 |
Скважина, оборудованная ШГН
|
|
|
|
АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
Выполнил:
Студент гр. ЭАБ-401
Карпушин С.А.
Проверил:
Андреев В.А.
Сызрань 2014
ОБЪЕКТЫ АВТОМАТИЗАЦИИ
Технология добычи и подготовки нефти включает ряд разнородных
производственных процессов. Основные объекты промысловой
технологии и их взаимодействие представлены на
рис. 19.1.
Поднятая на поверхность различными способами (фонтанным,
насосным, газлифтным) нефть от скважин по скважинным
коллекторам направляется на групповую замерную установку
Схема основных технологических объектов нефтяного промысла:
1 - газлифтные скважины (ГЛС); 2 - скважины, оборудованные ШГН; 3 - скважины, оборудованные ЭЦН; 4 - фонтанные скважины (ФС); 5 - нагнетательные скважины (НС)
Скважины поочередно подключаются к замерной установке
для определения их дебита по жидкой и газовой фазам.
После замера нефть попадает в промысловый коллектор. Чтобы
её ≪протолкнуть≫ до центрального пункта сбора (ЦПС) или
установки подготовки нефти (УПН), используют дожимные насосные
станции (ДНС). Здесь из нефти частично отделяют газ и
воду (в сепараторах и отстойниках), а затем с помощью насосов
транспортируют до ЦПС или УПН.
Установки предварительного сброса пластовых вод (УПСВ)
могут включать в свой состав отстойники и технологические резервуары,
где нефть отстаивается, и из нее частично выделяются
вода и газ.
Частично обезвоженная нефть попадает на УПН, в состав которых
включены сепарационные установки (СУ), предназначенные
для дегазации нефти, установки обезвоживания и обессоливания (УОО), установки стабилизации (УС) для выделения из
нефти легких углеводородных фракций. Метан/этан/пропан/бу-
|
|
|
тановые фракции имеют достаточно низкую температуру кипения
и могут быть потеряны в процессе транспорта нефти по магистральным
нефтепроводам.
Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный
парк (резервуары), откуда её насосами через узлы коммерческого
учёта готовой продукции (УУ) подают в магистральный нефтепровод.
Пластовая вода, выделенная из нефтяной эмульсии на установках
предварительного сброса вод, установках подготовки нефти,
поступает на установку очистки пластовых вод (УОПВ), после
чего её снова закачивают в пласт через водораспределительные
блоки (ВРБ) и нагнетательные скважины с помощью кустовой
насосной станции (КНС) для улучшения притока нефти к
забоям эксплуатационных скважин.
Газ, выделенный на технологических аппаратах УПСВ и УПН,
направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Часть этого
газа подаётся компрессорной станцией (КС) на газораспределительную
установку (ГРУ), а затем - в затрубное пространство
нефтяных скважин, эксплуатируемых газлифтным методом.
Состав основных технологических объектов автоматизации
нефтегазодобывающих предприятий приведен в табл. 19.1.
ОБЪЁМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ
Каждый объект характеризуется объёмом автоматизации, т.е.
степенью оснащенности технологического оборудования средствами
автоматизации. Объём автоматизации определяет реальные
возможности автоматического получения информации о ходе
процесса или состоянии оборудования и дальнейшего использования
этой информации для управления объектом.
Объём автоматизации любого технологического объекта определяется
его функциональной схемой автоматизации, перечнем
сигналов, получаемых с объекта и функциями автоматизации,
реализуемыми на базе этих сигналов в целях контроля и управления.
Автоматизация технологического объекта подразумевает реализацию
|
|
|
следующих функций:
- измерение значений технологических параметров (температуры,
давления, расхода, уровня, влагосодержания, вибрации
и т.д.);
- автоматическое регулирование технологических параметров
процесса (стабилизация технологических параметров на заданном
уровне);
- автоматизированное дискретное управление режимами работы
технологического оборудования;
- сигнализация отклонений технологических параметров от
заданных значений, сигнализация состояния кранов (открыт/
закрыт) и задвижек, а также оборудования (агрегат включен/
выключен и т.п.);
- противоаварийная защита оборудования.
При измерении технологического параметра сигнал от измерительного
преобразователя (ток, напряжение стандартного диапазона)
по кабелю передается на контроллер, где подвергается
первичной обработке (аналогово-цифровое преобразование, проверка
на достоверность, фильтрация помех). От контроллера
цифровой код по сети поступает на АРМ оператора, который
видит на экране монитора значение параметра в размерном виде.
