Разработка микропроцессорной системы управления процессом сепарации сырой нефти

Работа сепаратора.

В нефтяных сепараторах вертикального типа различают четыре секции (рис. 1.3)



Рисунок 1.3. Общий вид вертикального сепаратора

Основная сепарационная секция (рис. 1.3, I) служит для интенсивного выделения из нефти газа. На работу сепарационной секции большое влияние оказывают степень снижение давления, температура в сепараторе, физико-химические свойства нефти, и особенно ее вязкость.

Осади тельная секция (рис. 1.3, II), в которой происходит выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа из нефти последнюю направляю тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути Движения нефти, т.е. эффективность ее сепарации.

Секция сбора нефти (рис. 1.3, III), занимающая самое нижнее Положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора.

Капле-улови тельная секция (рис. 1.3, IV), расположенная в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, Уносимых потоком газа.

Сепаратор работает следующим образом. Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 1 к раздаточному коллектору 2, имеющему по всей длине щель для выхода смеси. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 3, увеличивающие путь движения нефти. В верхней части сепаратора установлена капле-улови тельная насадка 4. Капельки нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке 4, стекают в поддон и по дренажной трубе 7 направляются в нижнюю часть сепаратора. Перегородки 6 в сепараторе служат для успокоения уровня при пульсирующей подаче продукции скважин. Патрубок 8 - для циклического вывода нефти из корпуса сепаратора.

1.4.4 Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу

В сепараторах, работающих на гравитационном принципе, осаждение капельной жидкости из газового потока происходит под действием силы тяжести. Высокая степень очистки газа от капельной жидкости и твердой взвеси происходит в тех случаях, когда расчетная скорость движения газового потока в сепараторе меньше скорости осаждения жидких и твердых частиц, движущихся под действием силы тяжести в потоке газа, т.е.

wг w,

где wг - скорость восходящего газового потока в установке при данных термодинамических условиях сепарации, м/с;

w - средняя скорость оседания капельной жидкости или твердой взвеси в газовом потоке, м/с.

Скорость восходящего потока газа в вертикальном сепараторе с учетом давления и температуры сепарации можно вычислить, зная величину объемного расхода газа и диаметра установки:

,

где V0 - объемный расход газа при нормальных условиях

(Р0 = 0,1013 МПа и Т0 = 273 К), м3/сут;

площадь сечения сепаратора, м2;

D - диаметр сепаратора, м;

Р - давление сепарации, МПа;

Т - температура сепарации, К;

z - коэффициент сверхсжимаемости, учитывающий отклонение свойств реального газа от идеального;

86400 - количество секунд в сутках.

Сделав численные преобразования формулы (1.6) можно записать:

При расчете скорости оседания капельной жидкости или твердой частицы в газовом потоке принимаются следующие допущения:

частица имеет шарообразную форму;

движение газа установившееся, т.е. скорость восходящего потока газа в любой точке сепаратора постоянная;

движение частиц в потоке газа свободное, т.е. они не сталкиваются друг с другом;

Исходя из вышеуказанных допущений, скорость оседания частицы шарообразной формы можно определить по формуле Стокса:

где w - скорость оседания частицы в потоке газа, м/с; d - расчетный диаметр частицы, м; ж и г - соответственно плотность жидкости и плотность газа при давлении и температуре сепарации; g - ускорение свободного падения, м2/с; г - динамическая вязкость газа при давлении и температуре сепарации, Па с.

В некоторых случаях необходимо использовать кинематическую вязкость газа, тогда формула (1.8) примет вид:

,

где г - кинематическая вязкость газа при давлении и температуре сепарации, м2/с.

В практических расчетах принимается

w =1,2 wг

Подставив в (1.10) значения выражений (1.7) и (1.9) получим:

= 1,2 . ,

или, сделав численное преобразование, получим:

или

Используя эту формулу, можно рассчитать пропускную способность по газу с гарантией, что все жидкие и твердые частицы газожидкостной смеси осядут в накопительной секции установки.



1.4.5 Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости

Контроль пропускной способности сепараторов по жидкости (нефти) вызывается необходимостью сведения к нулю пузырьков газа, увлекаемых из сепаратора нефтью. В общем случае количество пузырьков газа, увлекаемых жидкостью, зависит от следующих факторов:

вязкости жидкости;

давления в сепарационной установке;

скорости подъема уровня жидкости в сепараторе.

Расчет сепарационных установок по жидкости сводится к тому, чтобы получить скорость подъема уровня жидкости wж меньше скорости всплывания газовых пузырьков wг,

т.е. wж wг.

Скорость всплывания пузырьков газа в жидкости обычно определяется по формуле Стокса:

,

где dг - расчетный диаметр пузырьков газа, всплывающих в жидкости, м; остальные обозначения те же, что и в предыдущем расчете.

Плотность газа в условиях сепарации определим по формуле:

,

где о - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3[4].

Скорость подъема уровня жидкости в сепараторе зависит от объемного дебита qж и площади поперечного сечения сепаратора F, а именно:

Учитывая соотношение (1.13), можно записать:

,

откуда

,

после численных преобразований окончательно получим:

.

Исходные данные.

Диаметр вертикального сепаратора D=0,8м

Газонефтяная смесь со средним диаметром капелек нефти dH=25мкм и вязкостью мН=12мПа·с

Давление в сепараторе Р=0,6мПа

Температура Т=295К

Объемный дебит нефти составляет qH=465 м3/сут

Плотность нефти сН=860 кг/м3

Плотность газа в н.у. с0=1,21 кг/м3

Вязкость газа мГ=14мкПа·с

Коэффициент сверхсжимаемости для данных условий z=0,98

Определить: скорость осаждения капелек нефти в потоке газа, скорость подъема уровня жидкости в сепараторе, пропускную способность установки по газу и по жидкости, диаметр газовых пузырьков, всплывающих в жидкости

Решение:

1) Произведем проверку выбранного сепаратора на пропускную способность по газу при условии полного осаждения капелек нефти в потоке газа, для чего вначале необходимо определить плотность газа при условиях сепарации по формуле (1.15)

кг/м3.

