нн. вопросы заказ. Автоматизация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом компрессорных станций магистральных газопроводов
 Скачать 2.14 Mb.
|
|
Автоматизация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом компрессорных станций магистральных газопроводов Компрессорные станции (КС) магистральных газопроводов предназначены для компримирования транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станций потребителей. Основными параметрами КС являются количество транспортируемого газа, давление и температура газа на входе и выходе станции. По технологическому принципу КС делятся на головные, размещаемые обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и на промежуточные, располагаемые по трассе газопровода в соответствии с его гидравлическим расчетом. На головных КС газ не только компримируется, но и подготавливается для транспорта. Для обеспечения требований, предъявляемых к транспортируемому газу, на головных КС производится сепарация, осушка, очистка, удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа. На промежуточных КС обязательно производится очистка газа от механических примесей и, при необходимости, его охлаждение. Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием всего: комплекса сооружений, который по степени значимости может быть разделен на объекты основного и вспомогательного назначения. К основным объектам КС относятся: площадки приема и пуска очистных устройств; установки очистки газа от механических примесей; компрессорный цех; коллекторы газа высокого давления; узел охлаждения газа. К вспомогательным объектам относятся: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа собственных нужд; электростанция собственных нужд или трансформаторная подстанция при внешнем источнике электроснабжения; установка утилизации тепла уходящих газов; объекты водоснабжения, канализации, очистные сооружения и т.п. На КС магистральных газопроводов получили распространение четыре вида газоперекачивающих агрегатов (ГПА): l поршневой компрессор с приводом от газового двигателя внутреннего сгорания (газомоторкомпрессор); l поршневой компрессор с электроприводом; l центробежный нагнетатель с газотурбинным приводом; l центробежный нагнетатель с электроприводом. Газовая турбина представляет собой ротационный двигатель, в котором внутренняя энергия рабочего тела с помощью направляющего аппарата и рабочего колеса с лопатками преобразуется в механическую энергии. Рабочим телом в газовых турбинах является смесь воздуха с продуктами сгорания природного газа (из-за малого - в пределах 3-57. - количества продуктов сгорания рабочим телом можно считать чистый воздух). Воздух сначала сжимают с помощью осевого компрессора, а затем нагревают при постоянном давлении, сжигая газ в камере сгорания. Полученное таким образом рабочее тело, имеющее запас внутренней энергии, поступает в направляющий аппарат, где эта энергия преобразуется в кинетическую энергию струи, и далее на лопатки рабочего колеса, где превращается в механическую энергию. Автоматизация объектов системы поддержания пластового давления К основному наиболее распространенному и эффективному методу поддержания пластовых давлений относится метод законтурного и внутриконтурного заводнения, заключающийся в закачке в нефтяные пласты воды через нагнетательные скважины, находящиеся либо за контуром нефтеносности, либо внутри него — между добывающими скважинами. На месторождениях, где применяется этот метод, в настоящее время добывается более 85% всей нефти в стране. В системах ППД на нефтяных месторождениях восточных районов применяют две схемы подачи воды. При первой схеме воду забирают из-под русловых скважин и подают непосредственно в магистральный водовод. В процессе фильтрации через пласты (инфильтрационный водозабор) эта вода очищается и нет необходимости в дополнительной очистке ее. При второй схеме вода поступает самотеком из открытых водоемов на станцию I подъема, откуда ее подают на станции очистки воды. Очищенная вода забирается станцией II подъема и