Автоматизация процесса добычи нефти реферат

Обновлено: 27.04.2023

На современном этапе развития нефтегазодобывающей промышленности большое значение имеет развитие автоматического управления производством, замена физически и мораль устаревших средств автоматизации и систем управления техническими процессами и объектами нефтегазодобычи. Введение новых систем автоматического контроля и управления приводит к повышению надежности и точности отслеживания технологического процесса.

Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития техники добычи нефти и газа, создание высокопроизводительного оборудования, повышения культуры производства, основание новых нефтяных и газовых районов, рост добычи нефти и газа стали возможны благодаря развитию и внедрению автоматизации и совершенствованию управления.

Системный подход при решении вопросов автоматизации технологических процессов, создание и внедрение автоматизированных систем управления позволили осуществить переход к комплексной автоматизации всех основных и вспомогательных технологических процессов бурения, добычи, обессоливания и транспортировки нефти и газа.

Современные нефтедобывающие и газодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях. Технологические объекты связаны между собой. Это повышает требование к надежности и совершенству средств автоматизации. Обеспечение надежности и эффективности функционирования системы газоснабжения, оптимизация процессов нефтедобычи, транспорта, улучшение технико-экономических показателей развития нефтедобывающей отрасли требует решения важнейших задач перспективного планирования и оперативно-диспетчерского управления системы нефтедобычи на основе осуществления программы комплексной автоматизации технологических процессов, широкого внедрения автоматизированных систем управления.

В данной работе рассмотрена система автоматизации дожимной насосной станции (ДНС).

Автоматизация работы дожимной насосной станции
Дожимная насосная станция (рис. 1) после первичной сепарации нефти обеспечивает ее переток к установкам дальнейшего технологического цикла и поддержание там необходимого давления.

Рис. 1 – Технологическая схема работы дожимной насосной станции
Основу этой станции составляют центробежные насосы с самозаливкой, к которым нефть поступает из установки первичной сепарации или из резервных буллитов. Закачка нефти в насосы производится через фильтры, которые устанавливаются как на всасывающих, так и на выкидных магистралях этой системы. Станция укомплектована всегда рабочим и резервным насосами. Резервируют также фильтры и на ее выкидной магистрали. Включение в работу каждого из насосов или одного из фильтров на выкидной магистрали производится с помощью приводных задвижек, управляемых системой автоматики.

Система автоматизации управления работой дожимной насосной станции не только обеспечивает поддержание заданного давления нефти на выкидной магистрали, но и производит своевременное переключение рабочей линии на резервную в случае выхода из строя рабочего насоса или закупорки одного из рабочих фильтров. Для контроля рабочих параметров в технологической цепочке дожимной насосной станции используют следующие технические средства:

DM1 – DM4 – дифференциальные манометры;

P1, P3 – датчики давления на входе насосов;

P2, P4 – датчики давления на выходе насосов;

Z1 – Z6 – приводы задвижек и датчики их положения;

F1 – F4 – фильтры на линии нефти.

Эта аппаратура подключается к соответствующим портам контроллера системы управления дожимной насосной станцией по схеме, представленной на рис. 2.

К модулю (порту) дискретного ввода этого контроллера подключены, как и в предыдущем случае, кнопки управления и датчики положения задвижек. Аналоговые датчики давления и дифференциальные манометры подключены на вход модуля (порта) аналогового ввода. Двигатели всех задвижек и приводы насосов подключены к модулю (порту) дискретного вывода.

Рис. 2 – Структура нижнего уровня системы управления дожимной насосной станцией

нефть добыча насосный станция

Алгоритм управления дожимной насосной станцией имеет сложную структуру, состоящую из нескольких взаимосвязанных подпрограмм. Основная программа этого алгоритма представлена на рис. 3.

Рис. 3 – Алгоритм управления дожимной насосной станцией
Первой процедурой выбранной ветви этой подпрограммы производится опрос дифференциального датчика давления DM1, содержание которого определяет рабочее состояние соответствующего фильтра на входе насосного агрегата. Показания этого датчика сравниваются с заданным предельным значением относительного давления на фильтре. При зашлакованности фильтра (когда он требует чистки) разность давлений на его входе и выходе будет превышать заданное значение, поэтому данная технологическая ветвь не может быть запущена в работу, и потребуется переход на запуск резервной линии, т.е. резервного насоса.

Если же заданное давление на выходе насоса достигнуто, то это значит, что он вышел на заданный режим, поэтому на следующем шаге алгоритм открывает задвижку, соединяющую выход насоса с линией выходных фильтров системы. Открытие каждой из задвижек фиксируется дискретными датчиками ее положения.

Процесс контролируемого пуска рабочего насоса, а в случае его поломки запуска резервного производится алгоритмом автоматически. Аналогично осуществляется контролируемый запуск фильтров через включение задвижек в основной магистрали.

Проанализированы многочисленные труды отечественных и зарубежных исследователей в области методов контроля и регулирования выработки пластов и повышения эффективности эксплуатации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, моделирования физических процессов в нефтеносном пласте, автоматизации управления и оптимизации процесса добычи нефти.

Вложенные файлы: 1 файл

Реферат.doc

Давлетшин Искандер Нафисович

Автоматизация управления технологическим процессом добычи нефти из малодебитных скважин на основе

Альметьевск 2012

Современное состояние нефтедобывающей отрасли топливно-энергетического комплекса России характеризуется тем, что большинство нефтедобывающих производств относятся к промыслам в поздней стадии эксплуатации, отличающимся увеличенной обводненностью продукции, снижением среднего дебита добывающих скважин и ростом затрат на каждую добытую тонну нефти.

В этих условиях особую актуальность приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождении: увеличения добычи нефти, снижения отбора попутных воды и газа, повышения нефтеотдачи пластов, продления жизненного цикла разработки месторождений и достижения экономической эффективности. Направлениями решения этих актуальных задач представляются разработка адаптивной системы разработки, особенно эффективной в условиях недостатка информации о залежи, расширение функциональных возможностей систем управления, увеличение диапазона и повышение управляемости воздействий: поскважинное оперативное управление закачкой и отбором, организация комплексных воздействий на пласт, адекватных конкретным стадиям разработки месторождений. Контроль и управление процессом нефтедобычи должны быть основаны на использовании современных средств автоматики, телемеханики и информационных технологий, что позволит устранить непроизводительные затраты энергии и оптимизировать режимы закачки и отбора, контролировать состояние оборудования и обеспечить сбор, хранение и обработку текущей и исторической информации.

Проанализированы многочисленные труды отечественных и зарубежных исследователей в области методов контроля и регулирования выработки пластов и повышения эффективности эксплуатации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, моделирования физических процессов в нефтеносном пласте, автоматизации управления и оптимизации процесса добычи нефти.

Однако пока приходится констатировать отсутствие методологии управления нефтедобывающим производством как единым технологическим, производственным и организационным процессом с учетом взаимосвязи интегральных производственных показателей с частными показателями, параметрами и режимами.

Происходящие на сегодняшний день изменения в процессах добычи нефти предопределяют ускоренное развитие интегрированных информационно-управляющих систем, но для этого требуется разработка на основе интеграции системных принципов и общенаучных подходов к построению сложных многоуровневых систем управления методологии исследования, проектирования и управления нефтедобывающим производством.

По мере того, что все большее число месторождений вступает в позднюю и завершающую стадию разработки, характеризующуюся значительным снижением добычи нефти при резком росте обводненности продукции, увеличением затрат на каждую добытую тонну нефти, особую актуальность приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождений, увеличения добычи нефти, снижения отбора попутной воды, повышения нефтеотдачи пластов, обоснования и выбора оптимальных управляющих воздействий, продления жизненного цикла разработки месторождений и другие.

Это означает, что для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых малопродуктивных залежах традиционные системы разработки оказываются неэффективными. Необходимы новые технологии, цель которых – интенсификация добычи нефти из низкопродуктивных пластов.

Согласование скоростей откачки и притока жидкости в скважину обеспечит высокий коэффициент извлечения нефти в течение длительного промежутка времени, позволит увеличить межремонтный период, снизить затраты электроэнергии, уменьшить износ двигателей. Согласованный с реальным дебитом скважины режим работы насосной установки позволит повысить объем нефтедобычи на 20…25 % за счет вовлечения в процесс нефтеизвлечения простаивающих по причине нерентабельности добычи скважин.

В связи с ростом механизированного фонда скважин и интенсификации процессов возрастает значение автоматизации технологического процесса добычи нефти, включая автоматизацию управления режимами работы насосных установок, сбора и обработки информации на всех уровнях управления. Автоматизация дает существенный технико-экономический эффект за счет увеличения ежесуточного дебита скважин вследствие установления рациональных режимов работы, сокращения потери нефти и затрат на ремонт оборудования.