2) Скорость оседания капелек нефти в потоке газа определяют по формуле Стокса (1.8):

м/с.

3) Скорость восходящего потока газа определяется из условия (1.10):

м/с,

4) суточная производительность по газу сепаратора заданного диаметра составит по формуле (1.7)



м3/сут.

т.е. заданный тип сепаратора обеспечивает производительность сепаратора по газу.

Решение:

Расчет сепаратора по жидкости заключается в проверке пропускной способности при условии полного всплывания газовых пузырьков в поднимающемся уровне жидкости.

1) Вначале определяем скорость подъема жидкости в сепараторе согласно формуле (1.12)

м/с,

2) пользуясь основным условием работы сепаратора (1.13), определяем скорость всплывания газового пузырька в жидкости

wг= 1,2wж= 1,20,001071=0,01285 м/с,

3) по формуле Стокса определяем диаметр газового пузырька:

м.

4) Проверку на пропускную способность по жидкости производим по формуле (1.18) с учетом размера всплывающих пузырьков газа



qж=м3/сут,

что удовлетворяет заданному объему жидкости (465 м3/сут).

1.5 Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий

Для предотвращения образования, а так же для разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые в отличие от природных эмульгаторов способствуют значительному снижению стойкости нефтяных эмульсий. Воздействие деэмульгатора на нефтяную эмульсию основано на том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз нефть - вода, вытесняет и замещает менее активные поверхностно-активные природные эмульгаторы. Природные эмульгаторы - естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде. Деэмульгаторы должны обладать большей активностью, чем эмульгаторы. Пленка, образуемая деэмульгатором, менее прочна. По мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между последними возникают силы взаимного притяжения. В результате этого мелкие диспергированные капельки воды образуют большие капли (хлопья), в которых пленки вокруг глобул воды обычно сохраняются. Процесс образования больших хлопьев из мелкодиспергированных капелек воды в результате воздействия деэмульгатора называется флоккуляцией (хлопьеобразованием). В процессе флоккуляции поверхностная пленка глобул воды становится достаточно ослабленной, происходит ее разрушение и слияние глобул воды. Процесс слияния капелек воды называется коалесценцией.

Хорошие деэмульгаторы должны обеспечивать не только сближение диспергированных капелек воды в эмульсии, но также и разрушать окружающие их пленки и способствовать коалесценции.

В большинстве нефтей присутствуют механические примеси (сульфид железа, ил, частицы глины и т. д.), частички которых собираются на поверхности раздела и способствуют упрочнению пленки, обволакивающей глобулы воды. Часто эти механические примеси являются основными веществами, составляющими материал пленки, и удаление их вместе с водой также является важной задачей при обезвоживании нефти. Деэмульгаторы обволакивают частицы механических примесей тонкой пленкой, хорошо смачиваемой водой, и такие частицы выделяются из нефти и удаляются вместе с водой.

Таким образом, реагенты, применяемые в качестве деэмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий, должны обладать следующими свойствами:

- способностью проникать на поверхность раздела фаз нефть--вода,

- вызывать флоккуляцию и коалесценцию глобул воды,

- хорошо смачивать поверхность механических примесей.

Такими универсальными свойствами обладает ограниченное число деэмульгаторов. Для разрушения нефтяных эмульсий предложено множество реагентов, которые имеют те или иные необходимые свойства. Деэмульгаторы обычно подразделяются на две группы: ионогенные(образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (не образующие ионы в водных растворах).

Ионогенные, в свою очередь, могут быть подразделены на анионактивные и катионактивные в зависимости от того, какие поверхностно-активные группы они содержат -анионы или катионы.

На месторождениях и нефтеперерабатывающих заводах из ионогенных деэмульгаторов для обезвоживания и обессоливания нефтей в течение длительного времени применялся нейтрализованный черный контакт (НЧК). Однако он имеет ряд недостатков: низкое содержание поверхностно-активного вещества (в лучших сортах около 40--60% солей сульфокислот), что приводит к дорогостоящим перевозкам балласта; высокий удельный расход (0,5--3 кг/т, иногда и более); при взаимодействии НЧК с пластовой водой могут образоваться твердые осадки (гипс, гидрат окиси железа и др.)» очистка от которых аппаратов и трубопроводов связана со значительными затратами. Ионогенные деэмульгаторы способствуют также образованию эмульсий типа нефть в воде, что приводит к значительному содержанию нефти в дренажной воде. В связи с этим в настоящее время малоэффективные деэмульгаторы: НЧК (нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), которые в настоящее время для деэмульсации нефти не применяются.

Катион активные деэмульгаторы не нашли достаточного применения из-за их низкой активности.

Наибольшее распространение в настоящее время получили неионогенные деэмульгаторы, т. е. такие, которые в водных растворах не диссоциируют на ионы. Обычно деэмульгаторы этого типа получаются присоединением окиси этилена или окиси пропилена к органическим веществам с подвижным атомом водорода. Исходным сырьем для такого синтеза могут служить органические кислоты, спирты, фенолы и др., а также окись этилена и окись пропилена.

Изменяя число присоединяемых молекул окиси этилена или пропилена, т. е. длину полиоксиэтиленовой или полиоксипропиленовой цепи, можно регулировать деэмульгирующую способность неионогенных деэмульгаторов. При удлинении оксиэтиленовой или оксипропиленовой цепи растворимость поверхностно активного вещества в воде повышается за счет увеличения гидрофильной (водорастворимой) части молекулы.

Неионогенные ПАВ в настоящее время находят самое широкое применение в процессах обезвоживания и обессоливания нефти в силу целого ряда преимуществ по сравнению с ионогенными ПАВ.