Если при разработке системы управления была заложена функция
регистрации этого параметра, то это значение будет внесено
в исторический архив с возможностью просмотра значений параметра
за произвольный отрезок времени. Упрощённая схема
прохождения информационного сигнала в процессе измерения
представлена на рис. 19.2.
Автоматическое регулирование технологического параметра
подразумевает обратную связь с объектом. В контроллере измеренное
значение параметра сравнивается с заданным (регламентным)
значением. При наличии рассогласования контроллер (многоканальный
регулятор) изменяет уровень воздействия на регулирующий
клапан (на объект) в соответствии с алгоритмом
(например, ПИД-закон регулирования). Расход материального
потока через клапан изменится, и технологический параметр по
истечении некоторого времени (время регулирования) примет
заданное значение. Как правило, задание регулятору может изменяться
с АРМ оператора. В некоторых случаях задание регулятору рассчитывается в зависимости от значений других
параметров технологического процесса. Функция автоматического
|
|
|
регулирования предполагает также возможность переключения
системы на ручной режим с целью дистанционного управления
регулирующим клапаном с АРМ оператора (рис. 19.3).
Функция автоматизированного управления предполагает подачу
дискретного управляющего воздействия на исполнительное
устройство оператором/диспетчером. В этом случае сигнал
управления поступает в базу данных контроллера, который, в
свою очередь, передает его на исполнительное устройство. При
этом исполнительное устройство может находиться только в
двух положениях (например, кран открыт/закрыт, насос включен/
выключен и т.п.) (рис. 19.4).
После подачи управляющего воздействия необходимо подтверждение
того, что команда выполнена. Для этого и требуется
функция сигнализации состояния. Если команда управления
прошла (кран открылся/закрылся, насос включился/выключился),
должно сработать некоторое контактное устройство, замыкающее
или размыкающее электрическую цепь. Этот дискретный сигнал направляется на контроллер, который передает его
Рис. 19.4. Схема прохождения сигналов при дискретном управлении
Рис. 19.5. Схема прохождения сигналов при сигнализации состояния
на АРМ оператора/диспетчера. В результате кран или насос изменят
свой цвет на мнемосхеме технологического процесса (зеленый,
красный), а также на экран будет выведено соответствующее
сообщение (рис. 19.5).
Автоматизация технологических процессов предполагает и
защиту оборудования от разрушения. Например, при перегреве
подшипников насоса возможна авария, при больших нагрузках
на штангу глубинного насоса возможен её обрыв и т.п. Функции
технологической защиты иногда реализуются теми же контроллерами,
на базе которых построена система управления. Но для
объектов, авария на которых чревата тяжёлыми последствиями
(разрушение дорогостоящего оборудования, возникновение пожара),
создают автономные системы противоаварийной защиты
(ПАЗ). Контроллеры ПАЗ функционируют в автоматическом
|
|
|
режиме и в случае возникновения аварийной ситуации способны
остановить агрегат (насос, компрессор), аппарат или полностью
технологическую установку в соответствии с алгоритмами логического
дискретного управления. Информация о запуске и действиях
системы ПАЗ поступает на АРМ оператора. Оператор
может отменить запуск системы ПАЗ или подтвердить его (рис. 19.6)
Рис. 19.6. Схема прохождения сигналов в системе аварийной защиты
Перечень сигналов, получаемых с объекта, и функции автоматизации
можно задавать двумя способами:
- таблицей, каждая строка которой включает название сигнала
(параметра) и набор функций;
- функциональной схемой автоматизации объекта.
Ниже приведен пример задания объёма автоматизации объекта
табличным способом (табл. 19.2). В качестве объекта автоматизации
выбран отстойник нефти. В таблице использованы следующие
условные обозначения: И - измерение, Р - регулирование,
У - управление, С - сигнализация, 3 - защита. Обозначение
И подразумевает дистанционное измерение параметра, т.е.
предполагается передача сигнала от измерительного преобразователя
контроллеру и далее на АРМ оператора.
В соответствии с приведенным объёмом автоматизации отстойника
измерению подлежат все шесть параметров, характеризующих
работу этого аппарата. Уровни жидкости и раздела фаз
должны регулироваться (стабилизироваться на заданных значениях).