В настоящее время управленческие выводы, принятые на уровне управления предприятием и направленные на выявление издержек и снижение затрат, не могут быть оперативно реализованы в производственном цикле, так как из-за отсутствия оперативной достоверной информации о состоянии оборудования и параметрах технологических режимов работы основной объект автоматизации – скважина и насосное оборудование – не входят в систему управления и остаются малоуправляемыми. Для достижения основной цели – добычи нефти и газа с заданными технико-экономическими характеристиками – необходимо обеспечить автоматическое регулирование производительности скважинного насоса; переход от контроля скважин по подаче на групповых замерных установках к полной телемеханизации скважин; проведение оперативной диагностики состояния насосного оборудования скважин для управления по техническому состоянию и осуществления предупредительных мер по ремонту; повышение точности и достоверности контроля текущих параметров добычи.

Система управления режимом работы скважины предназначена для установления необходимой скорости откачки на основе данных прямых измерений дебита скважины (динамического уровня). Следует отметить, что на сегодняшний день измерителей дебита, которые могли бы использоваться в системе автоматического управления производительностью насосной установки для измерения дебита с удовлетворительной точностью в реальном масштабе времени, не существует. Таким образом, при построении локальной системы управления для реализации преимуществ непрерывного режима откачки с плавным регулированием производительности насосной установки требуется решить задачу определения текущего дебита скважины в реальном масштабе времени.

Согласованное управление совместной работой группы скважин с учетом взаимовлияющих воздействий в пределах одного анализируемого участка (например, куст скважин) заключается в изменении производительности насосного оборудования на каждой скважине с учетом критерия эффективности работы группы скважин. Группа нефтедобывающих скважин является многоканальным распределенным объектом управления с переменным количеством каналов; динамическим объектом, так как его параметры изменяются во время работы; сложным объектом, работающим в условиях действия неопределенностей, требующим разработки адекватной по сложности системы управления.

Одним из общепринятых в практике нефтедобычи методов получения необходимой информации по месторождению и основным инструментом для обоснованного принятия стратегических и тактических решений при разработке месторождений является компьютерное моделирование. Основой моделирования является квазитрехмерная модель месторождения, которая позволяет систематизировать множество пространственных, геолого-геофизических, петрофизических и промысловых данных по исследуемому объекту. Модель многократно используется для выполнения расчетов, построения графиков, таблиц, карт как в целом по месторождению, так и по отдельным его участкам, вплоть до отдельной скважины. По мере накопления новых геолого-промысловых данных модель с определенным шагом по времени обновляется, ее точность повышается, функциональные возможности расширяются: добавляются новые данные, исправляются выявленные ошибки в исторических данных, расширяется программное обеспечение для решения новых задач. Поэтому такая модель называется постоянно-действующей геолого-технологической моделью месторождения (ПДГТМ).

Нефтедобывающее производство имеет ряд особенностей:

  • большой разброс инерционности процессов, подлежащих управлению (от часов и суток до месяца);
    • осуществление управления в условиях неопределенности;
    • принадлежность объектов управления к разным классам (технологическое оборудование, вычислительные ресурсы, средства коммуникаций, информационные потоки).

    Указанные особенности обусловливают необходимость использования координированного подхода к оптимизации работы скважин, основанного на согласовании взаимосвязанных элементов: пласт – призабойная зона скважины – скважина – скважинное оборудование. Только координированное управление распределенными в пространстве и характеризующимися разными темпами процессами может повысить эффективность технологического процесса добычи нефти.

    Стадии технологического процесса добычи нефти – поддержание пластового давления, собственно добыча, подготовка нефти – образуют замкнутый технологический цикл. Оборудование, с помощью которого осуществляется ТП ДН, образует распределенную систему. Поэтому координированное управление, то есть принятие согласованных решений об управлении этими объектами, должно производиться на более высоком уровне на основе обобщенной информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования. При этом принимаемое решение должно учитывать не только технические параметры управления режимами работы оборудования, но и экономические показатели.

    Инструментом для координированного управления всеми элементами технологического процесса нефтедобычи в реальном масштабе времени может стать иерархическая система моделей, соответствующая иерархической структуре объектов нефтедобычи (рис. 1).

    Dист – исторические данные из ПДГТМ, Dфакт – фактические данные в ПДГТМ,

    Dгр , Dлок – рекомендуемые групповой и локальной системами управления параметры

    Рисунок 1 – Иерархическая система моделей для управления

    технологическим процессом добычи нефти

    Процедура оптимизации режимов работы скважин с использованием иерархической системы моделей должна строиться на основе итерационной процедуры согласования показателей качества функционирования всех уровней на каждом шаге, так как последовательное решение задач разных уровней не обеспечивает оптимизацию взаимосвязанных процессов.

    В предлагаемой СУ ТП ДН геолого-технологическая модель пласта используется в качестве источника информации о параметрах пласта, схеме размещения скважин и ретроспективной информации о дебитах, давлениях, объемах добычи.

    Упрощенная математическая модель взаимовлияния расположенных на локальном участке пласта скважин как многосвязного объекта управления описывает распределение давлений в точках расположения нагнетательных и добывающих скважин. Хотя модель не может в полной мере отразить все процессы, происходящие в пласте, ее вполне достаточно для организации управления процессом добычи нефти и закачки воды для группы скважин. Простота модели позволит производить расчет и формировать управляющие воздействия в реальном масштабе времени даже с помощью маломощных контроллеров группы скважин.

    Актуальность работы. Автоматизация технологических процессов,
    являясь одним из главных направлений научно-технического прогресса, создает
    основу для повышения производительности труда во всех отраслях народного
    хозяйства.
    Современные технологические процессы нефтеперерабатывающей,
    нефтехимической промышленности характеризуются сложностью отдельных
    элементов и их взаимосвязей, высокими скоростями протекания химических
    реакций, большой производительностью, многомерностью, т.е. большим числом
    контролируемых и регулируемых параметров и показателей эффективности,
    разнообразия технологических операций и технологического оборудования, а
    также взрыво- и пожароопасностью. В таких условиях управления
    технологическими процессами становится важным лишь при широком
    использовании методов, средств и систем автоматизации. Современную
    технологическую схему нельзя эксплуатировать без применения средств
    автоматизации.

    Нет нужной работы в каталоге?

    Сделайте индивидуальный заказ на нашем сервисе. Там эксперты помогают с учебой без посредников Разместите задание – сайт бесплатно отправит его исполнителя, и они предложат цены.

    Цены ниже, чем в агентствах и у конкурентов

    Вы работаете с экспертами напрямую. Поэтому стоимость работ приятно вас удивит

    Бесплатные доработки и консультации

    Исполнитель внесет нужные правки в работу по вашему требованию без доплат. Корректировки в максимально короткие сроки

    Если работа вас не устроит – мы вернем 100% суммы заказа

    Техподдержка 7 дней в неделю

    Наши менеджеры всегда на связи и оперативно решат любую проблему

    Строгий отбор экспертов

    computer

    Требуются доработки?
    Они включены в стоимость работы

    Работы выполняют эксперты в своём деле. Они ценят свою репутацию, поэтому результат выполненной работы гарантирован

    Гост

    ГОСТ

    Цели внедрения автоматизированных систем

    Автоматизированная система – это технически-организационная система, которая обеспечивает выработку решений, основанных на автоматизации процессов в различных сферах деятельности или их сочетаниях.

    Внедрение автоматической системы обслуживания на объектах нефтегазодобычи должно быть целесообразно. Критериями экономической целесообразности ввода в эксплуатацию автоматизированной системы обслуживания являются:

    1. Срок окупаемости системы.
    2. Уровень прироста чистой прибыли.
    3. Годовой экономический эффект.

    Если рассматривать преимущества автоматизации процессов управления и обслуживания на конкретном примере, то для процесса бурение они выглядят следующим образом: сокращение затрат на сооружение скважин, увеличение скорости бурения, повышение надежности скреплений эксплуатационных скважин, уменьшение отклонения ствола скважины от проектного значения, увеличение точности попадания скважин в продуктивный пласт.

    Требования к автоматизированным системам обслуживания объектов добычи нефти

    Ко всем средствам автоматизации объектов добычи нефти применяются следующие требования:

    1. Средства автоматизации систем обслуживания должны соответствовать требованиями, которые предъявляются отраслевыми и государственными стандартами.
    2. Средства автоматизации систем обслуживания должны базироваться на микропроцессорной технике.
    3. Рекомендуется применять средства автоматизации, которые выпускаются серийно.
    4. Средства автоматизации систем должны обеспечивать нормальное функционирование по каналам связи.
    5. Применение импортных средств автоматизации должно быть согласовано с регулирующими органами Министерства нефтяной промышленности.

