Автоматизация. автоматизация. Автоматизированные системы обслуживания объектов добычи нефти
 Скачать 368.66 Kb.
|
1 2 Автоматизированные системы обслуживания объектов добычи нефти Основные направления в развитии автоматизированных систем управления технологическим процессом в добыче нефти и газа. Наличие достоверной и своевременной информации о протекании любого технологического процесса, его «визуализация», очевидно, является ключевым условием для управления этим процессом, как оператором, так и в автоматизированном режиме. Информационные системы, используемые на нефтяных месторождениях, становятся все более совершенными, и, соответственно, ценность и удобство восприятия собираемой ими информа-ции постоянно улучшаются. Современные информационные системы позволяют получать в удобной для оператора форме данные со скважин, сборных пунктов, резервуарных парков, установок первичной подготовки нефти, дожимных и кустовых насосных станций в режиме реального времени. Материальную основу для сбора информации обеспечивают современные контроллеры и системы управления базами данных, которые позволяют хранить и обрабатывать данные технологических процессов как в режиме реального времени, так из реляционных баз данных. В рамках функций мониторинга производственных процессов и диспетчерского управления в современных информационных системах решаются, в том числе, следующие задачи. Пользователь получает значения основных контролируемых параметров (дебит, давление, температура, и т.п.) от скважин, групповых замерных установок, технологических установок системы наземного обустройства, пунктов хранения и сдачи продукции и т. д. в режиме реального времени. При этом осуществляется визуализация узких мест: на экран выдаются текущие значения параметров в сравнении с установленными для них пределами в контролируемых технологических процессах. Обрабатываются и выдаются по требованию в требуемом формате данные тестирования скважин. Пользователю предоставляется богатый по своим возможностям генератор отчетов, позволяющий конструировать отчеты в стандартной форме по различным направлениям: сменные и ежедневные производственные отчеты, отчеты о добыче и сдаче углеводородов, объемах закачки, статусов скважин и т.п. Технологическая безопасность. Выполняется мониторинг и отчет о событиях, информация о которых поступает от распределенной системы управления (РСУ) и датчиков систем безопасности. Записывается и анализируется последовательность событий, вызвавших срабатывание сигнализации. Диагностика оборудования. С проблемой безопасности тесно связана задача диагностики оборудования. Снабжение операторов и инженеров текущей информацией о состоянии оборудования и его возможных неисправностях - одна из ключевых задач информационной системы. Современные системы реализуют принцип: симптом - неисправность - действие. Такие системы автоматически посылают сообщение тревоги при возникновении ситуаций, которые требуют внимание оператора, а богатая технология диагностики, основанная на документировании разработчиками потенциальных причин неисправностей и способов реагировании на них, позволяют предотвратить поломку или сбой в работе технологического устройства или быстро ликвидировать неисправность. На современных диспетчерских центрах, как правило, реализуются следующие основные функции: диспетчеризация производства с доступом к скважинам, кустам, дожимным и кустовым насосным станциям (ДНС и КНС), участкам промысловых трубопроводов, пунктам сбора и первичной подготовки нефти и т.п.; мониторинг ключевых параметров производства с выдачей отклонений от планируемых заданий, дистанционная диагностика и мониторинг оборудования, аварийное отключение, согласование и корректировка измерений с контролем балансов в узлах учета, мониторинг испытания скважин, отчетность и др. Управление технологическими процессами Наряду с классическими схемами автоматического управления с контурами регулирования, основанными на принципе обратной связи, в последние годы для управления техно-логическими процессами успешно применяется новое направление в промышленной автоматизации - усовершенствованное управление. Функции автоматизации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Автоматизация скважин оборудованных ШНГ представляет собой комплекс датчиков, которые отправляют