Анализ работы установки предварительного сброса ЦДНГ-9 НГДУ "Мамонтовнефть"

Наиболее широко применяется в технологии подготовке, комбинированный способ разрушения эмульсии электрохимический или электрический. Установки на которых применяется этот способ носят названия ЭЛОУ. В зависимости от формы основного аппарата различают ЭЛОУ с вертикальными, горизонтальными, шаровыми электродегидраторами.

Предпочтение отдают горизонтальным электродегидраторам типа 2ЭГ-160. Он обеспечивает высокую производительность и глубокую очистку нефти от воды, так как линейная скорость подъёма нефти является основным фактором лимитирующим производительность, а средняя линейная скорость перемещения нефти в горизонтальном электродегидраторе выше, чем у других электродегидраторов (в горизонтальном - 2,7м/с, вертикальном - 4,3м/с, шаровом -7м/с), этим объясняется почему удельная загрузка горизонтального выше, чем шарового и вертикального электродегидратора.

Электродегидраторы входят в блок ЭЛОУ комбинированных и встроенных установок первичной переработки нефти типа ЭЛОУ-AT и др.

Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами представлена на рис.5

Эмульсионная нефть сырьевым насосом Н-1, прокачивается через теплообменник Т, а затем подогреватель П и поступает в электродегидратор первой ступени Э-1. На выкид насоса Н-1 подаётся деэмульгатор и нефть отстоявшаяся в отстойнике соляного раствора О, которая подается насосом Н-2. В Электродегидраторы первой ступени Э-1 перед поступлением эмульсионной нефти вводят горячий соляной раствор из электродегидратора второй ступени Э-2 с помощью инжектора в котором нефть равномерно смешивается с водой, деэмульгатором и щелочью. Частично обезвоженная и обессоленная нефть с верха Э-1 направляется в Э-2.

Отстоявшийся в Э-1/2соляной раствор сбрасывается в отстойник О. Перед Э-2 через инжектор в нефть подаётся свежая вода (4-6% воды на нефть). Отстоявшаяся нефть в отстойнике О возвращается в цикл насосом Н-2, а соляной раствор сбрасывается в канализацию.

Обезвоженная, обессоленная нефть из Э-2 прокачивается через теплообменник Т сырой нефти, где отдает тепло и палее поступает в резервуар подготовленной нефти. /2,8/

2. Метод производства и его технико-экономическое обоснование

Установка предварительного сброса воды № 3 (УПСВ-3) расположена на территории Мамонтовского месторождения цеха добычи нефти и газа № 9 НГДУ «Мамонтовнефть» Открытого Акционерного Общества «Юганскнефтегаз» нефтяной компании ЮКОС. Находится в районе Ханты-Мансийского Автономного округа Тюменской области. УПСВ предназначена для сбора, сепарации, обезвоживания и откачки нефти, поступающей с кустов скважин ЦДНГ-9 на ЦППН (Цех подготовки и перекачки нефти). Подготовленная нефть транспортируется на ЦППН, газ на ГПЗ, пластовая вода после подготовки подаётся в систему ППД.

Сырьём установки является нефть Мамонтовского месторождения. Тип нефти - средняя, сернистая, парафинистая, обводнённостью 80-90% (табл.6). Подготовка нефти производится химическим способом с использованием деэмульгаторов.

Комплекс технологических сооружений на УПСВ-3 включает в себя следующие объекты:

1. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 300х360 - 4 шт.;

2. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 300х180 - 5 шт.;

3. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 38х110 - 2 шт.;

4. Резервуары РВС- 5000м³ - 4шт., РВС-2000м³ - 1 шт.;

5. Сепараторы 1 ступени V =100м³ -2 шт.;

6. Сепараторы 2 ступени V =100м³ - 2 шт.;

7. Газовый сепаратор V =100м³ - 1 шт.;

8. Отстойники ОГ-200 V =200м³ - 6 шт.;

9. Блок реагентного хозяйства - 1шт.;

10. Узел учета нефти - 1 шт.;

11. Блок учета газа - 1 шт.;

12. Блок качества нефти - 1 шт.;

13. Подземные емкости для сбора промышленных и ливневых стоков - 7 шт.;

14. Факел для сжигания попутного газа - 2 шт.

Вспомогательные сооружения.

1. Комплектная трансформаторная подстанция КТП-400/10/0,4

2. Блок-бокс РУ9/1Щ-0,2

3. Операторная

4. Пожарная насосная

5. Компрессорная

6. Резервуары противопожарного запаса воды

Описание УПСВ-3.

Установка была запущена в работу 28 августа 1996 года в режиме ДНС и с 22 октября 1996 года в режиме УПСВ.

Проектная мощность установки - 30 000 м³/сут.

УПСВ-3 состоит из двух депульсаторов, двух сепараторов первой ступени сепарации, газового сепаратора, блок учета газа, шести отстойников, двух сепараторов второй ступени сепарации, двух аварийных резервуаров, трех технологических резервуаров, насосных блоков по откачке воды и нефти, узлов учета воды и нефти, системы подачи реагента.

Проектом УПСВ предусмотрена подготовка нефти, поступающей с кустов скважин ЦДНГ-9. Газоводонефтяная смесь со скважин поступает на первую ступень сепарации, где происходит отделение газа от жидкости. Газ поступает в газовый сепаратор для дополнительной осушки и далее подается на ГПЗ. Жидкость поступает в отстойники, где происходит отделение нефти от воды. С отстойников нефть направляется в сепараторы второй ступени сепарации (конечная сепарационная установка) для полной сепарации газа и затем нефтяными агрегатами ЦНС откачивается через блок качества нефти и узел учета нефти на ЦППН. Вода с отстойников поступает в технологические резервуары и далее откачивается водяными агрегатами ЦНС через узел учета воды на БКНС 21, 1Е, 2Е.

При аварийных ситуациях, связанных с отключением эл/энергии, порывом напорного нефтепровода и т.д., предусмотрен сбор нефти в аварийные резервуары.

Нефтяная пленка, собирающаяся в технологических резервуарах при дополнительном отделении воды от нефти, откачивается насосами уловленной нефти на прием нефтяных агрегатов.

Работа пневматических приборов осуществляется от воздушного компрессора, работающего в автоматическом режиме.

Для сокращения времени разделения водонефтяной эмульсии в поток жидкости на прием первой ступени сепарации подается деэмульгатор.

В целях обеспечения нормальной экологической обстановки проектом предусмотрена система сбора промышленных стоков, конденсата с газопроводов ФНД и ФВД, состоящая из заглубленных емкостей и насосов F DRC.