    Готовые работы на аналогичную тему

    Цели и задачи автоматизированных систем обслуживания на объектах добычи нефти

    Техническое обслуживание и ремонт – это совокупность операций, задачей которых является поддержание исправности и работоспособности объекта во время его использования.

    Нефтегазовым предприятиям свойственно наличие огромного числа машин, механизмов и оборудования, которые требуют постоянного контроля, а также периодических ремонтно-профилактических работ.

    Облегчить процесс управления системами обслуживания добычи нефти или газа могут специальные компьютерные программы. Основной задачей таких программ и оборудования является уменьшение затрат, связанных с ремонтом и обслуживанием объектов добычи нефти и увеличение степени его надежности во время эксплуатации в заданных режимах, что в конечном итоге должно снизить себестоимость добываемой нефти, нефтепродуктов или изделий, изготовленных из них (бензин, мазут, керосин и т.п.). Применение автоматизированных система обслуживания на нефтегазовых предприятиях позволяет решать несколько важных задач: автоматическое ведение архива отказов того или иного оборудования, а также его ремонтов; ведение реестра оборудование нефтегазового предприятия; анализ и учет затрат, связанных с ремонтом и обслуживанием объектов добычи; ведение базы данных технических документов по ремонту и обслуживание объектов и их составляющих; прогнозирование объемов материалов и сырья, которые необходимы для ремонта и обслуживания объектов; ведение базы данных различной документации (схемы, чертежи, пояснительные записки и другое); составление графика ремонтных работ на объектах; текущий контроль технического состояния объектов и его составляющих; регистрация отказов и поломок; анализ причин выхода из строя того или иного оборудования; отслеживание процесса устранения неполадок во время ремонта; составление оптимальных графиков проведения ремонтных работ; определение оптимального набора мероприятий, входящих в состав ремонтно-профилактических работ.

    Для большинства нефтегазовых предприятий проблема повышения эффективности использования машин, механизмов и оборудования, а также снижение затрат на их ремонт и обслуживание является одной из самых острых. Поэтому процесс внедрения автоматизированных средств в области обслуживания объектов добычи нефти или газа получает широкое распространение, так как успешное его применение экономит значительную часть средств, а также повышает объемы добываемых полезных ископаемых.

    Читайте также:

        

    • Основы методики самомассажа реферат по физической культуре
    •   

    • Психолингвистика в криминалистике и судебной психологии реферат
    •   

    • 1930 жылдардағы қоғамдық саяси өмір реферат
    •   

    • Опосредованные и дистанционные эффекты облучения реферат
    •   

    • Особенности занятий спортом в холодное время года реферат

Подборка по базе: Анализ содержания методов, форм и средств организации образовате, БИОЛОГИЯ РАНЕВОГО ПРОЦЕССА.rtf, Характеристика процесса общения.docx, планирование и организация учебно-тренировочного процесса в адап, Версия 2.2 Организация процесса обслуживания тематической меропр, Версия 2.2 Организация процесса обслуживания мероприятия по форм, РОБОТИЗИРОВАННАЯ ТЕХНИКА ДЛЯ ДОБЫЧИ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.pdf, Структура произвоственного процесса (речь).docx, Управление и автоматизация БД Метод. материалы.docx, Структура тренировочного процесса.pdf


Автоматизация процесса добычи и первичной подготовки нефти

После вскрытия бурением скважин нефтеносных горизонтов и их обустройства оборудованием, необходимым для добычи нефти, начинается сам процесс добычи этой нефти.

Добыча нефти может осуществляться тремя способами: фонтанным, насосным и газлифтным. Независимо от способа добычи на устье скважины всегда устанавливают запорную аппаратуру и средства контроля давления как в рабочей колонне, так  и в выкидной линии, а при необходимости и в затрубном пространстве. Однако  при любом способе добычи нефти оборудование, установленное в скважине, должно работать в автоматическом режиме  без постоянного присутствия оперативного персонала.

Фонтанный способ добычи нефти применяется на начальной стадии разработки месторождения, когда уровень пластового давления достаточен для свободного выноса нефтегазовой смеси на устье скважины. При автоматизации этого способа добычи нефти кроме датчиков давления, установленных в рабочей колонне и  на выкидной линии, предусматривается установка отсекателя, автоматически перекрывающего выкидной трубопровод при возникновении в нем давления выше установленного значения или в случае его порыва.

Насосный  способ добычи нефти применяется тогда, когда пластовое давление снижается до уровня, недостаточного для свободного выноса нефти по рабочей колонне на устье скважины.  В этом случае для откачки нефти  применяют электропогружные и штанговые насосы.

При электропогружном способе добычи нефти насос со специальным электродвигателем, расположенный в скважине на уровне нефтеносного пласта, выносит нефть на устье скважины за счет создаваемого им дополнительного подпорного давления.

При выносе нефти на устье скважины дополнительное подпорное давление в рабочей колонне может создаваться штанговым насосом поршневого типавозвратно-поступательное движение поршня которого осуществляется через систему штанг с помощью специальной установки (станка-качалки), установленной на  дневной поверхности.  При насосном способе добычи нефти устье скважины оборудуется так же, как и при фонтанном способе добычи.

При газлифтном способе добычи нефти дополнительное давление на жидкую фракцию нефтяного пласта может создаваться  попутным газом или воздухом, нагнетаемым под определенным давлением в затрубное пространство скважины. За счет этого  давления нефть достигает устья скважины.

Добыча и первичная подготовка нефти производится по следующей технологии (рис. 82).

Нефтяные скважины с различными способами добычи (1 − газлифтным, 2 − насосным, 3 − фонтанным) подсоединены к общему коллектору 4, из которого одна из скважин подключается к измерительному сепаратору (ИС).

После замера дебита в конкретной скважине нефть снова возвращается в общий коллектор. Для повышения эффективности последующего процесса первичной подготовки нефти ее нагревают (особенно в зимний период) в печи 5, а затем направляют в сепараторы 7 и 8. На этих установках происходит первичное отделение от исходной смеси газовой фракции, после чего газ поступает в газовую линию, а дожимная насосная станция 9 повышает давление  в линии жидкой фракции, связанной с концевым сепаратором 10. В концевом сепараторе происходит дальнейшее  отделение попутного газа в газовую линию.

После этого технологического процесса жидкая фракция направляется в установку  предварительного сброса воды 11, там происходит ее разделение на воду и нефть с частичным  выделением остатков газовой фракции. Из этой установки вода направляется в  установку  очистки  воды 18, а нефтяная фракция

в установке 12 подвергается дальнейшему обезвоживанию и обессоливанию за счет обработки химическими реагентами.   Эта установка  связана с газовой линией, куда поступает  отделившийся газ, а также имеет связь с линией отвода воды, которая направляется на очистку в установку 18.  По нефтяной линии эта установка связана с установкой 13, где происходит  извлечение легких углеводородных фракций, препятствующих нормальной транспортировке товарной нефти по трубопроводам.

Учет количества и качественного состава товарной нефти происходит в установке 14. При соответствии качества товарной нефти установленным требованиям она направляется по трубопроводу  на нефтеперерабатывающий завод.

       Рис. 82.Технология добычи и первичной подготовки нефти

 Газовая линия этого технологического цикла связана с компрессорными станциями 15и 16, одна из которых (16)  через распределительный пункт 6 нагнетает газ в скважины 1 с газлифтным способом добычи. Другая компрессорная станция  по трубопроводу 17 транспортирует газ на газоперерабатывающую установку.

Линия сброса воды после очистки на установке 18 направляет воду в водосборники (отстойники) 19 и 20, откуда кустовая насосная станция 21 закачивает ее в нагнетательные скважины 22, расположенные на периферии нефтеносного пласта.

Реферат: Разработка системы автоматизации технологического процесса на примере установки ЭЛОУ-АВТ

Министерство Образования и Науки Республики Казахстан

Атырауский Институт Нефти и Газа

Факультет «Экономики и Информационных систем»

Кафедра: «Информационные системы»

К У Р С О В А Я Р А Б О Т А

На тему: «Разработка системы автоматизации электрообессоливающей установки»

По дисциплине «Системы автоматизированного проектирования»

Выполнил: ст. гр. АУ-05 ко

Мухамедияров Д.

Проверила: к.т.н., доцент

Габбасова.Д.

Атырау — 2008

СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение.

Основные понятия и определения автоматики.

2. Основной раздел. Электрообессоливающее устройство.

