикла проектируемой системы, зависящий от планового срока обновления средств автоматизации по условиям их использования или срока службы (с учетом морального старения).

Приведение разновременных затрат и результатов всех лет периода реализации мероприятия к расчетному году осуществляется путем умножения их величины за каждый год на коэффициент дисконтирования, рассчитываемый по формуле:

(6.11)

где r - величина ставки дисконта, r =10%.

Важным фактором, влияющим на оценку эффективности проекта, является ставка дисконта.

В результате расчетов получаем, что ЧДД > 0 (таблица 6.4), следовательно, применение системы целесообразно с экономической точки зрения.

Предложенная система автоматического регулирования температуры трубы сбросного газопровода может быть рекомендована к внедрению, что подтверждено расчетом экономической эффективности.

Таблица 6.4 - Расчет показателей эффективности инвестиционного проекта внедрения системы

Показатель	Год	Итого
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Затраты на внедрение, тыс.руб.	167,85	-	-	-	-	-	-	-	-			167,85
Денежный поток, тыс.руб.	-	-	-	-	-	-	-	-	927,82	-	-	927,816
Эксплуатационные издержки, тыс.руб.	-	33,58	33,58	33,58	33,58	33,58	33,58	33,58	33,58	33,58	33,58	335,8
Валовая прибыль, тыс.руб.	-	51,97	51,97	51,97	51,97	51,97	51,97	51,97	51,97	51,97	51,97
Чистая прибыль, тыс.руб.	-	41,60	41,60	41,60	41,60	41,60	41,60	41,60	41,60	41,60	41,60	4160
Коэффициент дисконтирования	-	0,91	0,48	0,32	0,24	0,20	0,16	0,14	0,12	0,11	0,10	-
Чистый дисконтированный поток, тыс.руб.	-167,85	37,82	19,8	13,42	10,15	8,16	6,82	5,86	5,14	4,57	4,12	-
ЧДД	115,86
Индекс доходности	1,69
Срок окупаемости, лет	на 6-ой год эксплуатации в соответствии с денежными потоками
Внутренняя норма доходности, %	17,5

Заключение

В данном дипломном проекте была рассмотрена система автоматизации куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения.

Приведенное в первом разделе технологическое описание куста газоконденсатных скважин дает полное представление об особенностях его работы и взаимосвязи с другими объектами Кшукского и Нижне-Квакчикского месторождений.

Анализ существующего уровня автоматизации рассматриваемого куста скважин показал, что он находится на достаточно высоком уровне, позволяющем обеспечить протекание всех технологических процессов на объекте без присутствия эксплуатационного персонала. В тоже время в процессе проведения наладочных работ и пробной эксплуатации технологических систем куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ выявлено скапливание в трубопроводе сбросной линии гидратов углеводородов содержащихся в добываемом газе (конденсат, метанольная вода и т.д.). В связи с чем, предложено внедрение автоматической системы регулирования обогрева трубопровода.

Проведённый технико-экономический анализ свидетельствует о том, что внедрение системы автоматического управления обогревом трубопровода позволит увеличить ресурс работы рассматриваемой технологической линии за счет непрерывного измерения и регулирования его температурных параметров.

Анализ безопасности проекта свидетельствует о снижении вероятности возникновения аварийных ситуаций на кусте скважин № 1 в результате предотвращения процессов гидратообразования в трубопроводе.

Для обеспечения безопасной эксплуатации куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ разработанная система должна являться неотъемлемой частью данного объекта.

Список использованных источников

1 Ананенков А.Г. АСУ ТП промыслов газоконденсатного месторождения крайнего севера/ А.Г. Ананенков, Г.П. Ставкин, Э.Г. Талыбов. - М.: Недра, 1998. - 221 с.

2 Горев С.М. Автоматизация технологических процессов в нефтяной и газовой промышленности. Курс лекций. Ч. 1. - Петропавловск-Камчатский: Камчат ГТУ, 2003. - 121 с.

3 Кулиев А.М. Оптимизация процессов газопромысловой технологии/ А.М. Кулиев, В.Г. Тагиев. - М.: Недра, 1984. - 200 с.

4 Датчик давления Метран-150: руководство по эксплуатации. Челябинск: ПГ «Метран», 2012.

5 Преобразователь температуры Метран - 286: руководство по эксплуатации. Челябинск: ПГ «Метран», 2008.

6 Программированное устройство Rx3i PACSystem: руководство по эксплуатации. Компания GE Fanuc Automation North America, Inc., 2005.

7 Бекиров Т.М. Сбор и подготовка к транспорту природных газов/ Т.М. Бекиров, А.Т. Шаталов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.

8 Гвоздев Б.П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие/ Б.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, А.Е. Корнилов. - М.: Недра, 1988. - 575 с.

9 Комиссарчик, В.Ф. Автоматическое регулирование технологических процессов: учебное пособие. - Тверь: 2001. - 247 с.

Размещено на Allbest.ru