Их расход исчисляется граммами - от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Это значительно снижает стоимость транспортировки деэмульгатора и общую стоимость процессов обезвоживания и обессоливания. Неионогенные ПАВ не реагируют с солями, содержащимися в пластовой воде, и не вызывают образования осадков. При использовании неионогенных ПАВ содержание нефти в дренажной воде значительно ниже, так как эти ПАВ не способствует образованию эмульсии типа нефть в воде. Преимущества перед ионогенными: незначительный удельный расход; хорошо растворяются как в воде, так и в нефти; не реагируют с солями и кислотами, содержащимися в пластовой воде и нефти, и не дают осадков в трубах и аппаратах.

Наиболее эффективными и универсальными отечественными деэмульгаторами нефтяных эмульсий являются проксанолы 146, 186, 305, проксамин 385 и дипроксамин 157.

Проксанолы - это продукты последовательного присоединения окиси пропилена, а затем окиси этилена к гидроксильным группам пропилен гликоля:

НО-(С2Н4О )n-(СзН6О)m-(С2Н4О)n-Н

Проксамины - продукты последовательного оксипропилирования, затем оксиэтилирования этилендиамина:

H-(C2H4О)n - (C3H6 О )m (СзН6О)-(С2Н4О) -Н

NCH2CH2N

H-(C2H4 О )n-(C3H6 О )m (С3Н6О)-(С2Н4О) -Н

Проксанолы 146 и 186 при обычной температуре светло-желтые пасты, при легком нагревании переходят в вязкие жидкости, растворимые в воде, применяются в виде 2-3%-ных водных растворов.

Проксанол 305 - маслянистая жидкость светло-коричневого цвета, плотностью 1,036г/см3, слаборастворимая в воде, керосине, хорошо растворимая в спирте, толуоле и др. органических растворителях.

Дипроксамин 157 - продукт последовательного окси этилирования, затем оксипропилирования этилен диамина:

Н-(С3Н6О)m-(С2Н4О)n (С2Н4О)n-(С3Н6О) m -Н

NCH2CH2N

Н-(С3Н6О) m -(С2Н4О)n (С2Н4О)n-(С3НбО) m -Н

Плотность реагента 1,0286 г/см3. Он плохо растворяется в воде, хорошо растворим в ароматических углеводородах и в нефти, имеет низкую температуру застывания (-38°С).

Обычно для применения на обезвоживающих и обессоливающих установках готовят 1 -2%-ный раствор деэмульгатора. В зависимости от условий применения, особенно для разрушения высоко обводнённых эмульсий, можно применять растворы других концентраций или 100%-ные деэмульгаторы.

Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим основным требованиям: хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии; иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефть-вода» естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды; обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на границе фаз «нефть-вода» при малых расходах реагента; не коагулировать в пластовых водах; быть инертными по отношению к металлам (не коррозировать их).

Одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не должны изменять своих свойств, при изменении температуры, ухудшать качество нефти после обработки и обладать определенной универсальностью, т.е. разрушать эмульсии различных нефтей и вод.

Из импортных реагентов для обезвоживания и обессоливания нефтей применяются: прогалит (Германия), дисолван 4411, сепарол 25 с ингибитором коррозии (Германия), R-11 и Х-2647 (Япония), L-1632 (США), оксайд-А (Англия) и серво- 5348 (Голандия), Кемеликс 3448 (Великобритания) и др. /6,7/

В данном проекте применяют российский деэмульгатор « Рекорд-118 » и другие реагенты.

Деэмульгатор «Рекорд-118»

Продукт представляет собой раствор неионогенного ПАВ (с массовой долей (50±5)% в сольвенте нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200).

Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 - 3-й, ПДК в воздухе рабочей зоны - 300,0 мг/м3.

Температура самовоспламенения - 400оС (по метанолу);

Температура вспышки - 15оС;

Пределы взрываемости: нижний - 5,5 об. %; верхний - 36,6 об. %.

Плотность реагента (при 20оС) - 940-980 кг/м3.

Вязкость кинематическая (при 20 С), 30-60 мм2/с

Температура застывания - минус 50°С.

Внешний вид - однородная жидкость от бесцветного до светло- коричневого цвета;

(Технические условия на деэмульгатор "Рекорд -118" , предназначенный для промысловой подготовке нефти).

1.6 Основные методы разрушения нефтяных эмульсий

Деэмульгирование нефтяных эмульсий лежит в основе обоих процессов подготовки нефти к переработке - её обезвоживания и обессоливания. При обезвоживании деэмульгированию подвергают исходную эмульсионную нефть, при обессоливании -искусственную эмульсию, создаваемую при перемешивании нефти с промывной водой.

Механизм разрушения нефтяных эмульсий можно разбить на три элементарных стадии: столкновение глобул воды; слияние их в более крупные капли; выпадение капель или выделение в виде сплошной водной фазы. Чтобы обеспечить максимальную возможность столкновения глобул воды, увеличивают скорость их движения в нефти различными способами: перемешиванием в смесителях, мешалках, при помощи подогрева, электрического поля, центробежных сил и др. Однако для слияния капель воды одного столкновения недостаточно, нужно при помощи деэмульгаторов или другим способом ослабить структурно-механическую прочность слоев, создать наилучшие условия для быстрого и полного отстоя крупных капель воды от нефти.

Согласно закону Стокса, скорость движения выпадающих частиц прямо пропорциональна квадрату их радиуса, разности плотностей диспергированных частиц и среды, ускорению силы тяжести и обратно пропорциональна вязкости среды, окружающей частицы. Следовательно, ускорить выпадение капелек воды можно, увеличив их размер, разность воды и нефти и уменьшив вязкость нефти.

Разность плотностей можно увеличить, повысив температуру, так как коэффициент расширения воды при температуре примерно до 100°С меньше коэффициента расширения нефти. Вязкость нефти с повышением температуры уменьшается.

Способы деэмульгирования нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы:

- механические -фильтрация, центрифугирование, обработка ультразвуком и др.

- термические - подогрев и отстаивание при атмосферном давлении и под избыточном давлением; промывка нефти горячей водой

- электрические - обработка в электрическом поле переменного или постоянного тока

- химические - обработка эмульсий различными реагентами - деэмульгаторами.