2.1. Процесс обессоливания нефтей.

2.2. Основные виды электрообессоливающих установок.

2.3. Установка ЭЛОУ-АВТ-6.

2.4. Расчет электродегидратора.

3. Заключение.

4. Список литературы

Введение

Автоматизация играет решающую роль при организации промышленного производства по принципу: выпуск заданного количества продукции при минимуме материальных затрат и затрат ручного труда. В особенности актуальной автоматизация становится в отраслях промышленности, конечная продукция которых находит массовый спрос у потребителя и используется практический во всех производственных процессах. Автоматизированные системы управления технологическими процессами (в металлургии, машиностроении, нефтегазовой промышленности и др.) являются высшим этапом комплексной автоматизации и призваны обеспечить существенное увеличение производительности труда, улучшения качества выпускаемой продукции и других технико-экономических показателей производства, а также защиту окружающей среды. Особенностью построения любой АСУ является системный подход ко всей совокупности металлургических, теплотехнических, экологических и управленческих вопросов. Специалист в области разработки АСУТП должен владеть теорией автоматического регулирования и управления, разбираться в конструкциях и основах технологии производственных агрегатов, достаточно свободно ориентироваться в работе ЭВМ, математическом и алгоритмическом обеспечения, уметь правильно применять средства информационной и управляющей техники.

Развитие современного производства идет по пути создания высокоэффективных промышленных установок, сопровождается интенсификацией технологических и производственных процессов и систем управления ими. При этом постепенно был осуществлен переход от ручного управления технологическими процессами к автоматизированным и далее – к полностью автоматическим.

Резкое увеличение добычи нефти при сокращении затрат труда рабочих, а также уменьшении суммы капиталовложений в нефтедобывающую промышленность возможно только при всемерном совершенствовании технологии и техники добычи нефти с привлечением новейших достижений в области автоматизации и телемеханизации. Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложное многоотраслевое хозяйство, рассредоточенное на обширных площадях и в целом являющееся совокупностью основных и вспо­могательных технологических объектов.

Основные технологические объекты — это объекты непосредст­венной добычи, транспорта и первичной подготовки нефти и газа.

Вспомогательные технологические объекты — это объекты обес­печения нормальной работы основных технологических объектов, т. е. газокомпрессорные и насосные станции, котельные установки, энергохозяйство, водоснабжение, объекты поддержания пластовых давлений и др.

В связи с рассредоточенностью скважин и прочих нефтепро­мысловых объектов на больших площадях, а также непрерывностью и определенной технологической однотипностью работы нефтяных промыслов вместе с необходимостью почти круглосуточного конт­роля за работой нефтедобывающего предприятия вопросы автомати­зации и телемеханизации технологических процессов добычи нефти и попутного газа приобретают очень важное значение.

В настоящее время разработан ряд систем и средств автомати­зации и телемеханизации процессов добычи нефти, которые позво­ляют осуществлять нормальное течение технологических процессов и обеспечивают дистанционный контроль за работой основных и вспомогательных объектов нефтяного промысла в целом.

Для непрерывного рода экономики нашей страны решающее значе­ние имеет непрерывный и быстрый рост производительности тру­да. Одной из главных предпосылок этого роста является комплекс­ная механизация и автоматизация производства — важнейшее направление экономической политики нашего государства.

Под комплексной механизацией и автоматизацией понимают такой производственный процесс, при котором все операции вы­полняются машинами или механизмами, а их управление специ­альными устройствами — автоматами, действующими без непо­средственного участия человека.

Если при механизации работ облегчается физический труд, то автоматизация к тому же освобождает работника от непосредственного управления машинами и механизмами. Она также позво­ляет существенно повысить производительность труда и качество продукции, безопасность работ и культуру производства. Однако стоимость средств автоматизации и. расходы по их наладке и регулированию в ряде случаев могут оказаться достаточно высо­кими. Поэтому автоматизация производственных процессов долж­на применяться только при условии экономической целесообраз­ности, а также для освобождения человека от тяжелого или вредного труда. Предпосылкой для автоматизации производствен­ных процессов является полная механизация всех ручных опера­ций, а также широкое применение контрольно-измерительных при­боров.

Автоматика—отрасль науки и техники об управлении различ­ными процессами и контроле их протекания, осуществляемых без непосредственного участия человека.

Развитие автоматики способствовало в основном современному техническому прогрессу и определило его главные черты.

Факторами развития автоматики явились: необходимость все более расширенного воспроизводства и повышения качества про­дукции, а также потребность в совершенствовании труда человека.

Современное производство характеризуется многообразием связей между отдельными процессами и необходимостью их чет­кой последовательности. Непрерывное и поточное производство, а также высокие скорости протекания отдельных операций вызы­вают необходимость в сокращении времени перехода от одной опе­рации к другой, повышают требования к быстродействию, точности и объективности управления, которое стало практически невыпол­нимым для человека.

Массовое производство высококачественной продукции требует контроля практически на всех операциях технологического про­цесса и при необходимости быстрой перестройки параметров обо­рудования, что, безусловно, не по силам человеку и должно быть осуществлено без его участия.

В этих условиях на помощь человеку в управлении современ­ным производством (получение информации, ее обработка и воз­действие на соответствующие элементы процесса) пришли спе­циальные устройства называемые автоматами. Роль человека при этом сводится только к наблюдению за работой автоматов, их на­ладке и регулированию.

Одним из основных путей повышения эффективности нефтеперерабатывающего производства является создание автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) на базе современных средств автоматизации и вычислительной техники. Управление технологическими процессами с использованием автоматических устройств включает в себя решение следующих основных задач: контроль параметров процессов (температуры и давления в аппаратах, состава и качества жидкостей и газов и т.д.); регулирование параметров (поддержание их в заданных значениях); сигнализацию (оповещение, предупреждение) об отклонениях значений параметров за допускаемые пределы; блокировку (запрещение) неправильного включения оборудования; защиту оборудования в аварийных ситуациях (выключение, перевод на безопасный режим). Автоматизация производственных процессов начинается с постановки задачи, определяющей уровень (степень) автоматизации конкретного объекта, например, технологической установки. Этим определяется направление всей дальнейшей работы, ее объем и стоимость затрат, в частности, на приобретение и внедрение средств автоматизации. Важным в решении задачи автоматизации является выбор управляющей системы, т.е. определение степени участия людей в процессе управления, использования автоматических устройств, средств вычислительной техники.

Все эти вопросы решаются на основании тщательного изучения подлежащих автоматизации процессов. Изучаются свойства исходных, промежуточных и готовых продуктов – их взрыво- и пожароопасность, токсичность, физико-химические свойства. Исследуются (или задаются) статические и динамические характеристики технологических аппаратов, определяются классы и категории производственных помещении по взрыво- и пожароопасности. На основании поставленной задачи и исходных данных разрабатывается проект автоматизации. При этом может учитываться опыт автоматизации аналогичных процессов или установок.

В разработке управляющей системы для технологической установки можно выделить следующие основные направления:

1) решение вопроса организации управления. Оно может быть местным или централизованным. Управление работой технологических установок, как правило, централизовано и осуществляется из операторских пунктов. С учетом этого решаются и другие вопросы;

2) выбор контролируемых параметров, что должно обеспечить получение наиболее полной измерительной информации о технологическом процессе, о работе оборудования. Контролю, как правило, подлежат основные параметры процесса – температура. давление, уровень и др. Для возможности оценки технико-экономических показателей работы технологической установки и выполнения учетно-расчетных операций необходимо измерять расход и количество сырья, готового продукта, теплоносителей и т.д. Там, где это возможно, необходимо использовать анализаторы качественных показателей – хроматографы, газоанализаторы, концентратомеры, плотномеры, вискозиметры и др., в том числе анализаторы сточных вод и газовых выбросов в атмосферу;

3) выбор регулируемых параметров и каналов внесения регулирующих воздействий;

4) Выбор параметров сигнализации, блокировки и защиты. Эту часть разрабатывают, исходя из требований безопасного ведения технологического процесса с учетом многих факторов: технологического регламента, инструкций по пуску, ведению и остановку процесса, признаков аварийных ситуаций. При этом должны быть учтены различные действующие указания, нормы, правила, технические условия и т.д., распространяющиеся на данный процесс или технологическую установку.

5) выбор средства автоматизации. Средства автоматизации должны выбираться согласно принятым решениям по контролю, регулированию и сигнализации параметров процесса, а также с учетом обеспечения автоматической защиты и блокировки. При этом должны учитываться следующие основные требования:

а) приборы должны выбираться из числа серийно выпускаемых приборостроительной промышленностью, т.е. согласно действующим номенклатурным справочникам;

б) средства автоматизации должны удовлетворять требованиям безопасной эксплуатации их (например, с учетом взрывоопасности процессов принять приборы с пневматической системой дистанционной передачи, электрические приборы в искробезопасном исполнении и т.д.)

