Разработка системы управления очистки углеводородного газа высокого давления

Содержание
Введение
1 Технологическая часть
1.1 Краткая характеристика СП «Тенгизшевройл»
1.2 Описание технологической схемы ТШО и характеристика
поступающего сырья
1.3 Краткой описание процесса очистки сырого газа от кислых
компонентов (установка 300)
2 Специальная часть
2.1 Разработка системы управления очистки углеводородного газа
высокого давления от кислых компонентов циркулирующим раствором
диэтаноламина
2.2 Разработка структуры управления процессом. Постановка задачи
исследования и проектирования
2.3 Разработка подсистемы расчета программной составляющей
2.4 Разработка интеллектуальной подсистемы управления процессом
очистки газа от кислых компонентов
2.5 Процесс обучения
2.6 Разработка подсистемы автоматической стабилизации степени
очистки газа
2.7 Разработка АСУТП процесса очистки газа ВД
3 Экономическая часть
3.1 Обоснование экономической эффективности от внедрения АСУ ТП
процесса очистки сырого газа высокого давления.
3.2 Определение затрат в системах автоматизации
4 Безопасность жизнедеятельности
4.1 Анализ условий труда на газораспределительной станции
4.2 Разработка мероприятий по производственной санитарии
4.3 Расчет заземляющего устройства станции
4.4 Пожарная безопасность
Заключение
Список сокращений
Список литературы
Приложение А Блок-схемы
1 Технологическая часть
1.1 Краткая характеристика СП «ТенгизШеврОйл»
Учредительные документы о создании
«Тенгизшевройл» как
совместного предприятия с учредителями в лице Республики Казахстан, с
одной стороны, и Компании «Шеврон Оверсиз», с другой стороны, с равными
долями в уставном капитале, были подписаны 6 апреля 1993 года. Компания
«Шеврон Оверсиз» зарегистрированна в США и является дочерней
компанией, полнолстью принадлежащей компании «Шеврон». Партнёрство
образовано на 40 лет. Этот срок может быть продлён по соглашению между
партнёрами. Деятельность Партнёрства может быть прекращена при
определённых условиях, в том числе по взаимному согласию партнёров.
При образовании Партнёрства ПО «Тенгизмунайгаз» и «Шеврон»
внесли в уставный фонд по 25 миллионов долларов США в виде
нематериальных и материальных активов. Впоследствии, каждый из
партнёров внёс по 50% активов проекта по разработке Тенгизского
масторождения. По условиям соглашения «Шеврон» был избавлен от
геологических рисков, связанных с поиском нефти, и получил в распоряжение
в качестве взноса казахстанской стороны всю инфраструктуру и
существующие скважины на (только на Тенгизе – более 80) на двух
месторождениях. Основные фонды, передавемые Казахстаном были оценены
в 1660 млн. долларов США. Половина этой суммы причитается к выплате
бонусов. Проект, оцениваемый в 20 миллиардов долларов и рассчитанный на
40 лет, принят с целью разработки Тенгизского месторождения, а также
Королёвского месторождения, расположенных на северо-восточном шельфе
Каспийского моря. ТШО является предприятием, ориентированным на
внешний рынок и получение доходов от экспорта нефтепродуктов в твёрдой
валюте. Перваяя партия экспорта нефти была отправлена из Новороссийского
порта 25 мая 1993 года.
Условия соглашения предполагают, что нефть, добываемая на Тенгизе,
должна экспортироваться в дальнее зарубежье. И реализовываться по
мировым ценам.Совместным предприятием запланированно в течение 5 лет
последовательно инвестировать в проект 1,5 миллиарда долларов по мере
того, как объёмы добычи нефти должны расти с каждым годом. Доли
участников в получаемой прибыли, установленные на весь срок действия
проекта, составляют 80% Казахстана и 20 % компании «Шеврон». Также
предусмотренно последовательное увеличение размера роялти, уплачиваемого
казахстанской стороне, в зависимости от роста прибылей предприятия. На
сегодня ТШО в состоянии производить 65 тысяч баррелей (более 8,6
тыс.тонн) нефти в день, однако в виду ограниченной квоты на прокачку нефти
по существующей сети нефтепроводов, вынужден ограничить объём экспорта
продукта до порядка 30 тысяч баррелей (4 тыс.тонн). Стоит упомянуть, что
штат работников ТШО составляет примерно 4 тысячи человек, 90% из
которых жители Казахстана и стран СНГ.
