Автоматизированные системы управления технологическим процессом нефтегазодобычи - Студенческий научный форум

XIV Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2022

Автоматизированные системы управления технологическим процессом нефтегазодобычи

 Комментарии
Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF

Введение

Технологические процессы добычи газонасыщенной нефти значительно отличаются от процессов добычи «сухой» нефти. При подаче нефти из скважины, необходимо отделить фракции нефти от газа, то есть провести сепарацию нефти.

Сепарация является первым этапом переработки нефти после добычи из скважины. Перед перегонкой добытое сырье надо очистить от механических примесей, газа и воды. Только после этого можно начинать процесс первичной переработки.

Сепарация нефти способствует защите магистральных трубопроводов, то есть защищает их от внутренних отложений, снижает количество пены, гидравлическое давление и пульсации. Это благотворно сказывается на работе установок предварительной подготовки.

Метод сепарации нефти многоступенчатый. Объем полученной очищенной нефти зависит от количества ступеней, чем их больше, тем больше получится дегазированной нефти. [1]

Также нефть и газ необходимо где то складировать. Для этого используют резервуарные парки (РП). Чтобы сохранить нефтепродукты в хорошем состоянии, существует целый ряд требований к обустройству резервуарных парков, за которые отвечает автоматическая система управления технологическими процессами резервуарных парков (АСУ ТП РП). Эта система обеспечивает:

централизованное планирование, управление наполнением и опорожнением как всего парка, так и отдельный емкостей;

контроль уровня в резервуарах, определение количества продукта и свободного места для него;

учет массы продукта с помощью уровнемера или плотномера и многозонных измерений температуры;

защиту от переполнения резервуара;

контроль утечек;

сбор и откачку дренажных стоков;

автоматическое тушение пожаров.

[2], [3]

Из этого всего следует, что разработка и внедрение АСУ ТП объектов нефтегазодобычи является актуальной задачей, поскольку это способствует повышению безопасности производства, снижению трудозатрат и износа оборудования, увеличению качества получаемого продукта, а также обеспечению высокой точностью и скоростью работы производства, которые человек обеспечить не сможет.

Таким образом, целью данного исследования является автоматизация процесса сбора и сепарации нефтепродукта.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи: автоматизировать дожимные насосные станции, установки подготовки нефти и газа, сепарационные установки и резервуарный парк.

Сбор и подготовка воды, нефти и газа на производстве.

Главными элементами напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин являются добывающие скважины, групповые замерные установки (ГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС) или сепарационные установки (СУ) с насосной откачкой, а также центральный пункт сбора и подготовки воды, нефти и газа (ЦППН).

В зависимости от физических и химических свойств перекачиваемой жидкости, размеров месторождения, дебитов скважин, а также природных условий и рельефа местности применяют разные схемы сбора и подготовки. Например, продукция может разделяться на ГЗУ на безводную и обводненную часть, а может транспортироваться после ГЗУ по одному коллектору. Или в одних месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких ГЗУ, а в других у каждой ГЗУ есть собственный сепаратор первый ступени, где жидкость переносится к ЦППН дожимными насосами или давлением внутри линии. А если месторождение небольшое, то ЦППН и ГЗУ могут располагаться на одной площадке.

На всех месторождениях ее элементы работают по одному принципу: на ГЗУ фазы не разделяются.

В ДНС происходит первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору. Так же может предварительно сбрасываться вода с закачкой ее в поглощающие или нагнетательные скважины. А вторая ступень осуществляется на ЦППН.

Также на всех месторождениях одинаково проходит подготовка нефти: сепарация, деэмульсация, обессоливание и стабилизация.

В зависимости от физ.процессов, которые происходит во время подготовки нефти, оборудование делают в блочном виде; выпускают отстойники и нагреватели вместо обессоливающих и деэмульсационных установок. Рациональный процесс подготовки нефти получается путем комбинаций нагревателей и отстойников, имеющие разную пропускную способность и разное исполнение.

ДНС, ГЗУ, путевые подогреватели, коллекторы и выкидные линии являются главным оборудованием для сбора воды, нефти и газа. [4]

Сепарация воды, нефти и газа происходит на установке переработки нефти (УПН). С установки предварительного отбора газа (УПОГ) нефть поступает в нефтегазовые сепараторы С-4/1, С-4/2, а газ после предварительного отбора направляется в газовые сепараторы СГ-1/1, СГ-1/2. Там он разделяется на две части. Одна поступает на СГ-2 для котельных и печей для подогрева нефти, а другая часть попадает на компрессорную станцию (КС).

На второй ступени происходит дальнейшая сепарация нефти в С-5, С-6. Там отделяется пластовая вода при помощи отстойников О-1, О-2. После этого нефть поступает на концевую сепарационную установку и потом на хранение в резервуар вертикальный стальной (РВС).