В промышленности наибольшее применение нашли комбинированные способы разрушения нефтяных эмульсий. Основным современным способом деэмульгирования и обезвоживания нефти на промыслах является термохимический отстой под давлением до 15 ат с применением эффективных реагентов - деэмульгаторов. Для обессоливания нефти, главным образом на нефтеперабатывающих заводах, применяют способ, сочетающий термохимический отстой под избыточным давлением с обработкой эмульсии в электрическом поле высокой напряженности. Широко применяется на промыслах электрический способ обезвоживания и обессоливания. Электрический способ обессоливания включает две операции:

1) введение в частично обезвоженную нефть горячей воды для растворения солей и превращения нефти в эмульсию (расход воды на промывку эмульсии 10-15% от объёма нефти);

2) разрушение образовавшейся эмульсии в электрическом поле. При этом вода, выделяющаяся из эмульсии, уносит с собой соли. Обычно при использовании этого способа остаточное содержание воды в нефти 0-2,5%; количество удаляемых из неё солей - 95% и более.

Выделение воды из эмульсии подчиняется закону Стокса. Однако основную роль в разрушении эмульсии играет не скорость выпадающих капель диспергированной фазы, а разрушение защитных плёнок глобул и соединение их в крупные капли, которые выпадают с линейной скоростью, определяемой законом Стокса. На этом основании электрический метод - разрушение эмульсии в электрическом силовом поле между электродами. Гидрофобные эмульсии, состоящие из глобул воды в нефтяной среде, разлагаются электрическим током достаточно эффективно. Это обусловлено значительно более высокой электрической проводимостью воды (да ещё содержащей соли) по сравнению с проводимостью нефти (проводимость чистой воды 4*10-8, проводимость нефти 3*10-13).

В электрическом поле постоянного напряжения все глобулы эмульсии стремятся расположиться воль силовых линий поля, так как вода имеет большую диэлектрическую постоянную, чем нефть (для нефти она равна примерно 2, для воды - около 80). Элементарные глобулы образуют между электродами водяные нити-цепочки, что вызывает увеличение проводимости эмульсии и увеличение протекающего через неё тока. Между цепочками глобул возникают свои электрические поля, ведущие к пробою и разрыву оболочек и к слиянию глобул в капли, которые начинают быстрее оседать. При помещении эмульсии в электрическое поле, созданное переменным током, скорость слияния глобул и расслоения эмульсии в 5 раз больше. Это объясняется большей вероятностью столкновения глобул при наличии переменного тока. При этом разрыв оболочек адсорбированного на глобулах эмульгатора облегчается возникающим в них натяжением и перенапряжением.

Для обезвоживания малоустойчивых нефтяных эмульсий на нефтепромыслах применяют обычный способ отстаивания воды в резервуарах после смешения с деэмульгатором без подогрева или при подогреве до 30-50°С. Большой эффект даёт также в сочетании с отстаиванием промывка нефтяной эмульсии пластовой водой с деэмульгатором.

В зависимости от устойчивости эмульсии опытным путём устанавливается технологический режим (температура, время отстаивания, расход деэмульгатора и др.) обработки полученных на промыслах нефтяных эмульсий. Более быстрое разделение фаз нефтяной эмульсии достигается центрифугированием, при котором силы гравитационного поля заменены в десятки тысяч раз большими центробежными силами. Основным недостатком центрифугирования является относительно низкая производительность сложного аппарата, требующего высококвалифицированного обслуживания./4 /



1.7 Материальный баланс

Основой материального баланса является закон сохранения материи, согласно которому количество материла, поступающего в процессе (приходные статьи материального баланса), равняется количеству продуктов получаемых в результате процесса (расходные статьи материального баланса). Материальный баланс должен составляться как для всего технологического процесса, так и для отдельных его элементов. Материальный баланс составляют за единицу времени - час, сутки, год - или за цикл работы на единицу исходного сырья или готовой продукции, т.е. за тот отрезок времени, в течение которого перерабатывается определенное количество продукта.

Материальный баланс обычно составляют в виде таблиц или схем с указанием соответствующих материальных потоков и представлен в таблице2. Материальный баланс может быть рассчитан в весовых, мольных или объемных единицах. При составлении материального баланса в объемных или мольных единицах необходимо учитывать, что в результате тех или иных химических превращений объем или число молей, поступающих в аппарат, может отличаться от объема или числа молей продуктов, получаемых в результате процесса. Кроме того, такое несоответствие возможно при смешении компонентов, не подчиняющихся закону аддитивности.

Таблица 1.2 Материальный баланс

Статьи прихода, расхода	%	Количество, т/сутки
Приход нефть вода газ деэмульгатор	60 30 9,998 0,002	240 120 39,9725 0,0275
Итого прихода:	100,00	400
Расход вода газ нефть с обводненностью 0,5 %	29,5 10,07 60,43	118 40,28 241,72
Итого расхода:	100,00	400

На основе материального баланса определяют выход продукта под которым понимают выраженное в процентах отношение полученного количества продукта к максимальному, т.е. теоретически возможному. Выход продукта обычно рассчитывают на единицу затраченного сырья. При наличии нескольких видов сырья выход выражают по отношению к какому-либо одному из них.

Проведем расчет теплового баланса относительно 0°. Расчет выполнен на обезвоживание 100 весовых частей нефти. Рассчитаем теплосодержание нефти приходящей на установку подготовки нефти:

Gгорелка - расход нефти через горелку кг/час;

Снефть - теплоемкость нефти кг/Дж·К;

(tкон - tнач) - разность между начальной и конечной температурами нефти.