полученные данные на контроллер, который обрабатывает исходные данные и на их основании принимает какие-либо решения и передает их на исполнительное устройство. Кроме того контроллер так же передает все собранные данные на АРМ диспетчера. Основным датчиком на установке штангового насоса является динамограф, который, как известно, составляет динамограмму (график изменения нагрузки на штанги). Динамограмму датчик передает в контроллер и контроллер уже по ней может определить условия работы насоса, определить уровень жидкости и ряд других важных параметров работы насоса. По этим данным он совершает регулирование (либо включает/выключает двигатель, либо запускает в работу частотный преобразователь, который позволяет изменять скорость вращения двигателя при сохранном моменте). функции: 1)напряжение питания 2) дисбаланс напряжения по фазам 3) нарушение порядка чередования фаз 4) короткое замыкание 5) контроль тока по фазам 6) дисбалас токов по фазам 7) давление на устье скважин 8) наличие апв 9) регулирование частоты вращеия ад 10) реверсирование вращения ротора ассинхронного двигателя 11)учет электроэнергии 12)котроль температуры подшипников 13) динамометрирование 14) контрль за коэффициентом мощности 15) автоматический режим по заданной программе. Оптимизация работы скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, с применением телеметрической системы ТМС. Принцип работы. Телеметрическая информация с погружного блока передаётся через силовой кабель питания ПЭД, обрабатывается в наземном блоке и передаётся внешним устройствам (станции управления). В зависимости от комплекта поставки системы погружной телеметрии возможно отображение текущих параметров, передача текущих параметров по GSM каналу на сервер потребителя, хранение текущих параметров с удобным съёмом на USB Flash-карту. С помощью программы коммуникации воз- можно просматривать текущие параметры, просматривать историю, строить графики, переводить данные в формат Excel и WellView. Система погружной телеметрии "Электон-ТМС-3" предназначена для регистрации и передачи внешним устройствам текущих значений: * давление пластовой жидкости на приеме насосной установки; * температура масла погружного электродвигателя (ПЭД); * уровень виброускорения пЭд в радиальном и осевом направлениях; * температура пластовой жидкости; * переменное напряжение в точке "0 ТМПН"; * сопротивление изоляции или ток утечки (по выбору) системы "ТМПН-погружной кабель-ПЭД". - давление масла в ПЭД. Функции автоматизации дожимных насосных станций при её комплексной автоматизации. На сепараторах 1й и 2й ступени(обычно горизонтальные сепараторы): 1) измерение давления в емкости 2) сигнализация предельных отклонений давления 3) автоматическое регулирование давления в сепарационной емкости 4) сигнализация предельных отклонений уровня 5) автоматическое управления клапанами отсечки от газовой линии 6) измерение количества газа после сепарации На насосных агрегатах для перекачки жидкости: 1) управление насосным агрегатом по высоте уровня жидкости в сепараторе 2) автоматическое включение резервных насосов 3) контроль температуры подшипников насосного агрегата 4) измерение давления на приеме и выкиде насосов 5) контроль утечек через сальниковое уплотнения 6) электротехническая защита электропривода насосного агрегата 7) измерение расхода нефти на выкиде насоса 8) измерение содержания воды в нефти На дренажной емкости: Если работает ППК(перепускной клапан) при изменении давления (больше на 15% чем расчетное давление) то жидкость вытекает в дренажную емкость (под землей), оттуда на УПН. контроль уровня Ж в дренажной емкости управление погружным насосов сигнализация состояния погружного насоса Автоматический и дистанционный розжиг факелов: - контроль наличия пламени - измерение расхода газа - контроль давления на газовой линии Функции автоматизации блочных кустовых насосных станций для закачки рабочего агента в пласт. Функции автоматизации на насосных агрегатах: - управление насосным агрегатом (аварийная остановка) - контроль давления масла в маслосистеме - контроль вибрации насоса и электродвигателя - контроль осевого смещения вала электродвигателя - измерение давления на приеме и выкиде насоса - контроль утечек через сальники - измерение тока и напряжения на эл.