Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Описание технологического процесса утилизации попутного газа

автоматизация газ утилизация компрессорный

Рассмотрим технологическую схему процесса сбора газа для его утилизации. Имеется шесть аналогичных участков, вследствие чего, будем рассматривать только один участок.

Краткие сведения о площадке строительства:

Месторождение «Кумколь» расположено на территории Кызылординской области, в 260 км севернее г. Кызылорда, в радиусе 20,0 км населенных пунктов нет. Климат резко-континентальный, с жарким летом и умеренно-холодной зимой. Сейсмичность района - 6 баллов.

Сам участок (объект управления) включает в себя следующие сооружения:

· Компрессорная станция (КС). На участке сбора попутного газа существуют две компрессорные станции. Технологический процесс КС описывался выше. Расчетные параметры работы КС:

Ш производительность - 6250 м³/час;

Ш (150 тыс м³/сут), в т.ч.;

Ш от ГУ-21 - 875 м³/час (21 тыс м³/сут);

Ш от ГУ-22 - 958 м³/час (23 тыс м³/сут);

Ш от ГУ-23 - 1292 м³/час (31 тыс м³/сут);

Ш от ГУ-24 - 3125м³/час (75 тыс м³/сут);

Ш давление на входе в КС - 0,83 бар;

Ш давление на выходе из КС - 6,89 бар;

· Щит системы управления (ЩСУ). Предназначен для управления технологическим процессом утилизации газа. Представляет собой модульное здание (MCC), в котором установлено следующее оборудование: пускатели, автоматы, реле, контроллеры, компьютер, частотный преобразователь и т.д. Каждый ЩСУ управляет КС и прилежащими к ней агрегатами. Следовательно, на участке их два;

· Резервуар метанола вместимостью 0,909м³(РМ) Для предотвращения гидратообразования на всех ГУ предусмотрены установки для закачки в газопроводы ингибитора (метанола) - блок реагентов (БР), состоящие из резервуара для метанола и насоса - дозатора крана и обратного клапана.

· Трансформаторная подстанция. По степени надёжности электроснабжения потребители площадки относятся ко II категории. Электроснабжение потребителей на напряжении 0,4 кВ осуществляется от трансформаторной подстанции КТПН - 630 - 6/0,4 У1 проходного типа, устанавливаемой на территории площадки в количестве двух штук;

· Прожекторная мачта с молниеотводом. Помещения модульных зданий компрессорных установок относятся к категории В-1а. Опасные участки территории площадки относятся к категории В-1г. В соответствии с СН РК2.04-29-2005 наружные установки, создающие согласно ПУЭ зону В-1г на всей территории РК по устройству молниезащиты относятся к зоне Б, II категории молниезащиты. Молниезащита осуществляется отдельно стоящими молниеотводами. На территории площадки молниезащита осуществляется отдельно молниеотводом, установленным на прожектор-ной мачте ПМЖ - 22,8;

· Станция катодной защиты (СКЗ). Активная защита при почвенной коррозии осуществляется катодной поляризацией. Система катодной защиты наложенным током обеспечивает проектируемые сооружения достаточным поляризационным потенциалом. При осуществлении катодной поляризации подземных сооружений выдерживают средние значения минимального (-0.85 в) и максимального (-1.15 в) защитных потенциалов при помощи катодных установок. Защита футляров предусматривает гальванический способ с помощью протекторов. Технологическая система катодной защиты включает установку катодной защиты, состоящей из станции катодной защиты, обеспечивающей вероятность безотказной работы не менее 4000 ч., анодного заземления и соединительных проводов (кабелей), а также контрольно-измерительных пунктов;

· Факельная установка (ФУ). Факельная установка для сброса газа из сборных газопроводов при аварийных ситуациях устанавливается на компрессорной станции. Факельная установка размещается с подветренной стороны от компрессорной станции на расстоянии 100 м от ограждения и состоит из:

Ш факельного ствола высотой 15 м диаметром Д200 мм с оголовком Ду200;

Ш газового затвора;

Ш одной дежурной горелки с электроискровым розжигом;

Ш панели розжига и контроля факельной установки.

