Управление технологическими процессами подготовки и переработки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехпримесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя. Во-первых, вода - это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей - абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее сепарация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация. [1]

Различие качественных характеристик добываемой нефти и ряд других условий породили многообразие применяемого технологического оборудования и широкий спектр технологических схем промысловой подготовки нефти. Известны термохимические установки подготовки нефти (ТХУ), установки по электрическому обессоливанию нефти (ЭЛОУ), установки комплексной подготовки нефти (УКПН).

Задача автоматизации всех типов установок подготовки нефти заключается в обеспечении оперативного автоматизированного контроля качества получаемой нефти, компьютерного контроля всех этапов подготовки нефти, контроля и управления технологическим оборудованием.



1. Промысловая подготовка нефти

1.1 Сепарация

Процесс сепарации заключается в отделении жидкой фазы нефти от газообразной (лёгких углеводородов и сопутствующих газов). Основные уравнения, характеризующие равновесную сепарацию, имеют вид:

Где , - молярная доля i-го компонента в нефтяной и газовой фазах соответственно; - константа равновесия i-го компонента системы жидкость - газ; - общее число молей системы; , - число молей нефтяной и газовой фаз, взятых отдельно. [2]

Эффективность процесса сепарации в значительной мере определяется режимными параметрами (количеством жидкости, проходящей через сепаратор в единицу времени, скоростью движения жидкости, давлением и температурой) и физико-химическими свойствами нефти.

Аппарат, в котором происходит процесс сепарации, называется сепаратором, а сам процесс разделения - сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этому величиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис. 1).Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод.Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.

Рис. 1. Вертикальный сепаратор;

А - основная сепарационная секция; Б - осадительная секция;В - секция сбора нефти; Г - секция каплеудаления;1 - патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 - раздаточный коллекторсо щелевым выходом; 3 - регулятор давления «до себя» на линии отводагаза; 4 - жалюзийный каплеуловитель; 5 - предохранительный клапан;6 - наклонные полки; 7 - поплавок; 8 - регулятор уровня на линии отводанефти; 9 - линия сброса шлама; 10 - перегородки; 11 - уровнемерноестекло; 12 - дренажная труба.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам(песок, окалина и т. п.) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительнонебольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов,где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки:

меньшую производительность по сравнению с горизонтальными приодном и том же диаметре аппарата;

меньшую эффективность сепарации.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис. 2) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонныеполки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполненыв виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и поним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся изнефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

Рис. 2. Горизонтальный газонефтяной сепаратор:

1 - технологическая емкость; 2 - наклонные желоба; 3 - пеногаситель;4 - выход газа; 5 - влагоотделитель; 6 - выход нефти; 7 - устройство для предотвращения образования воронки; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное устройство; 10 - ввод продукции.

Для повышения эффективности сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства. Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа (рис. 3) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одноточных гидроциклонов 2.Конструктивно одноточный циклон представляет собой вертикальныйцилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок 3 и секция перетока 4. В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8. [1]

Рис. 3. Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа:

1 - емкость; 2 - одноточный гидроциклон; 3 - направляющий патрубок; 4 - секция перетока; 5 - каплеотбойник; 6 - распределительные решетки; 7 - наклонные полки; 8 - регулятор уровня

1.2 Обезвоживание

При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия - механическая смесь нерастворимых другв друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

Технологическая функция процесса обезвоживания водонефтяной эмульсии - это отделение нефти от воды и частично от газа. При обезвоживании вследствие перемешивания и различного рода воздействий происходит столкновение глобул (частиц) воды и слияние их в более крупные капли с последующим выпадением этих капель или выделением их в виде сплошной водной фазы. Интенсивность процесса обезвоживания характеризуется скоростью осаждения капель. Для сред с высокой объемной концентрацией дисперсной фазы, характерных для процесса обезвоживания, скорость осаждения капель определяется модифицированным уравнением Стокса:

где - ускорение действующего на частицу гравитационного поля; - диаметр капель; - поправочный коэффициент [, - объемная концентрация дисперсной фазы, , - эмпирические параметры]; и - плотность воды и нефти соответственно; - динамическая вязкость нефти.