в) по техническим характеристикам приборы и другие средства автоматизации должны выбираться с учетом условий эксплуатации: давления, температуры, физико-химических свойств контролируемой среды.

В нашей стране теоретическим и практическим вопросам авто­матики придается большое значение. Создан ряд научно-исследо­вательских институтов в составе Академии наук РК, разрабатывающих теоретические и прикладные вопросы автоматики, а также институты, конструктор­ские бюро и объединения в составе отраслей промышленности, разрабатывающих прикладные вопросы автоматизации произ­водства.

Поставленные Правительством РК задачи по дальнейшему росту произво­дительности труда, увеличению количества и улучшению качества выпускаемой продукции возможно решить только на основе ши­рокого внедрения автоматики в производственные процессы и внедрить автоматизи­рованные системы в различные сферы хозяйственной деятельности, и в первую очередь в проектирование, управление оборудованием и технологическими процессами. Поднять уровень автоматизации производства примерно в 2 раза. Создавать комплексно-автомати­зированные производства, которые можно быстро и экономично перестраивать.

1.1. Основные понятия и определения автоматики

Формирование автоматики как самостоятельной отрасли науки и техники сопровождалось установлением определенных общепри­нятых понятий. Определенность понятий и их точное понимание имеют важное значение, так как методы и средства автоматики нашли широкое применение в различных отраслях народного хо­зяйства.

Автоматика — отрасль науки и техники об управлении и конт­роле протекания различных процессов, действующих без непосред­ственного участия человека. Более конкретное (узкое) определение автоматики — это совокупность методов и технических средств, исключающих участие человека при выполнении операций кон­кретного процесса.

Автоматизация — процесс, при котором функции управления и контроля осуществляются методами и средствами автоматики. В применении к любому производству автоматизация характери­зуется освобождением человека от непосредственного выполнения функций управления производственными процессами и передачей этих функций автоматическим устройствам. Понятие автоматиза­ции имеет широкое содержание, включающее комплекс техниче­ских, экономических и социальных вопросов. Техническая направ­ленность автоматизации позволяет организовать технологические процессы с такой скоростью, точностью, надежностью и экономич­ностью, которые человек обеспечить не может. Экономическая на­правленность позволяет получить сравнительно быструю окупае­мость первоначальных затрат за счет снижения эксплуатационных расходов и повышения объема и качества выпускаемой продукции, а социальная направленность позволяет изменить характер и улучшить условия труда человека.

По степени автоматизации производства различают частичную, комплексную и полную автоматизацию.

Частичная автоматизация — это автоматическое выполнение отдельных производственных операций, осуществляемое в тех случаях, когда определенные технологические процессы вследст­вие своей сложности или быстродействия невыполнимы для чело­века. Функции человека при частичной автоматизации определя­ются технологическим процессом и сводятся к участию в произ­водственных операциях, контроле и управлении. Частично автоматизируется, как правило, действующее производственное обору­дование, причем наиболее эффективно автоматизировать техноло­гический процесс, который сравнительно легко можно функционально выделить из общего производства.

Комплексная автоматизация — автоматическое выполнение всех основных производственных операций участка, цеха, завода, элек­тростанции и т. д. как единого взаимосвязанного комплекса. Функ­ции человека при комплексной автоматизации ограничиваются контролем и общим управлением. При комплексной автоматизации отдельные автоматические регуляторы и программные устройства должны быть связаны между собой, и образовывать единую систе­му управления.

Полная автоматизация — высшая ступень, при которой автома­тизируются все основные и вспомогательные участки производст­ва, включая систему управления и контроля. Управление и конт­роль автоматизируются с помощью вычислительных машин или специализированных автоматических устройств. Функции человека при полной автоматизации сводятся к наблюдению за работой оборудования и устранению возникающих неисправностей.

При определении степени автоматизации следует учитывать прежде всего экономическую эффективность и техническую целе­сообразность в условиях конкретного производства.

В зависимости от выполняемых функций автоматизация клас­сифицируется на следующие основные виды: управление, контроль, сигнализация, блокировка, защиты и регулирование.

Управление — это совокупность действий, направленных на под­держание функционирования объекта в соответствии с заданной программой, выполняемых на основе определенной информации о значениях параметров управляемого процесса (приведенное опре­деление термина «управление» имеет в основном технический смысл применительно к изучаемому предмету).

Любой процесс управления в каждый момент времени харак­теризуется одним или несколькими показателями, которые отра­жают физическое состояние управляемого объекта (температура, скорость, давление, электрическое напряжение, ток, электромаг­нитное поле и т. д.). Эти показатели в процессе управления долж­ны изменяться по какому-либо закону или оставаться неизменны­ми при изменении внешних условий и режимов работы управляе­мого устройства. Такие показатели называются параметрами управляемого процесса.

С точки зрения автоматизации производства управление раз­деляется на автоматическое и полуавтоматическое.

При автоматическом управлении подача команд на управляе­мый объект осуществляется от специальных устройств либо по заданной программе, либо на основании информации контролируе­мых параметров. При полуавтоматическом управлении контроль работы управляемого объекта и подачи команд осуществляется частично оператором. Полуавтоматическое управление может быть местным или дистанционным. При местном управлении аппараты

управления и контроля размещаются рядом с объектом, при ди­станционном — на любом расстоянии от объекта.

Автоматический контроль — автоматическое получение и обра­ботка информации о значениях контролируемых параметров объекта с целью выявления необходимости управляющего воздей­ствия. Автоматический контроль можно рассматривать как состав­ную часть автоматического управления, так как для протекания процесса по заданной программе необходимо иметь информацию о значениях контролируемых параметров, с тем чтобы оказывать при необходимости управляющее воздействие. Контроль может быть непрерывным и дискретным. Непрерывный контроль — это контроль, при котором контролируемые параметры постоянно со­поставляются с заданными значениями. Дискретный контроль — это контроль, при котором сопоставление параметров осуществля­ется периодически. Контроль также классифицируется на местный и дистанционный. Местный контроль — это контроль, при котором наблюдение за состоянием параметров осуществляется непосред­ственно у объекта, при дистанционном контроле наблюдение за состоянием параметров осуществляется на расстоянии от объекта.

Сигнализация — это преобразование информации о функциони­ровании контролируемого объекта (о значении характерных пара­метров) в условный сигнал, понятный дежурному или обслуживаю­щему персоналу. Сигнализация обычно разделяется на технологи­ческую и аварийную. Технологическая сигнализация извещает пер­сонал о ходе процесса при возможных допустимых отклонениях контролируемых параметров. Извещение может быть в виде све­товых сигналов (загорание или мигание ламп, табло и т. д.), а также сочетанием световых и звуковых сигналов. Аварийная сиг­нализация извещает об отклонениях контролируемых параметров технологического процесса за допустимые пределы и необходи­мость вмешательства персонала. Аварийное извещение должно отличаться от.технологического по своему логическому восприя­тию. Обычно оно выполняется в виде световых и звуковых сиг­налов.

Пример технологической и аварийной сигнализации — это функционирование релейной защиты электрической станции. При заданных значениях напряжения и тока постоянно горящее све­товое табло свидетельствует о нормальном режиме работы высо­ковольтного оборудования. При отклонении напряжения и тока электрической сети за допустимые значения срабатывает релейная защита и световое табло начинает мигать в сопровождении зву­ковых прерывистых сигналов.

Блокировка — это фиксация механизмов, устройств в опреде­ленном состоянии в процессе их работы. Блокировка позволяет сохранить механизм, устройство в фиксированном положении после получения внешнего воздействия. Блокировка повышает безопасность обслуживания и надежность работы оборудования, обеспечивает требуемую последовательность включения механиз­мов, устройств, а также ограничивает перемещение механизмов в пределах рабочей зоны. Примером блокировки может служить устройство высоковольтного выключателя. Механизм блокировки устроен таким образом, что включение выключателя возможно только при закрытой лицевой панели.

Автоматическая защита — это совокупность методов и средств, прекращающих процесс при возникновении отклонений за допу­стимые значения контролируемых параметров. Так, например, при перегрузках или коротких замыканиях в электрических сетях происходит срабатывание определенного вида защиты (тепловой, максимального тока и т. д.) и автоматическое отключение аварий­ных участков. В ряде случаев устройства защиты одновременно выполняют функции управления. Например, для повышения уров­ня бесперебойности электроснабжения защитные устройства с одновременным отключением аварийной цепи автоматически вклю­чают резервные цепи.