дв. - измерение расхода и количества воды по каждому агрегату - сигнализация предельных отклонений - технологическая защита насосного агрегата - падение давления масла в маслосистеме, на приеме насоса - недопущение утечек через сальники - повышенная вибрация насоса и электродвигателя - при повышенной загазованности в насосной станции - электротехническая защита электродвигателей насосов - управление задвижками - управление маслом насоса - контроль за работой дренажной емкости - управление откачкой жидкости по уровню в дренажной емкости - сигнализация верхнего и аварийного уровня в дренажной емкости - сигнализация о загазованности помещения в насосных агрегатах - контроль за технологическим оборудованием на гребенке БКНС - контроль за работой ВРП - контроль за работой оборудования нагнетательных скважин Функции автоматизации напорного трубопровода. Автоматизированная блочная кустовая насос-ная станция (АБКНС) предназначена для закачки воды в продуктивные пласты нефтяных месторо- ждений. БКНС обычно поставляется в виде отдельных блок-боксов, изготовленных в заводских условиях и поставляемых к месту строительства. Работа БКНС осуществляется следующим об- разом: вода по приёмному коллектору через задвижки и фильтры, на которых задерживаются механические примеси, поступает на вход насосных агрегатов. Пройдя насосные агрегаты, жидкость под давлением 21 МПа по напорному трубопроводу, через счётчики воды, обратные клапаны и задвижки, поступает в напорный коллектор. Через обратные клапаны и задвижки отводящих водоводов блока коллекторов жидкость направляется к нагнетательным скважинам. БКНС обычно включает в себя группу однотипных насосов. Для обеспечения смазки и охлаждения подшипников основных насосных агрегатов предусмотрены индивидуальные системы смазки для каждого насоса. Подача масла к подшипникам электродвигателей осуществляется следующим образом: масло из маслобака, по приёмному трубопроводу, поступает на вход насосного агрегата. Пройдя насосный агрегат, масло под давлением по напорному трубопроводу, через маслоохладители поступает к подшипникам электродвигателей. От подшипников электродвигателей масло самотеком, через вентили, сливается в маслобак. Охлаждение масла – воздушное. Автоматизация выполняется на основе технологической схемы объекта, согласно требованиям по эксплуатации станции в сложных климатических условиях Западной Сибири. АБКНС выполнена в виде следующих блоков: 1. Автоматизированный блок коллектора. Блок коллектора (БК) предназначен для фильтрации воды от механических примесей и ее распределения к нагнетательным скважинам и на приём насосных агрегатов. Блочная структура системы контроля и управления должна выполнять: 1) визуальный и автоматический контроль давления воды в линии приёмного кол- лектора (унификация системы измерения (УСИ) осуществляется датчиком избы- точного давления Метран-100-ДИ-1151 – 0…0,6 МПа, техническим манометром МП4-У – 0…0,6 МПа.); 2) автоматический контроль давления воды на выходе линий гребёнки напорного кол- лектора (УСИ датчиком избыточного давления Метран-100-ДИ-1171 – 25 МПа); 3) автоматический контроль давления воды в линиях нагнетания насосов откачки воды (УСИ датчиком избыточного давления Метран-100-ДИ-1151 – 0,6 Мпа). 4) автоматический контроль положения задвижек на линиях нагнетания (УСИ датчиком положения); 5) визуальный контроль давления воды в линиях разгрузки гидропяты (УСИ техниче- ский манометр МП4-У – 0…0,6 МПа). 2. Автоматизированный блок насоса. Блок насоса (БН) является основным технологическим эле- ментом БКНС. В блоке насоса осуществляется повышение давления воды до уровня, обеспечивающего нагнетание воды в скважины сис- темы поддержания пластового давления. БН включает: • насосный агрегат; • всасывающий трубопровод насоса; • нагнетательный трубопровод насоса с обрат- ным клапаном и счётчиком количества воды; • маслосистема для смазки подшипников насоса. Автоматизированный блок насоса преду- сматривает: 1) ручное местное управление насосами, вентиляторами, электрическими обогревателями, задвижками; 2) автоматический контроль температуры подшипников насосов и электродвигателей с по- мощью термопреобразователей сопротивления: ТСП Метран-246 (Pt100)-01-IP65-2000; 3) автоматический контроль температуры воды гидропяты (УСИ термопреобразователем сопротивления ТСМУ Метран-274-02-60). 