Панель розжига и контроля размещается за обвалованием факельной установки. Схемой автоматизации предусматривается местный и дистанционный розжиг, передача сигналов на щит контроллера.;

· Резервуар для конденсата (РК). При сборе газа образуется его конденсат, который собирается конденсатосборник, а затем закачивается обратно в нефтепровод;

Принципиальная технологическая схема сбора попутного газа (рисунок 2.1), подача его на компрессорную станцию и закачка в газосборный коллектор характеризуется следующими решениями:

На нефтяных скважинах установлены групповые установки: ГУ-21, ГУ-22, ГУ-23, ГУ-24, на факелах которых, сжигается попутный газ, присутствующих при добычи нефти из скважин. Технологический процесс утилизации газа позволяет потушить эти факела и отправить его в газосборный коллектор для дальнейшей утилизации (на завод, обратной закачки в пласт).

Отбор попутного газа от групповых установок осуществляется подключением к надземным газовым линиям после нефтегазовых сепараторов. Точки подключения были определены в результате обследовательских работ по согласованию с сотрудниками ПККР.

Основная проблема перегонки попутного газа, это возможность гидратообразования в газопроводе, так как изначально попутный газ представляет собой газоконденсатную смесь. Возникновению технологических осложнений вследствие гидратообразования при обработке газа способствуют высокое давление и низкая температура, а также присутствие легких компонентов (Q - С4, СОг и H2S). Образующиеся кристаллогидраты уменьшают проходное сечение трубопроводов и технологического оборудования, вплоть до образования сплошных пробок. Для предотвращения этого вида технологических осложнений используются простейшие и многоатомные спирты, в том числе метанол и гликоли. Вследствие чего, для его предотвращения на ГУ и на компрессорных станциях предусматривается блочная автоматизированная установка подачи ингибиторов (метанола) - блок реагентов (БР), состоящие из резервуара для метанола и насоса - дозатора;

Отобранный с групповых установок газ собирается в узле сбора, а затем сливается в единую линию. В местах слияния потоков газа от групповых установок предусматриваются узлы надземной запорной арматуры для возможности отключения отдельных сборных трубопроводов.

Далее, для компримирования попутного газа и подачи его в газосборный коллектор предусматриваются блочно-комплектные установки центробежных винтовых компрессоров, представляющие из себя компрессорные станции (КС).

В процессе компримирования попутного газа внутри КС, проходя через скрубберы, он разделяется на газовую и жидкую фазы. Далее, газ отправляется на главный компрессор, с целью его сжатия для отправки на коллектор, а конденсат, осевший в скруббере - в конденсатосборник (К). По заполнению резервуара конденсатом, его откачивают насосы, установленные на насосной станции, обратно в существующие нефтепроводы, с целью обогащения нефти.

Агрегаты КС рассчитаны на определенные параметры (расход и давление) для нормальной работы. Так как реально нельзя гарантировать, что они не превысят установленных порогов, необходимо предусматривать такую возможность, иначе это приведет к плохим последствиям. С целью обеспечения безопасности, на участке, в районе размещения компрессорных станций, в 100 м от ограждения с подветренной стороны предусматриваются факельная установка (ФУ) для сжигания газа в аварийных ситуациях.

Данный факел является технологическим. На него также выходит линия подачи пилотного газа с КС, с целью безопасности. Так как полностью тушить нельзя - опасно. Но сжигаемый объем пилотного газа не превышает допускаемых норм.

Проектируемые компрессорные станции размещаются на площадках, по возможности равноудаленных от источников подачи попутного газа, с целью безопасности[7].

2. Описание технологического процесса на компрессорной станции PROPAK systems

Основной процесс сбора, отчистки и отправка попутного газа осуществляется на компрессорных станциях. Следовательно, этот процесс необходимо конкретизировать для лучшего представления всего процесса утилизации попутного газа на исследуемом участке.

Ниже приводится описание блока агрегатированного газового компрессора, разработанного и изготовленного для компании «Харрикейн Хайдрокарбонз Лтд.», в который входит винтовой компрессор, электродвигатель, воздушный охладитель, системы охлаждения и смазки оборудования, скрубберы, масляный коагулятор, напорный трубопровод и дополнительные устройства, которые используются для компрессии смеси природного газа для установки на площадке месторождения Кумколь (Казахстан).

Входящий поток представлен смесью нейтрального природного газа. Газ подается под давлением 591 кПа (избыт.) и при температуре 50°С. Требуемая производительность компрессора по газу составляет 2,90 футов3 в день (MMS) при давлении на всасывании равном 97 кПа (избыт.) и температуре 30°С. Газовая смесь состоит из следующих компонентов, представленных в таблице.

