Лабораторная работа № 5. Автоматизация промыслового сбора нефти

На основе анализа особенностей и существующего положения в области автоматизации нефтедобывающих предприятий были выработаны «Основные положения по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий».

Главные из них: 1) унификация схем промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды; 2) рациональное размещение технологического оборудования на территории нефтедобывающего предприятия; 3) создание новых видов нефтепромыслового оборудования, высокопроизводительного, надежного, органически включающего средства автоматики; 4) определение рациональных объемов автоматизации и телемеханизации объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, попутного газа и воды; 5) разработка и внедрение новой организационной структуры автоматизированных нефтедобывающих предприятий.

На рис. 5.2 приведены принципиальная технологическая схема и схема контроля и автоматики гидроциклонного сепаратора. Сепарационные установки данного типа предназначены для первичной сепарации нефти, а также для обеспечения дальнейшего транспорта нефти и газа по трубопроводам к промысловым установкам.

Нефть попадает первоначально в гидроциклонный сепаратор 7, в который вмонтирована секция перетока 6, предназначенная для раздельного выхода из гидроциклона нефти и газа. Нефтегазовый поток попадает в гидроциклонный сепаратор через патрубок 5 определенного сечения с такой скоростью, которая обеспечивает наилучшие условия сепарации при колебаниях производительности до 20 %. Патрубок 5 монтируется относительно корпуса 7 так, чтобы обеспечить тангенциальный ввод в гидроциклонный сепаратор газонефтяной смеси. Вводимая таким способом газонефтяная смесь внутри корпуса гидроциклонного сепаратора находится в круговом спиральном движении, при котором возникают центробежные силы, прижимающие нефть, имеющую большую плотность в сравнении с газом, к стенкам. При этом газовый поток располагается в центре спирально вращающейся жидкости.

Рис. 5.2. – Принципиальная технологическая схема и схема контроля и

автоматики гидроциклонного сепаратора

В целом процесс разделения нефти и газа при тангенциальном вводе жидкости в гидроциклонный сепаратор существенно повышает эффективность процесса сепарации. Отсепарированные нефть и газ раздельно поступают через секцию перетока в верхнюю сепарационную емкость 4.

Верхний сепаратор предназначается в основном для очистки газа от сопутствующих капель жидкости. Для этой цели внутри верхней сепарационной емкости монтируются фильтры грубой 2 и тонкой 1 очистки. Кроме того, в верхней емкости имеется желоб 8, по которому нефть попадает на распределитель 3, обеспечивающий равномерность стока жидкости в нижнюю сепарационную емкость, связанную с верхней емкостью сточным патрубком 10. Нижний сепаратор 11 оборудуется наклонной сточной полкой 12, а также перегородками 13 и 9, создающими в первом случае канализационную секцию для сбора механических примесей, и во втором секцию для защиты поплавка регулятора уровня от воздействия струи жидкости, стекающей с полки 12. Полка 12 предназначается для повышения качества сепарации. Газ из жидкости, растекающейся по полке достаточно тонким слоем, выделяется значительно лучше, чем это могло быть при сливе нефти из верхней емкости в нижнюю без наклонной сточной полки.

Системой автоматизации таких сепарационных установок предусматривается следующее.

1. Автоматическое регулирование уровня нефти в сепараторе.

2. Автоматическая блокировка установки при аварийном повышении уровня и давления в сепараторе.

3. Передача аварийных сигналов на диспетчерский пункт.

Регулирование уровня нефти в сепараторе осуществляется двумя регуляторами. Процесс регулирования производится следующим образом: при увеличении количества поступающей на сепарационную установку сырой нефти уровень последней в сепараторе начинает повышаться. При этом регулятор уменьшит проходное сечение регулирующего клапана, установленного на газовой линии. В то же время проходное сечение клапана, установленного на нефтяной линии, увеличится.