подается в магистральный водовод. По магистральным водоводам вода поступает на кустовые насосные станции (КНС), откуда по нагнетательным скважинам закачивается в пласт. Главное условие, которому должна отвечать вода, закачиваемая в пласт, — она не должна снижать проницаемость заводняемых пластов и вызывать коррозию оборудования и трубопроводов при перекачке и нагнетании ее в пласт. Согласно существующим нормам, вода, предназначенная для закачки в пласты, должна содержать взвешенных частиц не более 2 и железа — не более 0,3 мг/л. Станции очистки воды оснащены смесителями, осветлителями, фильтрами и резервуарами чистой воды, которые предназначены для приготовления раствора коагулянта из глинозема (сернокислого алюминия), вызывающего коагулирование механических взвесей в воде при добавлении его в воду. В растворные баки насыпают глинозем, заливают воду и в течение нескольких часов перемешивают воздухом от вакуум-насосов. Смесь отстаивается несколько часов. Затем полученный раствор перекачивают в дозаторные баки, откуда он самотеком поступает в определенной дозе в смесители. Смесители (две конусообразные емкости) представляют собой промежуточное звено, в котором происходит равномерное распределение реагента в воде. Раствор коагулянта в смесители поступает сверху, а вода — снизу, т. е. навстречу потоку, вследствие чего происходит бурное перемешивание. Осветлители предназначены для основной очистки воды от механических взвешенных частиц. Вода в них подается по центральной трубе, расходится по радиальным трубам в днище и, проходя через решетчатые листы, равномерно поднимается вверх. Взвешенные частицы в результате коагуляции удерживаются в воде на определенной высоте и служат фильтром, задерживающим взвеси, которые время от времени проваливаются в карманы люка. В осветлителях вода очищается от механических взвесей на 95%. Поднимаясь вверх, вода переливается через борта в желоба и самотеком поступает в фильтры. В фильтрах происходит окончательная очистка воды. Фильтры представляют собой бетонные емкости, на дне которых лежит двухфракционный слой песка толщиной около 80 см. Вода, проходя через слой песка, по винипластовым трубам самотеком поступает в резервуары чистой воды. Водозаборные скважины в системе ППД являются источниками подачи воды и разделяются на сифонные и насосные. Водозаборные скважины сифонного типа обычно расположены вдоль реки в нескольких десятках метров друг от друга. Каждая скважина оборудована каркасно-стержневым фильтром с гравийной засыпкой. Высота фильтра — несколько метров, диаметр до 300 м. На устье скважины предусмотрены штуцер для подключения контрольно-измерительных приборов и задвижка, размещенная в железобетонном колодце диаметром 1,5 м. Скважины соединены несколькими сифонными водоводами, присоединенными к вакуумкотлам, расположенным в помещении насосной станции I подъема. Водозаборные скважины с индивидуальным насосным оборудованием сооружают в тех случаях, когда водоносные пласты залегают ниже поверхности земли более чем на 8 м и поэтому сифоном невозможно поднять воду из скважины или требуется большое заглубление насосной станции, скважин и коллекторов. Скважины оборудованы индивидуальными насосами, развивающими напор от 10 до 50 м. На месторождениях Башкирии и Татарии применяют вертикальные центробежные насосы АТН-10 и горизонтальные—6 НДВ. Насосные станции I подъема предназначены для забора воды от источников водоснабжения. Если прием осуществляется от инфильтрационного сифонного водозабора, станцию размещают в здании, заглубленном на несколько метров. Оборудование станции состоит из трех или четырех центробежных насосов АЯП или НДВ с подачей 300—400 м3/ч и напором 300—500 м, двух вакуум-насосов и двух вакуумкотлов, к которым присоединены сифонные водоводы. Вода сначала поступает в вакуумкотлы и оттуда откачивается центробежными насосами в систему магистральных водоводов. Привод насосов — двигатели ДАМСО мощностью 500 кВт. Два водокольцевых вакуум-насоса с подачей 1,5—2 м3/мин обеспечивают вакуум до 