Схема базовой действующей установки представлена на рисунке 6

Материальный баланс базовой УПСВ-3 на 2003 год представлен в табл. 2

Исходные данные:

Q₁ - Добыча нефти с ДНС 2-Е - 537 200 т/год;

Q₂ - Добыча нефти с кустов - 320 400 т/год;

У - процент утилизации газа = 98,3%;

П - Технологические потери газа = 437 000 м³/год

Расход реагента -12 г/т.

p_н -плотность нефти- 875 кг/м³;

p_в - плотность воды - 1,01 кг/м³;

p_г - плотность газа - 0,952 г/ дм³;

F - газовый фактор - 43 м ³/т;

Число дней работы установки - 365.

1. Ресурсы газа, пришедшего на установку составляют:

Р = Q₂ * F = 320 400 * 43 = 13 777 200 м³/год;

2. Уровень добычи газа:

Д = Р * У /100 = 13 777 200 * 98,3 /100 = 13 542 988 м³/год;

3. Количество газа, пришедшего на установку с учетом технологических потерь:

Г = Д-П = 13 542 988 - 437 000 = 13 105 988 м³/год = 12 500 т/год.

Таблица 2

Материальный баланс базовой УПСВ -3 на 2003 год

Статьи баланса	% объем	тыс. м3/год	м3/сут	м3/час	% масс	тыс т/год	т/сут	кг/час
Приход: 1. Сырая нефть: В том числе:	33,00	6 534,1	17 901,6	745,9	99,8	6467,1	17 718,1	738 255,8
нефть с ДНС-2Е	3,0	613,9	1 682,0	70,1	8,3	537,2	1 471,8	61 324,2
вода с ДНС-2Е	18,00	3 479,0	9 531,5	397,1	54,2	3 513,8	9 626,8	401 118,7
нефть с кустов	2,00	366,2	1 003,2	41,8	5,0	320,4	877,8	36 575,3
вода с кустов	10,00	2 075,0	5 684,9	236,9	32,3	2 095,7	5 741,7	239 237,6
2. Газ попутный	67,00	13 106,0	35906,8	1 496,1	0,2	12,5	34,2	1 424,3
Итого:	100,0	19 640,1	53 808,4	2 242,0	100,0	6 479,6	17 752,3	739 680,1
Расход: 1. Обезвоженная нефть: в том числе:	5,03	986,6	2 703,1	112,6	13,3	864,2	2 367,6	98 651,0
нефть на ЦПС	5,0	980,1	2 685,2	111,9	13,2	857,6	2 349,6	97 901,6
вода на ЦПС	0,03	6,5	17,8	0,7	0,1	6,6	18,0	749,4
2. Вода на КНС	28,25	5 547,4	15 198,5	633,3	86,5	5 602,9	15 350,5	639 604,2
3. Газ попутный: в том числе:	66,72	13 106,0	35 906,8	1 496,1	0,2	12,5	34,2	1 424,9
Газ на ГПЗ	55,03	10 808,5	29 612,3	1 233,8	0,159	10,3	28,2	1 174,6
Газ на котельную	1,45	284,0	778,1	32,4	0,004	0,3	0,7	30,9
Газ на факел	9,27	1 821,5	4 990,4	207,9	0,027	1,7	4,8	198,0
Газ на ЦПС	0,67	131,1	359,1	15,0	0,002	0,1	0,3	14,2
Газ на КНС	0,3	61,0	167,0	7,0	0,001	0,1	0,2	6,6
Итого:	100,0	19 640,1	53 808,4	2 242,0	100,0	6 479,6	17 752,3	739 680,1

2.1 Оценка технического состояния установки предварительного сброса воды № 3

Проектная мощность установки - 30 000 м³/сут. УПСВ имеет две ступени сепарации жидкости от газа, что позволяет полностью разгазировать жидкость, перекачивать нефть на ЦППН и воду на БКНС практически свободную от попутного нефтяного газа.

Развитая сеть газопроводов и небольшие расстояния дают возможность транспортировать попутный нефтяной газ на Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод под собственным давлением, что дает значительный экономический эффект.

Наличие на месторождении трех блочных кустовых насосных станций и большого фонда нагнетательных скважин позволяет производить полный сброс подтоварной воды непосредственно на месторождении.

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический метод, отделять нефть с содержанием воды до 1%.

Наличие на УПСВ закрытой системы сбора промышленных и поверхностных стоков, связанной с действующими трубопроводами, позволяет снизить риск аварийных ситуаций, что, в свою очередь, снижает возможность экологического загрязнения территории.

Используемая для ведения технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно поддерживать технологический режим.

Модернизированные насосные агрегаты с торцевыми уплотнениями, применяемые для перекачки нефти на ЦППН, обеспечивают полное отсутствие сальниковых утечек, а, следовательно, снижают риск возгорания, разлива нефти и т.д.

Система пожаротушения позволяет на должном уровне обеспечить пожарную безопасность установки.

Основной проблемой вывода УПСВ-3 на проектную мощность является недостаточный объем добычи нефти табл.3.

Таблица 3

Уровень добычи нефти и газа с месторождений

Год	Добыча нефти, тыс.т.	Ресурсы добычи газа, тыс.м3
	Мамонтовское	Ефремовское	Угутское	Мамонтовское	Угутское
2004	328,3	550,9		14 116,9
2005	320,4	537,2		13 777,2
2006	310,8	521,1	303,89	13 364,4	18 841,18
2007	298,4	500,4	384,85	12 831,2	23 860,7
2008	273,52	458,37	507,68	11761,36	31 476,16
2009	262,85	419,86	618,68	11302,55	38 358,16
2010	252,60	384,60	734,22	10861,80	45 521,64

Из таблицы 3 видно, что объем добычи нефти на Мамонтовском и Ефремовском месторождении имеет тенденцию к снижению, следовательно, недозагрузка установки по сырью будет увеличиваться.

Материальный баланс базовой УПСВ-3 на 2005 год представлен в табл. 4

Таблица 4

Материальный баланс базовой УПСВ -3 на 2005 год

Статьи баланса	% объем	тыс. м3/год	м3/сут	м3/час	% масс	тыс т/год	т/сут	кг/час
Приход: 1. Сырая нефть:	32,2	6 086,1	16 674,2	694,8	99,8	6 023,7	16 503,3	687 638,4
в т.ч. нефть с ДНС-2Е	3,0	571,9	1 566,8	65,3	8,3	500,4	1 371,0	57 123,3
вода с ДНС-2Е	1,8	341,0	934,3	38,9	4,9	298,4	817,5	34 063,9
нефть с кустов	17,1	3 240,7	8 878,6	369,9	54,2	3 273,1	8 967,4	373 640,7
вода с кустов	10,2	1 932,5	5 294,5	220,6	32,3	1 951,8	5 347,5	222 810,5
2. Газ попутный	67,8	12 831,2	35 154,0	1 464,7	0,2	12,2	33,5	1 394,4
Итого:	100,0	18 917,3	51 828,2	2 159,5	100,0	6 035,9	16 536,8	689 032,9
Расход: 1. Обезвоженная нефть:	4,86	919,0	2 517,7	104,9	13,3	804,9	2 205,2	91 885,3
в т.ч. нефть на ЦПС	4,83	912,9	2 501,1	104,2	13,2	798,8	2 188,5	91 187,2
вода на ЦПС	0,03	6,1	16,6	0,7	0,1	6,1	16,8	698,1
2. Вода на КНС	27,31	5 167,1	14 156,5	589,9	86,5	5 218,8	14 298,1	595 753,2
3. Газ попутный:	67,8	12 831,2	35 154,0	1 464,7	0,2	12,2	33,5	1 394,4
Итого:	100,0	18 917,3	51 828,2	2 159,5	100,0	6 035,9	16 536,8	689 032,9