4) автоматический контроль температуры элементов электродвигателей. Термопреобразователи сопротивления – в комплекте с двигателями насосного агрегата; 281 5) автоматический контроль давления воды в линиях всасывания основных насосных аг- регатов (УСИ датчиком избыточного дав- ления Метран-100-ДИ-1151 – 0,6 МПа); 6) автоматический контроль перепада дав- ления на фильтрах основных насосных агрегатов (УСИ датчиком разности давлений Метран-100-ДД-40 кПа); 7) автоматический контроль давления воды в линиях нагнетания основных насосных агрегатов, до задвижек с электроприводом. (УСИ датчиком избыточного давления Мет- ран-100-ДИ-1171- 25МПа (поз. 1–2.8…5–2.8); 8) визуальный контроль давления воды в лини- ях всасывания насосов откачки воды. Технический манометр МП4-У – 0…6,0 МПа. 9) автоматический контроль давления масла в конце линии подачи масла на охлаждение подшипников электродвигателей. (УСИ датчиком избыточного давления Метран-100- ДИ-1151 – 0,6 МПа (поз. 1–2.3…5–2.3)); 10) автоматический контроль давления масла перед фильтром в линии подачи масла на охлаждение подшипников электродвигателей. (УСИ датчиком избыточного дав- ления Метран-100-ДИ-1151 – 0,25 МПа); 11) визуальный контроль давления масла после фильтра в напорном трубопроводе подачи масла на охлаждение подшипни- ков электродвигателей. (УСИ техническим манометр МП4-У – 0…0,25 МПа); 12) автоматический контроль давления масла в конце линий подачи масла на охлажде- ние подшипников насосов. (УСИ датчиком избыточного давления Метран-100- ДИ-1151 – 0,6 МПа (поз. 1–2.3…5–2.3)); 13) автоматический контроль расхода воды (УСИ датчиком расхода ДРС.М–300 (поз. 1–9.1…5–9.1)); 14) автоматический контроль уровня масла в маслобаках (УСИ датчиком предельных уровней жидкости ПМП-152-L1700); 15) автоматический контроль вибрации насос- ных агрегатов (УСИ аппаратурой контроля относительной вибрации "КАСКАД" ВК-306 (поз. 1–8.1…5–8.1)); 16) автоматический контроль осевого сдвига ротора насоса (УСИ аппаратурой контро- ля осевого сдвига "КАСКАД" ВК-306 ОС (поз. 1–8.2…5–8.2)); 17) автоматический контроль наличия кожуха муфты (УСИ выключателем путевым ВПВ-1А); 18) Автоматическое управление по температу- ре электрическими обогревателями в поме- щениях блоков для поддержания нормаль- ной работы оборудования (УСИ датчиком Метран-274-02-60 (0…100)°C – 4…20 мА); 19) автоматический контроль несанкционир- ованного доступа в помещения (УСИ из- вещателем магнитоконтактным ИО 102-6); 20) автоматический контроль температуры в помещениях АБКНС (УСИ датчиком Метран-274-01 – (0…50)°C –4…20 мА). 3. Автоматизированный блок управления. Блок управления служит для управления работой станции. В блоке установлены щиты и шкафы с приборами, системами автоматики и электроаппаратурой. 4. Блок трансформаторов. В блоке размещена комплектная трансформаторная подстанция, предназначенная для преобразования распре- деления электроэнергии по потребителям. Для этого блока следует предусмотреть датчики тока фаз, датчик напряжения, счетчики. 5. Блок распределительного устройства. В блоке размещено комплектное распределительное устройство, предназначенное для приёма и распределения электроэнергии для управле- ния высоковольтными двигателями. Обеспечение безопасной эксплуатации автоматизированных установок подогрева нефти при её технологическом обезвоживании и обессоливании. Для нагрева продукции используют печи трубчатые блочные ПТБ-10. Для автоматизации ПТБ-10 применяют комплекс управления печью НАГРЕВ 1М. НАГРЕВ-1М обеспечивает: - сбор и отображение информации о параметрах технологического процесса (t и p на выходе, t выход газов, контроль за наличием пламени) - сбор и отображение инфо о состоянии технологического оборудования - реализация алгоритмов управления печью - возможность автономного и ручного управления технологическим процессом - автоматизированное поддержание заданных значений технологических параметров Основным узлом комплекса НАГРЕВ-1М является контроллер Гамма 11 и блок блок усилителей пульта управления ПУ: 1) сигнализатор загазованности СТМ-10; 2) частотно-регулируемый привод ЧСП; 3) отсекатель запаренного газа ОЗГ; 4) отсекатель топливного газа ОТГ; 5) регулирующий клапан РК; 6) задвижки с электроприводом БУЭП-1; 7) сигнализатор наличия пламени СНП; 8) газораспределительный пункт ГРП; 9) АРМ оператора ; 10) повышение