Автоматизация насосного оборудования нефтяных месторождений

Софьин Евгений Андреевич АТПбзс-13-1

Руководитель: к.т.н. доцент Кормин А.М.

Содержание

 

ВВЕДЕНИЕ	3
1 Технологический  процесс на дожимной насосной  станции(ДНС)	4
1.1 Общая характеристика	4
1.2 Описание технологической  схемы	4
2 Автоматизация  технологического процесса на  ДНС	7
2.1 Описание функциональной схемы автоматизации	8
2.2 Выбор технических средств  автоматизации	10
2.2.1 Датчик измерения уровня	11
2.2.2 Датчика измерения  давления	13
2.2.3 Датчик измерения температуры	15
2.2.4 Датчика измерения  расхода	15
2.2.5 Датчик разности давления	17
2.2.6 Управление задвижками  и клапанами	18
3 Программируемый  логический контроллер	20
3.1 Обоснование выбора  контроллера	20
3.2 Выбор проектной конфигурации  контроллера	22
3.3 Разработка алгоритма  управления технологическим процессом	23
3.4 Верхний уровень управления	24
4 Безопасность  и эксплуатация объекта	32
4.1 Обеспечение безопасности  работников ДНС	32
4.2 Пожаробезопасность	33
4.3 Экологичность проекта	34
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	37
Список использованной литературы	38

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Создание современных АСУ ТП требует дальнейшего повышения качества управления за счет использования высокоэффективных алгоритмов управления. Использование таких алгоритмов сдерживалось их сложностью и аналоговой элементной базой. Вторым сдерживающим фактором являлась высокая трудоемкость разработки программного обеспечения (ПО) АСУ ТП.

Наиболее актуальной проблемой, является проблема реализации систем при которых  управление осуществляется не в ручную или аппаратно, а программно с помощью персонального компьютера, который является базовым компонентом средств управления.

Совершенствование средств контроля и управления приводит к уменьшению затрат, как человеческих сил, так и экономии финансовых затрат на приобретение  дорогостоящего оборудования, которое сильно уступает по своим характеристикам перед электронно - вычислительными машинами.

Современное техническое предприятие помимо оборудования, обеспечивающего выпуск готовой продукции, имеет ряд системы обеспечивающих безопасность жизнедеятельности предприятия.

Программные комплексы позволяют диспетчерам одновременно контролировать разнородное оборудование, расположенное в здании, что существенно повышает надежность и эффективность работы системы электроснабжения и снижает затраты на ее эксплуатацию.

Объектом исследования является дожимная насосная станция ДНС.

Целью данного проекта является разработка автоматизированной системы контроля и управления технологическим процессом дожимной насосной станции (ДНС) на базе программируемого контроллера.

 

1. Технологический  процесс на дожимной насосной станции(ДНС)

 

1.1 Общая характеристика

 

Дожимная насосная станция - технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки.

Оборудование ДНС, прежде всего насосы, сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования в направлении высоконапорных участков через системы сбора и подготовки.

Функционирование дожимной насосной станции регламентируется двумя нормативными документами. Это технологическая схема и технический регламент. Они утверждаются техническим руководителем предприятия по добыче и транспортировке нефти и газа.

Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ недостаточно.

Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ - под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной емкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.

На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок, а так же после сепарации поступает в буферную емкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу. После прохождения данного технологического этапа нефть поступает в нефтепровод.

 

 

1.2 Описание технологической  схемы

 

Дожимная насосная станция предназначена для:

• приема сырой нефти по нефтепроводам от скважин;
• подготовки нефти путем отделения попутного газа и пластовой воды;
• очистки пластовой воды;
• оперативного учета нефти, пластовой воды, газа;
• перекачки нефти для дальнейшей подготовки на центральный пункт подготовки нефти (ЦППН);
• перекачки пластовой воды в общую систему кустовых насосных станций (КНС) для дальнейшей закачки в пласт;
• очистки попутного нефтяного газа от капельной жидкости.