Таким образом, из таблиц 2,3,4 видно, что в настоящее время загруженность установки по сырью составляет около 60 %, и имеет тенденцию к снижению. В 2005 году коэффициент загрузки установки по сырью составит ? 0,55 (55%), а к 2008 году менее 0,5. Следовательно, большая часть оборудования полностью не загружена и работает « в холостом режиме». Это, в свою очередь, увеличивает амортизационные затраты, себестоимость продукции.

В то же время в НГДУ «МсН», а, следовательно, и в ОАО «ЮНГ» существует большие трудности с подготовкой нефти с месторождений НГДУ «МсН». Добыча в НГДУ «МсН» идет по нарастающей, но при этом уже сегодня мощности ЦППН «МсН» используются полностью. ЦППН «МсН» перегружен по воде и нефти.

Данный проект решает возникшие трудности перед НГДУ «МсН» посредством подготовки части нефти Угутско - Киняминской группы месторождений силами НГДУ «Мамонтовнефть» на УПСВ-3 (объем подготавливаемой нефти на УПСВ регламентируется общим объемом нефти, подготавливаемой на ЦППН НГДУ «МН», - 12 млн. тонн.). Часть нефти с месторождения Угутско - Киняминской группы поступает на УПСВ-3, где происходит предварительный сброс воды (до остаточного содержания воды в нефти порядка 1-10 %). После УПСВ нефть откачивается на ЦППН НГДУ «МН», где происходит окончательная подготовка нефти.

При переводе части жидкости Угутско-Киняминской группы на УПСВ-3 будут решены следующие проблемы:

1. снизится нагрузка по подготовки нефти на ЦППН НГДУ «МсН» (проектная мощность ЦППН - 9000 тыс. т. в год при обводненности 38 %, планируемые объемы добычи на 2004 год 10 000 тыс. т.);

2. снизится нагрузка на нефтесборный трубопровод Угут - ЦППН НГДУ «МсН»;

3. уменьшение затрат компании на подготовку нефти, уменьшение применения ингибиторов коррозии;

4. экономия средств ОАО «Юганскнефтегаз» на строительство УПСВ на Угутском месторождении;

5. экономия средств ОАО «Юганскнефтегаз» на реконструкции ЦППН НГДУ «МсН»;

6. снижение затрат на встречные перекачки балластной жидкости с ЦПС НГДУ «МН» на БКНС-21;

7. снижение себестоимости подготовки нефти на УПСВ-3 и ЦПС НГДУ «МН» за счет увеличения коэффициента загрузки УПСВ и ЦППН (фактическая мощность ЦППН - 12 000 тыс. т. в год);

8. снижение прямых и косвенных потерь нефти в результате порывов за счет снижения коррозионной агрессивности перекачиваемой по трубопроводам водонефтяной эмульсии.

3. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов

Исходным сырьем установки предварительного сброса воды является газоводонефтянная эмульсия с содержанием воды 80 - 90, которая поступает двумя потоками. Один поток жидкости поступает с ДНС-2Е Ефремовского месторождения, где происходит предварительная сепарация газа от жидкости. Второй поток жидкости с содержанием газа 43 м³/т поступает с кустов скважин бригады ДНГ № 9 Мамонтовского месторождения. Разгазированные нефти обоих потоков сернистые, парафинистые, среднего типа, обводненностью 80-90%.

Компонентный состав нефтяного газа (по ГОСТ 23781-87) представлен в табл. 5.

Физико-химические свойства нефти в табл. 6.

Химический состав пластовых вод (по СТП 5770049-065-98) приведен в табл. 7.

Расходные показатели реагентов и их характеристика приведены в табл. 8, табл.9.

Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта. На УПСВ происходит сепарация газа, который поступает на компрессорную станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.

Степень очистки воды представлена в табл. 10.

Таблица 5

Физико-химические свойства попутного нефтяного газа

Компонент газа	Объёмные %	Весовые %
Метан (СН4)	75,38	52,82
Этан (С2Н6)	7,51	9,87
Пропан (С3Н8)	10,58	20,37
Изо-бутан (С4Н!0)	3,15	8,00
Норм.-бутан (С4Н10)	2,67	6,78
Изо-пентан (С5Н12)	0,41	1,31
Норм.-пентан (С5Н12)	0,16	1,50
Гексан и выш. (C6H14+)	0,06	0,23
Диоксид углерода (СО2)	0,07	0,14
Азот (N2)	0,00	0,00

Теплота сгорания, (низш.при 20^оС) ккал/м³ - 11080,99.

Сероводород отсутствует

Плотность, кг/м³ 0,952

Молекулярный вес 23

Таблица 6

Физико-химические свойства нефти.

Наименование показателя	Поток на входе УПСВ	Поток на выходе УПСВ (нефть на ЦППН)
	Мамонтовское м/р	Ефремовское м/р
Плотность, кг/м3 по ГОСТ 3900-85	871-885	879	875,3
Вязкость кинематическая, мм2/с по ГОСТ 33-2000 при 20 С при 50 С	22-53 8-15	31,5 11,1	31,2 10,5
Содержание в нефти, масс. воды, по ГОСТ 21534-76 солей, мг/л ГОСТ 21534-76 серы по ГОСТ Р 51947-2002 парафина по ГОСТ 11851-85 смол по ГОСТ 11858-66 асфальтенов по ГОСТ 11858-66 Сероводорода ГОСТ Р 50802-95 мех. примесей по ГОСТ 6370-83	80-90 2705 1,2-1,5 2,9-3,9 7,0-11,0 1,8-5,0 нет 0,18	80-90 2705 1,45 3,3 8,3 4,0 нет 0,18	0-10 104 1,41 3,88 8,39 3,46 нет 0,01

Пластовые воды месторождения относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, минерализация вод составляет в среднем от 15,21 до 16,85 г/л. Плотность воды в поверхностных условиях составляет в среднем 1010 кг/м³ .

Таблица 7

Физико-химические свойства попутно добываемых вод.

мг/л Сl-	СО32-	НСО3-	Общ.ж	Са2+	Mg2+	Na++ K+	Fe3+	Минерал.
мг/экв-л								г/л
8875,0	отс	1073,6		368,7	4,9	5797,0	5,6	16,12
250,0	отс	17,6	18,8	18,4	0,4	248,8	0,2

Плотность, кг/м³ 1010

рН 7,74

Ионный состав воды Cl -,HCO3-, Ca²⁺, Mg²⁺, Na⁺, K⁺, Fe³⁺.