Автоматическое регулирование — это автоматическое обеспе­чение заданных значений параметров, определяющих требуемое протекание управляемого процесса в соответствии с установленной программой. Автоматическое регулирование можно рассматривать как составную часть автоматического управления.

Параметры управляемого процесса, подлежащие заданным изменениям или стабилизации, называют регулируемыми пара­метрами.

Устройство, аппарат или изделие, у которых регулируются один или несколько параметров, называют объектом автоматического регулирования .

Устройство, обеспечивающее автоматическое поддержание за­данного значения регулируемого параметра в управляемом объек­те или его изменения по определенному закону, называют регу­лятором.

Совокупность объекта регулирования и автоматического регу­лятора называют системой автоматического регулирования (САР).

В системе автоматического регулирования различают прямую и обратную связь.

Прямая связь — это воздействие каждого предыдущего элемен­та регулятора на последующий.

Обратная связь — воздействие одного из последующих элемен­тов регулятора на предыдущий. Обратная связь бывает положи­тельной, когда направление ее воздействия совпадает с направле­нием воздействия предыдущего элемента на последующий, и отри­цательной в противоположном случае.

Основной раздел

2.1. Процесс обессоливания нефтей

При глубоком обезвоживании некоторых нефтей, в пластовой воде которых содержится мало солей, про­исходит почти полное их удаление. Однако большинство нефтей нуждается в дополнительном обессоливании.

В некоторых случаях для обессоливания используется термо­химический метод, но чаще применяется способ, сочетающий термо­химическое отстаивание с обработкой эмульсии в электрическом поле. Установки последнего типа носят название электрообессоливающих (ЭЛОУ).

Технологическая схема установки электрообессоливания нефти приводится на рис. 1. Нефть, в которую введены про­мывная вода, деэмульгатор и щелочь, насосом Н-1 прокачивается через теплообменник 7-1 и пароподогреватель Т-2 в электродегидратор первой ступени Э-1. Здесь удаляется основная масса воды и солей (содержание их снижается в 8-10 раз.) На некоторых установках ЭЛОУ перед Э-1 находится термохимическая ступень. Из Э-1 нефть поступает в электродегидратор второй ступени Э-2 для повторной обработки. Перед Э-2 в нефть вновь подается вода. Общий расход воды на обессоливание составляет 10% от обраба­тываемой нефти. На некоторых установках свежая вода подается только на вторую ступень обессоливания, а перед первой ступенью с нефтью смешиваются промывные воды второй ступени. Так удается снизить расход воды на обессоливание вдвое.

Обессоленная нефть из Э-2 проходит через теплообменник Т-1, холодильник и подается в резервуары обессоленной нефти. Вода, отделенная в электродегидраторах, направляется в нефтеотделитель Е-1 для дополнительного отстоя. Уловленная нефть возвращается на прием сырьевого насоса, а вода сбрасывается в промышленную канализацию и передается на очистку.

2.2. Основные виды электрообессоливающих установок

Глав­ным аппаратом установки является электродегидратор — емкость, снабженная электродами, к которым подводится переменный ток высокого напряжения. В эксплуатации на промысловых и завод­ских установках ЭЛОУ находятся электродегидраторы различных конструкций: вертикальные, шаровые и горизонтальные.

Вертикальный электродегидратор (рис. 2) представляет собой цилиндрический сосуд диаметром 3 м, высотой 5 м и объемом 30 м3. Внутри находятся электроды — металлические пластины, подвешенные на фарфоровых изоляторах. Ток подается к электро­дам от двух повышающих трансформаторов мощностью по 5 ква (киловольтампер) каждый. Напряжение между электродами от 15 до 33 кв.

Сырье вводится в электродегидратор через вертикальную, вмон­тированную по оси аппарата трубу, которая на половине высоты дегидратора заканчивается распределительной головкой. Головка устроена так, что через ее узкую кольцевую щель эмульсия нефти и воды вводится в виде тонкой веерообразной горизонтальной струи. Обработанная нефть выводится в центре верхнего днища электродегидратора, а отстоявшаяся вода — через нижнее днище.

Недостатком вертикальных электродегидраторов, приведшим к их вытеснению более современными конструкциями, является низкая производительность, недостаточно высокая температура обессоливания. Из-за низкой производительности на установках ЭЛОУ приходилось соединять параллельно 6-12 аппаратов. На мощных электрообессоливающих установках, построенных в 1955-1970 гг., применяются шаровые электродегидраторы емко­стью 600 м3 и диаметром 10,5 м. Производительность такого дегидратора (рис. 3) равна 300-500 м3 /ч. Принцип его действия тот же, что и вертикального аппарата, но вместо одного стояка с рас­пределительной головкой для ввода сырья и одной пары электро­дов в шаровом электродегидраторе их по три.

Шаровые дегидраторы имеют в 10-15 раз большую произво­дительность, чем вертикальные, но они громоздки и трудоемки в изготовлении. Кроме того, они не могут эксплуатироваться при высоком давлении. Повышение расчетного давления электродегидратора привело бы к большому перерасходу металла на аппарат.

За последние годы в нашей стране и за ее пределами получили распространение горизонтальные электродегидраторы. Конструк­ция такого аппарата, рассчитанного на давление до 18аг и тем­пературу процесса 140-160°С, приведена на рис. 4. Горизонталь­ные электродегидраторы имеют диаметр 3-3,4 н и объем 80 и 160 м3. Повышение расчетного давления и температуры играет большую роль, так как позволяет проводить глубокое обезвожи­вание и обессоливание трудно обессоливаемых нефтей.

Электроды в горизонтальном электродегидраторе расположены почти посредине аппарата. Они подвешены горизонтально друг над другом. Расстояние между ними составляет 25-40 см.

Ввод сырья в горизонтальный электродегидратор осуществля­ется через расположенный вдоль аппарата горизонтальный маточ­ник. Поступая в аппарат, нефть попадает в слой отстоявшейся воды, а затем — в зону под электродами, в межэлектродное про­странство, и, наконец, в зону над электродами. В верхней части дегидратора располагаются выкидные коллекторы обработанной нефти. Достоинством этой конструкции является большой путь движения нефти и время ее пребывания в аппарате, так как ввод сырья расположен значительно ниже, чем в других электродегидраторах. При этом улучшаются условия отстаивания воды.

Кроме того, в горизонтальном электродегидраторе крупные частицы воды выпадают из нефти еще до попадания в зону силь­ного электрического поля, расположенную в межэлектродном про­странстве. Поэтому в нем можно обрабатывать нефть с большим содержанием воды, не опасаясь чрезмерного увеличения силы тока между электродами.

Сравнение эффективности электродегидраторов различной кон­струкции показывает несомненные преимущества горизонтальных аппаратов. Удельная производительность последних в 2,6 раза больше, чем шаровых, а удельный расход металла — на 25% меньше.

Режим обессоливания. Температура и давление про­цесса обессоливания во многом зависят от конструкции аппарата. Большое значение имеют свойства обессоливаемой нефти. Многие нефти хорошо обессоливаются при 70-90°С. Однако для таких нефтей, как ромашкинская, особенно в тех случаях, когда они поступают с промыслов плохо подготовленными, приходится повы­шать температуру обессоливания до ПО-160°С. Повышение тем­пературы обессоливания увеличивает электрическую проводимость и силу тока, усложняет условия работы изоляторов.

Важное значение имеет равномерная подача в нефть деэмульгатора. Расход деэмульгаторов на ЭЛОУ составляет: НЧК-ог 500 до 5000 а/т, ОЖК-от 20 до 60 а/г. ОП-10 — от 35 до 50 г1т нефти. Деэмульгатор НЧК подается в нефть в чистом виде, а неионогенные деэмульгаторы — в виде 2-5%-ных водных растворов.

В нефть также подается щелочь, которая необходима для созда­ния при обессоливании нейтральной или слабощелочной среды. В такой среде ускоряется процесс деэмульсации, уменьшается сила тока в электродегидраторах и коррозия аппаратуры. Расход щелочи составляет до 50 г/т нефти.

2.3. Установка ЭЛОУ-АВТ-6

Установка ЭЛОУ АВТ-6 проиводительностью 6 млн.т/год осуществляет процессы обезвоживания и обессоливания нефти, ее атмосферно-ваккуумную перегонку и вторичную перегонку бензина. Схема этой установки представлена на рисунке.