Давление в сепараторе начнет возрастать, и в результате этого, а также в связи с увеличением проходного сечения клапана на нефтяной линии скорость сброса нефти из сепаратора станет выше прежней. Уровень нефти при этом начнет понижаться. При снижении уровня регулятор будет срабатывать так, что проходное сечение клапана на газовой линии станет увеличиваться, а на нефтяной уменьшаться. Скорость слива нефти уменьшится. Указанный процесс будет продолжаться до тех пор, пока расход нефти из сепаратора не станет равным притоку нефти в него.

Система автоматической блокировки установки при аварийном по-вышении давления включает указанные средства автоматики, кроме сигнализатора уровня. Вместо сигнализатора уровня используется электроконтактный манометр 1в, установленный на линии отвода газа после сепаратора.

Блочная установка вакуумной горячей сепарации. Установка (рис. 5.3) предназначена для снижения упругости паров товарной нефти (для отбора легких фракций из нефти) методом вакуумной горячей сепарации. Установка состоит из технологического блока и блока местной автоматики.

Технологический блок представляет собой горизонтальную ем-кость, установленную на металлических санях. Внутри емкости имеется ряд перегородок и полок, образующих отдельные секции и отсеки, увеличивающие общую площадь поверхности нефти, что значительно повышает эффективность отбора легких фракций.

Принцип работы установки заключается в следующем. Товарная нефть, нагретая в установках ее подготовки до температуры 80 С, поступает в емкость 1 технологического блока. В емкости вакуумным компрессором 5 постоянно поддерживается разряжение. В результате этого в процессе продвижения горячей нефти через перегородки 2 и по полкам 3 в емкости 1 интенсивно отделяются легкие углеводородные фракции нефти, которые, пройдя каплеуловитель 4, направляются в газосборную сеть. Нефть, скопившаяся в нижней части емкости, подается на установку учета товарной нефти.

Рис. 5.3. – Установка вакуумной горячей сепарации

Системой автоматизации предусматривается следующее:

· автоматическое регулирование уровня нефти в емкости технологического блока регулятором поз. 1б;

· измерение количества отсепарированного газа расходомером поз. 4;

· автоматическая блокировка и сигнализация при повышении давления в емкости и чрезмерном повышении уровня нефти (при срабатывании блокировки перекрывается линия подачи нефти в установку).

Концевые сепарационные установки. Концевые сепарационные установки (рис. 6.4) предназначены для осуществления последней ступени сепарации нефти при атмосферном или избыточном давлении.

В состав основного оборудования входят сепарационный блок, основание и трубопроводная обвязка. Сепарационный блок состоит из двух горизонтальных емкостей 1 и 2, размещенных друг над другом и соединенных между собой сточным патрубком 7. Меньшая сепарационная емкость 1 предназначена в основном для освобождения отсепарированного газа от сопутствующих ему капель жидкости. Для этого верхний сепаратор оборудуется фильтрами грубой 3 и тонкой 4 очистки газа. Нижняя сепарационная емкость осуществляет полную сепарацию нефти. Нижний сепаратор, расположенный на основании высотой 6…15 м, является также аккумулятором энергии отсепарированной жидкости, которая при этом получает возможность самотечного движения до резервуаров товарного парка. Работает установка следующим образом: газонефтяная смесь поступает в емкость 1, отделившаяся нефть в газосепараторе по лотку 5 попадает на распределитель 6, обеспечивающий равномерный сток нефти через сточный патрубок 7 в нижнюю сепарационную емкость. В емкости 2 имеется наклонная полка 8, по которой стекающая нефть движется тонким слоем, что повышает эффективность сепарации. Емкости 1 и 2 связываются между собой патрубком 10, предназначенным для выхода отсепарированного газа из нижней емкости в верхнюю. Поскольку в процессе работы газосепаратора от нефти отделяются различные механические примеси, то нижняя сепарационная емкость оснащается перегородкой 9, через которую переливается очищенная нефть.