Определение теплоемкости нефти в зависимости от температуры и давления можно определить по формуле

Нефть приходит с температурой 293К, плотности при этой температуре составит 887,6 кг/м3:

Теплоемкость попутных газов рассчитаем по правилу смешения средних теплоемкостей компонентов, приведенных в таблице 1.3:

Таблица 1.3 Средняя теплоемкость газов

	СО2	N2	СН4	С2Н6	С3Н8	н-С4Н10	u-C4H10
Средняя теплоемкость, кДж/(кг·К)	0,843	1,036	2,226	1,751	1,667	1,682	1,666
Содержание, %	0,2	1,2	92,0	1,5	2,0	1,0	1,5

Сгаз = 0,002?0,843 + 0,012?1,036 + 0,92?2,226 + 0,015?1,751 +0,02?1,667 + 0,1?1,682 + 0,015?1,666 = 2,163 кДж /кг?К

Теплоемкость воды с содержанием различных солей, кислот и оснований рассчитываем аналогичным образом таблица 1.4:

Таблица 1.4 Средние теплоёмкости солей

	Н2СО3	H2SО4	НCl	Са(ОН)2	Mg(ОH)2	Na(ОH)+ К(ОН)
Средняя теплоемкость, кДж/(кг·К)	0,576	1,416	0,766	1,181	1,320	1,332
Содержание, %	0,635	0,003	8,0	0,2	0,04	4,5

Своды = 4,197?0,93952 + 0,576?0,00635 +1,416?0,00003 + 0,799?0,08 + 1,181?0,01181 + 1,320?0,0004 +1,332?0,045 = 4,085

Так как нефть приходит с 30%-ой обводненностью и содержит 11,4% попутного газа, поэтому рассчитаем теплоемкость приходящей нефти по правилу смешения:



Снефть = 4,085?0,30 +1,774?0,686 + 2,163?0,114 = 2,689

Пересчитаем теплосодержание нефти приходящей на установку со 100 весовых частей на объем аппарата:

Рассчитаем тепло, которое передается горелкой, если температура нефти на выходе 333 К:

Рассчитаем теплосодержание нефти на выходе с установки:

Рассчитаем теплосодержание воды и газа, уходящих с температурами соответственно 293 К и 333 К

Расчет теплового баланса произведен полностью, все результаты сведены в таблицу 1.5.



Таблица 1.5 Тепловой баланс процесса разделения эмульсии

Статьи прихода, расхода	%	Количество, МДж/ч
Приход
теплосодержание нефти	25	2689046
тепло которое передается горелкой	75	8067138
Итого прихода:	100	10756184
Расход
теплосодержание нефти	16,72	1798351
теплосодержание воды	18,67	2008458
теплосодержание газа	8,1	871256
потери в окружающую среду и в аппаратах УПН	56,51	6078119
Итого расхода:	100	10756184



2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Назначение и цель создания системы управления

В большинстве случаев нефть извлекается из нефтяного пласта в виде газонефтяной смеси (эмульсии). Эта нефть должна быть отделена от газа, очищена от воды, механических примесей, солей при промысловой подготовке нефти, т. е. пройти стадию так называемой промысловой подготовки нефти, в результате которой согласно действующему стандарту качества нефть не должна содержать более 3 мг/л солей; 0,2 и 0,005% соответственно по массе воды и механических примесей.

Выбор проектируемой АСУ ТП, управляющей комплексом технологических аппаратов подготовки нефти, состоит в обеспечении контроля, управления, параметров технологического процесса и в замене существующей автоматизированной системы.

Проектируемая АСУ ТП предназначена для контроля и управления комплексом технологических аппаратов подготовки нефти. Проектируемая АСУТП формируется из автоматизированного места оператора, включающая в себя контроллер S7 - 300 фирмы Siеmens.

Цель создания АСУ ТП состоит в получении заданного объема и качества получаемой нефти, с наивысшей эффективностью производства. Решение задач управления предусматривает разработку АСУ ТП, обеспечивающей проведение процессов в оптимальном режиме за счет:

- повышения точности измерения и представления данных параметров температуры;

- повышения качества автоматического регулирования температуры;

- стабилизации основных технологических переменных (температуры, давления, дозы реагента);

- оперативного сбора, обработки и архивирования информации о текущем значении технологического режима;

- документирования хода процесса.

2.2 Процесс сепарации как объект управления

Для повышения качества управления процессом сепарации нефти и качества продукта на выходе, необходимо построить точные, универсальные математические модели объекта управления.

Для этого необходимо:

1) обосновать концептуальную модель объекта управления с определением основных возмущений, действующих на объект, выходных и входных координат;

2) синтезировать универсальную модульную схему математической модели процесса сепарации, которая может учитывать различные по конструкции и геометрической форме аппараты, типы клапанов, характеристики входной эмульсии;

3) разработать математические модели каждого модуля и схему их взаимодействия для разных конструкций аппарата.

Для повышения точности моделей процессов сепарации необходимо:

1) учитывать сложную геометрическую форму аппарата, что повышает точность расчета уровня фаз;

2) рассчитывать проходное отверстие клапана для определения взаимосвязи угла поворота и выходного потока через клапан, что повышает устойчивость переходных процессов;

3) определять уровни всех фаз в резервуаре (нефть, эмульсия, вода), что повысит качество продукта на выходе;

4) учитывать изменение давления от температуры;

5) учитывать нелинейную взаимосвязь технических параметров параллельно работающих отстойников;

6) учитывать возмущение высоты уровня эмульсии (качество процесса отстаивания), нестабильность входного потока;

7) модульность структуры математической модели.

Модель процесса сепарации можно представить как кибернетическую в виде «черного ящика» (рис. 1).

Рисунок 1. Черный ящик процесса сепарации

Выходными параметрами являются:

- для аппаратов с газовой шапкой будут давление газа, уровни нефти и воды (P - давление в аппарате, Па; hH - уровень нефти, м; hB - уровень воды, м);

- для аппаратов без газовой шапки - уровни нефти и воды.

Входными параметрами - степень открытия автоматических клапанов на выходных труба (бклг - степень открытия клапана газа, %; бклн - степень открытия клапана нефти, %; бклв - степень открытия клапана воды, %).

Возмущениями являются входной поток QВХ, м3/с; уровень эмульсии hЭ, м; скорость отстаивания v отстаивания.

2.3 Существующее состояние автоматизации

При создании АСУ ТП должны быть определены конкретные цели функционирования системы и ее назначения в общей структуре управления предприятия.