Из формулы следует, что процесс обезвоживания протекает с большей эффективностью при большей разности в плотностях воды и нефти и небольшой вязкости нефти. [2]

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

гравитационное холодное разделение;

внутритрубная деэмульсация;

термическое воздействие;

термохимическое воздействие;

фильтрация;

разделение в поле центробежных сил.

Гравитационное холодное разделениеприменяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия:

в качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти, после заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть;

в отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник.

Принципиальная схема отстойника непрерывного действия приведена на рисунке 4:

Рис. 4. Принципиальная схема отстойника непрерывного действия

Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том,что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество - деэмульгатор в количестве на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании,с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры .

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой,но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах,которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности. [1]

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1…2 %.

1.3 Обессоливание

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли.При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

На эффективность процесса обессоливания влияет большое число факторов, основные из которых:

температура процесса,

расход промывочной пресной воды,

расход и температура реагента-деэмульгатора,

дисперсный состав воды в нефти,

содержание воды в нефти (обводнённость),

напряженность электрического поля (при использовании электрического поля для обессоливания). [2]

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1 %.

1.4 Стабилизация

Под стабилизацией нефти обычно подразумевают процесс отделения от нефти легких (пропан-бутановых и частично бензиновых) фракций. Процесс стабилизации осуществляется в стабилизационных ректификационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. Для лучшего разделения внутри стабилизационной колонны смонтированы тарелки. Как и в любой ректификационной колонне, в стабилизационной колонне имеется нижняя (кубовая) часть, в которой поддерживается относительно высокая температура (до 240 ) за счет циркуляции части стабильной нефти с низа колонны через печь, и верхняя (дистилляционная) часть, соединенная с конденсатором-холодильником, в котором пары легких фракций охлаждаются, причем часть сконденсированных паров отводится в специальную емкость для возврата в колонну (для орошения), а другая часть сконденсировавшихся легких углеводородов (широкая фракция) подается в резервуары для хранения (или возвращается на начало процесса для снижения вязкости нефти, поступающей на установку подготовки).

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 не должно превышать 0.066 МПа (500 мм рт. ст.). [1]



1.5 Установка комплексной подготовки нефти

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рис. 5.

Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде.В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 2, 5.

Нетрудно видеть, что в УКПН производятся обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т. е.сочетание сразу нескольких методов. [1]

Рис. 5. Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти:

1, 9, 11, 12 - насосы; 2, 5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсатор-холодильник;8 - емкость орошения; 10 - печь;I - холодная «сырая» нефть; II - подогретая «сырая» нефть;III - дренажная вода; IV - частично обезвоженная нефть; V - пресная вода;VI - обезвоженная и обессоленная нефть; VII - пары легких углеводородов;VIII - несконденсировавшиеся пары; IX - широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); Х -- стабильная нефть.



2. Основы современной автоматизации

В области автоматизации за последнее десятилетие произошли революционные изменения. Особенно это касается России. Бывшая советская электронная промышленность не выдержала рыночных преобразований и не смогла в начале 90-х годов удовлетворить спрос на высококачественные контроллеры нового поколения. К настоящему моменту времени в мире полностью оформились новые направления автоматизации технологических процессов. И базируются они, прежде всего, на применении микропроцессорной техники, персональных компьютеров, контроллеров, функционирующих под управлением специализированного программного обеспечения.[3]

Современные программно-технические комплексы реализуют две функции.

1. Сначала с помощью программного пакета проектируется система управления, т. е. на экране станции оператора/диспетчера создается мнемосхема технологического процесса, отображаются контуры контроля и регулирования, создается база данных, задаются предельные значения параметров (т.н. «алармы»), конфигурируются тренды и т. д.

2. Затем к спроектированной на компьютере системе подключается технологический объект, оборудованный средствами автоматизации (датчиками, исполнительными устройствами, контроллерами), и система начинает выполнять функции управления технологическим процессом.