Массовая доля железа, мг/дм³ 0,15

Массовая доля сероводорода, мг/дм³ --

Таблица 8

Расходные показатели реагента

Наименование показателей	Норма расхода	Количество	Ед.изм.
1. Деэмульгатор «Рекорд 118»	10-15 г/т безводной нефти	10,30	т/год

Таблица 9

Физико-химические свойства реагента

Наименование показателей	Деэмульгатор "Рекорд 118»	Ингибитор парафиноот ложения СНПХ7212	Ингибитор солеотложения
1 . Внешний вид,	Однородная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета	светло- коричневая	светло- оранжевая
2. Плотность при 20°С, кг/м3	940-980	0,9085	1,25
3. Вязкость при 20°С, сПз	30-60	13,8	7,0
4. Температура застывания, °С, не выше	минус 50	-60	-40
5. Массовая доля активной основы %, в пределах	45-55	50	не горюч

Краткая характеристика применяемого реагента

Деэмульгатор "Рекорд -118"

Изготовитель деэмульгатора: ОАО "Казаньоргсинтез" (Россия)

Поставщик: АОЗТ "Химтехнефтегаз" г. Тюмень

Продукт должен обеспечивать получение нефти с содержанием остаточной воды менее 1,0 %.

Продукт представляет собой раствор неионогенного ПАВ в сольванте нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200). Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 - 3-й, ПДКв воздухе рабочей зоны - 300,0 мг/м³./9/

Таблица 10

Степень очистки воды

Наименование показателя	Норма
Содержание нефтепродуктов, мг/л не более	15
Содержание механических примесей, мг/л не более	10
Содержание газа, м3/м3	0,05

Данная степень очистки соответствует требованию Заказчика к качеству воды, используемой в системе поддержания пластового давления.

4. Описание технологической схемы с автоматизацией. Спецификация КИП

Исходным сырьем является газоводонефтянная эмульсия с содержанием воды 80 - 90, которая поступает на приемную гребенку УПСВ двумя потоками. Один поток жидкости поступает по двум приемным трубопроводам D-325мм с ДНС-2Е, где происходит предварительная сепарация газа от жидкости. Второй поток жидкости с содержанием газа 43 м³/т поступает с кустов скважин бригады ДНГ №1 Мамонтовского месторождения по приемному трубопроводу D-426 мм. Рабочее давление в трубопроводах на приемной гребенке УПСВ - 3,0-8,0 кгс/см² (0,3-0,8 мПа). Контроль за приемным давлением осуществляется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технических манометров, установленных на приемных трубопроводах. Технологическая схема приемной гребенки предусматривает перевод жидкости с ДНС-2Е «на прямую» на цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) и перевод части жидкости на отстойники. С приемной гребенки газоводонефтянная эмульсия поступает по двум трубопроводам D-426мм на первую ступень сепарации газа от жидкости.

Перед первой ступенью сепарации в поток эмульсии подается деэмульгатор для сокращения времени отделения нефти от воды. На УПСВ в качестве деэмульгатора используется Рекорд - 118. Расход реагента 10 -15 г/т.

Первая ступень сепарации состоит из двух депульсаторов, оборудованных установками первичного отделения газа (УПОГ), двух сепараторов (С1/1, С1/2) объемом 100 м³ каждый и газового сепаратора (Г-1) объемом 100 м³. В депульсаторах за счет перепада давления 0,5 - 1,5 кгс/см² (0,05-0,15мПа) происходит стабилизация потока жидкости и первичная сепарация газа, который поступает на УПОГ и далее по газопроводам D- 219 мм в газовый сепаратор для дополнительного отделения газа от жидкости. Остальная часть газоводонефтяной эмульсии направляется в сепараторы первой ступени сепарации. В С1/1, С1/2 происходит сепарация более 80 попутного нефтяного газа под давлением 1,0 - 6,0 кгс/см² (0,1-0,6 мПа). Уровень жидкости в сепараторах - 0,7 - 1,8 м. Контроль за давлением и уровнем жидкости осуществляется при помощи приборов ДУУ2-01, ДУУ2-05. При повышении давления более 8,8 кгс/см² (0,88мПа) срабатывают срывные предохранительные пружинные клапаны (СППК), установленные на сосудах. Уровень жидкости в сепараторах первой ступени сепарации автоматически регулируется при помощи пневматических клапанов, установленных на трубопроводах по выходу жидкости из сепараторов. При отсутствии автоматического регулирования уровня в С1/1, С1/2 (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек.

Газ с сепараторов первой ступени сепарации поступает в газовый сепаратор, где подвергается полному отделению от жидкости. Рабочее давление в сепараторе 1,0 - 6,0 кгс/см² (0,1-0,6 мПа). Для контроля уровня жидкости (не более 0,2 метра) и давления в Г-1 установлен прибор ДУУ2-06. При повышении давления в сепараторе выше 8,8 кгс/см²(0,88 мПа) срабатывает СППК, установленный на сосуде. Отделенный от жидкости газ из газового сепаратора по газопроводу D-426мм под давлением 3,0-6,0 кгс/см² поступает на Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод. Контроль давления в газопроводе осуществляется при помощи прибора Сапфир-22 ДИ и технического манометра.

Часть газа с газового сепаратора Г-1 поступает в газовый сепаратор Г-2, где подвергается дополнительной сепарации от жидкости, и далее на котельную. Уровень жидкости в сепараторе 0 - 0,3 метра контролируется при помощи прибора ДПУ-4. Контроль давления в Г-2 осуществляется при помощи прибора Сапфир - 22МТ и технического манометра.

Жидкость с первой ступени сепарации под давлением 1,5 - 3,0 гс/см² (0,15-0,3 мПа) по трубопроводу D-426 мм поступает на шесть горизонтальных отстойников объемом 200 м³ каждый. Каждый отстойник оборудован двумя маточниками для более равномерного распределения жидкости. В отстойниках происходит отделение нефти от воды под давлением 1,2 - 2,5 кгс/см² (0,12-0,25 мПа). Время отделения - 60 минут. Контроль давления, межфазным уровнем в отстойниках осуществляется при помощи приборов ДУУ2-06. Межфазный уровень 1, 4 - 2,0 метра поддерживается автоматически при помощи двух пневматических клапанов, установленных на трубопроводах по выходу воды из отстойников. При отсутствии автоматического регулирования уровня (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек. При повышении давления в отстойнике выше 8,8 кгс/см² срабатывает СППК, установленный на сосуде. Отделенная от нефти вода с отстойников поступает в технологические резервуары (РВС) для глубокой очистки. Нефть с содержанием воды 0 - 10 под давлением 1,2 - 3,0 кгс/см² (0,12-0,3 мПа) поступает по трубопроводу D-426мм в сепараторы второй ступени сепарации. Газ с отстойников сбрасывается по газопроводу D-89 мм в сепараторы второй ступени сепарации. Рабочее давление в газопроводе - 0,5-1,5 кгс/см²(0,05-0,15 мПа) контролируется техническим манометром.