Рисунок 1 - технологическая схема установки подготовки газонасыщенной нефти

Замерной сепаратор (ЗС) представляет из себя трехфазный аппарат на трех линиях, газовой, нефтяной и водяной. Данные линии оборудованы расходомерами - 18, 19 и 20. Все эти фазы попадают в нефтяную линию после сепаратора первой ступени - 1 и замера.

Далее наступает этап компримирования выделившегося газа. Этот этап состоит из двух стадий, они протекают с помощью компрессоров - 2, 5. Газ охлаждается в теплообменниках - 3 и 6, которые находятся после каждого компрессора, и от него отделяется сконденсированная жидкость в сепараторах - 4 и 7.

Оставшийся газ полностью дожимается компрессором - 8 и затем используется для поддержания пластового давления или попадает на берег. Но часть газа отводится на нужды производства. Жидкость, сконденсировавшаяся в сепораторах - 6, 7, попадает в отстойник - 17.

Далее нефтяная фаза отправляется на вторую ступень сепарации в сепаратор - 9, после чего на третью ступень - 13.

Вода, которая отделяется в сепараторе - 1, сбрасывается в нефтяную линию.

Газ, выделяемый на второй ступени, поджимается компрессором - 10, охлаждается в теплообменнике - 11, после чего разделяется на жидкость и газ в сепараторе - 12. Жидкость попадает в отстойник - 17, а газ поступает в газовую линию сепаратора - 1. Вода отводится для поглощения или поддержания пластового давления.

На третьей ступени также есть компрессор для поджима - 14. Сырье охлаждается в теплообменнике - 15, в сепараторе - 16 отделяется сконнденсировавшаяся жидкость. Оставшийся газ отводится в газопровод второй ступени сепарации, а жидкость отводится в отстойник - 17, где она разделен на воду и конденсат. Затем вода сливается в водяную линию, а конденсат отводится на берег сам или в сочетании с газом. А вода направляется в водяную линию сепаратора - 9 из сепаратора - 13. [5]

Автоматизация групповых замерных установок

При разработке месторождений на каждой скважине надо измерять дебиты газа, нефти и воды. Также необходимо знать сколько механических примесей содержится в продукции скважины. Благодаря этим данным можно контролировать режим использования скважин и всего месторождения, это позволяет принять необходимые меры для ликвидации отклонений. Например, если увеличится количеств механических примесей, возможно разрушение призабойной зоны. Чтобы этого избежать, надо либо закрепить призабойную зону, либо скорректировать режим работы.

Чтобы изменить дебит используют сепарационно-замерные установки. Чтобы изменить количество составных компонентов продукции сперва надо отделить их друг от друга, то есть нужен процесс сепарации. Для этого используют групповые и индивидуальные сепарационно замерные установки.

Как следует из названия, индивидуальная сепарационно замерная установка обслуживает одну скважину. В ее состав входят газосепаратор (трап), мерник и трубопроводная обвязка. Продукция попадает в трап через выкидную линию, в нем газ отделяется от нефти, после чего она направляется в мерник. А газ попадает в газосборную сеть. В сборном коллекторе из нефти после отстоя механические примеси и вода осаждаются и периодически удаляются через отвод.

Групповая сепарационно замерная установка обслуживает несколько скважин. В ее состав входит газосепаратор первой и второй ступеней, мерника, замерного газосепаратора, трубопровода и гребенки.

На данный момент в напорных герметизированных системах сбора и транспортировки нефтепродуктов используют автоматические сепарационно-замерные установки (АСЗГУ).

Эксплуатация АСЗГУ типа “Спутник-A” предусматривает проведение автоматических замеров дебитовых скважин, контроль за их работой и при аварийных ситуациях блокировку выпускных коллекторов. Давление 1.6 МПа является расчетным контрольным, а 4 МПа блокировки.

Рисунок 2 - Спутник-А

В установку “Спутник-A” входят: выкидные линии (1), обратные клапаны (2), переключатель скважин многоходовой (ПСМ) (3), каретка роторного переключателя скважин (4), замерный патрубок (5), гидроциклонный сепаратор (6), заслонка (7), турбинный счетчик (8), поплавковый регулятор уровня (9), гидравлический привод (10), электродвигатель (11), отсекатели (12), сборный коллектор (13), силовой цилиндр (14), и блок местной автоматизации (БМА) (15).

Добываемая продукция по выкидным линиям попадает в многоходовой переключатель, который может работать как в ручном, так и автоматическом режиме. Положения переключателя соответствуют подаче сырья из определенной скважины на замерной установке (ЗУ). После этого продукт из данной скважины попадает в газовый сепаратор. Остальной продукт, не проходя сепаратор, попадает в сборный коллектор.