Такие системы принято называть интегрированными системами проектирования и управления.



2.1 Общая характеристика объектов нефтегазовой отрасли и технических средств их автоматизации

Изобретение микропроцессоров положило начало эры программируемых логических контроллеров - ПЛК (ProgrammableLogicController-PLC). Первые PLC пришли на замену дискретным системам управления на базе электромеханических реле.

В соответствии с требованиями задач, для решения которых они предназначались, для PLC было характерно преобладание дискретных входных и выходных сигналов (поэтому контроллеры и назвали логическими), высокое быстродействие, слаборазвитое программное обеспечение, не способное выполнять операции с плавающей запятой и функции ПИД-регулирования.

Одна из сфер применения PLC- системы телемеханики. PLC в этих системах играют роль контролируемых пунктов (КП) и называются RTU (RemoteTerminalUnit- удаленное терминальное устройство). Для дистанционной передачи данных PLC (RTU) снабжаются дополнительными коммуникационными модулями и программным обеспечением, реализующим какой-либо протокол передачи данных по проводным или радиоканалам. В нефтегазовой отрасли они нашли широкое применение при автоматизации процессов добычи и транспортировки нефти и газа.

Затем на замену аналоговым приборам (регуляторам) пришли DCS-системы (DistributedControlSystem- распределенные системы управления), адаптированные для управления непрерывными технологическими процессами. Это уже не просто контроллер, а целый комплекс технических и программных средств:

набор процессоров с четко распределенными функциями (например, управляющий, интерфейсный, прикладной);

рабочие станции (станции оператора);

каналы связи;

ПОдля конфигурирования (программирования) контроллеров и для создания человеко-машинного интерфейса.

В силу своей дороговизны DCS применяются, как правило, в крупных системах управления. В некоторых случаях в крупных системах PLC использовались как подсистемы для решения задач противоаварийной защиты и блокировок. [3]

Затем PLC стали приобретать некоторые свойства, которые позволили им успешно внедриться в сферу небольших систем управления непрерывными процессами. К этим свойствам можно отнести достаточно развитый ввод/вывод аналоговых сигналов и возможности ПИД-регулирования. Такие контроллеры получили название SLC (SingleLoop Controller), так как они позволяли реализовать 1-2 контура регулирования.

Большую роль в перераспределении рынка средств и систем управления в пользу PLC сыграло появление специализированного программного обеспечения операторских интерфейсов SCADA (SupervisoryControlandDataAcquisition- супервизорное/диспетчерское управление и сбор данных). Это усилило проникновение PLC в те области, где они могли бы успешно конкурировать с DCS.

Таким образом, к настоящему времени сложилось два направления на пути создания многоуровневых систем управления технологическими процессами:

системы, построенные на базе PLC со своим пакетом программирования и станций оператора/диспетчера (ПК), оснащенных SCADA-пакетом человеко-машинного интерфейса, получившие название «SCADA-системы»;

«DCS-системы»- интегрированные системы, включающие контроллеры (процессоры), станции оператора (ПК), коммуникационное оборудование и интегрированное программное обеспечение.



2.2 Объекты и системы управления нефтегазовой отрасли

Прежде, чем перейти к рассмотрению аппаратных средств автоматизации, следует обратить внимание на особенности различных технологических процессов нефтегазовой отрасли. Именно эти особенности определяют архитектуру АСУТП и применяемые для ее реализации аппаратные средства автоматизации.

Для технологических процессов добычи и транспорта нефти характерна значительная рассредоточенность объектов по площадям (добывающие скважины, нагнетательные скважины, групповые замерные установки, кустовые насосные станции, линейные участки магистральных нефте- и газопроводов и т. д.).

С другой стороны, многие технологические процессы сосредоточены на сравнительно небольших площадях. Это установки комплексной подготовки нефти, установки подготовки газа, компрессорные и насосные станции магистральных газо-нефтепроводов, дожимные насосные станции, все технологические процессы переработки нефти и газа, а также нефтехимические процессы и т. д.