На конец 1993 года, согласно годовому отчёту, компания «Шеврон»
вложила 220 млн.долларов в СП «Тенгизшевройл». Данный уровень вложений
(несмотря на то, что общий объём инвестиций был больше) позволяет
компании следовать политике выплаты высоких дивидендов акционерам
компании. Дополнительные инвестиции в СП со стороны шеврона 1995 году
(22,5 млн. долларов) также не ухудшают сколько нибудь серьёзную ситуацию
и незметны в общем объёме вложений компании (в 1993 году 3,6 млрд
долларов). Достигнутые договорённости, которые легли в основу
подписанного итогового документа, явили собой первый, беспрециндентный
по своим масштабам опыт международного сотрудничества молодого
суверенного государства с крупнейшей западной корпорацией. Совместное
предприятие, получившее полную поддержку со стороны президента
Республики Нурсултана Назарбаева, управляется Советом Партнёрства, в
состав которого входят по три представителя от казахстанской стороны и
корпорации «Шеврон».
Тенгизское месторождение. Тенгизское месторождение , открытое в
1979 году, расположено на южной стороне большого Прикаспийского
бассейна. Будучи одним из нескольких глубоко погребённых карбонатных
отмелей найденных на периферии бассейна, Тенгиз стоит в одгом ряду с
другими гигантскими нефтяными и газовыми месторождениями, такими, как
Карачрганак, Оренбург, Жанажол и Астрахань, что является свидетельством
высокой насыщенности Прикаспийского региона углеводородным сырьём.
Тенгизское месторождение имеет запасы нефти, равные 25 миллиардам
баррелей (3,3 млдр тонн), из них промышленные запасы составляют от 6 до 9
миллиардов баррелей (800млн – 1,2 млрд.тонн). Оно входит в десятку
крупнейших разведанных нефтяных месторождений в мире и является самым
крупным из открытых в последнее десятилетие. Месторождение является
сегодня самым глубоким в мире при разведанных глубинах залегания
нефтеносных горизонтов в 14 тысяч футов (около 4270 метров). Тенгизское
месторождение, занимающее площадь в 400 кв.км, начало разрабатываться в
1991 году. По расчётам, наивысший уровень добычи нефти может быть
достигнут к 2010 году и составить 700 тысяч баррелей (93 тысячи тонн) в
день. Тенгиз представляет собой массивный коллектор, сложенный
карбонатными породами, возраст которых датируется от девона до среднего
карбона (примерный возраст отложенных пород 250 миллионов лет), которые
перекрываются соленосной покрышкой кунгура. По размерам и конфигурации
этот коллектор лучше всего может быть сравнён с современными
карбонатными постройками типа Больших Багам в Карибском море.
Подсолевые залежи Тенгиза могут быть легко установлены благодаря более
поздним надсолевым нефтеносным коллекторам, открытым в Прикаспийском
бассейне и непосредственно примыкающих к Тенгизу площадям.
Нефтепроявленя не являются чем-то новым на соседних с Тенгизом площадях. Первоначальное открытие
Кульсаринского месторождения произошло в 1938 году. Последующие открытия, включая открыте
месторождений Тажигали, Теренузук, Прорва Кара-Арна, были сделаны в 50-
х и 60-х годах. Добыча на этих месторождениях ведётся из мелкосидящих
надсолевых нефтяных ловушек. Тенгиз является первым месторождением,
открытым в подсолевых структурах в границах Атырауской области. Данное
открытие произошло вскоре после открытия Королёвского месторождения в
1982 году. Его оценённые общие запасы составляют 229 миллионов тонн.
Королёвское месторождение также попадает в сферу деятельности концессии
ТШО. В настоящее время его мощности законсервированны и его дальнейшее
обустройство не ведётся. Материнскими породами Тенгизской нефти
являются отложения аргиллитов карбона и артинского яруса. Так как
коллектор содержит твёрдый битум, средние дебиты по скважинам всё ещё
составляют 440 тонн в сутки.улучшенная конструкция скважины, как
ожидается, увеличит приведённую выше цифру добычи.примером таких
высоких дебитов (нефтеотдача) является печально известная скважина
Тенгиз-37, где в 1985 году произошел выброс. В течене 500 дней скважина не
поддавалась контролю. Общий дебит скважины за этот период времени
составил 4-5 миллионов тонн нефти сырца. Это равно уровню ежесуточной
добычи 8-10 тысяч тонн.