Кроме этого предусматривается сигнализация выхода значений
уровня жидкости, уровня раздела фаз и давления в отстойнике
за технологические и аварийные границы (уставки).
От неправильно выбранного объёма автоматизации того или
иного объекта возможно возникновение нештатных ситуаций,
аварий, являющихся источниками потерь.
Можно привести следующие примеры:
• Отказы или выход из строя подземного (ЭЦН, ШГН) или
наземного оборудования скважин из-за отсутствия контроля соответствующих
параметров режима или технического состояния
(сопротивления изоляции, динамометрирования и т.п.).
• Попадание нефти в газовую магистраль факела, переливы в
отстойниках и сепараторах, превышение содержания воды в нефти
и попадание нефти в магистраль сброса воды на УПН из-за
отсутствия программно-технических средств, обеспечивающих
идентификацию в реальном времени указанных событий, а также
утечек, порывов коллекторов.
Следует отметить, что информация, передаваемая с объекта
управления на уровень АСУТП (операторная), используется не__только для оперативного управления объектом автоматизации.
Например, динамограмма, полученная со скважины для анализа
|
|
|
подземного оборудования штангового глубинного насоса, несет
информацию не только оператору ЦДНГ, который принимает
решение по останову скважины. Критические динамограммы,
несущие информацию о неисправностях оборудования, информация
о дебитах скважин, о количестве пусков и остановов насоса,
причинах остановов и т.п. нужна также и специалистам вышестоящего
уровня управления (ЦИДС, НГДУ). Эта информация
используется различными специалистами для поддержания
объёмов добычи нефти на требуемом уровне, для остановки
скважин с целью проведения профилактических ремонтов оборудования,
для заказа необходимых запасных частей, для анализа
производительности скважин промысла в целом, для задач моделирования
и т.д.
В случае отсутствия на скважине, эксплуатируемой ШГН,
средств динамометрирования и ваттметрирования ни оператор,
ни специалисты вышестоящих уровней управления не будут располагать
реальной информацией о состоянии оборудования такой
скважины. В этом случае возможен аварийный останов
скважины, который может потребовать длительного ремонта и
простоя оборудования и, как следствие, вызвать большие финансовые
потери.
Отсутствие оперативной информации о дебите скважины
лишает возможности геологические службы предприятия
принимать решения по поддержанию пластового давления, по
оперативному управлению процессом добычи нефти на промысле.
Примечание. Приведенные в настоящей главе (в разделе 19.4)
объёмы автоматизации следует рассматривать как обобщенные.
Объёмы автоматизации объектов в разных нефтяных компаниях
могут быть различными. Более того, объёмы автоматизации однотипных
объектов в одной и той же нефтяной компании могут
быть также различны. Для конкретного объекта объем автоматизации
определяется рядом факторов, в частности:
- оценкой экономической эффективности вложения средств;
- возможностью управлять процессом без участия человека;
- промышленной и экологической безопасностью.
В свою очередь, повышение экономической эффективности
предприятия часто может быть достигнуто применением новых
функций и алгоритмов управления, которые на данный момент
времени могут быть реализованы программно-техническими
средствами автоматизации.
Именно этим и руководствовались авторы при выборе объе-__мов автоматизации объектов добычи и подготовки нефти. Реально на промыслах эти объемы на многих объектах ниже заявленных.
ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СХЕМЫ
АВТОМАТИЗАЦИИ СКВАЖИН
ФОНТАННАЯ СКВАЖИНА (рис. 19.8)
1. Давление на буфере - измерение и
сигнализация.
2. Давление в выкидной линии - измерение
и сигнализация.
3. Давление затрубное - измерение и
сигнализация.
4. Уровень в затрубном пространстве -
измерение и сигнализация.
5. Температура в выкидной линии -
измерение.
СКВАЖИНА, ОБОРУДОВАННАЯ ШГН
1. Давление на устье скважины
- измерение, сигнализация,
защита.
2. Температура подшипников
двигателя - сигнализация, защита.
3. Ток электродвигателя насоса
- измерение, сигнализация,
защита.
4. Сопротивление изоляции
кабеля - измерение, сигнализация,
защита.
5. Усилие - динамометриро-
вание.
6. Мощность - ваттметрирова-
ние.
7. Состояние насоса - сигнализация, управление.
|
|
|