Газовая смесь

Для защиты компрессора от экстремальных условий эксплуатации предусмотрены реле давления, температуры, уровня и вибрации, которые отключают блок в случае нарушения условий технологического процесса (например, потеря давления на входе, блокирование линии выпуска, отказ клапана и т.д.). Также предусмотрены индикаторы давления, перепадов давления, температуры и уровня, которые будут контролировать технологические условия в режиме реального времени.

Технологический газ подается фланец всасывания наверху компрессора и проходит через Т-образный всасывающий фильтр, не допускающий попадания чужеродных субстанций в компрессор. Затем поток газа направляется в скруббер (V-100-1) технологического газа, обеспечивающий первичную отчистку газа от конденсата. Скрубберы оборудованы сетчатым туманоуловителем из нержавеющей стали, удаляющим из технологического потока жидкокапельную субстанцию. На каждом скруббере измеряется уровнь жидкости контроллером «Fisher» L2 (LС-100-1, 120-1). В случае накопления чрезмерного уровня жидкости в сосуде срабатывает на отключение компрессора реле уровня «Murphy» L1100 (LSH-110-1, 120-1), подсоединенное к панели управления. Также для автоматического контроля уровня жидкости в сосуде скруббера установлен клапан контроля уровня «Fisher» D2 FloPro (LCV-110-1, 120-1). Когда уровень жидкости в определенном скруббере достигает заранее определенного предела, контроллер уровня посылает сигнал на клапан контроля уровня (LCV-110-1, 120-1) для слива жидкости в спускной коллектор. Клапан контроля уровня жидкости закрывается, когда уровень жидкости достигает определенного нормативного предела.

После отчистки из скруббера газ поступает на вход основного компрессора. Двигателем компрессора является двигатель Hyundai 350 л/с WPII (таблица 2). Для контроля вибрации и запуска процедуры останова при сильной вибрации на местной панели в случае нарушения условий эксплуатации устанавливается реле вибрации акселерометрического типа Murphy модели VS2-EX на раме компрессора (VSH-101-1).

Основные параметры двигателя

Двигатель присоединен к картеру компрессора с помощью муфты привода Ringfeder модели «MMS-160». К муфте имеется доступ для обслужива-ния или осмотра, если снять защитное ограждение муфты.

Газ под давлением подают через компрессор, тем самым, сжимая его. При правильной технологии использования компрессора, необходимо производить смазку компрессора. При подаче газа в компрессор масло впрыскивается в поток газа и на подшипники роторов. Это масло используется для охлаждения потока газа и для смазки ротора. Масло регенерируется в коагуляторе (V-110-1) сразу же после выхода из компрессора. Коагулятор оборудован сетчатым туманоуловительным для удаления жидкокапельной субстанции из технологического потока. Пройдя через туманоуловитель, поток газа проходит через коагуляционный элемент, где из газового потока удаляется 99.5% масла. За коагулятором установлен клапан регулировки противодавления (PRV-110-1), который поддерживает давление коагулятора на минимальном уровне 345 кПа (избыточн.). Это минимальное давление и представляет силу, впрыскивающую масло в поток газа и на подшипники со стороны всасывания. Для охлаждения масла компрессора используется отдельная гликолевая цепь. Тепло передается от масла через пластинчато-стержневой теплообменник (Е-100-1). Гликоль охлаждается в одном из стержней основный воздушных охладителей (С-110-1). Затем газ выходит через выходной фланец компрессора со стороны выпуска компрессора.

Блок технологического охладителя производства «Propak» VV1-60-96-I-R, (С-100-1, 110-1). Блок обеспечивает окончательное охлаждение технологического газа ниже, а также охлаждение цепи охладителя компрессорного масла.

3. Разработка системы автоматизации процесса утилизации газа

автоматизация газ утилизация компрессорный

Разработка информационной модели

Информационная модель объекта управления (ОУ) представляет собой совокупность регламентированных для него измеряемых технологических параметров, а также требуемой информации о положении и состоянии средств воздействия на процесс (СВП), характеризующих его поведение и состояние.

Разработка информационной модели заключается в составлении полного перечня измеряемых и контролируемых параметров для заданного ОУ, установления вида и места отображения.

Состав измеряемых функций и их формы отображения

Состав функций дистанционного управления

Составление и анализ макроструктуры автоматизируемого процесса

В данной работе объектом автоматизации является технологический процесс (ТП) утилизации попутного газа. Этот ТП представляется как элемент некоторой изолированной системы, который соединен с остальными внешними, по отношению к нему, технологическими связями (ТС).

