Введення
логічний контролер автоматизація програмований
Нафтовидобувне підприємство являє собою складний комплекс технологічних об'єктів, що здійснюють видобуток, транспортування, первинну підготовку, зберігання і зовнішню перекачку нафти і газу.
Відмінними рисами нафтовидобувного підприємства є:
велика рассредоточенность об'єктів на площах, що досягають тисяч і десятків тисяч гектарів;
безперервність технологічних процесів;
однотипність технологічних процесів на об'єктах (свердловини, групові установки, сепаратори і т.д.);
зв'язок всіх технологічних об'єктів через єдиний пласт, на який проведені всі експлуатаційні та нагнітальні свердловини, через потік продукції (нафта, газ) і через енергетичні потоки (пар, газ, вода);
непостійність обсягу видобутку нафти на родовищі.
Деякі з зазначених особливостей сприяють прискоренню розвитку автоматизації нафтовидобувних підприємств. Так, безперервність і однотипність технологічних процесів, зв'язок їх через єдиний продукт та енергетичні потоки дозволяють вирішувати завдання автоматичного управління, використовуючи існуючі методи теорії автоматичного управління.
Розосередження технологічних об'єктів на великих площах призводить до необхідності та економічної доцільності розробки та впровадження телемеханических систем та організаційних структур дистанційного контролю та управління технологічними об'єктами і процесами [5].
У цій роботі проводиться розробка проекту автоматизації установки підготовки нафти, призначеного для контролю, управління, регулювання та сигналізації подій, що відбуваються на даному об'єкті.
1. Опис технологічного процесу
Установки підготовки нафти УПН призначені для попереднього розділення видобутої продукції нафтових свердловин на нафту, газ і пластову воду з подальшим очищенням, виміром, відкачуванням продукції по трубопроводу, а також для остаточної підготовки нафти до товарної якості. Установки УПН можуть експлуатуватися в районах з середньою температурою найхолоднішою п'ятиденки до мінус 60 ° С.
Сира нафта з тиском 1,47 МПа і температурою 33 ... 45 ° С надходить у вхідний сепаратор СВ. Сепаратор СВ призначений для попередньої сепарації нафти від газу м являє собою горизонтальний апарат діаметром 1200 мм, з відбійником грубого поділу нафтогазового потоку, вертикальною перегородкою із просічно-витяжних листів для вирівнювання швидкостей потоків по перетину апарату, струнним Каплевідбійники для очищення газу, штуцерами для входу і виходу продуктів поділу.
Після вхідного сепаратора СВ газорідинна суміш з температурою 33 ... 45 ° С надходить у сепаратор першого ступеня С1.1, де виробляється сепарація її від газу і попереднє відділення пластової води.
Нафтогазовий сепаратор зі скиданням води С1.1 призначений для розділення продукції нафтових свердловин на нафту, газ і пластову воду. Сепаратор С1.1 являє собою горизонтальний апарат діаметром 2000 мм, забезпечений технологічними штуцерами, перегородками із просічно-витяжних листів, секцій Л-подібних пластин, переливної перегородкою, струнним Каплевідбійники для очищення газу.
Нафта від С1.1 направляється в сепаратор другого ступеня С2.1 через регулюючий клапан рівня рідини, автоматично підтримує рівень нафти в С1.1 не нижче робітника.
Нафтовий газ, що виділився при сепарації в СВ і С1.1, надходить в газосепаратор СГ, де проводиться його очищення від крапельної рідини. Тиск в апаратах СВ, С 1.1 і СГ підтримується автоматично на рівні 1,47 МПа регулюючим клапаном, встановленим у обв'язці СГ по газу.
У сепараторі другого ступеня С2.1 нафту звільняється від розчиненого газу і від залишкової пластової води при тиску 0,49 МПа і температурі 33 ... 44 ° С.
Нафта від С2.1 направляється на установку сепарації СЗ через регулюючий клапан рівня рідини, автоматично підтримує рівень нафти в С2.1 не нижче робітника.
Пластова вода, що виділилася в сепараторі С2.1, через електрозадвіжкі направляється на сантехнічні споруди з наступним спалюванням на ГФУ.
Нафтовий газ від С2.1 змиритися і з тиском 0,49 МПа також подається на УПГ, де направляється в окремий сепаратор газу С4 для очищення від крапельної рідини.
Конструктивно сепаратори СВ і СГ розташовуються вище сепаратора С 1.1, що забезпечує самопливний злив рідини від них в С1.1 [1].
2. Автоматизація технологічного процесу
. ...