Тенгиз поистине является жемчужиной в кладовой природных богатств
Казахстана.
1.2 Описание технологической схемы ТШО и характеристика
поступающего сырья
Производственный сектор ТШО включает основные подразделения:
Промысел, Газоперерабатывающий завод и Внешнезаводские объекты.
Основа перспективности ТШО – это наличие громадных запасов нефти на Тенгизском и Королевском месторождении.
Суммарные запасы оцениваются в 25 млрд. баррелей нефти, из которых извлекаемые запасы
составляют порядка 6-9 млрд. баррелей (один баррель равен 159 литров).
Высокое пластовое давление и содержание токсичного и коррозионно-
активного сероводорода в пластовой нефти во многом определили закрытую
систему сбора и транспортировки нефти на завод, а также технологию и
аппаратурное оформление дальнейшей обработки поступающего с промысла
сырья (пластовой нефти). Поступающее на завод сырье представляет собой
смесь нефти, попутных углеводородных газов, содержащих сероводород и
углекислый газ, а также незначительное количество пластовой воды.
Производственной задачей завода является отделение и очистка нефти с
получением высококачественной товарной нефти, выделение из попутного
газа пропана и бутана, удовлетворяющих требованиям европейских
стандартов, получение осушенного товарного газа высокого давления,
удаление сероводорода из пластового сырья и его переработка в товарную
серу.
Завод состоит из двух (комплексных технологических линий) КТЛ-1 и
КТЛ-2, каждая из которых состоит из двух идентичных ниток. Суммарная
мощность 4-х ниток достигла 9.5 млн. тонн нефти в год. Для повышения
производительности завода до 35000 тонн нефти в сутки (12 млн. тонн нефти
в год) в 2000 году ввели в эксплуатацию дополнительную 5–ую нитку КТЛ-2.3
мощностью 2.5 млн. тонн нефти в год.
Суть технологического процесса в следующем. Нефть выходит из
скважин под высоким давлением и направляется по манифольдам на завод. На
входе в завод сырье проходит установку 160 - слаг-кетчеры. Они служат для
уравнивания давления потока, подаваемого на завод и для улавливания шлама
из потока нефти.
На установке 200 сырая нефть, отделенная от газа высокого давления,
подвергается стабилизации. Отделенные после стабилизации газы
подвергаются сжатию на первой ступени компрессии. Отделенный от нефти
газ высокого и среднего давления поступает на установку 300 для очистки от
сероводорода и двуокиси углерода. Очищенный газ среднего давления из
установки 300, подвергается повторному сжатию на второй ступени
компрессии, и после охлаждения смешивается с газом высокого давления.
Перед подачей нефти в стабилизационную колонну, она проходит через
аппараты электрического обессоливания (F-209 и F-210) для отделения и
удаления воды и солей. Отделенная кислая вода (вода, в составе которой
имеется сероводород) подаётся на установку 800. Стабилизированная нефть
из куба колонны стабилизации после охлаждения поступает на установку
демеркаптанизации. Широкая фракция легких углеводородов из куба
отпарной колонны подается на установку 700.
На установке ДМК происходит окончательное удаление сероводорода и
меркаптанов из нефти, и она еще раз подвергается дегазации, путем
понижения давления. Выделившиеся газы сбрасываются на факел, а
дегазированная нефть направляется в резервуарный парк нефти.