В сепараторах второй ступени сепарации (С2/1, С2/2) объемом 100м³ каждый под давлением 0 - 0,2 кгс/см²(0-0,02 мПа) происходит полная сепарация газа от жидкости. Контроль давления и уровнем жидкости в сепараторах осуществляется при помощи приборов ДУУ2-01, ДУУ2-05. Уровень жидкости в сепараторах второй ступени сепарации 0,7 - 1,8 метра автоматически регулируется при помощи пневматических клапанов, установленных на трубопроводах по выходу газа из сепараторов, и при помощи пневматического клапана, связывающего выкидной и приемный трубопроводы нефтяных агрегатов. При отсутствии автоматического регулирования уровня в С2/1, С2/2 (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек. Выделившийся газ поступает по газопроводу D-530мм на факел низкого давления (ФНД), где происходит его сжигание. Нефть поступает на прием нефтяных насосных агрегатов под давлением 0,2 - 4,5 кгс/см² (0,02-0,45 мПа).

Нефтяная насосная станция предназначена для транспортировки нефти на ЦППН. Она состоит из двух насосов ЦНС 300х360 с опорно-уплотнительными узлами из СГ-П, одного насосного агрегата ЦНС 300х360 и одного насосного агрегата ЦНС 180х297. Контроль за приемным и выкидным давлением насоса осуществляется при помощи приборов Сапфир-22МТ и технических манометров. Контроль температуры подшипников насоса и электродвигателя осуществляется при помощи приборов ТМ-920.

Нефть с нефтяных агрегатов под давлением 25 - 33 кгс/см² (0,25-0,33 мПа) (ЦНС 300х360) и 23 - 27 кгс/см² (0,23-0,27 мПа) (ЦНС 180х297) поступает на блок качества нефти (БКН), который оборудован поточным влагомером. Поточный влагомер предназначен для определения количества воды в нефтяной эмульсии (в ). С блока качества нефти жидкость поступает на узел учета нефти (УУН), где происходит ее учет. УУН состоит из трех рабочих линий и одной контрольной. Каждая линия оборудована турбинным счетчиком типа «НОРД». После узла учета нефти оборудован автоматический пробоотборник (АП), при помощи которого происходит отбор проб в контейнер для определения процента воды химико-аналитической лабораторией методом центрифугирования. Далее нефть по напорному нефтепроводу D-530 мм поступает на приемную гребенку УПСВ и оттуда по двум напорным нефтепроводам D-426 мм и 325мм поступает на ЦППН. Рабочее давление в напорном нефтепроводе - 6,0 - 15,0 кгс/см² (0,6-1,5 мПа) контролируется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технических манометров.

Вода с отстойников по трубопроводу D-426мм поступает в технологические РВС №№3,4 объемом 5000 м³ каждый, где происходит дополнительное отделение воды от нефти. Затем вода с РВС №№ 3,4 поступает по трубопроводу D-720 мм в буферный РВС № 5 объемом 2000 м³, где происходит окончательное отделение воды от нефти. Контроль уровня воды в РВС №№ 3,4,5 осуществляется при помощи приборов ДУУ2-11. Рабочий уровень воды в резервуарах - 6,0 - 9,0 метров. Для дополнительного контроля уровня в РВС №№3,4,5 установлен прибор ДПУ-3М. Нефтяную пленку, накапливающуюся в РВС 3,4,5, откачивают по линии уловленной нефти, расположенной в РВС №№ 3,4,5 на уровне 9,5 метров, двумя насосами ЦНС 38х110 блока уловленной нефти. Давление на приеме насосов 1,0 -1,1 кгс/см² (0,1-0,11 мПа) контролируется при помощи технических манометров, давление на выкиде насосов 9,0-11,0 кгс/см² (0,9-1,1 мПа) контролируется при помощи приборов Сапфир-22МТ.

С буферного РВС№5 вода с содержанием нефтепродуктов 0-50 мг/л поступает на прием водяных агрегатов под давлением 0,5 - 1,2 кгс/см² (0,05-0,12 мПа). Насосная станция по перекачки воды состоит из четырех насосных агрегатов ЦНС 300х180 и одного насосного агрегата ЦНС 300х300. Контроль за приемным и выкидным давлением насоса осуществляется при помощи приборов Сапфир-22МТ и технических манометров. Контроль за температурой подшипников насоса и электродвигателя осуществляется при помощи приборов ТМ-920.Вода с водяных агрегатов под давлением 9 - 17 кгс/см² (0,9-1,7 мПа) (ЦНС 300х180) и 18 - 27 кгс/см² (1,8-2,7 мПа) (ЦНС 300х300) поступает на узел учета воды, который оборудован расходомером Panometrics, и далее по трубопроводу D-426 мм на блочные кустовые насосные станции (БКНС) 21, 1Е, 2Е. Рабочее давление в напорном водоводе - 6,0 - 12,5 кгс/см² (0,6-1,25 мПа) контролируется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технического манометра. Для регулирования давления в напорном водоводе на БКНС 21,1Е, 2Е используются два байпасных трубопровода, один из них связывает приемный и выкидной трубопроводы водяных агрегатов, второй - выкидной трубопровод водяных агрегатов и РВС №№3,4,5.

Для сокращения времени разделения водонефтяной эмульсии на УПСВ применяется деэмульгатор Рекод-118.Деэмульгатор поступает на установку в герметичных бочках объемом 200 л каждая. Из бочек реагент закачивается в емкость подготовки реагента (ЕПР) насосом закачки НМШ5-25-4/4.При температуре воздуха ниже 0С в ЕПР для снижения вязкости происходит постоянный подогрев реагента до температуры 25 - 30 С, которая регулируется при помощи прибора ДУУ2-02. Рабочий уровень реагента в емкости 0,6 - 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-02. При снижении уровня реагента в ЕПР ниже 0,6 метра происходит автоматическое отключение электротенов и остановка дозировочного насоса НД25/4,0. С емкости подготовки реагента деэмульгатор насосом НМШ5-25-4/4 закачивается в стакан, оборудованный прибором ДУУ2-09 и мерной колбой для визуального контроля уровня реагента. Рабочий уровень реагента в стакане - 0,6 - 1,35 метра. С мерного стакана реагент дозировочным насосом НД25/4,0 подается в камеру смешения, где смешивается с нефтью, поступающей с напорного нефтепровода, и далее под давлением 3,3 - 8,5 кгс/см² (0,33-0,85 мПа) по двум трубопроводам D-59мм поступает на прием УПСВ.