Полная мощность ДНС - 20000 м3 жидкости в сутки.

Управление объектами, входящими в состав ДНС, осуществляется из единой операторной.

Обводненная нефть со скважин месторождения по двум трубопроводам диаметром 426 мм через задвижки поступает в сепараторы С-1÷7, где при давлении 0,2-0,8 МПа происходит предварительное отделение газа от обводненной нефти (приложение А).

Газ из сепараторов С-1÷7 по трубопроводу диаметром 426 мм через задвижки и клапан-регулятор поступает в газосепараторы ГС-1÷6.

Частично разгазированная нефть из сепараторов первой ступени поступает в отстойники горизонтальные (ОГ-1-4), затем в сепараторы второй ступени (БЕ-1÷5) через задвижки и клапан-регулятор, где происходит дальнейшее отделение газа от обводненной нефти.

Отделившийся в БЕ-1÷5 газ направляется в гасосепараторы ГС-1÷6, через задвижки и клапан-регулятор. Отсепарированная жидкость через задвижки и клапан-регулятор направляется в горизонтальные отстойники ОГ-1÷4 для отделения воды от нефти.

Водонефтяная эмульсия поступает в отстойники через два патрубка, находящихся в нижней части аппарата, диаметром 700 мм.

Нефть из отстойников через патрубки, расположенных сверху аппарата, диаметром 325 мм, через задвижки направляется на сепарацию в БЕ-1÷5, где происходит дальнейшее отделение газа от нефти.

Нефть из БЕ через задвижки и фильтры по коллектору приема поступает на прием нефтяных насосов по трубопроводу диаметром 325 мм и откачивается через задвижки для дальнейшей подготовки на центральный сборный пункт

Газосепараторы (ГС) предназначены для улавливания унесенной газом капельной жидкости из С-1÷7. Уловленная в газосепараторе жидкость стекает по трубопроводу через задвижки в линию входа обводненной нефти в ОГ или через задвижки на вход в БЕ.

Газ из газосепараторов через задвижки, клапан-регулятор и через узлы учета газа №1,2 самодавлением направляется на газоперерабатывающее предприятие. Давление в газосепараторе поддерживается клапаном-регулятором, смонтированным на линии выхода газа на ГС.

Подтоварная вода из отстойников ОГ-1÷4 через задвижки поступает по трубопроводам диаметром 426 мм в резервуары РВС-1÷3. Подтоварная вода поступает в резервуар через распределительные устройства, находящиеся в нижней части резервуара, для равномерного распределения жидкости по всей площади резервуара, где происходит окончательное отделение нефти от воды. Из резервуаров подтоварная вода поступает по трубопроводам диаметром 426 мм через задвижки на прием насосов, которыми вода откачивается через узлы учета воды (УУВ) и задвижки на кустовую насосную станцию (КНС) для дальнейшей закачки ее в пласт. Схемой предусмотрена как последовательная, так и автономная работа каждого из резервуаров.

Резервуары снабжены дыхательными клапанами, замерными и световыми люками, а также люк-лазами.

В случае аварии на напорном нефтепроводе или в других случаях, схемой предусмотрена работа РВС-2 в качестве аварийного резервуара, для накопления нефти.

Для производства ремонтных работ и периодического технического освидетельствования, схемой предусмотрена работа сепаратора С-2 в качестве буферной емкости БЕ.

Для отключения нефтегазосепараторов (НГС), схемой предусмотрена байпассная линия задвижки.

Для предохранения аппаратов от разрывов и повреждений в случае превышения давления выше допустимого на аппаратах первой и второй ступени сепарации, газосепараторе и отстойниках установлены пружинные предохранительные клапаны.

Для защиты насосов внешней откачки нефти от попадания посторонних предметов на приемных трубопроводах установлены фильтры, также они установлены перед расходомерами «НОРД» на УУН.