Внешние ТС макроблока можно подразделить на два вида:

· Входные ТС подачи исходных рабочих сред или различных видов энергии, необходимых для осуществления ПП;

· Выходные ТС выдачи готовых видов продукции или энергии, полученных в результате осуществления ПП.

Входные ТС ТП утилизации попутного газа:

· Трубопровод подачи метанола, ТС-1;

· Трубопровод подачи газа с ГУ-21, ТС-2;

· Трубопровод подачи газа с ГУ-22, ТС-3;

· Трубопровод подачи газа с ГУ-23, ТС-4;

· Трубопровод подачи газа с ГУ-24, ТС-5;

Выходные ТС ТП утилизации попутного газа:

· Трубопровод подачи газа с коллектора на завод, ТС-6;

· Трубопровод откачки конденсата из РК в нефтепровод, ТС-7;

· Сжигание газа на факельной горелке в атмосферу ТС-8;

Перечень системных ТС ТП утилизации попутного газа

Рассмотренная макроструктура позволяет проанализировать достаточность объема информационного обеспечения для управления автоматизируемым процессом.

Составление и анализ микроструктуры автоматизируемого процесса

В соответствии с исходной ПТС выделяются:

· Аппараты или машины, выполняющие ТО совместно с измеряемыми в них промежуточными параметрами ТП;

· Внутренние ТС ТП между аппаратами совместно с измеряющими в них промежуточными параметрами ТП СПВ, выполняющих операции управления подачи - отводом рабочих сред для осуществления ТО.

На ПТС выделяем следующие технологические аппараты:

1. Общий узел сбора газа с ГУ-21, ГУ-22, ГУ-23, ГУ-24 для дальнейшей подачи на КС-1, КС-2 (ТО-1), параметр P₁= 0,83 бар;

2. Конденсатосборник, выполняющий ТО сбора конденсата газа в резервуаре, параметр - L₁= 0-150 см, (ТО-2);

3. Факельная установка, выполняющая ТО аварийного сброса (сжигания) газа, параметр - F₁= 100 м³/cут (ТО-3);

4. Насосы, выполняющий ТО откачки конденсата из резервуара в нефтепровод, параметр - L₂= 150-170 см, (ТО-4);

На ПТС выделяются следующие ТС ТП:

1. Трубопровод подачи метанола на КС-1, КС-2 (ВТС-1) содержит насос подачи метанола D₁.

2. Трубопровод подачи попутного газа с ГУ-21, ГУ-22, ГУ-23, ГУ-24 через общий узел на КС - 1,2 (ВТС-2) не содержит СВП.

3. Трубопровод подачи попутного газа с КС, с ее выхода на коллектор (ВТС-3) содержит отсечной клапан B₁.

4. Трубопровод подачи попутного газа с КС, с ее выхода на конденсатосборник (ВТС-4) не содержит СВП.

5. Трубопровод откачки конденсата с резервуара РК в нефтепровод, (ВТС-5) содержит насосы D₅, D₆.

6. Трубопровод подачи попутного газа с КС, с ее выхода на факельную линию (ВТС-6) содержит отсечной клапан А₁ (аварийный сброс)

7. Трубопровод подачи попутного газа с КС, с ее выхода на факельную линию (ВТС-7) не содержит СВП (пилотный газ).

8. Сжигание газа на факельной горелке в атмосферу (ВТС-8).

Состав ТО и ТП автоматизируемого процесса

Перечень внутренних ТС.

Организационная структура ТП утилизации попутного газа

Организационная структура данного ТП отражает четырех уровневую иерархию его рабочих операции и операции управления, в соответствии с которой выделяют:

· 1 низший подуровень (ПУ) управления отдельными СВП;

· 1 уровень управления отдельными ТО;

· 2 уровень управления в целом ТП;

· уровень управления всеми ТП.

Разработка функциональной схемы автоматизации

Функциональная схема автоматизации (ФСА) является основополагающим документом технического обеспечения. ФСА предназначена для реализации функций управления и в данном проекте состоит из следующих подсистем управления:

· Информационная подсистема;

· Подсистема дистанционного управления;

· Подсистема автоматического регулирования;

Состав функций каждой подсистемы определяется при проектировании автоматизации на этапе составления технического задания. На практике используют два метода построения ФСА: с привязкой управляющих информационных функций к операторскому пункту управления и без.

Размещено на Allbest.ru