Описание технологического процесса низкотемпературной конденсации на месторождении Няганьнефтегаз

 

Осушенный попутный нефтяной газ с давлением 3,4 МПа (34,7 кгс/см²) и температурой 20…45 °С поступает на установки НТК-1, НТК-2 параллельно. Также на установку НТК-2 подается поток углеводородного конденсата из Е-104 УПГ-1, УПГ-2 с давлением от 1,6 до 3,5 МПа (от 16,3 до 35,7 кгс/см²) и температурой от плюс 25 до плюс 40 °С.

 Основная часть нефтяного газа (около 75 %) направляется в аппараты воздушного охлаждения Т-313/1, Т-313/2. В теплообменнике Т-313/1, Т-313/2 газ охлаждается до температуры от минус 20 до плюс 35 °С.

Далее газ поступает в трубное пространство кожухотрубчатого рекуперативного теплообменника Т-301. В теплообменнике Т-301 газ охлаждается до температуры минус 25°С до плюс 12 °С потоком отбензиненного газа, поступающего в межтрубное пространство теплообменника Т-301 из кожухотрубчатого теплообменника Т-312.

Из теплообменника Т-301 нефтяной газ поступает в пропановый холодильник Т-303. В пропановом холодильнике нефтяной газ охлаждается за счет испарения жидкого пропана, поступающего в межтрубное пространство Т-303 из Е-504/1, Е-504/2 ПХУ-1, до температуры минус 36 °С.

Охлажденный попутный нефтяной газ из пропанового холодильника Т-303 с давлением 3,4 МПа поступает в сепаратор С-303 для отделения от газа углеводородного конденсата.

Газ из сепаратора С-303 с давлением 3,3 МПа поступает в пластинчатые теплообменники Т-304/1,2. Также имеется линия для подачи части газа из сепаратора с-301 минуя Т-304/1,2.

Для подготовки сепаратора С-303 к ремонту предусмотрена дренажная линия углеводородного конденсата в подземную ёмкость Е-305, сброс остаточного давления газа с сепаратора на факел, свечу. [4]

Газ из C-303 с давлением 3,3 МПа проходит параллельными потоками пластинчатые рекуперативные теплообменники Т-304/1 и Т-304/2, установленные параллельно, где происходит его дальнейшее охлаждение до температуры минус 70 °С за счет холода отбензиненного газа, поступающего с верха деметанизатора К-301.

Вторая часть нефтяного газа (около 25 %) подается с входа НТК в пластинчатые рекуперативные теплообменники Т-302/1 и Т-302/2. Для повышения степени рекуперации холода в Т-302/1 и Т-302/2 существует возможность подачи второго потока после Т-313/1, Т-313/2. В летнее время предусмотрена возможность отбора второй части нефтяного газа непосредственно после аппаратов воздушного охлаждения Т-313/1, Т-313/2.

Охлаждение газа последовательно в Т-302/1, Т-302/2 происходит потоком жидких углеводородов, подаваемых последовательно в теплообменники Т-302/2, Т-302/1 насосами НЦ-301/1…НЦ-301/5 из куба деметанизатора К-301 с температурой от минус 86 до минус 51 °С.

Газ после теплообменников Т-302/2, Т-302/1 с температурой не ниже минус 70 С, направляется в испаритель деметанизатора Т-305 и, охладившись до

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

34

БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ

температуры от минус 70 до минус 45 °С, поступает в сепаратор С-301, где соединяется с основным потоком газа.

В турбодетандере ТДА-301 давление газа снижается до 0,9 МПа, а температура снижается до температуры не ниже минус 96°С [4].

 

Требования к АСУ ТП технологического объекта

 

Общие требования к системе автоматизации:

Автоматизированный сбор первичную обработку технологической информации;

Автоматический контроль состояния технологического процесса, предупредительную сигнализацию при выходе технологических показателей за установленные границы;

Управление технологическим процессом в реальном масштабе времени;

Представление информации в удобном для восприятия и анализа виде на цветных графических операторских станциях в виде графиков, мнемосхем, гистограмм, таблиц и т.п.