Очевидно, комплекс технических средств и организация каналов связи при автоматизации таких объектов различны. [3]

2.3 Управление технологическими процессами подготовки и переработки нефти

промысловый нефть сепарация обезвоживание

Наряду с задачами контроля и сигнализации отклонений здесь широко развиты функции стабилизации технологических параметров в режиме с обратной связью (непрерывное управление). Управление такими процессами требует применения более сложных алгоритмов (каскадные системы, системы с компенсацией возмущений, системы со взаимозависимыми параметрами, адаптивные системы, системы оптимального управления).

Исходя из особенностей объектов автоматизации нефтегазовой отрасли, выдвигаются и соответствующие требования к архитектуре, а также аппаратным и программным средствам АСУТП.

Для автоматизации непрерывных технологических процессов подготовки нефти и газа, заводских процессов переработки нефти, а также нефтехимических процессов наиболее адаптированы DCS-системы. В таких системах все известные функции автоматизации распределены между различными аппаратными средствами системы управления. Каждый компонент системы узко специализирован и «занимается своим делом». Наиболее характерная черта управляющих процессоров DCS-систем - способность поддерживать от нескольких десятков до нескольких сот контуров ПИД-регулирования.

Для рассредоточенных объектов, таких, как нефтяные промыслы, а также для объектов транспорта нефти и газа применяют SCADA-системы. Задачей таких систем является обеспечение автоматического дистанционного наблюдения и дискретного управления функциями большого количества распределенных устройств (часто находящихся на большом расстоянии друг от друга и от диспетчерского пункта). Количество возможных устройств, работающих под управлением систем диспетчерского контроля и управления, велико и может достигать нескольких сотен. Для этих систем наиболее характерной задачей является сбор и передача данных, которая реализуется дистанционно расположенными терминальными устройствами (RTU).

На рис. 6 представлена схема комплекса технических средств многоуровневой системы управления, обобщающая многочисленные применения таких систем для управления технологическими процессами нефтяной промышленности.

Как правило, это двух- или трехуровневые системы, и именно на этих уровнях реализуется непосредственное управление технологическими процессами. Специфика каждой конкретной системы управления определяется используемой на каждом уровне программно-аппаратной платформой. [3]

Нижний уровень - уровень объекта (контроллерный) - включает различные датчики (измерительные преобразователи) для сбора информации о ходе технологического процесса, электроприводы и исполнительные устройства для реализации регулирующих и управляющих воздействий. Датчики поставляют информацию локальным контроллерам (PLC), которые могут обеспечить реализацию следующих функций:

сбор, первичная обработка и хранение информации о состоянии оборудования и параметрах технологического процесса;

автоматическое логическое управление и регулирование;

исполнение команд с пункта управления;

самодиагностика работы программного обеспечения и состояния самого контроллера;

обмен информацией с пунктами управления.

Рис. 6. Обобщенная архитектура системы управления.



Так как информация в контроллерах предварительно обрабатывается и частично используется на месте, существенно снижаются требования к пропускной способности каналов связи.

Разработка, отладка и исполнение программ контроллерами осуществляется с помощью специализированного программного обеспечения. Это, прежде всего, многочисленные пакеты программ для программирования контроллеров, предлагаемые производителями аппаратных средств. К этому же классу инструментального ПО относятся и пакеты ISaGRAF (CJ InternationalFrance), InConrol (Wonderware, USA), Paradym 31 (Intellution, USA), имеющие открытую архитектуру.

Информация с локальных контроллеров может направляться в сеть диспетчерского пункта непосредственно, а также через контроллеры верхнего уровня(см. рис. 6). В зависимости от поставленной задачи контроллеры верхнего уровня (концентраторы, коммуникационные контроллеры) реализуют различные функции. Некоторые из них перечислены ниже:

сбор данных с локальных контроллеров;

обработка данных, включая масштабирование;

поддержание единого времени в системе;

синхронизация работы подсистем;

организация архивов по выбранным параметрам;

обмен информацией между локальными контроллерами и верхним уровнем;

работа в автономном режиме при нарушениях связи с верхним уровнем;

резервирование каналов передачи данных и др.