Рис. 5.4. – Автоматизированная блочная концевая сепарационная установка

Концевые сепарационные установки оборудуются регуляторами уровня нефти (поз. 1б и 2б). Кроме того, системой автоматики осуществляется блокировка установки при аварийном взливе нефти, а также при повышении давления в емкости сепаратора. Производится местное измерение уровня и давления, а также сигнализация этих параметров при их повышении.

Комплексная система АСУТП на примере Усть–Тегусского месторождения ООО «РН-УватНГ»

В настоящее время к созданию автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) для новых объектов в промышленности и реконструкции действующих предъявляется ряд весьма жестких требований экономического и технологического характера. Система должна быть разработана и внедрена в сжатые сроки, полностью соответствовать предъявляемым на объекте требованиям по безопасности и качеству управления с возможностью модернизации и расширения.

Примером реализации такой системы может служить АСУТП ЦПС Усть-Тегусского месторождения, являющаяся частью распределенной АСУТП Уватского района

Центральный пункт сбора и подготовки нефти и газа является частью центра освоения Усть-Тегусского месторождения. В целом АСУТП Уватского района включает АСУТП добычи, подготовки и транспорта нефти на Урненском и Усть-Тегусском место-рождениях, а также систему управления технологической информацией.

Характеристика объекта автоматизации

Состав технологического оборудования: площадка сепараторов и КСУ, площадка глубокого обезвоживания, резервуары, насосная внешнего транспорта, насосная внутренней перекачки, площадка аппарата подготовки подтоварной воды, факельное хозяйство, дренажные емкости, сепараторы сеноманской воды, реагентное хозяйство, узлы учета нефти,

- узел слива-налива нефти,

- установка водоочистки,

- объекты противопожарной защиты.

АСУТП ЦПС имеет функционально и территориально-распределенную структуру и позволяет проводить ее расширение по мере наращивания производительности ЦПС.

Назначение АСУТП:

• автоматизация процессов сбора и получения достоверной информации с технологических объектов;

• оперативный контроль и управление процесса-ми подготовки нефти;

• повышение безопасности производства;

• снижение трудоемкости управления технологическими процессами;

• сокращение численности обслуживающего персонала;

• уменьшение простоев оборудования;

• повышение эффективности принятия решений по управлению технологическими процессами на базе единой системы диспетчеризации.

Функции системы:

- сбор и обработка информации с датчиков технологических параметров, вторичных приборов и под-систем;

- реализация защит и блокировок технологического оборудования в соответствии с принятыми алгоритмами;

- автоматическое регулирование заданных параметров и программно-логическое управление агрегатами;

- предоставление человеко-машинного интерфейса обслуживающему персоналу (АРМ оператора);

- управление технологическим оборудованием дистанционно (с АРМ) или по месту;

- архивирование всей технологической информации в реальном времени с возможностью последующего анализа, составления отчетов и т. п.;

Рис. 5.6. – Структура АСУТП ЦПС на Усть–Тегусском месторождении

Система имеет распределенную иерархическую структуру (рис. 5.6), в которой можно выделить следующие основные уровни:

• первичные средства автоматизации (измерительные преобразователи и датчики, приборы местного контроля, вторичные приборы, исполнительные устройства и механизмы);

• программно-аппаратные средства на базе программируемых логических контроллеров, оборудование промышленных сетей передачи данных, преобразователи интерфейсов и протоколов, система бесперебойного питания и т. п.;

• программно-аппаратные средства дистанционного контроля и управления технологическими процессами из операторского пункта;

Контрольные вопросы:

1) Перечислите основные положения по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий

2) Для чего предназначены гидроциклонные сепараторы и какие функции выполняет система автоматизации?

3) Для чего предназначена установка вакуумной горячей сепарации и какие функции выполняет система автоматизации?

4) Состав технологического оборудования АСУТП?

5) Назначение АСУТП?

6) Функции системы АСУТП?

7) Основные уровни АСУТП