Обустройство морских нефтегазовых месторождений - Дипломная работа

В настоящее время практически все наземные месторождения уже открыты, их запасы уменьшаются, поэтому нефтедобывающие компании обратили свое внимание на морские месторождения с богатыми запасами энергетических ресурсов. В связи с этим особую актуальность приобретает разработка и эксплуатация морских нефтегазовых месторождений.Они характеризуются разноплановостью ведения технологических процессов, высокой насыщенностью оборудованием, механизмами, трубопроводными и кабельными коммуникациями, высокой энергоемкостью производств, повышенной пожаровзрывоопасностью, потенциальной опасностью загрязнения окружающей среды, относительной малочисленностью персонала, ограниченными возможностями привлечения внешних ресурсов для ликвидации аварийных ситуаций, связанных с угрозой для безопасности людей и объектов в целом. 1) находится в Каспийском море и включает следующие сооружения: - две ледостойкие стационарные платформы (ЛСП-1 и ЛСП-2) и блок-кондукторов (БК) для бурения и добычи продукции скважин; На ЦТП располагается технологический комплекс, который обеспечивает подготовку нефти до требований ГОСТ Р 51852-2002 "Нефть. Платформа РБ предназначена для размещения стояков внутрипромысловых трубопроводов, трубопроводов внешнего транспорта, электрокабелей, технологического оборудования и размещения устройств запуска и приема средств отчистки и диагностики. Технологическое оборудование блок-кондуктора обеспечивает добычу пластовой продукции (ПП) скважин, содержащей нефть, газ и пластовую воду.АСУТП выполняет следующие функции: - сбор и обработка в реальном времени информации от датчиков эксплуатационных параметров и локальных систем управления техническими средствами производственных комплексов ЛСП-1,2; Уровень 1 (уровень КИПИА) предназначен для получения первичной информации, реализации управляющих воздействий и включает в себя КИПИА, исполнительные механизмы и локальные системы управления отдельными техническими средствами и технологическими операциями. Уровень 2 (уровень ПЛК) предназначен для непосредственного взаимодействия с объектом управления, реализации локальных управляющих алгоритмов, осуществления информационного обмена с локальными системами управления и уровнем 3. Уровень 3 (уровень АРМ) предназначен для мониторинга текущего состояния производственных и технологических процессов, оборудования и механизмов, приема управляющих воздействий от оператора, диагностирования комплекса технических средств уровня 2, накопления текущей информации, а также для создания твердых копий журналов аварий и действий операторов. В штатном (нормальном) режиме эксплуатации ПТК уровня 3 предполагается использовать для централизованного мониторинга и управления технологическими объектами комплекса №1 (ПЖМ-1, ЛСП-1, ЦТП, РБ, БК) и комплекса №2 (ПЖМ-2, ЛСП-2).Рассмотрим подробнее технологические процессы на ЛСП-1, предназначенной для одновременного бурения и эксплуатации скважин, а также для сбора и подготовки пластовой продукции. Технологической схемой сбора, подготовки и транспортировки нефти предусмотрена сепарация нефти в 4 ступени, обезвоживание, обессоливание и транспортировка подготовленной до товарной кондиции нефти насосами внешнего транспорта по подводному нефтепроводу на морской перегрузочный комплекс (МПК) для дальнейшей отгрузки в танкеры-челноки. Газ, выделяемый при сепарации нефти, отправляется на осушку и далее на компримирование к компрессорам высокого и низкого давления. Пластовая вода, отводимая от сепараторов 2-ой и 3-ей ступеней, поступает на установку подготовки пластовой воды, где она очищается от остатков нефти, дегазируется, а затем высоконапорными насосами закачивается в водонагнетательные скважины на ЛСП-1. Нефть, уловленная из пластовой воды, возвращается в технологический процесс подготовки нефти.В состав нефтяной насосной внешней перекачки входят насосы нефтяные Н-1/1, Н-1/2 с фильтром на общем приемном трубопроводе, насос масла Н-3 и циркуляционная емкость для масла Е-3. дистанционная в операторной сигнализация "Насос включен", "Насос отключен"; Предусмотрено автоматическое отключение насосов при: - аварийной максимальной температуре подшипников электродвигателя или насоса; дистанционная в операторной сигнализация "Насос включен", "Насос отключен"; Для дистанционного контроля за температурой масла в емкости хранения масла Е-1 (поз.6), емкости хранения масла Е-2 (поз.7) и емкости хранения масла Е-3 (поз.8) выбран термопреобразователь сопротивления медный ТМ-9201-(50.. 150)?С-100М-В-1чэ-Сх.4-630мм-12Х 18Н 10Т.Уровень автоматизации технологического процесса - показатель, характеризующий меру замещения средствами автоматизации функций человека в процессе контроля и управления всех стадий производства. Автоматизированной системной управления технологического процесса выполняются, как правило, следующие основные функции: Исходя из этих функций, выбраны частные показатели (ki), совокупность которых характеризует обобщенный показатель уровня автоматизации (коб). К техно

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Общая характеристика объекта автоматизации

1.2 Характеристика АСУТП внешней перекачки нефти

1.3 Требования технологического процесса к системе автоматизации

2. Специальная часть

2.1 Разработка системы автоматизации нефтяной насосной внешней перекачки

2.2 Описание принципиальной схемы управления насосами Н-1/1,2

2.3 Расчет уровня автоматизации

2.4 Схема внешних электрических и трубных проводок

2.5 Расчет диаметра защитной трубы

3. Организация производства

3.1 Структура управления объектами

3.2 Требования к организации АРМ оператора

3.3 Организация сетей передачи данных

3.4 Расчет времени передачи одного кадра по каналу глобальной сети

4. Экономическая часть

4.1 Производственная программа

4.2 Расчет показателей по труду

4.3 Расчет эксплуатационных затрат и себестоимости перекачки 1 тонны нефти

4.4 Расчет показателей общей экономической эффективности

5. Охрана труда и защита окружающей среды

5.1 Охрана труда и промышленная безопасность

5.2 Расчет защитного зануления

5.3 Экологический мониторинг окружающей среды

Заключение