Верхний уровень- диспетчерский пункт (ДП) - включает одну или несколько станций управления, представляющих собой автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера/оператора. Здесь же может быть установлен сервер базы данных. На верхнем уровне могут быть организованы рабочие места (компьютеры) для специалистов, в том числе и для инженера по автоматизации (инжиниринговые станции). Часто в качестве рабочих станций используются ПЭВМ типа IBM PC различных конфигураций.

Станции управления предназначены для отображения хода технологического процесса и оперативного управления. Эти задачи и призвано решать прикладноепрограммное обеспечение SCADA,ориентированное на разработку и поддержание интерфейса между диспетчером/оператором и системой управления, а также на обеспечение взаимодействия с «внешним миром».

Все аппаратные средства системы управления объединены между собой каналами связи. На нижнем уровне контроллеры взаимодействуют с датчиками и исполнительными устройствами, а также с блоками удаленного и распределенного ввода/вывода с помощью специализированных сетей удаленного ввода/вывода и полевых шин. [3]

Связующим звеном между локальными контроллерами и контроллерами верхнего уровня, а часто и пультами оператора являются управляющие сети.

Связь различных АРМ оперативного персонала между собой, с контроллерами верхнего уровня, а также с вышестоящим уровнем осуществляется посредством информационных сетей.



3. Опыт разработки и внедрения АСУ ТП подготовки нефти

В данной части реферата изложен подход к решению задач разработки и внедрения АСУ ТП, сформировавшийся в результате реализации целого ряда проектов автоматизации систем подготовки нефти. В основе подхода - типизация аппаратно-программных решений и унификация отдельных этапов создания АСУ ТП на различных объектах.

Анализ широкого спектра технологического оборудования, применяемого при подготовке нефти на ТХУ, ЭЛОУ и УКПН, выявил наиболее часто применяемые технологические блоки:

резервуары,

насосы,

теплообменники,

отстойники,

нефтегазосепараторы,

подогреватели,

печи,

электродегидраторы,

конденсаторы-холодильники,

ректификационные колонны.

Каждый из названных технологических блоков имеет различные модификации: по размерам, по исполнению(горизонтальное, вертикальное), потипу подогрева (огневой или паровой),по режимным показателям (температура, давление) и т.д.

Как объект автоматизации каждый технологический блок имеет свою типовую группу параметров контроля и управления и, соответственно, свой типовой набор датчиков, исполнительных механизмов, преобразователей, блоков питания и т.д.

В зависимости от технологических схем подготовки нефти в разных нефтегазодобывающих управлениях (НГДУ) используется разное количество технологических блоков в разной последовательности. Сигналы с датчиков каждого технологического блока группируются и распределяются на уровне контроллеров по разным принципам: по типу, назначению, по связи с определёнными событиями, оборудованием или этапами технологического процесса и т.д. [5]

3.1 АСУ ТП подготовки нефти как сложная система

Установка комплексной подготовки нефти производительностью 2 - 4млн. тонн нефти в год, кроме перечисленных основных типовых технологических блоков, имеет в своём составе очистные сооружения, факельное хозяйство, узел пресной воды, насосную производственно-дождевых стоков, блочную котельную и т.д. С каждого такого объекта сигналы поступают или на отдельно стоящий контроллер, или на контроллер в операторной.

Кроме режима сбора и контроля параметров по уставкам, в современных АСУ ТП подготовки нефти важную роль играют режимы дистанционного и автоматического управления и регулирования. Дистанционное управление исполнительным устройством осуществляется по команде оператора с компьютера. Автоматический режим управления технологическим процессом реализуется двумя группами функций: логического или импульсного управления и автоматического регулирования.

Первая группа функций осуществляет автоматический пуск/останов насосов, вытяжных вентиляторов, открытие/закрытие шаровых кранов.