дельта Р нефти в нагревателе ИЕТРАН 100 ДД; 11) понижение давления топливного газа МЕТРАН 22 ДД; 12) при понижении давления на выходе НОРД; 13) погашение пламени горелки; 14) при изменении загазованности в помещении; При выполнении любого из указанных комплекс НАГРЕВ-1М реагирует RS 485: 1) вывод пошаговой информации о ходе того или иного алгоритма на датчике 2) автономное измерение параметров ТП с выводом на дисплей оператора 3) диагностика состояния ТП 4) формирование сигналов управления предварительной и аварийной сигнализации 5) оборудование с выводом информации на АРМ оператора 6) формирование сигналов аварийного отключения 7) возможность ручного управления регулирующими клапанами 8) дистанционное управление технологическим процессом и возможность оперативного изменения заданий регулирования с АРМ оператора Автоматизированная система измерения дебита скважин. Функциональное назначение установки - контроль количества жидкости и попутного газа с выдачей результата в блок управления или на верхний уровень АСУТП. Принцип работы: Продукция скважин по трубопроводам , подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поступает в общий трубопровод (через датчик расхода газа), а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне. Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором. Коримасс – массовый расходомер, работающий на кориолисовой силе. Среда, измеряемая расходомером поступает в сенсор и разделяется ровно на пополам, протекая через две сенсорные трубки. Между трубками располагается задающая катушка, которая приводит в движение сенсорные трубки, в противоположном направлении относительно друг друга. На сенсорных трубках устанавливают специальные сборки магнитов вместе с катушками соленоидов, которые называются детекторами. Причем катушки монтируются на одной трубке, а магниты на другой. Напряжение, генерируемое каждой катушкой детектора имеет синусоидальную форму. Сформированные сигналы описывают движение одной трубки относительно движения другой трубки. Поступательное движение измеряемой жидкости в трубках приводит к вращательному движению и возникает кориолисовая сила. Зная силы кориолиса можно определить массу движущейся Ж, при этом с помощью электромагнитных датчиков определяют положение, скорость и ускорение движения жидкости. Если имеется движение потока жидкости, то силы кориолиса изгибают трубки, что проявляется в небольшой разнице фазы колебания трубок и это соответствует массовому расходу жидкости. Функции автоматизации системы измерения количества и качества товарной нефти (СИКН). Система измерения количества и качества нефти (СИКН) и система измерения количества и качества сырой нефти (СИКНС) предназначены для: измерения массы ( объема) нефти и нефтепродуктов методом прямых или косвенных динамических измерений; измерения технологических и качественных параметров нефти и нефтепродуктов (плотность, вязкость, влагосодержание, давление, температура); отображения (индикации), обработки и регистрации результатов измерений. В общем случае СИКН (СИКНС) состоит из технологической части и системы сбора и обработки информации. Основной состав технологической части: блок фильтров (БФ); блок измерительных линий (БИЛ); блок измерения качества нефти (БИК); блок поверочной установки (БПУ); система обработки информации (СОИ). В состав технологической части могут входить также: узел регулирования расхода и давления; узел подключения передвижной; технологические и дренажные трубопроводы. Блок фильтров (БФ) служит для очистки от механических примесей и предотвращения засорения рабочих узлов. В состав блока входит два фильтра (рабочий и резервный) с быстросъемной крышкой, входной и выходной коллекторы, запорная арматура, датчики дифференциального давления и манометры.  Блок измерительных линий (БИЛ) служит для измерения расхода и контроля параметров нефти. Количество и диаметр измерительных линий определяется расчетным путем в зависимости от максимального расхода и типа применяемого преобразователя расхода. В состав блока измерительных линий входят: измерительные линии, массовые и объемные преобразователи расхода, датчики давления и температуры, регуляторы расхода, узел подключения к поверочной установке, входной и выходной коллекторы, запорная арматура, приборы системы контроля протечек.  1 2 |