На станции установлены два блока реагентного хозяйства, откуда плунжерным дозировочным насосом подается:

деэмульгатор во входные трубопроводы перед задвижками (для улучшения процесса разделения водонефтяной эмульсии в отстойниках);

метанол в газопровод (для предотвращения гидратообразований).

Для сброса утечек сальников насосов перекачки подтоварной воды имеется также подземная емкость ЕП-2, откуда насосом жидкость откачивается в приемный коллектор, утечки сальников насосов перекачки нефти поступают в подземную емкость ЕП-1.

 

2 Автоматизация  технологического процесса на  ДНС

 

АСУ ТП ДНС предназначена для автоматизированного контроля и управления в реальном масштабе времени основными и вспомогательными технологическими процессами.

Система автоматизации ДНС включает три уровня.

Нижний уровень выполняет преобразование значения технологических параметров в электрические сигналы. Реализован при помощи полевых приборов и датчиков.

Средний уровень выполняет управление технологическим процессом в соответствии с программой заложенной в микроконтроллере, передаёт информацию о течении технологического процесса на верхний уровень, выполняет команды, поступающие с верхнего уровня АСУ ТП. Реализован при помощи программируемого микроконтроллера.

Верхний уровень. Основная задача это отображение течения технологического процесса происходящего на ДНС, сигнализация об авариях и регистрация данных и предоставление интерфейса для внесения изменений в технологический процесс. Представляет из себя операторский интерфейс, реализованный при помощи PC.

Проектируемая система предназначена для выполнения следующих основных функций:

− управление технологическим процессом;

− информационные функции;

− осуществление автоматического сбора и хранения различных учетных параметров, их просмотр и статическую обработку;

− отображение текущего значения технологических параметров;

− передача оперативных данных на промышленный контроллер.

Система обеспечивает выполнение следующих функций управления:

− дискретное (логическое) управление;

− технологические блокировки;

− дистанционное управление с рабочих мест операторов.

Функции управляющего контроллера:

− сбор и обработка аналоговых параметров: температур, давлений, расхода;

− сбор и обработка цифровых сигналов состояний оборудования, аварий, предупредительных сигналов;

− выполнение команд оператора для дистанционного управления оборудованием;

− автоматическое управление насосными агрегатами, электроприводными задвижками, клапанами, вентиляторами в соответствии с заданными алгоритмами;

− противоаварийная защита насосных агрегатов: аварийный останов с фиксацией времени и всех технологических параметров на момент останова: температуры подшипников, давления на приеме и выкиде, давления масла;

− фиксация изменений состояния технологического оборудования;

− включение аварийной и предаварийной звуковой сигнализации;

− автоматическое поддержание уровня жидкости и давлений в емкостях;

− формирование 2-х часовых замеров по воде, нефти, газу;

− формирование отчета по моточасам;

− формирование режимного листа ДНС.

Функции операторского интерфейса:

− непрерывный круглосуточный обмен данными с контроллерами;

− визуализация параметров технологического процесса и оборудования в реальном масштабе времени через мнемосхемы и таблицы;

− дистанционное управление насосными агрегатами, задвижками, клапанами и вентиляторами;

− оперативное изменение оператором без привлечения разработчика и остановки управляющего контроллера параметров датчиков: типа, диапазона измерений, времени фильтрации сигналов, аварийных и предаварийных уставок;

− обработка полученной информации, формирование таблиц замеров, режимного листа, предыстории событий, трендов по всем аналоговым датчикам;

− печать отчетных документов.

Сервер базы данных предоставляет информацию клиентским местам для просмотра в реальном масштабе времени мнемосхем, таблиц, трендов, режимного листа ДНС.

 

 

2.1 Описание функциональной  схемы автоматизации

 

Функционально схема автоматизации дожимной насосной станции разбита на следующие блоки: площадка нефтегазосепараторов 1 ступени сепарации (ГС-1, 2); площадка газосепараторов (С-1,2); площадка отстойников (ОГ-1, 2); буферные емкости (БС-1, 2); сырьевые резервуары (РВС-1, 2, 3, 4);  узел учета газа (УУГ); узел учета нефти (УУН).