Примерами таких целей могут служить:

- экономия топлива, сырья, материалов и других производственных ресурсов;

- обеспечение безопасности функционирования объекта;

- повышение качества выходного продукта или обеспечение заданных значений параметров выходных продуктов (изделий);

- снижение затрат живого труда;

- достижение оптимальной загрузки (использования) оборудования;

- оптимизация режимов работы технологического оборудования и т.д.

Достижение поставленных целей осуществляется системой посредством выполнения совокупности ее функций.

Функция АСУ ТП представляет собой совокупность действий системы, обеспечивающих достижение частной цели управления.

При том под совокупностью действий системы понимают описанную в документации последовательность операций и процедур, выполняемых элементами системы для ее реализации.

Частная цель функционирования АСУ ТП - цель функционирования или результат ее декомпозиции, для которой удается определить полную совокупность действий элементов системы, достаточную для достижения этой цели.

Функции АСУТП по направленности действий (назначению функций) делятся на основные и вспомогательные, а по содержанию этих действий - на управляющие и информационные.

К основным (потребительским) функциям АСУ ТП относятся функции, направленные на достижение целей функционирования системы, осуществляющие управляющие воздействия на ТОУ и обмен информацией со смежными системами управления. Обычно к ним относят такие информационные функции, обеспечивающие оперативный персонал автоматизированного технологического комплекса информацией, необходимой ему для управления технологическим процессом производства.

К вспомогательным функциям АСУТП относятся функции, направленные на достижение необходимого качества функционирования (надежности, точности) системы, реализующие контроль и управление ее работой.

К управляющим функциям относятся функции, содержанием каждой из которых является выработка и реализация управляющих воздействием на соответствующий объект управления - ТОУ или его часть для основных функций и на АСУТП или ее часть для вспомогательных. Например, основные управляющие функции, регулирование (стабилизация) отдельных технологических переменных, программное логическое управление технологическими аппаратами, оптимальное управление ТОУ, адаптивное управление ТОУ, вспомогательные управляющие функции, аварийное отключение оборудования АСУТП, переключение технических средств на аварийный источник питания и т.д.

К информационным функциям АСУТП относятся функции, содержанием которой является получение и преобразование информации о состоянии ТОУ или АСУТП и ее представление в смежные системы или оперативному персоналу автоматизированного технологического комплекса. Например, основные информационные функции, контроль и измерение технологических параметров, косвенное измерение параметров процесса (технико-экономических показателей), подготовка и передача информации в смежные системы управления, вспомогательные информационные функции, контроль состояния оборудования, определение показателей, характеризующих качество функционирования АСУТП или ее частей и т.д.

АСУ реализует:

- автоматическое измерение параметров технологического оборудования УПСВ (уровней взлива и раздела фаз в резервуарах, давления и температуры в насосных агрегатах, расхода нефти и газа и т.п.);

- сравнение измеренных значений технологических параметров с уставками и формирование сигналов управления, а также предупредительной и аварийной сигнализации;

- расчет баланса жидкости по всему технологическому объекту;

- контроль за состоянием насосных агрегатов, формирование сигналов аварийного отключения при возникновении аварийной ситуации;

- отображение хода технологического процесса в виде мнемосхем, трендов, индикаторов, ведение безбумажной технологии хронометрирования основных технологических параметров и формирование протокола событий;

- оперативное ручное управление с пульта, автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора-технолога оборудованием отсечной и регулирующей арматуры, в том числе и изменение уставок регуляторов;

- возможность поэтапного пуска при производстве пуско-наладочных работ;

- безударное переключение с режима автоматического регулирования на ручное и обратно;

- самоконтроль компонентов АСУ и сигнализацию о неисправности компонентов и цепей.

С точки зрения архитектуры АСУ строится по иерархическому принципу и состоит из нижнего, среднего и верхнего уровня [15].

2.4 Требования к системе управления в целом и по видам обеспечения

2.4.1 Общие требования

Разрабатываемая АСУТП должна соответствовать ГОСТ 24.104-85 ЕСС АСУ "Автоматизированные системы управления. Общие требования" с учетом требований, изложенных в данном разделе.

2.4.2 Требования к организационному обеспечению

Организационное обеспечение АСУТП должно быть достаточным для эффективного выполнения персоналом возложенных на него обязанностей по эксплуатации Системы.

Организационное обеспечение должно включать требования по численности и квалификации персонала АСУТП и КИПиА, инструкции по каждому виду деятельности, и точное определение выполняемых функций.

Инструкции Организационного обеспечения для технологического персонала должны определять его действия при эксплуатации АСУТП как в нормальном режиме, так и при отказах технических средств.

2.4.3 Требования к информационному обеспечению

Информационное обеспечение АСУТП включает в себя следующие категории данных:

- Текущие значения технологических переменных, поступающих в систему в результате опроса датчиков и первичной переработки информации;

- Усреднённые или сглаженные за определенные периоды времени значения переменных;

- Границы переменных различных уровней, настройки алгоритмов управления, информация привязки программного обеспечения к конкретному объекту;

- Тексты программ и загрузочные модули.

- Для обмена информацией в рамках распределённой Системы должна быть создана база данных, обеспечивающая доступ к данным с локальных элементов сети, которыми являются:

- Периферийные микропроцессорные устройства - подсистемы управления или контроллеры;

- Многофункциональные операторские станции - рабочие места технологического персонала;

- Инженерная станция.

Для удобства работы технологов-операторов с большими объемами разнообразной информации, и для выработки соответствующих стереотипов взаимодействия с Системой, Информационное обеспечение Системы должно быть структурировано, и иметь иерархическую организацию.



2.4.4 Требования к алгоритмическому обеспечению

Математическое обеспечение Системы должно обеспечивать реализацию перечисленных в данном ТЗ функций, а также выполнение операций конфигурирования, программирования, управления базами данных и документирования.

Прикладное программное обеспечение АСУТП должно обеспечить реализацию требуемых алгоритмов контроля, регулирования и защиты, отображения информации, сигнализации и архивирования данных.

Алгоритмы управления должны иметь возможность переконфигурирования, и реализовываться через библиотечные блочные структуры.