Нефть из скважины поступает в верхний резервуар сепаратора, из которого, по истечению времени, перетекает в нижний. Специальный поплавок закрывает на газовой линии заслонку сепаратора, из-за этого повышается давление и нефть попадает в сборный коллектор через расходомерный счетчик. Когда уровень продукта уменьшается, поплавок опускается вниз, что приводит к открытию заслонки газовой линии. Это происходит несколько раз. В зависимости от дебита скважины длительность цикла прямо пропорционально меняется.

Блок БМА регистрирует скапливающиеся объемы продукта, выходящего из счетчика-расходомера (СР). Активизация замера каждой последующей скважины происходит благодаря гидравлическому приводу по команде с БМА.

Установка “Спутник-A” работает по заранее заданной программе. Она предусматривает поочередное включение скважин на определенном промежутке времени.

Кроме “Спутник-A”, используют установки “Спутник-Б”, “Спутник-B”. В этих установках можно применять автоматические влагомеры, работающие по принципу непрерывного действия, с их помощью определяется количество воды. Также эти установки можно оборудовать средствами для измерения газа. [4], [5]

Автоматизация сепарационных установок

После ГЗУ продукт поступает на сепарацию для отделения нефти, газа и частично воды.

В сепараторе есть специальный клапан, он нужен на случай большого повышения давления. Автоматизация СУ обеспечивает регулировку уровня нефти в сепараторе, информирование об авариях и защиту при аварийном повышении уровня или давления в СУ.

После ГЗУ добываемая смесь поступает в сепаратор гидроциклонного типа. Из нижней емкости сепарационной установки нефть через фильтр для удаления механических примесей поступает в расходомер турбинного типа, после чего идет в сборный коллектор. Газовая линия оборудована камерой диафрагмой для измерения объема отделенного газа. Если давление будет выше допустимого, то сработает предохранительный клапан.

В СУ уровень жидкости регулируется при помощи двух механических регуляторов. Они управляются датчиками поплавкового типа. При достижении критического уровня жидкости, поплавок датчик передает сигнал на клапан соединительного типа. Он передает на пневматический привод задвижки сжатый воздух из осушителя, таким образом происходит закрытие входящий линии СУ.

В случае, когда в сепараторе давление достигает критического уровня, электроконтактный манометр дает импульс на специальный клапан. Через него сжатый воздух попадает на пневматические задвижки тем самым прекращается поток входящей продукции. [6]

Автоматизация дожимных насосных станций

Суть ДНС заключается в перекачке внутри промысла добытой продукции. Пройдя ГЗУ, нефть поступает в резервуар ДНС, после чего закачивается насосами в промысловый нефтепровод и доставляется по назначению. Также в резервуаре ДНС отделяется от нефти газ, он поступает в систему газосбора.

Система для управления и контроля ДНС обязана предотвращать аварии, поддерживать заданные параметры техпроцесса и обеспечить возможность проведения оперативного учета. В большинстве случаев ДНС состоит из трех главных блоков: сепарации, дренажной емкости и насосного блока.

Блок сепарации обеспечивает сигнализацию при достижении нефтью аварийного уровня или максимального давления, регулирование уровня продукта в резервуаре, регулирование давления в резервуаре для сепарации нефти с помощью запорного клапана, изменение давления в резервуаре с помощью манометра.

Насосный блок обеспечивает автоматическое регулирование давления в буферном сепарационном резервуаре и уровня жидкости в нем, автоматическое управление насосом по уровню в резервуаре с периодической откачкой, автоматическое включение резервного насоса, контроль температуры подшипников в насосе и в его двигателе, защита привода насоса от перегрузок и коротких замыканий, измерение давления на входе и выходе насоса, отключение насоса при падении давления в трубопроводе, регулирование мощности в двигателях и в каждом насосе.

Блок резервуара для дренажа обеспечивает автоматический контроль уровня нефти в резервуаре, оповещение оператора о состоянии насосов и контроль погружения насоса в зависимости от текущего уровня добычи внутри резервуара. [6]

Автоматизация резервуарных парков.

В данный момент для автоматизации производства и своевременного контроля, были созданы и используются АСУ ТП РП. Они представляют из себя пульт управления, средства обработки информации и элементы автоматики. Автоматизированные системы позволяют дистанционно управлять процессами в резервуарных парках. Но у них есть недостаток - человеческий фактор. Тем более большинство систем не связаны с системой пожаротушения.

Чтобы уменьшить ущерб от пожаров или даже свести их к нулю, надо оборудовать резервуарные парки единой комплексной системой оперативного контроля и управления от технологических процессов до учета всех товарных потоков.