Площадка нефтегазосепараторов первой ступени сепарации (ГС-1, 2) предусматривает:

− дистанционное измерение температуры (9а; 12а);

− дистанционное измерение давления (10а; 13а);

− дистанционное измерение уровня (14а; 11а);

− автоматическое регулирование давления (10а; 13а) клапаном кл. 3 и кл. 4.

Площадка газосепараторов (С-1,2) предусматривает:

− дистанционное измерение температуры (4а; 7а);

− дистанционное измерение уровня (3а; 6а);

− автоматическое регулирование уровня (3а; 6а); клапаном кл. 1 и кл. 2.

Площадка отстойников (ОГ-1, 2) предусматривает:

− дистанционное измерение уровня (15а; 17а);

− дистанционное измерение давления (16а; 18а);

− автоматическое регулирование давления (16а; 18а) клапаном кл. 5 и кл. 6.

В буферных емкостях (БС-1, 2) осуществляется:

− дистанционное измерение температуры (20а; 23а);

− дистанционное измерение давления (19а; 22а);

− дистанционное измерение уровня (21а; 24а);

− автоматическое регулирование уровня (21а; 24а) клапаном кл. 7 и кл. 8.

В сырьевых резервуарах (РВС-1, 2, 3, 4) осуществляется:

− дистанционное измерение (42и; 42к; 37а; 37б);

− дистанционное измерение (42д; 42е; 36б; 36в);

− первичный измерительный преобразователь для измерения уровня (42а; 42б; 35а; 35б);

− дистанционное измерение давления на выходе (43а; 38а).

Узел учета газа (УУГ) предусматривает:

− дистанционное измерение (51а);

− дистанционное измерение (89а);

− дистанционное измерение расхода (36а).

Узел учета нефти (УУН) предусматривает:

− дистанционное измерение перепада давления на фильтре (48а; 48б; 51а; 51б);

− дистанционное измерение температуры нефти (53б; 53а; 50б; 50а;);

− дистанционное измерение давления нефти (105; 52а; 49б; 49а;);

− первичный измерительный преобразователь для измерения расхода (54в-54г; 54д-54е; 51д-51е; 51в-51г);

− автоматическая задвижка (а.з.20; а.з. 15).

Блок насосов откачки воды:

− дистанционное измерение температуры подшипников насоса (40ж; 40з);

− дистанционное измерение давления на выкеде насоса (40л; 40б);

− дистанционное измерение перепада давления на фильтре (39а; 39б);

− управление включением и отключением насосом Н-1 и Н-2 по избыточному давлению на выкиде насоса (40л; 40м);

− автоматическое отключение насосов  Н-1 и Н-2 по температуре подшипников (40ж; 40з);

− автоматическое отключение насосов  Н-1 и Н-2 по превышению уровня в маслосборнике (40в;40г);

− управление включением и отключением насосом Н-1 и Н-2 по избыточному давлению на всасе насоса (40а; 40б);

− Блок насосов откачки нефти:

− дистанционное измерение температуры подшипников насоса (45ж; 45з);

− дистанционное измерение давления на выкеде насоса (45л; 45м);

− дистанционное измерение перепада давления на фильтре (44а; 44б);

− управление включением и отключением насосом Н-3 и Н-4 по избыточному давлению на выкиде насоса (45л; 45м);

− автоматическое отключение насосов  Н-3 и Н-4 по температуре подшипников (45ж; 45з);

− автоматическое отключение насосов  Н-3 и Н-4 по превышению уровня в маслосборнике (40в;40г);

− управление включением и отключением насосом Н-3 и Н-4 по избыточному давлению на всасе насоса (40а; 40б);

 

 

2.2 Выбор технических средств автоматизации

 

Для контроля, измерения, регистрации, и вычисления различных параметров в технологических аппаратах установки осушки и очистки газа, были применены следующие технические средства.