Исходная нефть после смешения с деэмульгатором, нагретая в теплообменниках1, четырьмя параллельными потоками проходит через две ступени горизонтальных электродегидраторов 2, где осуществляется обессоливание. Далее нефть после дополнительного нагрева в теплообменниках направляется в отбензинивающую колонну 3. Тепло вниз этой колонны подводится горячей струей XV, циркулирующей через печь 4.

Частично отбензиненная нефть XIV из колонны 3 после нагрева в печи 4 направляется в основную колонну 5, где осуществляется ректификация с получением паров бензина сверху колонны, трех боковых дистиллятов VIII,IX и X из отпарных колонн 6 и мазута XVI снизу колонны. Овод тепла в колонне осуществляется верхним испаряющим орошением и двумя промежуточными циркуляционными орошениями. Смесь бензиновых фракций XVIII из колонн 3 и 5 направляется на стабилизацию в колонну 8, где сверху отбираются легкие головные фракции (жидкая головка), а снизу- стабильный бензин XIX.Последний в колоннах 9 подвергается вторичной перегонке с получением узких фракций, используемых в качестве сырья для каталитического риформинга. Тепло вниз стабилизатора 8 и колонн вторичной перегонки 9 подводится циркулирующими флегмами XV, нагреваемыми в печи 14.

Мазут XVI из основной колонны 5 в атмосферной секции насосом подается в вакуумную печь 15, откуда с температурой 420 С направляется в вакуумную колонну 10. В нижнюю часть этой колонны подается перегретый водяной пар XVII. Сверху колонны водяной пар вместе с газообразными продуктами разложения поступает в поверхностные конденсаторы 11, откуда газы разложения отсасываются трехступенчатыми пароэжекторными вакуумными насосами. Остаточное давление в колонне 50 мм рт. Ст Боковым погоном вакуумной колонны служат фракции XI и XII, которые насосом через теплообменник и холодильник направляются в емкости. В трех сечениях вакуумной колонны организовано промежуточное циркуляционное орошение. Гудрон XIII снизу вакуумной колонны откачивается насосом через теплообменник 1 и холодильник в резервуары.

Аппаратура и оборудование АВТ-6 занимают площадку 265х130м, или 3.4га. В здании размещены подстанция, насосная для перекачки воды и компрессорная. Блок ректификационной аппаратуры примыкает к одноярусному железобетонному постаменту, на котором, как и на установке АТ-6, установлена конденсационно-холодильная аппаратура и промежуточные емкости. Под первым ярусом постамента расположены насосы технологического назначения для перекачки нефтепродуктов. В качестве огневых нагревателей мазута, нефти и циркулирующей флегмы применены многосекционные печи общей тепловой мощностью около 160 млн.ккал/ч с прямым сводом, горизонтальным расположением радианных труб двустороннего облучения и нижней конвекционной шахтой. Печи потребляют жидкое топливо, сжигаемое в форсунках с воздушным распылом. Предусмотрена возможность использования в качестве топлива газа. Ниже приведены технико-экономические показатели установок АВТ различной производительности ( на 1т.нефти.):

Производительность, млн. т/год 1 2 3 6
Топливо жидкое, кг 38,5 30,7 32,4 27,7
Электроэнергия, квт.ч 2,62 2,26 5,68 3,97
Вода, м3 21,7 15,5 8,51 4,47
Пар водяной(со стороны), млн. ккал 0,11 0,09 0,008
Эксплуатационные расходы, руб/год 1,0 0,79 0,63 0,44
Капитальные затраты, руб 1,76 1,30 1,24 1,05
Расход металла на аппаратуру, кг 1,86 1,64 1,26 0,58
Производительность труда на 1 раб., тыс.т 33,6 66,7 75,0 66,7
Краткая характеристика технологического оборудования

Печи трубчатые факельные

Теплопроизводительность печей:30.3, 38.52, 20.85, 29.66 млн.ккал/ч

Предназначены для нагрева сырья до температуры испарения требуемых фракций при переходе нагретого сырья в ректификационную колонну

Колонна предварительного испарения

Диаметр-5000мм; высота-32500мм; расчетное давление-8кг/см;

расчетная температура-240/360C; 24 тарелки клапанные,2-х поточные-10шт, 4-х ппоточные-14шт;

материал FG36TxTCr13

Вакуумная колонна

Высота-33600ммм; Dч-4500мм,Dс-9000; Dф-3000мм;

Расчетное давление-40 мм. рт.ст; расчетная температура-400С;

Материал- FG36T/12

Атмосферная колонна

Длина-5000мм; высота-52500мм; расчетное давление-6 мм.рт. ст;

Расчетная температура-290-400С; 50 тарелок 2-х поточные клапанные;

Материал- FG36TxCr13

2.4. Расчет электродегидратора

В основе расчета элетродегидратора лежит выражение определяющее скорость движения капель в электрическом поле

, где

x — электрическая постоянная определяющая заряд движущейся капли; Е – градиент электрического поля, В/м; Dп – диэлектрическая проницаемость среды; n — кинематическая вязкость, м2 /с.

Для лучшего отстаивания нефти в эмульсию нефть-вода добавляют деэмульгатор, который способствует более быстрому укрупнению капель и, тем самым ускоряет процесс отстаивания. На УПН «Быстринскнефть» используется дипроксамин, как импортного, так и российского производства. Количество ПАВ рассчитывают по следующей формуле [8, с. 148]

, где

Предельную концентрацию молекул ПАВ определяют на основе уравнения Лэнгмюра [8, с. 117]

, где

с0– начальная концентрация осаждаемого вещества (вода); a — постоянная Лэнгмюра.

Величину Г находят по уравнению Гиббса [8, с. 86]

, где

R – удельная газовая постоянная, Дж/(кг×К); Т – температура; Ds/Dс – градиент изменения поверхностного натяжения на изменение концентрации реагента. Постоянная Лэнгмюра a, определяется по изотерме поверхностного натяжения (пример расчета изотермы даны в работе [8, с. 84]) или по формуле

, где

d — толщина поверхностного слоя, м; W – работа адсорбции, Дж/кг; R0– удельная газовая постоянная; Т – температура.

Величину Гm можно найти по формуле

, где

Sm – поперечное сечение частицы ПАВ, м2 .

Коэффициент распределения вещества равен

, где

N0– мольная доля ПАВ; Nв – мольная доля воды.

Следующие величины обозначают

Sl – поперечное сечение капель эмульсии, м2; cl – предельная концентрация эмульсии; Vнепр – объем в котором идет непрерывный процесс деэмулгирования; Vдист – объем дисперсной среды.

Процесс электрообезвоживания и обессоливания существует уже не один десяток лет, и все основные аппараты стандартизованы. Если еще учесть то, что в имеющейся литературе отсутствуют данные по расчету различных коэффициентов, необходимых для расчета электродегидратора. Условно принимаем элетродегидратор, как стандартизованный аппарат.

В таб. 1 приведены характеристики дегидраторов горизонтального типа в основном используемы в Казахстане.

Характеристики горизонтальных электродегидраторов.

Таблица 1

Показатель
Емкость, м3 80 100 160 190
Диаметр, м 3 3 3,4 3,4
Длина, м 11,6 14,2 17,6 21,0
Производительность, кг/ч 68500 91300 114100 350700

Для обоснования выбора именно горизонтального электродегидратора приведена таб. 2. и таб. 3. Можно с уверенностью сказать, что горизонтальный дегидратор легче и дешевле стоит, а по производительности не отстает от своих конкурентов.

Сравнительные показатели работы ЭГ.

Таблица 2

Показатель Вертикальный Шаровой Горизонтальный Горизонтальный-цилиндрический
Сечение в месте установки электрода, м2 8,14 98 33,2 33,2
Площадь электродов, м2 6,6 31,2 29,8 19,6
Для сечения аппарата зона электродов, % 81,0 52,5 90,0 59,0
Время пребывания, с:
в межэлектродном пространстве 0,023 0,008 0,084 0,023
в аппарате 0,163 0,013 0,013
Скорость подачи нефти, м/ч 10-15 3-3,4 3-3,4

Показатели работы электродегидраторов различных типов. Таблица 3

Наименование величины Вертикальный Шаровой Горизонтальный
Производительность, м3 /ч 25 400 200
Объем, м3 30 600 160
Сечение, м2 7 86 60
Линейная скорость, м/ч 4,3 7 2,7
Размеры, м:
диаметр 3 10,5 3,4
длина (высота) 5 17,6
Рабочее давление, МПа 0,4 0,7 1,0
Масса аппарата, кг 1×105 0,37×105

Все основные параметры работы электродегидратора принимаются следующие [9]:

· производительность по жидкости 350 кг/час;

· рабочее давление 0,8 МПа;

· расход реагента-деэмульгатора (дипроксамин), 20-25 г/т;

· оптимальную температуру нагрева нефти, 45-50°С;

· ток внешней фазы электродегидратора 240А.

