Система управления технологическим процессом подготовки нефти в установке подготовки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Система управления технологическим процессом подготовки нефти в установке подготовки нефти

Зырин Вячеслав Олегович,

кандидат технических наук, ассистент кафедры электротехники, электроэнергетики, электромеханики Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

Важной задачей процесса подготовки нефти является ее обработка до товарного состояния, подчиняющегося ряду критериев. Согласно ГОСТ Р 51858-2002 нефть, поступающая в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт, должна соответствовать следующим требованиям: содержание воды в нефти - 0,5 %; массовая концентрация хлористых солей - не более 100 мг/дм3; массовая доля механических примесей - не более 0,05%; давление насыщенных паров - 66,7 кПа (500 мм рт. ст); массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 2040 С, - не более 10 млн.-1; массовая доля сероводорода - не более 20-100 млн.-1; массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме - не более 40-100 млн.-1.[1]

Качество подготовки нефти определяется в основном установками подготовки нефти (УПН). УПН предназначены для предварительного разделения добываемой продукции нефтяных скважин на нефть, газ и пластовую воду с последующей доочисткой и подготовкой до требований государственных стандартов на товарную нефть.

Блочные установки осуществляют нагрев, обезвоживание, обессоливание нефтяных эмульсии, подготовку нефти непосредственно в районе нефтедобывающих скважин, замер продукции и окончательную подготовку до товарного качества.

Блочные УПН могут содержать: нефтегазосепаратор; установки дозирования химреагентов; трехфазный сепаратор; отстойник нефти; электродегидратор; газосепаратор (горизонтальный или вертикальный); блок насосов; блок подготовки газа; операторный и бытовые помещения; оборудование АСУТП УПН и другие технологические блоки. Комплектность блочной УПН определяется физико-химическими свойствами нефти и требованиями к качеству конечного продукта.

В настоящее время для предварительного сброса воды и дальнейшей подготовки используются трехфазные сепараторы типа «Хитер-Тритер» и их модификации, выполненные единым модулем горизонтальной компоновки и включающие блоки: технологический, регулирования, подготовки топлива.

Устройство установки подготовки нефти рассмотрено на примере УПН промышленной группы «Генерация», являющейся аналогом установки «Хитер-Тритер» [2] (рис.1).

Рис. 1. Установка подготовки нефти

Технологический блок такого УПН cостоит из секции нагрева и коалесценции, секции обессоливания, и секции окончательной коалесценции и отбора нефти. Поступающий поток нефти движется в установке горизонтально, что является оптимальным вариантом применительно к обработке нефти.

Секция нагрева и коалесценции представляет собой либо одну жаровую трубу, расположенную горизонтально, либо две жаровые трубы, расположенные вертикально, в зависимости от объема установки. Нефтяная эмульсия через входной штуцер и дроссельный клапан поступает в секцию, и, проходя вокруг жаровых труб и нагреваясь, направляется в нижнюю секцию установки. Тепло передается через стенки жаровых труб и нагревает нефтяную эмульсию, а продукты сгорания выводятся вверх через другой конец жаровой трубы. Пройдя секцию жаровых труб, нефть, очищенная от большей части воды, поступает в секцию коалесценции. Секция коалесценции состоит из нескольких коалесцентных блоков, каждый из которых представляет собой сетки с определенной расчетной площадью, выполненные из нержавеющей проволоки.

Секция обессоливания состоит из специальных желобов и водораспределительной системы, состоящей из коллектора подачи воды и отходящих от него трубок с распределительными насадками. Нефть стекает по желобам вниз; пресная вода, пройдя через нагревательный змеевик, расположенный в секции нагрева, подается в коллектор и через трубки с распределительными насадками впрыскивается в нефть и смешивается с ней.

Нефть и остаточная часть обессоливающей воды поступают через распределительные трубы снизу вверх в секцию окончательной коалесценции и отбора нефти благодаря давлению в сосуде и насосам, откачивающим нефть. Нефть направляется вверх, проходя через специальный блок коалесценции, и далее через нефтеотборник на выход из сосуда [2].

Трехфазный сепаратор является сложным, нелинейным объектом автоматизации с множеством контролируемых параметров.

В течение срока разработки месторождений количество и состав получаемой из скважин продукции постоянно изменяется, что сказывается на технологических показателях работы [3]. С учетом этого, необходима разработка системы управления, реагирующей на изменение параметров среды.

Для устойчивой работы установки система управления должна обеспечивать: контроль расхода воды Gв, расхода нефтяной эмульсии в секции нагрева и коалесценцииGэм, уровня раздела фаз «нефть-вода» в секции обессоливания hн-в, расхода дымовых газов Gг и уровня раздела фаз «нефть-вода» в секции стабилизации; регулирование температуры стенок жаровых труб секции нагрева, температуры нагрева нефтяной эмульсии, уровня нефти в секции коалесценции. Структурная схема управления будет иметь вид, представленный на рис. 2.

Рис. 2. Структурная схема САУ: Н - насос, ПР -электропривод с преобразователем частоты, Р - регулятор контура, УЛУ - управляющее логическое устройство

Система стабилизации температуры нефти в секции нагрева и коалесценции представляет собой каскадную схему (рис. 3).

Рис. 3. Каскадная схема системы стабилизации

Первый контур с регулятором Р1 стабилизирует температуру стенок жаровых труб Тг для предотвращения прогара жаровых труб (повышения температуры стенок выше нормы).

Для повышения качества ее работы регулятор Р1 охвачен ЖООС по расходу регулирующей среды. ЖООС может быть введена с целью: получения требуемой статической характеристики регулирования; дополнительной стабилизации САР; для уменьшения вредного влияния нелинейностей в исполнительном механизме; быстрого «гашения» возмущений со стороны давления регулирующей среды; повышения надежности САР благодаря увеличению допустимой зоны изменения характеристик цепи, охваченной ЖООС; достоинством является то, что в нее входят исполнительный механизм и регулирующий орган. [4]

Регулятор Р2 стабилизирует температуру нагрева эмульсии Tн.

Система стабилизации уровня нефти в секции коалесценции и отбора представлена на рис. 4.

Рис. 4. Структурная схема одноконтурной системы САУ, где - секция окончательной коалесценции и нагрева, - система управления электроприводом насоса

технологический подготовка нефть

Объект регулирования в САУ НГС, представленной на рис. 4 - секция окончательной коалесценции и отбора нефти, а его выходной параметр - уровень нефти h, который необходимо поддерживать постоянным путем изменения производительности  насоса Н. Возмущающее воздействие в этой системе - приток нефти .

Следующей задачей разработки СУ является расчет регуляторов каждого из контуров стабилизации.

Литература

1. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть - Москва: Изд-во стандартов, 2006. - 12 с.

2. Электронный ресурс http://www.generation-ngo.ru/podgotovka/upn.

3. Ермаков С.А. Прогнозирование технологических показателей промысловой подготовки нефти группы месторождений ООО «РН-Северная нефть»: автореф. дис. на соиск. учен.степ. канд. техн. наук (25.00.17) /Ермаков Сергей Алексеевич; УГТУ. - Ухта, 2007. - 20 с.

4. Бессекерский В.А. Попов Е. П. Теория систем автоматического управления. - М.: Профессия, 4-е издание, 2003 г.

Размещено на Allbest.ru