 

 

2.2.1 Датчик измерения уровня

 

Мной был выбран ультразвуковой датчик измерения уровня САПФИР 22МП ДУ.

Преобразователи Сапфир22МПДУ (Вн, Ех) предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности, в том числе для приме нения во взрывоопасных производствах нефтяной, газовой, химической промышленности и на объектах атомной энергетики. Преобразователи обеспечивают непрерывное преобразование в унифицированный токовый аналоговый и/или цифровой на базе HART протокола выходной сигнал дистанционной передачи измеряемых параметров уровня жидкости или уровня границы раздела двух жидких фаз, как нейтральных, так и агрессивных сред.

 

Рис. 1

 

Основные преимущества:

Высокая температурная стабильность

Автоматическая коррекция по температуре

Установка нуля и перестройка диапазона измерения производится непосредственно на объекте, без вскрытия и разгерметизации электронного блока (нажатием кнопки), что важно при использовании преобразователя во взрывоопасной или агрессивной среде (при использовании HART протокола калибровка производится дистанционно).

Преобразователи имеют повышенную электромагнитную совместимость.

Настройка “нуля” и “диапазона измерения”

производится независимо друг от друга.

В преобразователях Сапфир 22МП ДУ (HART) обеспечена возможность дистанционного снятия информации, перенастройки и тестирования.

Предусмотрена опция защиты настроек от несанкционированного доступа.

Значительно уменьшены габариты и масса преобразователей, при сохранении всех присоединительных размеров.

Для повышения стабильности и точности показания преобразователя разместить в обогреваемых шкафах или использовать обогреватели уровнемеров типа ОУр.

Конструкция и принцип действия:

 

Преобразователи состоят из измерительного блока и электронного преобразователя.

При изменении измеряемого уровня происходит воздействие гидростатической выталкивающей силы, действующей на чувствительный эле­мент - буек. Это изменение через рычаг передается на тензопреобразователь, что вызывает деформацию упругого чувствительного элемента и изменение сопротивления тензорезисторов тензопреобразователя. Это изменение преобра­зуется в электрический сигнал, который переда­ется от тензопреобразователя из измерительного блока в электронный преобразователь, и далее в виде стандартного токового унифицированного сигнала [(0-5), (4-20), (5-0) или (20-4)]мА.

Электронный блок буйковых уровнемеров Сапфир- 22МП-ДУ выполнен на одной плате.

Технические характеристики:

Плотность контролируемой жидкости, кг/м3 — 400...2000

Разность плотностей жидкостей при контроле уровня границы раздела двух жидких сред, кг/м3 - 50...400 (при плотности нижней жидкости от 910 до 1000)

Пределы изменения токовых выходных сигналов, мА для Сапфир 22 ДУ Ех Сапфир 22МП ДУ Ех — 4-20

Допустимая основная погрешность, % Сапфир 22МП-ДУ — ±0,25; ±0,5; ±1,0

Температура контролируемой среды, °С-50-120

При использовании преобразователей мод. 2620, 2622 с радиатором температура может быть от -200° до +450°С, при этом, при температурах от -200° до -50°С и от +120° до +450°С преобразователи используются в качестве индикаторов.

Напряжение питания постоянного тока, В для преобразователей Сапфир 22 ДУ-Ех, Сапфир 22 МП-ДУ-Ех от блоков питания вискробезопасном исполнении от 9 до 23

Потребляемая мощность, не более 15 ВoА

 

 

2.2.2 Датчика измерения давления

 

Мной был выбран датчик давления Метран-150.