При повышении давления газа на ГПЗ более 6 кгс/см² (0,6 мПа) (попадание жидкости в газопровод, прекращение приема газа) производится сброс газа на факел высокого давления (ФВД), где он сжигается. ФНД и ФВД оборудованы конденсатосборниками D-1020 мм и дренажными емкостями (К-1, К-2) для сбора конденсата. В конденсатосборниках за счет перепада давления происходит дополнительное отделение газа от жидкости. Жидкость поступает в К-1, К-2 и затем откачивается на прием отстойников или на прием нефтяных агрегатов насосами F DRC 80/400 под давлением 1,5 - 2,5 кгс/см² (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме. Рабочий уровень 0,5 - 1,7 метров в К-1, К-2 контролируется при помощи приборов ДУУ2-01, а давление - при помощи электроконтактного манометра (ЭКМ).

На случай аварийных ситуаций (отключение электроэнергии, порыв напорного нефтепровода, порыв напорного водовода на БКНС) на УПСВ предусмотрен сбор жидкости под давлением 0 - 1,3 кгс/см² (0-0,13мПа) в два аварийных резервуара объемом 5000 м³ каждый. Давление в приемном трубопроводе аварийных РВС контролируется техническим манометром. Максимальный уровень нефти в аварийных РВС - 10,0 метров. Контроль уровня осуществляется при помощи приборов ДПУ-4.

Для опорожнения технологических аппаратов (С1/1,2, С2/1,2, Г-1, отстойников 1-6), сбора сальниковых стоков с нефтяных агрегатов, сбора жидкости при срабатывании СППК на отстойниках на УПСВ применяются три дренажные емкости (ДЕ-1, ДЕ-2, ДЕ-3)объемом 40м³ каждая. Рабочий уровень в дренажных емкостях - 0,4 - 1,6 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление - при помощи ЭКМ. Жидкость с ДЕ-1,2,3 откачивается на прием отстойников или на прием нефтяных агрегатов насосами F DRC 80/400 под давлением 1,5 - 2,5 кгс/см² (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме.

Для сбора сальниковых стоков водяных агрегатов используется емкость уловленной нефти (ЕУН) объемом 20 м³. Рабочий уровень в емкости - 0,5 - 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление - при помощи ЭКМ. Жидкость с ЕУН откачивается в технологические РВС №№ 3,4,5 или на прием нефтяных агрегатов насосом F DRC 80/400 под давлением 1,5 - 2,5 кгс/см² (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме.

Для сбора промышленных и поверхностных стоков используется ливневая емкость (ЛЕ-1) объемом 20м³. Рабочий уровень в емкости - 0,7 - 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление - при помощи ЭКМ. Жидкость с ЛЕ-1 откачивается на прием отстойников или на прием нефтяных агрегатов насосом F DRC 80/400 под давлением 1,5 - 2,5 кгс/см² (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме.

Подача воздуха на пневматические клапана и приборы КИП и А осуществляется посредством двух винтовых воздушных компрессоров ВВ-3,5/9 УХЛ 4. Для осушки нагнетаемого компрессорами воздуха используется установка осушки воздуха (УОВ ) и два вертикальных рессивера. На УОВ в масляном фильтре воздух очищается от компрессорного масла, в двух адсорберах - от воды. Адсорбентом является силикагель. Рессиверы служат для накопления воздуха (сокращения времени работы компрессора), а также для дополнительной очистки воздуха от атмосферной влаги. Рабочее давление воздуха - 3,0 - 5,0 кгс/см² (0,3-0,5 мПа). При отклонении значения давления от рабочих параметров автоматически происходит запуск или остановка компрессора. При повышении давления в линии подачи воздуха более 5,5 кгс/см² (0,55 мПа) срабатывают СППК, установленные на обоих рессиверах.

Автоматическое управление технологическим процессом УПСВ осуществляется АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим процессом), смонтированная ООО «Сургутпромавтоматика». Управление производится посредством микропроцессорных контроллеров «Гамма-7» и персонального компьютера.

Для поддержания технологического режима, бесперебойной и качественной работы оборудования, предотвращения аварийных ситуаций, создания безопасных условий труда на УПСВ предусмотрена система сигнализации и блокировок, управление которой осуществляется АСУ ТП. При отклонении значений давления и уровня от рабочих параметров срабатывает световая и звуковая сигнализация. Сигнализация срабатывает при аварийной остановке насосных агрегатов и компрессоров. Система блокировок предусматривает аварийную остановку нефтяных и водяных агрегатов в следующих случаях:

- отклонение значений приемного и выкидного давления от рабочих параметров;

- повышение температуры подшипников насоса и электродвигателя более 80С;

- исчезновение оперативного напряжения в цепях управления КИП;

- пожар;

- загазованность 40% НКПР;

- срабатывание электрозащиты./10/

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический способ, отделять нефть с содержанием воды до 1 %.

Спецификация КИПиА

Приборы и средства автоматизации

TISA

Среда: НА 1…4, ВА 1…5

Термопреобразователь непрерывного действия ТСМ-50М-1-150-0... 100°С

монтажная длина 150мм 18 шт. ТУ 4227-003-13282997-95

диапазон измеряемых температур 0.. .+100 °С

температура окружающей среды -50.. .+100°С

Челябинское ОАО "Теплоприбор"

PIR

Среда: жидкость на входе УПСВ, нефть на выходе УПСВ,

вода на выходе УПСВ, газ на выходе УПСВ

Датчик давления Сапфир 22ДИ

пределы измерения 0...10 кгс/см² 4 шт. ТУ 25.02.180335-84

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

PISA

Среда: НА 1…4, ВА 1…5

Датчик давления Сапфир 22ДИ

пределы измерения 0...6 кгс/см² 9шт. ТУ 25.02.180335-84

0…60 кгс/см² 9 шт.