83%. Насосы работают от короткозамкнутых асинхронных электродвигателей мощностью 15—30 кВт. Если поступление воды осуществляется самотеком из закрытого бассейна, на насосной станции I подъема устанавливают три насоса типа НД (два рабочих, один — резервный) с подачей 225 л/с и напором 30 м. Насосы приводятся в действие электродвигателями ДАМСО мощностью 115 кВт. Насосные станции II подъема являются промежуточными перекачивающими объектами. Обычно они однотипны и отличаются тем, что одни находятся полностью под заливом, другие — частично. В насосной станции II подъема устанавливают до четырех насосов (один из них резервный) с подачей 1000 м3/ч и напором 194 м. В качестве привода используют двигатель ДПП мощностью 465 кВт. Кустовые насосные станции (КНС) являются основным технологическим объектом системы заводнения. Каждая КИС состоит из машинного зала, в котором расположены насосные агрегаты с обвязкой и арматурой, камеры напорного коллектора, где установлен а распределительная гребенка, находящаяся под высоким давлением; помещений распределительного устройства напряжением 6 кВ и обслуживающего персонала; аппаратной с размещенными в ней приборами управления насосными агрегатами; открытой подстанции напряжением 35/6 кВ, монтируемой независимо от самой КНС. Как правило, в соответствии с подачей насосов (Qн=3600 м3/сут) и средней приемистостью скважин (Qc==450 м3/сут) один насос обслуживает до восьми скважин. Нагнетательная скважина предназначена для закачки воды в пласт. Конструктивно она представляет собой колонну обсадных труб, в которую опущены лифтовые трубы. Через них закачивают воду в пласт. Требования к автоматизации в телемеханизации систем ППД определяются ее ролью в технологических процессах нефтегазодобывающего предприятия и особенностями устройства и функционирования объектов ППД. К числу таких особенностей следует отнести: 1) водоводы обслуживают первоочередные и неотложные потребности нефтедобычи и пожаротушения, вследствие чего должна быть обеспечена высокая надежность бесперебойной работы объектов системы; 2) перерывы в подаче воды могут привести к прекращению приемистости скважин; 3) режим работы системы зависит от качества исходной воды, в то же время технологический процесс очистки воды сравнительно сложен; 4) технологические объекты системы ППД рассредоточены на больших площадях и в ряде случаев находятся на больших расстояниях от основных нефтепромысловых и населенных пунктов; 5) все объекты ППД взаимосвязаны через перекачиваемую воду, поэтому необходима координация их работы, контроль и управление с одного центра. На основе анализа требований к объектам системы ППД и условий их эксплуатации, а также в соответствии с «Основными положениями по обустройству и автоматизации объектов нефтедобывающей промышленности» предусматривается автоматизация: станций I и II подъемов, водозаборных и сифонных скважин, станций очистки и кустовых насосных станций. Автоматизация и телемеханизация объектов ППД должны обеспечить надежную работу при отсутствии оперативного обслуживающего персонала. С этой целью схемой автоматизации должны быть предусмотрены автоматическая защита оборудования от аварийных режимов, автоматическое включение резервного оборудования в случае аварийного отключения основного, централизованное дистанционное управление насосными агрегатами с управляемыми задвижками, сигнализация на диспетчерский пункт (ДП) об исполнении команд, аварийных ситуаций и передача измерительной информации. 