2.4.5 Требования к техническому обеспечению

Комплекс технических средств РСУ и системы ПАЗ должен быть достаточен для реализации определенных данным ТЗ функций, и строиться на базе следующих специализированных программно-технических комплексов:

- Средства КИПиА, в том числе датчики, исполнительные механизмы, электронные микропроцессорные регуляторы и поточные анализаторы качества;

- Периферийные микропроцессорные устройства - подсистемы управления, или контроллеры;

- Многофункциональные операторские и инженерные станции;

- Средства архивирования данных;

- Сетевое оборудование;

- Специализированные микропроцессорные контроллеры системы ПАЗ;

- Средства метрологической поверки оборудования.

Система измерений должна строиться на базе электронных датчиков расхода, давления, уровня, температуры, перепада давления, интегрирующих счетчиков, анализаторов качества и состава.

Средства измерений расходов, давлений, уровней и перепадов давлений должны иметь стандартные сигналы диапазона 4-20 мА.

Для реализации сбора и обработки информации в составе подсистем управления должны быть предусмотрены модули:

- Ввода сигналов 4-20тА;

- Ввода сигналов 4-20тА со встроенными барьерами искра защиты;

- Входа милливольтовых сигналов со встроенными барьерами искр защиты;

- Ввода дискретных сигналов;

- Ввода по протоколу RS-422/RS-485 от периферийных микропроцессорных устройств.

Вывод управляющих воздействий, рассчитанных по законам регулирования, должен осуществляться через модули вывода аналоговых токовых сигналов на Электрапневмопозиционеры, установленные на пневматических исполнительных механизмах.

Вывод дискретных управляющих воздействий и блокировок для управления электрооборудованием выполняется через модули вывода дискретных сигналов.

2.4.6 Требования к программному обеспечению

Для реализации задач распределённой Системы должно использоваться специализированное программное обеспечение, функционирующее в среде многозадачной операционной системы реального времени.

Характеристики программного обеспечения должны удовлетворять требованиям по выполнению функций, указанных в предыдущих разделах.

Сетевые программные средства, обеспечивающие объединение подсистем управления, операторских станций и средств архивирования данных в единую Систему, должны реализовывать загрузку и управление запуском задач, обеспечивать обмен между задачами и базами данных, и предоставлять доступ к периферийным устройствам.

Система управления должна иметь возможность оперативного конфигурирования прикладного программного обеспечения в процессе функционирования АСУТП.

Все ошибочные ситуации, возникающие при работе программ, должны диагностироваться, сопровождаться сообщениями, и не должны вызывать нарушений в работе Системы.

2.5 Описание автоматизируемых функций

В части реализации пульта контроля, и управления технологическим процессом произошли коренные изменения [9]:

вместо щита с десятками показывающих вторичных приборов; мнемосхемы с сигнальными лампочками, показывающими работу отдельных технологических линий; одно - и многотечных самописцев; пульта с кнопками пуска и останова механизмов, ручками дистанционного управления приводами регулирующих органов, за датчиками регуляторов -

перед оператором устанавливается несколько цветных графических дисплеев

с универсальной и специализированной клавиатурой и одно или несколько

печатающих устройств;

указанные устройства являются терминалами многопроцессорной
системы, осуществляющей сбор информации от датчиков, хранение, вычислительную и логическую обработку измерительной информации, ее выдачу исполнительным механизмам и оператору - технологу, передачу управляющей информации от оператора - технолога к пускателям, приводам регулирующих органов, регуляторам;

- все необходимые для операторов - технологов информация выдается
на экраны дисплеев в виде различных по форме и содержанию кадров
(обзорных и частных мнемосхем, значений измеряемых величин, трендов
измеряемых величин и вычисляемых показателей за различные интервалы
времени). Формы этих кадров, соответствующие специфике данного
автоматизируемого процесса, легко собираются из стандартных
изобразительных блоков и примитивов;

вся информация необходимая для фиксации, учета и отчетности информации о ходе технологического процесса, работы системы КИП и автоматики, управляющих решениях операторов - технологов автоматически регистрируется на печатающих устройствах;

все управляющие воздействия на объект от операторов - технологов приводятся ими через универсальную и специализированную клавиатуру с предварительным контролем заданных воздействий на экране дисплея.

Разработанная АСУТП предназначена для управления технологическим процессом подготовки нефти, состоящим из подогревателя - деэмульсатора, оснащенного сепаратором. В функции АСУТП входит:

1. Автоматическое регулирование температуры в нагревательном отсеке, сигнализация, подача газа на горелки с автоматическим контролем отключений в отсеке;

Автоматический контроль, регулирование давления и сигнализация его отклонений;

Автоматическое определение количества реагента и контроль его дозы;

Регистрация режимов температуры, давления и подачи реагента, а также регистрация нарушения этих режимов;

Регистрация, количества прогнозируемого процента содержания воды в нефти и действительного;

Формирование режимной карты по окончании процесса и сменного рапорта;

7. Отображение мнемосхемы группы аппаратов и отдельного аппарата с текущими значениями параметров и установок.

Как видно, функции по пунктам 1-3, 7 относятся непосредственно к управлению процессом подготовки нефти и должны работать в реальном масштабе времени. сепарация нефть эмульсия автоматизация

Функции 4-6 не относятся непосредственно к управлению технологическим процессом, требуют ручного ввода и большого объема печати - работают по запросу.

Из этого вытекает необходимость двухуровневой структуры.

На нижнем уровне можно выбрать один контроллер на управление температур Simatic S7-318, объединенных локальной сетью с ЭВМ. Можно выбрать один контроллер на управление уровней, например контроллер Гамма - 7М и вывести на ЭВМ.

Наиболее рационально выбрать контроллер S7-318, обладающий повышенной надежностью с выходом на станцию визуализации ОР - 37.

Станция визуализации объединяется локальной вычислительной сетью и выходит на верхний уровень, где используется одна станция оператора (IBM PC/AT 486) на весь передел с печатающим устройством.