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

PIRC

Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2

Датчик давления ДУУ2-05-1-3.3-1.0

пределы измерения 0...10 кгс/см² 4 шт. ТУ 25-7329.004-90

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

PIRC

Среда: О 1…6

Датчик давления ДУУ2-06-1-3.5-1.0

пределы измерения 0...10 кгс/см² 6 шт. ТУ 25-7329.004-91

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LIRC

Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2

Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0

диапазон работы - 3,3метра 4 шт. ТУ 25-7329.004-90

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LIRC

Среда: О 1…6

Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0

диапазон работы - 3,5метра 6 шт. ТУ 25-7329.004-91

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LA

Среда: C1/1, С1/2, C2/1, C2/2, Г-1

Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0

диапазон работы - 3,3метра 5 шт. ТУ 25-7329.004-90

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LA

Среда: РВС 1…5

Датчик уровня ДПУ4-2.5-1.0

диапазон работы - 2,5 метра 5 шт. ТУ 25-7449.003-94

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LA

Среда: Г-2

Датчик уровня ДПУ4-0.4-1.0

диапазон работы - 0,4 метра 1 шт. ТУ 25-7449.003-93

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LIR

Среда: РВС 1…5

Датчик уровня ДУУ2-11-1-12-1.0

диапазон работы - 12 метров 5 шт. ТУ 25-7329.004-96

ЗАО "Альбатрос" г. Москва

LIR

Среда: емкость подготовки реагента

Датчик уровня ДУУ2-01-1-2.0-1.0

диапазон работы - 2 метра 1 шт. ТУ 25-7329.004-87

ЗАО "Альбатрос" г. Москва

LSA

Среда: дренажные емкости

Датчик уровня ДУУ2-01-1-3.0-1.0

Диапазон работы - 3 метра 9 шт. ТУ 25-7329.004-95

ЗАО "Альбатрос" г. Москва

FQI

Среда: нефть на выходе УПСВ

Счетчик турбинный НОРД-И2У-01

Диапазон работы 0 - 100% 4 шт. РМ-25ГУЗ ГОСТ 13045-81

MIR

Среда: нефть на выходе УПСВ

Влагомер товарной нефти ВСН-1

Диапазон работы 0 -100% 1 шт.

ТОО НИЦ "ГОДСЭНД" г.Фрязино Московская область

YA

Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2, О 1…6

Пневматический клапан /10/

5. Техническое обеспечение АСУ ТП

Автоматизированная система управления (далее АСУ) установкой предварительного сброса воды (далее УПСВ) предназначена для поддержания оптимального технологического режима установки сброса воды, газа и подготовки нефти, визуального контроля за ходом технологического процесса, формирования и выдачи отчетной и архивной документации, диагностики средств измерения.

В качестве основных принципов при определении архитектуры построения АСУ ТП приняты следующие:

- децентрализация функций сбора, обработки информации и выработки

управляющих воздействий, максимальное их приближение к месту

возникновения информации и ее использования;

- модульность построения технических и программных средств;

-стандартизация взаимосвязей (функциональная, программная,

конструктивная) между уровнями управления;

- функционирование без постоянного присутствия обслуживающего персонала

для систем управления объектов электроснабжения.

5.1 Объекты АСУ ТП

В число технологических объектов, охватываемых АСУ ТП, входят:

1. Объекты УПН:

- нефтегазосепараторы;

- газосепараторы;

- насосы перекачки нефти и воды;

- узел учета нефти;

- узел учета газа;

- резервуары;

- отстойники;

- дренажные емкости;

- регулирующие клапаны;

- электрозадвижки.

Проектируемая АСУ ТП является интегрированной и состоит из следующих функциональных подсистем:

- АСУ ТП перекачки нефти;

- АСУ ТП объектов электроснабжения.

Структурно каждая из указанных подсистем разделена на три уровня:

1. Нижний уровень - уровень датчиков, измерительных преобразователей и исполнительных устройств, которые установлены непосредственно на технологическом оборудовании.

2. Средний уровень - это уровень сбора и обработки информации и обеспечивает управление технологическим процессом и оборудованием в соответствии с заданными алгоритмами функционирования и системой аварийных защит и сигнализации. Системы управления среднего уровня строятся на базе персональных компьютеров, объединенных в локальную вычислительную сеть (ЛВС) с организацией автоматизированных рабочих мест для специалистов предприятия.

3. Верхний уровень - уровень АРМ оператора-технолога, аппарата ЦИТС, НГДУ в данном проекте не рассматривается. Вопросы построения данного уровня и организация обмена информации со средним уровнем должны решаться отдельным проектом.

Структура контроля и управления технологическими объектами

АСУ- многоуровневые системы, построение которых у фирм-разработчиков основывается на комплектации и увязке технических средств нескольких десятков фирм-производителей данного оборудования.

Основываясь на комплексном подходе построения АСУ, ЗАО «Альбатрос» разрабатывает проектные решения и поставляет программно-аппаратные средства автоматизации технологических объектов подготовки нефти и газа.

Структурная система АСУ УПСВ представлена типовыми решениями автоматизации стандартного технологического оборудования УПСВ и увязки локальных контуров автоматического контроля в единую автоматизированную систему контроля и управления.

В качестве датчиков и сигнализаторов уровня на технологических аппаратах применяются много параметрические ультразвуковые датчики ДУУ22 и сигнализа-торы уровня ультразвуковые СУР-3. Установка одного интеллектуального датчика ДУУ2 позволяет контролировать несколько параметров: уровень, раздел фаз много-фазных жидкостей, температуру, давление. В качестве датчиков давления в системе используются преобразователи «Сапфир» и датчики избыточного давления ДИД1, температуры - термопреобразователи сопротивления типа ТСМ50. Для измерения расхода нефти используются турбинные преобразователи «Норд», расхода газа - преобразователи перепада давления типа «Сапфир-22ДД».

В локальных контурах автоматизации нефтегазосепараторов, газосепараторов, отстойников и дренажных емкостей технологическая схема реализована следующим образом: «датчик ДУУ - контроллер ГАММА-7М в исполнениях с модулями МТС1/МТС2», «сигнализаторы уровня ультразвуковые СУР-2М или СУР-3М - контроллер ГАММА-7М в исполнениях с модулями МТС1/МТС2». Подключение датчиков и сигнализаторов уровня, а также полевого измерительного оборудования со стандарт-ным токовым сигналом производится непосредственно к контроллеру микропроцес-сорному ГАММА-7М, что позволяет исключить традиционный парк вторичных приборов и дополнительных контроллеров-сборщиков. Подключение к контроллеру ГАММА-7М блока управления электроприводом БУЭП-1, позволяет построить законченные контуры контроля и управления исполнительными механизмами.

Автоматизация сбора данных по парку резервуаров выполняется на базе датчиков ДУУ 2 с гибким чувствительным элементом, позволяющих контролировать до трех уровней раздела фаз, а также многоточечных датчиков температуры ДТМ 1. Исполнение контроллера ГАММА-7М с модулем сопряжения с датчиками МСД позволяет реализовать технологическую схему измерений «один контроллер - восемь резервуаров нефтепродуктов».

При автоматизации дренажных емкостей, емкостей реагентного хозяйства, а также емкостей объектов инженерного обеспечения используются датчики уровня ДУУ4-09-ТВ со стандартным выходным токовым сигналом и гибким чувствитель-ным элементом или сигнализаторы уровня СУР-3. Подключение датчиков и сигна-лизаторов производится к контроллерам-сборщикам микропроцессорным (далее контроллеры) КСМ 2.

Управление исполнительными механизмами: электроприводными задвижками, погружными насосами, внутриплощадочными насосами перекачки осуществляется от контроллеров КСМ2, в которых заложен алгоритм управления соответствующим агрегатом. Контроллеры КСМ2, подключаются к контроллеру ГАММА-7М, образуя телеметрический комплекс, который выводит информацию о состоянии исполнительных механизмов на табло индикации, а также транслирует полученную информацию в ПЭВМ оператора. К одному контроллеру ГАММА-7М возможно подключение до восьми контроллеров КСМ2.