В качестве примера такой системы рассмотрим программно-технический комплекс (ПТК) «АСУ Парк». Он создан как гибкая, унифицированная и свободно настраиваемая модульная система, которая автоматизировать технологические процессы в РП.

ПТК «АСУ ПАРК» состоит из следующих основных технологических объектов управления и контроля:

резервуарные парки;

узлы учета;

системы для измерения веса;

сливо-наливные эстакады;

насосно-компрессорные станции;

вспомогательные системы.

«АСУ ПАРК» это интегральная схема, которая состоит из нескольких уровней.

Рисунок 3 - Архитектура ПТК «АСУ ПАРК»

Верхний уровень это автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления всем парком. Нижний уровень это АСУ ТП РП и автоматизированная система учета продуктов.

В ПТК «АСУ ПАРК» все подсистемы нижнего уровня законченные продукты и могут применяться отдельно на программируемых логических контроллерах (ПЛК) или весовых терминалах.

ПТК «АСУ ПАРК» способен решить проблему интеграции всех подсистем в одну. Например, если в резервуарный парк были раздельно и независимо внедрены АСУ ТП РП, АСУ ТП эстакады налива, весовые системы, то ПТК «АСУ ПАРК» способен их объединить в одну систему.

Все подсистемы АСУТП Парк имеют определенную иерархическую структуру:

Нижний уровень состоит из контрольно измерительных датчиков датчиков и автоматики (КИПиА), исполнительных устройств, пультов сигнализации и местного управления.

Средний уровень состоит из ПЛК, необходимый для связи с технологическими объектами управления.

Верхний уровень состоит из сервера ввода/вывода и автоматизированных рабочих мест.

[7], [8]

Достоинства внедрения автоматизированных систем управления технологическими процессами нефтедобывающего предприятия.

Невзирая на то, что реализация АСУ ТП на производстве является дорогой и сложной задачей, эта система является новым этапом развития данной отрасли. Благодаря внедрению АСУ ТП сокращается рабочий персонал, повышается производительность и безопасность работы на добычных участках. И самое главное снижается негативное влияние на окружающую среду. Благодаря АСУ ТП можно своевременно предупреждать или быстро предотвращать аварии на производстве.

Заключение

В реферате проведены исследования технологических процессов сепарации нефти и проведен обзор автоматизированных систем управления резервуарными парками для хранения нефтепродуктов.

Для отделения от нефти газа и ненужных примесей был исследован процесс сбора и подготовки нефти и газа на производстве. В зависимости от месторождения надо использовать разные алгоритмы подготовки. Далее рассмотрены групповые замерные установки, поскольку от количества дебитов надо применять разные режимы работы скважины, для этого были рассмотрены автоматические замерные сепарационные установки типа “Спутник-A”. Далее исследованы сепарационные установки. А также исследованы дожимные насосные станции, которые служат для перекачки внутри промысла добытой продукции.

Для автоматизации резервуарных парков было принято решение использовать ПТК «АСУ ПАРК». Данная система способствует автоматизации технологических процессов приема, хранения, отпуска и коммерческого учета нефти.

Список литературы:

Сепарация. [электронный ресурс.] URL: https://neftegaz.ru/tech-library/ngk/147737-separatsiya/ (дата обращения 11.11.21)

Коновалов Д.А. Автоматизированная система управления технологическим процессом хранения сырой нефти. [электронный ресурс.] URL: https://scienceforum.ru/2021/article/2018025334(дата обращения 11.11.21)

Автоматические системы управления технологическим процессом резервуарных парков нефтеперерабатывающих заводов. [электронный ресурс.] URL: https://scilead.ru/article/177-avtomaticheskie-sistemi-upravleniya-tekhnologi (дата обращения 16.11.21)

Сбор и подготовка нефти, газа и воды на промысле. [электронный ресурс.] URL: https://www.neftemagnat.ru/enc/245 (дата обращения 11.11.21)

Технология сепарации нефти с высоким газовым фактором. [электронный ресурс.] URL: http://id-yug.com/images/id-yug/Bulatov/2018/2/Part-2/PDF/2018-v2-183-185.pdf (дата обращения 16.11.21)

Владимир Хомутко. Как достигается автоматизация нефтедобычи? [электронный ресурс.] URL: https://neftok.ru/dobycha-razvedka/avtomatizatsiya-neftedobychi.html (дата обращения 11.11.21)

Основные возможности АСУ ТП резервуарных парков хранения нефти и нефтепродуктов. [электронный ресурс.] URL: http://asupro.com/automation/tank/main-feature-asutp-tank-farm-oil-storage.html (дата обращения 11.11.21)

Программно-технический комплекс «АСУ Парк» для комплексной автоматизации товарных парков. [электронный ресурс.] URL: http://www.asueng.uz/ptk-asu-park.html (дата обращения 16.11.21)

Просмотров работы: 351