Рисунок 1.1 - Установка ДМК
Установка 1000 включает в себя: факельную сеть завода, систему
закрытых дренажей DHC, систему закачки метанола. Факельная сеть завода
состоит из пяти параллельных систем, по одной на каждую технологическую
нитку. Выбросы с предохранительных клапанов других установок собираются
в два отдельных коллектора – один низкого и другой высокого давления. Эти
два коллектора непрерывно продуваются топливным газом для поддержания
давления в факельных коллекторах и с целью предотвращения попадания
воздуха и образования взрывоопасных смесей. Выбросы с коллекторов
направляются в факельную емкость, где производится сепарация жидкости от
газа. Жидкость направляется в подземную систему дренажа углеводородов
DHC, а газы направляются на факел, где они сжигаются. Для бездымного
горения в нижнюю часть факела вводится пар. Все жидкие углеводороды со
всех установок на каждой технологической нитке собираются в дренажной
емкости F-1011, а затем насосом откачиваются в емкость отходов Т-1011.
На установке 300 в колоннах высокого и среднего давления D-301 и D-
302 из газа, путем абсорбции раствором диэтаноламина удаляются
сероводород, двуокись углерода и частично сероокись углерода.
Рисунок 1.2. Факелное хозяйство

Насыщенный сероводородом раствор диэтаноламина от скрубберов и
блока Мерихем установки 700, регенерируется в общей регенерационной
колонне D-304. Выходящие с верха колонны регенерационные газы с высоким
содержанием сероводорода направляются на установку 400/500 для получения
серы. Обессеренный газ высокого давления из скруббера направляется на
установку 700. Газ мгновенного испарения, образовавшийся в сепарационном
сборнике диэтаноламина, пройдя контактор топливного газа, направляется в
заводскую сеть.
Кислая вода из установок 200 и 500 поступает на установку 800 для
отпарки от сероводорода. Кислая вода проходит последовательно отдувочную
колонну, контактор отдувочного газа и собирается в емкости F-804. Отсюда
очищенная вода насосом перекачивается в емкость на промысле, для
последующей закачки в скважину. В отдувочную колонну подается
топливный газ среднего давления. Газ отпарки, содержащий сероводород,
пройдя через контактор отдувочного газа и каплеотбойник, сбрасывается на
факел.
Установка 700 предназначена для разделения газа на компоненты. На
установку подаётся обессеренный газ высокого давления из установки 300. В
его состав входят: метан, этан, пропан, бутан и небольшое количество
пентана, гексана и высококипящих углеводородов и, кроме того, газ,
насыщенный водой. Все линии выхода обессеренного газа после установок
300 на КТЛ-1, КТЛ-2 и нитки 5, обьединены одной перемычкой для
распределения нагрузки между установками 700.
Готовой продукцией установки 700 являются:
- товарный сухой газ, содержащий метан-этановую фракцию, подается в
газопровод «Тенгиз-Кульсары»;
- пропан;
- бутан;
- нефтепродукт С5+ и выше, пригодный к повторному смешиванию со
стабилизированной нефтью.
На установке 400 из ядовитого и высокотоксичного газа – сероводорода,
получают необходимый для многих отраслей промышленности продукт –
серу. Газ Клауса (кислый газ), поступающий от установки 300 и
рециркулирующий кислый газ от установки Скот поступает в камеру
сжигания Клауса. В камере сжигания, при смешении в стехиометрическом (в
определённом) соотношении с воздухом и при высокой температуре,
протекают различные химические реакции, в результате которого
образовывается сера. После охлаждения в холодильнике технологический газ
проходит несколько реакторов, где он вступает в реакцию, и соединения серы
превращаются в элементарную серу. Все протекающие там реакции –
экзотермические (с выделением тепла). Тепло, выделяющееся в
холодильниках технологического газа, используется для выработки
насыщенного пара с выдачей его в заводскую сеть. После каждого
охлаждения серный туман улавливается в сепараторах. Жидкая сера,
извлеченная в различных аппаратах, собирается в буферной емкости, а затем
направляется в емкость серы Т-401. После дегазации и нейтрализации
остаточного сероводорода аммиаком, сера подается на установку 600.
Жидкая сера перекачивается из четырех резервуаров дегазации
установок 400 в резервуары хранения жидкой серы установки 600. Резервуары
изолированы и обогреваются паровыми змеевиками на крыше и днище. Из
этих резервуаров серу можно насосами направлять или к рукавам загрузки
серы в железнодорожные цистерны или для розлива на площадке, для
производства твердой серы. Для загрузки твердой серы в железнодорожные
вагоны применяются ковшовые погрузчики и самосвалы. Жидкая и твердая
сера затем железнодорожными вагонами отправляется потребителям.....