В основу организационной структуры АСУТП отделения подготовки нефти заложен иерархический принцип разделения функций между уровнями:

первый уровень - оператор участка подготовки нефти;

второй уровень - оператор-технолог локального пункта управления;

Оператор цеха является главным организующим звеном участка, он выполняет общее руководство и контроль за работой участка. Оператор-технолог локального пункта управления осуществляет следующие функции:

Контроль за состоянием технологического оборудования.

Контроль и оперативное управление технологическим процессом.

Местное управление технологическим оборудованием (в случае
выхода из строя системы управления).

4) Организация работ по устранению аварийных ситуаций.
Критерий управления на всех уровнях - качество к безаварийность

эксплуатации оборудования процесса при минимальных затратах материальных ресурсов.

Исходя из выбранной структуры АСУ ТП, функции распределяются следующим образом.

Сбор, первичная обработка информации с преобразованием в цифровую форму производится контролером S7-300. Функции управления температурным режимом, давлением, сигнализация, подача реагента в приемный коллектор производится также контролером.

Станция визуализации формирует данные по изменению параметров процесса в виде исторических файлов, обеспечивая отображение текущих значений на экране в виде двух мнемосхем.

Первая - общая мнемосхема, где отображается температура по 2-м зонам, величина давления в технологической емкости. При отклонении параметра изменяется его цвет. В нижней части экрана выделяется место для текстовых сообщений о нарушениях в процессе.

Вторая мнемосхема выводится по вызову и отображает информацию об одной величине, но более полно. Добавляются величины ставок, уровень энергозатрат, этап процесса и прогнозируемое качество нефти на выходе. Здесь же отображаются данные о подаче реагента в нефть, его количества и информация о включении дозировочного и циркуляционного насосов.

Станция визуализации обеспечивает ведение всего процесса, в соответствии с выбранной структурой. Все эти функции реализуются в реальном масштабе времени.

Станция оператора сменного мастера по локальной вычислительной сети перекачивает исторические файлы о технологических параметрах, нарушениях технологического процесса. Все это позволяет сменному мастеру проконтролировать работу оператора. Она обеспечивает просмотр исторических файлов и выполняет их распечатку, просмотр и распечатку технологических нарушений. По окончании процесса подготовки нефти на станции оператора формируется и печатается режимная карта. В конце смены формируются сменные рапорта с указанием качества и количества нефти на выходе, количества технологических нарушений и тому подобное. Данные, которые не формируются на уровне автоматизированного рабочего места, вводятся с клавиатуры.

2.6 Разработка математической модели

2.6.1 Математическая модель

Математическая модель процесса связывает выходные величины с управляющими.

Аппараты, в которых эмульсия разделяется в результате подогрева с добавлением реагента широко используется в процессах обезвоживания и обессоливания нефти. Поставим перед собой задачу построить стационарную модель такого аппарата для определения остаточного содержания воды в товарной нефти в зависимости от качества сырой нефти, ее вязкости, гидродинамики аппарата [4].

Пусть nвых(V) и nвх(V) - объем воды в эмульсии на входе и на выходе деэмульсатора.

Для описания процесса разделения в таком аппарате введем понятие передаточной функции аппарата, которую определим как отношение

W (V) = nвых(V)/nвх(V)

W(V) характеризует непрерывную совокупность коэффициентов усиления аппаратов для различных объемов воды.

Коэффициент усиления линейного объекта численно равен величине его передаточной функции. Характеризующей стационарное состояние объекта. Функцию W(V) будем называть передаточной функцией нашего аппарата. Из определения W(V) следует, что это положительно определенная функция, удовлетворяющая неравенству 0? W(V) ?1.

Передаточная функция является комплексной характеристикой и зависит от большого числа технологических и конструктивных параметров процесса и разделения эмульсии.

Понятие передаточной функции применимо не только к отдельному аппарату. Его можно распространить и на группу аппаратов, соединенных по определенно схеме. Пусть n аппаратов с передаточными функциями W(V) соединены параллельно и производительность каждого из них Qi. С учетом определения в нефти на выходе всей схемы в единице объема будет содержаться

nвых(V) = Wi(V) nвх(V), Q =Qi

капель воды. Подставляя отсюда nвых(V) в, получим

W(V)= Wi(V) Qi

Остаточное содержание воды в нефти на выходе из аппарата определяется равенством

Lвых = W nвых(V)dV

Выражая nвых(V) через передаточную функцию L(V) (1), получаем

Lвых = V W(V) nвх(V)dV

Поскольку распределение nвх(V) связано с плотностью распределения капель по размерам p(V) равенством

nвх(V) = Np(V), N = Lвх/ V

где N - суммарное количество капель в единице объема; Wвх - обводненность сырой нефти; V - средний объем капель эмульсии на входе в отстойник. Заменяя nвх(V) в (2.5) на основании равенства (2.6), получаем коэффициент усиления аппарата на воде:

K = 1/ VV W(V) p(V)dV, K = Wвых/Wвх

Каждая конструкция отстойника будет обладать своей передаточной функцией, которую можно рассчитывать теоретически или измерить экспериментально. Наиболее просто определяется передаточная функция для деэмульгатора с вводом сырья через распределительное устройство, расположенное в нижней части аппарата, и отбором сырья из верхней части аппарата. В этом случае оседающие капли будут двигаться против потока нефти, поэтому абсолютная скорость осаждения капли объемом V сложится из скорости движения сплошной фазы v, направленной вверх, и скорости осаждения капли vk(V), направленной вниз. Если в аппарате соблюдается ламинарный режим движения жидкости, то все капли, для которых скорость сплошной фазы больше скорости их осаждения, не осядут, а останутся в товарной нефти. Поэтому справедливо равенство [4]

nвых(V) = nвх(V) Н (1 - ),

где Н (х) - ступенчатая функция Хэвисайда.

Подставив (2.8) в (2.1), получим 

W(V) = Н (1 - ).

Через отстойник с такой передаточной функцией будут проходить все капли, для которых скорость осаждения меньше скорости восходящего потока жидкости.

...