Основные размеры электродегидратора:

· длина области отстаивания 21000 мм;

· общая длина аппарата 23720 мм;

· внутренний диаметр 3400 мм;

· толщина стенки 46 мм;

· ввод сырья Æ300 мм;

· вывод нефти Æ250´2;

· вывод соленой воды Æ200´1;

· удаление шлама Æ300´3;

· откачка нефти Æ150´1;

3. Заключение.

В заключение курсового проекта можно сказать, что в процессе его создания были выполнены следующие цели:

· изложены основные концепции появления и развития добычи подготовки нефти;

· изложены основные понятия об автоматике в целом и автоматизации технологических процессов в нефтегазовой отрасли в частности;

· изложены основные принципы разделения эмульсии нефть-вода;

· приведена и описана основная аппаратура, используемая для обезвоживания нефти;

· приведена технологическая схема электрообессоливающей установки Атырауского НПЗ;

· изображен принцип расчета электродегидратора и приняты его основные размеры;

Все эти цели достигнуты с положительным результатом. За время проделывания курсовой работы овладели новыми знаниями в области первичной подготовки нефти, и получили навыки при разработке схемы автоматизации технологических процессов.

4. Список использованной литературы

1. Левинтер М.Е., Ахметов С.А. Глубокая переработка нефти. М., 1992.

2. www.ngfr.ru/

3. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. «Химия и технология нефти и газа». Ленинград, «Химия», 1972.

4. Скобло А.И., Трегубова И.А., Егоров Н.Н. «Процессы и аппараты, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности». Москва, Государственное научно-техническое изд., 1962.

5. Нестеров И.И., Рябухин Г.Е. «Тайны нефтяной колыбели». Свердловск, Средне-Уральское книжное издательство, 1984.

6. Судо М. М. «Нефть и горючие газы в современном мире». Москва, Недра, 1984.

7. Рабинович Г. П., Рябых П.М., Хохряков П.А., под ред. Судакова Е.Н. «Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки». Справочник. Москва, «Химия», 1979.

8. Дриацкая З.В., Мхчиян М.А., Жмыхова Н.М. и другие «Нефти СССР. Том 4». Москва, «Химия», 1974.

9. Рабинович В.А., Хавин З.Я. «Краткий химический справочник». Санкт-Петербург, «Химия», 1994.

10. Под ред. Е.Г. Дудникова. Автоматическое управление в химической промышленности: Учебник для ВУЗов. — М.: Химия, 1987. 168 с., ил.

11. Стефани Е.П. Основы построения АСУ ТП: — М.: Энергия,1982. -352 с, ил.

12. Т. П.Сериков, Б.Б.Оразбаев, К.М.Джигитчеева. Технологические схемы переработки нефти и газа в Казахстане: — Москва, 1994.

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Филиал государственного

бюджетного
образовательного учреждения

высшего
профессионального образования

«Самарской
государственный технический университет»

в г. Сызрани

Кафедра
АТПП

Доклад

по дисциплине
«Интегрирование САУ»

на тему

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

285

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.

СКВАЖИНА,
ОБОРУДОВАННАЯ ЭЦН

1. Давление на
буфере – измерение и сигнализация.

2. Давление затрубное
– измерение и сигнализация.

3. Уровень в затрубном
пространстве – измерение.

4. Недогрузка по
току – измерение, сигнализация.

5. Перегрузка по
току – измерение, защита, сигнализация.

6. Ток электродвигателя
насоса – измерение, защита, сигнализация.

7. Сопротивление
изоляции кабеля – измерение, защита.

8. Температура
статорной обмотки ПЭД – защита,
сигнализация.

9. Скорость вращения
турбины – регулирование, сигнализация.

10. Давление на
выкиде насоса – измерение, защита,
сигнализация.

11. Давление на
приеме насоса – измерение, защита,

сигнализация.

12. Состояние насоса
– сигнализация.

13. Температура
насоса – защита, сигнализация.

14. Давление масла
в компенсаторе – измерение, сигнализация.

15. Ток по фазе А,
В, С – измерение.

16. Напряжение по
фазе А, В, С – измерение.

17. Уровень вибрации
– измерение.

18. Мгновенная
активная мощность – измерение.

19. Мгновенная
реактивная мощность – измерение.

20. Ваттметрирование.

Автор статьи

Демьян Бондарь

Эксперт по предмету «Автоматизация технологических процессов»

преподавательский стаж — 5 лет

Задать вопрос автору статьи

Задачи и цели автоматизации в нефтяной промышленности. Объекты автоматизации

Определение 1

Автоматизация – это использование экономико-математических методов, систем управления и технических средств, которые полностью или частично освобождают человека от процессов передачи, получения, преобразования и использования материалов, энергии или информации.

К основным задачам и целям автоматизации в нефтяной промышленности относятся:

  1. Сокращение потерь нефти и воды благодаря оптимизации режимов подготовки, добычи и транспортирования полезного ископаемого.
  2. Увеличение объема поставок нефти конечному потребителю, а также увеличение технико-экономических показателей благодаря уменьшению простоев основных производственных фондов.
  3. Выполнение производственных требований технологического регламента, исключение ошибок производственного персонала во время технологических процессов.
  4. Организация управления, которое обеспечивает получение необходимого конечного продукта по количеству и качеству при сведении к минимуму использования сырья, энергии и вспомогательных материалов.
  5. Улучшение условий труда персонала благодаря централизации рабочих мест.
  6. Увеличение уровня безопасности технологических процессов благодаря использованию высоконадежных средств сигнализации, блокировки и защиты с минимальными периодами реагирования.
  7. Увеличение уровня экологической безопасности благодаря организации процесса контроля качества готовой продукции, сточных вод и выбросов в атмосферу.
  8. Реализация дистанционного управления всем комплексом сооружений и оборудования из диспетчерского пункта, то есть превращение технологических установок в автоматизированные технологические звенья.

В нефтяной промышленности существуют основные и вспомогательные объекты автоматизации. К основным объектам относятся нефтяные скважины, резервуарные парки, нефтебазы, промежуточные и головные перекачивающие насосные станции, узлы учета нефти, участки магистрального трубопровода, пункты подготовки нефти к транспортировке, нефтеперекачивающие станции. К вспомогательным объектам автоматизации нефтяной промышленности можно отнести системы водо-, тепло-, энерго-, масло-, воздухоснабжения. Для конкретных нефтяных предприятий в качестве самостоятельных целей автоматизации могут выступать один или несколько технико-экономических, технических или экономических показателей, например:

  • для бурения скважин – увеличение скорости бурения, увеличение точности попадания забоя, сокращение затрат на сооружение скважины;
  • для процессов добычи, подготовки и транспортирования нефти – сведение к минимуму остановок добычи, исключение необходимости постоянного присутствия персонала, увеличение эффективности использования персонала, увеличение уровня безопасности, уменьшение потерь нефти, уменьшение удельного расхода воды, реагентов и энергии.

«Автоматизация в нефтяной промышленности» 👇

Особенности автоматизированных систем в нефтяной промышленности

В большинстве случаев система автоматизации нефтяного предприятия представляет собой двух-или трехуровневую систему. На данных уровнях реализуется непосредственное управление технологическими процессами. Особенности каждой конкретной системы определяются используемой на уровнях программно-аппаратной платформы.

В состав нижнего уровня системы входят разнообразные датчики, которые предназначены для сбора информации о протекании технологических процессов, а также электрические приводы и исполнительные устройства для реализации управляющих и регулирующих воздействий. Такие датчики поставляют полученные данные локальным контроллерам, которые обеспечивают: сбор, первичную обработку и хранение информации о состоянии оборудования, автоматическое огические регулирование и управление, исполнение команд с пункта управления, обмен данными с пунктом управления, а также самодиагностику работы программного обеспечения и состояния самого контроллера.

Верхний уровень представляет собой диспетчерский пункт, который состоит из одной или нескольких станций управления. Такие станции, в свою очередь, представляют собой автоматизированное рабочее место оператора. В некоторых случаях здесь устанавливается сервер базы данных. Станция управления используется для отображения хода технологического процесса и оперативного управления. Все аппаратные средства системы управления объединены между собой каналами связи. На нижнем уровне датчики взаимодействуют с датчиками, исполнительными устройствами и с блоками удаленного и распределенного ввода/вывода посредством сетей удаленного ввода/вывода. Локальные контроллеры верхнего и нижнего уровней связаны между собой при помощи управляющих сетей.

Находи статьи и создавай свой список литературы по ГОСТу

Поиск по теме