Автоматическое формирование отчетов и рабочих (режимных) листов по утвержденной форме за определённый период времени, и вывод их на печать по расписанию и по требованию;

Получение информации от системы противоаварийной защиты, сигнализацию и регистрацию срабатывания системы ПАЗ;

Контроль над работоспособным состоянием средств распределительной системы управления (далее РСУ) и противоаварийная защита (далее ПАЗ), включая входные и выходные цепи полевого оборудования;

Сбор и первичная обработка информации включают в себя опрос аналоговых и дискретных датчиков, ввод инициативных сигналов изменения состояния оборудования, числоимпульсных сигналов интегрирующих счетчиков, масштабирование и перевод в действительные значения в соответствии с

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

35

БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ

градуировочными характеристиками аналоговых измерительных элементов, фильтрацию сигналов от высокочастотных помех и выбросов.

Регулирование и программно-логическое управление должны включать в себя проверку входного сигнала на достоверность, формирование управляющего воздействия, и выдачу управляющего воздействия на исполнительный механизм с частотой до одного раза в секунду.

Для функции управления должна быть обеспечена реализация основных

законов регулирования (ПИД, Соотношение, Упреждение и т.д.).

В каждом контуре должна быть предусмотрена возможность дистанционного ("ручного") управления со станций технолога-оператора, а также безударный переход с режима ручного управления на автоматическое управление, и наоборот.

Для оперативного персонала, имеющего соответствующие права доступа, должна быть предусмотрена возможность настройки параметров Системы управления со станций технолога-оператора.

Отказ любого элемента технических средств РСУ не должен приводить к изменению положения или состояния исполнительных механизмов.

Функции отображения информации должны по запросу оператора обеспечить вывод на экран рабочей станции оперативной информации о текущем состоянии технологического процесса и оборудования, представляемой в виде мнемосхем, графиков, гистограмм и таблиц. Время реакции системы на вызов нового изображения - не более чем 2.5 секунды. Оперативная информация с процесса на каждом вызванном изображении должна обновляться с частотой до 1 раза в секунду.

Тип представления информации в каждом фрагменте изображения (мнемосхема, график, таблица) определяется непосредственно, т.е. путем однократного нажатия на соответствующую кнопку на функциональной клавиатуре, а также по выбору из меню.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

36

БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ

Все действия оператора по взаимодействию с системой должны быть защищены от возможных ошибок. Система должна исполнять только те действия, которые описаны в документации на систему.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

37

БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ

Любые случайные или ошибочные действия персонала по управлению процессом должны игнорироваться, если они отличаются от объявленных в документации, или не соответствуют уровню полномочий персонала для исполнения действий.

Автоматический контроль состояния технологического процесса должен подразумевать проверку нарушений предупредительных и предаварийных значений технологических переменных. На станциях технолога-оператора должна быть предусмотрена сигнализация нарушений, выражаемая звуком и изменением цвета.

Подготовка исходных данных для расчётов включает в себя определение средних значений переменных, а также вычисление нарастающих итогов и суммарных значений за определённые интервалы времени.

Доступ к информации со стороны рабочих станций Системы ориентирован на использование технологическим персоналом, и поэтому должен обеспечивать представление различных категорий оперативных данных, а также ввод данных в Систему наиболее простым и естественным способом.

Аппаратура и программная поддержка должны обеспечивать начальную загрузку, высокоскоростной обмен данными между отдельными элементами Системы, и управление выполнением задач на удалённых устройствах [4].

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1

БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ

Разраб.

Аминев Р.Н.

Провер.

Яковлев Н.С.

Реценз.

Н. Контр.

Майорова О.О.

Утверд.

Мозырев А.Г.

Технологическая часть

Лит.

Листов

38

ТИУ ИПТИ гр.ХТбз-17-1

2 Технологическая часть