Интеллектуальные преобразователи (датчики) давления Метран-150 применяются для измерения, отображения и передачи в системы управления параметра давления (избыточного, абсолютного, вакуумметрического, дифференциального, давления-разрежения, гидростатического) жидких и газовых (в том числе агрессивных) сред в энергетике, энергосбережении, металлургии, машиностроении, химической, нефтяной, нефтехимической и других отраслях промышленности. Наличие выхода по протоколу HART

Датчик состоит из сенсорного модуля и электронного преобразователя. Сенсор состоит из измерительного блока и платы аналого/цифрового преобразователя (АЦП). Давление подается в камеру измерительного блока, преобразуется в деформацию чувствительного элемента и изменение электрического сигнала.

Основные преимущества преобразователя М-150:

- многократная перегрузочная  способность, дающая уверенность  в процессе измерения;

- стабильность метрологических  характеристик, подтвержденная полигонными  испытаниями;

- наличие выхода по  протоколу HART, дающее возможность  интегрировать датчик в современные  системы управления техпроцессами;

- расширенная непрерывная  самодиагностика и диагностика  состояния процесса, обеспечивающая  своевременное техобслуживание  и предотвращение нештатных ситуаций;

- простота ввода в эксплуатацию  и обслуживания, обеспеченная особенностью  конструкции;

- улучшенный дизайн и  компактная конструкция

- поворотный электронный  блок и ЖКИ

- защита от переходных  процессов

- внешняя кнопка установки "нуля" и диапазона

 

Рис. 2

 

Приборы характеризуются высоким уровнем надежности, обеспечивающим безотказность работы в жестких климатических условиях и при механических воздействиях, множеством опций и взаимозаменяемостью с традиционно используемыми датчиками.

Основные технические характеристики:

Диапазоны измеряемых давлений: - минимальный 0-0,025 кПа; - максимальный 0-68 Мпа

Датчики устойчивы к воздействию атмосферного давления от 84,0 до 106,7 кПа

Датчики устойчивы к воздействию относительной влажности окружающего воздуха 100% при температуре 35°С и более низких температурах с конденсацией влаги.

Степень защиты от воздействия пыли и воды IP66 по ГОСТ 14254

Выходные сигналы 4-20 мА

Электрическое питание датчиков Метран-150 общепромышленного исполнения и взрывозащищенного исполнения вида «взрывонепроницаемая оболочка» осуществляется от источника постоянного тока напряжением:

- 12-42 В (10,5-42,4 В) / для выходного  сигнала 4-20 мА;

- 22-42 В - для выходного  сигнала 0-5 мА

Электрическое питание датчиков Метран-150 взрывозащищенного исполнения вида «искробезопасная электрическая цепь» осуществляется от искробезопасных цепей барьеров (блоков питания), имеющих вид взрывозащиты "искробезопасная электрическая цепь" с уровнем взрывозащиты искробезопасной электрической цепи "ia" для взрывоопасных смесей подгруппы IIC по ГОСТ Р 51330.11.

 

 

 

2.2.3 Датчик измерения температуры

 

В качестве прибора для измерения температуры был выбран ТСМ-50М. Его основные преимущества - это низкая погрешность измерения, наиболее подходящий диапазон измеряемой температуры, а так же более низкая стоимость.

Принцип работы термопреобразователя сопротивления основан на зависимости электрического сопротивления металлов от температуры. Чувствительный элемент термопреобразователя - катушка из тонкой медной или платиновой проволоки на каркасе из изоляционного материала, заключенная в защитную гильзу (арматуру). Термопреобразователь сопротивления характеризуется двумя параметрами: R – сопротивление датчика при 0 °С и W100 – отношение сопротивления датчика при 100 °С к его сопротивлению при 0 °С.

Подключения термопреобразователя сопротивления к вторичным приборам (измерителям-регуляторам температуры) обычно осуществляется медным проводом по трехпроводной схеме, которая позволяет уменьшить погрешность измерения, возникающую при изменении сопротивления проводов (например, при изменении их температуры). К одному из выводов терморезистора подсоединяются два провода, а третий подключается к другому выводу.