Контроль за состоянием насосных агрегатов по перекачки нефти реализован на базе контроллера КСМ4. Реализация задач диагностики на базе контроллера КСМ4 позволяет построить гибкую систему контроля и управления насосными агрегатами, заменив стандартный громоздкий релейно-контактный привод.

Контроллеры размещены в щитах управления, оборудованных кроссовыми клемниками, вторичными приборами, преобразователями сигналов, источниками питания, коммутационной аппаратурой.

Поставляемые системы управления технологическими объектами на базе контроллеров ГАММА-7М, КСМ2, КСМ4 компонуются на основе проектных решений с использованием оборудования, выпускаемого фирмами Schroff, Wago, Omron, Bopla, Finder, Advantech, Phoenix, Contact.

На УПСВ в помещении операторной размещается:

- приборный щит;

- шкаф с контроллером 20005;

- система обработки информации из комплекта коммерческого узла учета нефти;

- промышленный компьютер - АРМ оператора (операторская станция);

- источник бесперебойного питания;

- модем.

Комплекс технических средств АСУ ТП среднего уровня размещается в

диспетчерском пункте на опорной базе промысла.

5.2 Функции АСУ ТП

5.2.1 Функции АСУ ТП по уровням управления

В соответствии с принятой архитектурой функции, реализуемые АСУ ТП, распределяются по уровням следующим образом:

Нижний уровень:

- сбор и первичная обработка технологической информации, поступающей от датчиков и измерительных преобразователей;

- обмен информацией (прием и передача) со средним уровнем;

- управление технологическим процессом на основе собранной технологической информации и команд, поступающих от оператора- технолога;

- автотестирование элементов местной автоматики, программируемых контроллеров.

Средний уровень:

- сбор и концентрация информации о ходе технологического процесса,

поступающей от контроллеров;

- внутренняя обработка и хранение информации, формирование базы данных;

- индикация и регистрация информации, реализация диалога с верхним уровнем аппаратом управления);

- составление оперативных сводок, отчетных и справочных документов;

- формирование и передача на нижний уровень управляющих воздействий по поддержанию заданных технологических режимов;

- диагностика работы технологического оборудования, технических и программных средств системы управления.

Верхний уровень:

- учет и контроль выполнения плановых заданий;

- оптимальное распределение и рациональное использование ресурсов;

- моделирование процессов и разработка оптимальных технологических режимов;

- сведение материальных балансов и анализ удельных затрат;

- анализ простоев оборудования и учет потерь;

- ведение плановых, учетных и отчетных документов;

- реализация диалогового режима проведения расчетов по запросам персонал;

предприятия;

- управление техническим обслуживанием и ремонтом оборудования.

5.3 Функции АСУ ТП по контролю и управлению технологическими объектами

Программное обеспечение АСУ УПСВ реализует следующие функции:

- диалог с оператором-технологом;

- концентрация, фильтрация и накопление технологической информации;

- управление работой контроллеров среднего уровня;

- обработка и хранение информации;

- формирование и ведение файлов оперативных данных в виде мнемосхем, трендов, таблиц;

- автоматическая диагностика функционирования элементов системы;

- формирование и передача информации на верхний уровень управления.

Разработка человеко-машинного интерфейса осуществляется путем создания интерактивных графических экранов и размещения на них графических статических и динамических элементов.

На экранах отображаются:

- обзорная схема технологического процесса с мгновенными значениями технологических параметров и средствами вызова процедур управления;

- отдельные мнемосхемы площадок, напорных нефтепроводов с данными, включенными в предыдущую схему;

- отдельные технологические модули каждой площадки;

- отдельные части технологического процесса с подробной детализацией.

Разработка графических экранов осуществляется путем размещения на них графических статических и динамических элементов.

Статические элементы экранов не зависят от значений контролируемых параметров, а также к ним не привязываются никакие действия по управлению выводимой на экран информацией. Эти элементы используются для разработки статической составляющей графических экранов.

Динамические элементы являются формами отображения хода технологического процесса. Эти элементы связываются с технологическими параметрами для вывода их значений на экран. Кроме того, часть форм отображения используется для управления значениями технологических параметров или выводимой на экран информацией.

АСУ УПСВ позволяет использовать в графических экранах следующие динамические элементы для отображения информации о ходе технологического процесса и управления:

- текстовая форма отображения;

- гистограммы ( прямоугольные или произвольной формы );

- кнопки различных типов;

- тренды аналоговых и дискретных параметров;

- цветовые индикаторы;

- графические и текстовые индикаторы;

- бегущие дорожки;

- отображение экранов в окнах;

- свободные формы.

Программное обеспечение дает операторам наглядное представление информации, используя трехмерную графику и средства анимации изображений, удобный интерфейс. Оператор получает полное представление о состоянии всего контролируемого системой оборудования.

Система поддерживает ведение различных технологических журналов, режимных листов, в том числе журнала тревог (для фиксации аварийных ситуаций, имеющих место в процессе производства, и изменений в настройке приборов).

В системе предусмотрена возможность корректировки и задания исходных данных, числовых уставок, параметров регулирования, а также непосредственное управление оператором технологическим процессом с клавиатуры ПЭВМ.

Система обеспечивает несколько уровней защиты от несанкционированного доступа и от неправильных действий операторов, что защищает конфигурацию системы и данные измерений от возможных искажений в результате вмешательства неквалифицированного персонала.

На базе представленных программно-технических средств компонуются законченные измерительно-управляющие комплексы, характеризующиеся:

- наличием древовидной распределенной структуры до уровня входного

интерфейса высоконадежного компьютера в индустриальном исполнении;

- наличием полного объема промежуточной индикации и органов ручного правления для ведения технологического процесса, что позволяет при отказе компьютера верхнего уровня продолжать оперативное управление объектом;

- высокой помехоустойчивостью, устойчивостью к скачкам и провалам электропитания, наличием гальванической развязки по всем каналам ввода- вывода и по локальным сетям;

- резким снижением номенклатуры применяемых датчиков и контроллеров, что позволяет удешевить последующее обслуживание и затраты на запасные части и принадлежности;

- наращиваемостью, что позволяет подключать и встраивать в функционирующую систему дополнительные объекты автоматизации;

- открытостью, использованием стандартных интерфейсов, протоколов и форматов, расширяемостью, что позволяет легко встраивать оборудование в любые системы АСУ ТП других производителей.

Оснащение технологических объектов, охватываемых АСУ ТП, датчиками, измерительными преобразователями, исполнительными механизмами и другой аппаратурой предусматривается в объеме, позволяющем осуществить следующие основные функции АСУ ТП:

Объекты УПСВ:

а) автоматическое регулирование:

- давления во входных сепараторах, в сепараторе топливного газа с воздействием на выход газа;