3. Технологические объекты системы поддержания пластового давления. Автоматизация установки очистки сточных вод – импелерный Флотатор Система оборудования для поддержания пластового давления (ППД) состоит в общем случае из участков водозабора, магистрали подвода воды (с трубопроводом большого диаметра и насосными станциями первого, второго и, если требуется, третьего водоподъема), очистных сооружений подготовки воды к закачке ее в нефтяной пласт, кустовых насосных станций высокого давления на территории промысла, разводящих трубопроводов с водораспределительными гребёнками, от которых вода идет к нагнетательным скважинам. Скважины оснащены устьевой арматурой по типу фонтанной, насосно-компрессорной колонной труб и часто пакером, предохраняющим основную часть обсадной колонны скважины от действия высокого давления закачиваемой воды. Плавучие насосные станции применяются при заборе воды из водоемов (реки, озера, моря). При извлечении воды из водоносных пластов скважинами применяется сифонная система (динамический уровень жидкости в скважине до 4 м). Сифонная система вакуум - котлы, в которых создается разряжение в (0.04 ¸ 0.047) МПа. Вакуум поддерживается вакуум-насосами с подачей 0.03 м3/с и наибольшим разряжением в 0.086 МПа. Вода из скважины поступает в вакуум‑котлы самотеком и далее отбирается поверхностными насосами. Такая система применяется на Туймазинском и Ромашкинском месторождениях. Это на 20 ¸ 30 % дешевле, чем извлечение воды из скважин насосами. При более низких динамических уровнях жидкости (4 м и более уровня приема поверхностного насоса) применяются погружные скважинные насосы. По типу привода они подразделяются на: насосы с вертикальным приводным валом и электродвигателем на поверхности (типа АТН); насосы с погружным электродвигателем. АТН — артезианские турбинные насосные установки применяют для откачки воды из скважины с динамическим уровнем до 100 м. Они обеспечивают подачу 30 ¸ 370 м3/ч и напор от 20 до 115 м. Мощность двигателя насосов АТН от 7 до 55 кВт. Основными типами скважинных насосов с погружными электродвигателями являются — АП; АПВ (артезианский, погружной, высоконапорный), ЭЦНВ (электрический, центробежный, водоподъемный), ЭПЛ (электрический, погружной, лопастной). Насосы ЭЦНВ обеспечивают: подачу от 2 до 360 м3/ч, напор 25 ¸ 360 м. Мощность двигателя насосов ЭЦНВ от 0.37 до 500 кВт. В обозначении насоса ЭЦНВ-10-120-60: 10 — диаметр скважины в дюймах, 120 — подача в м3/ч и 60 — напор в метрах водяного столба. В системе ППД широко применяются центробежные насосы типа ЦНС, агрегаты электронасосные скважинные типа УЭЦПК, в состав которых входят погружные центробежные насосы, перспективно использование плунжерных насосов, имеющих жесткую напорную характеристику. На нефтепромыслах применяют следующие центробежные насосы секционные: ЦНС630-1700, НЦС-300; агрегаты электронасосные многоступенчатые ЦНС180-1900М, ЦНС180-1422, ЦНС180-1050; ЦНС180-1900М, ЦНС180-1422М, ЦНС180-1050М; ЦНС180-85 ¸ 425; насосный агрегат ЦНСА63-1400УХЛ4 и другие. Центробежные насосы типа ЦНС180 (высоконапорные) предназначены для нагнетания воды в скважину с целью поддержания пластового давления. Конструкция насосов типа ЦНС180 разработана с учетом создания на одной корпусной базе трех-модификаций с давлением нагнетания 9.5 ¸ 19 МПа. Центробежные насосы типа ЦНС180 допускают изменение рабочей характеристики посредством уменьшения числа ступеней (не более 2) с установкой проставочных втулок, без изменения привязочных размеров, с обязательной динамической балансировкой ротора. Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод разработаны трех типоразмеров: УОВ-750 производительностью 750 м3/сут, УОВ-1500 -- 1500 м3/сут и УОВ-3000 -- 3000 м3/сут. Автоматизация узла учета товарной нефти после ее подготовки на УПН В добываемой нефти в зависимости от близости контурной или подошвенной воды к забою скважины содержание пластовой воды изменяется от нескольких до десятков процентов Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солеи приводит к увеличению расходов на ее транспорт, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти на нефтеперерабатывающих заводах. Согласно действующим ГОСТам, в товарной нефти содержание воды должно быть не более 1%, хлористых солей - не более 40 мг/л. Поэтому добываемая нефть подвергается на нефтяном промысле обработке, заключающейся в обезвоживании и обессоливании. Такая обработка называется подготовкой нефти. Из методов деэмульсации на промыслах наиболее распространены термохимические. Более 80% всей добываемой нефти обрабатывается на термохимических установках. Блочное оборудование таких установок, выпускаемое заводами, поставляется на промыслы полностью автоматизированным, в отлаженном состоянии mohthdv-ется оно на месте в течение 15-20 дней. Разработана номенклатура блочного автоматизированного оборудования термохимических установок заводского изготовления: нагреватели-деэмульсаторы УДО-2М, УДО-3, СП-1000 «Тайфун» и др. Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН) и воды (УПВ) показана на рис. 19.1. Обводненная нефть в виде эмульсии с частично растворенным в ней газом после I ступени сепарации, расположенной на ДНС, поступает в сборные коллекторы, а затем в общий коллектор, из которого направляется в коллектор — гаситель пульсаций 2. Перед этим коллектором по трубопроводу 40 вводят дренажную горячую воду, содержащую поверхностно-активные вещества (ПАВ), способствующие разрушению эмульсии. Затем эмульсия поступает в каплеобразователь 4 и далее в сепараторы второй ступени 5, а выделившийся газ направляется в сборный газопровод 3, по которому транспортируется на газоперекачивающий завод (ГПЗ). Далее газ проходит через турбосепаратор 10, где очищается от капельной в звес Вода по водоводу 39 автоматически сбрасывается в резервуаротостойник 36 с гидрофильным фильтром. Обводненную нефть из сепараторов направляют в теплообменники 6, в которых происходит предварительный нагрев нефтеводяной смеси горячей смесью, прошедшей блок нагрева 7 и теплоизолированные сепараторы 9. Сепараторы предназначены для отделения газовой фазы, образующейся в блоке нагрева 7, и интенсификации отделения воды от нефти в отстойниках 12. Вода из отстойников автоматически сбрасывается в резервуар-отстойник 36, а нефть направляется в смеситель 14. В отстойниках практически получают обезвоженную нефть, содержащую воды не более 1%. На этой стадии процесс обезвоживания заканчивается. При отделении минерализованной пластовой воды нефть одновременно частично обессоливается. Однако в обезвоженной до 1 % нефти содержится порядка 2000—3000 мг/л солей, что недопустимо, так как может привести к коррозии трубопроводов и оборудования НПЗ. Для более глубокого обессоливания в поступившую в смеситель 14 обезвоженную нефть по линии 28 подается горячая пресная вода (от 2 до 5% к общему объему нефти). Для предотвращения образования эмульсии по линии 13 подается ПАВ. Пресная вода с ПАВ 'и обезвоженная нефть интенсивно перемешиваются и поступают в каплеобразователь 15 для предварительного выделения воды. Затем для окончательного разделения смесь направляют в герметизированные теплоизолированные отстойники обессоливания 17. Основное назначение смесителя 14 и каплеобразователя 15—создать условия, способствующие «захвату» каплями пресной воды соленых капель пластовой воды, оставшихся в нефти после ее обезвоживания. Из отстойников обессоливания кондиционная нефть под собственным давлением через регулируемый штуцер 18 направляется в концевые сепараторы 20, в которых насосом-компрессором 19 поддерживается вакуум. Из концевых сепараторов кондиционная нефть самотеком поступает в буферные емкости (резервуары) 22 и далее насосом 23 перекачивается через автоматизированную установку 24 учета товарной нефти. Если содержание воды и соли в нефти превышает допустимую норму, на установке учета будет автоматически перекрыт кран 26 и открыт кран 25. При этом некондиционная нефть снова будет направлена на обезвоживание и обессоливание. Кондиционная нефть проходит через расходомеры 27 типа «Норд» и далее, пройдя через сепаратор 29, поступает в резервуары 32 товарного парка и оттуда насосами 31 откачивается в магистральный нефтепровод 32. Задачей автоматизации технологического процесса является автоматическое поддержание уровня и давления в технологических аппаратах, регулирование расхода водонефтяной эмульсии и промывочной воды, подача заданного объема химических реагентов и защита от аварийных режимов. Схемой автоматизации должен быть также предусмотрен автоматический контроль основных параметров технологического процесса. |