Вторая группа функций осуществляет автоматическое регулирование таких параметров, как уровни, межфазные уровни, давление и расход нефти, путем управляющих воздействий на электроклапаны (например, УЭРВ-1М, КТ1-Ех).

При разработке алгоритмов автоматического регулирования необходимо решать следующие вопросы:

взаимосвязь контуров регулирования для ситуаций, когда изменение одного технологического параметра влечет изменение другого;

учёт нелинейного характера объектов управления;

выбор шага дискретизации.

Для решения этих вопросов применимы методы математического и полунатурного моделирования.

Требования к повышению качества получаемой нефти и к организации экологического мониторинга приводят к увеличению количества технологических блоков в современных установках комплексной подготовки нефти и, как следствие, к увеличению количества параметров контроля и управления, что ведет к повышению сложности АСУ ТП УКПН в целом.Так, общее количество сигналов ввода-вывода средней АСУ ТП УКПН сейчас достигает 400-700, включая30-50 контуров регулирования и дистанционного управления. [4]

3.2 Этапы создания сложных АСУ ТП подготовки нефти

Как известно, создание сложных систем автоматизации проходит ряд основных этапов:

проектирование и разработка АСУ ТП;

сборка и монтаж комплекса технических средств (КТС);

пусконаладка системы автоматизации на объекте у заказчика;

разработка эксплуатационной и технической документации, обучение специалистов заказчика.

Накопленный богатый опыт по выполнению каждого из перечисленных этапов позволяет существенно сократить сроки и стоимость их выполнения.

3.2.1 Проектирование и разработка АСУ ТП подготовки нефти

Создание современных АСУ ТП комплексной подготовки нефти базируется на разработке проекта. В виду сложности и взрывоопасности УКПН выполнение подобного проекта разрешается только организациям, которые имеют соответствующие лицензии Госгортехнадзора РФ.

В структуре любой АСУ ТП можно условно выделить следующие уровни:

нижний (оборудование КИП);

контроллерного оборудования;

комплекса технических средств АРМоператора.

Разработка сложного проекта АСУТП требует много времени, если отсутствуют готовые и проверенные типовые структурные и аппаратно-программные проектные решения для каждого уровня.

Пример типового структурного решения для АСУ ТП установки подготовки нефти для НГДУ «Бавлынефть», НГДУ «ТатРИТЭКнефть», НГДУ «Нурлатнефть»приведен на рис. 7. Проработаны аппаратные проектные решения для основных технологических блоков УКПН ввиде схем автоматизации:

нижнего уровня;

уровня контроллеров на базе высоконадежных компьютеров MicroPC и плат ввода-вывода фирм OctagonSystems и Fastwel (рис. 8);

уровня АРМ оператора на базе двухпроцессорных комплексов IPC-620фирмы Advantech (рис. 9), использующих одноплатные промышленные компьютеры PCA-6179 с процессором Pentium III/700 МГц.

Апробированы и надежно зарекомендовали себя программные решения для каждого уровня. Прикладное программное обеспечение обоих верхних уровней создаётся с помощью единой SCADA-системы (в описываемых примерах использовалась TraceMode). Для контроллерного уровня разработаны типовые прикладные программные решения в виде алгоритмов автоматического регулирования для отдельных технологических блоков УКПН. Для АРМ оператора сформировано типовое представление многих технологических блоков как на экране монитора в виде мнемосхем, так и в базе каналов.

Типизация аппаратно-программных решений позволила значительно сократить сроки проектирования и разработки АСУ ТП УКПН. [4]

Рис. 7. Типовая структура АСУ ТП подготовки нефти



Рис. 8. Контроллер на базе MicroPC



Рис. 9. Комплекс технических средств АРМоператора

3.2.2 Сборка и монтаж комплекса технологических средств

Сборка и монтаж контроллеров, УСО, блоков питания, клеммных колодок осуществляются в одну или две 19" стойки фирмы Schroff. Проект их расположения в стойке, а также схемы соединений создаются на компьютере (рис. 10). Сборка стойки осуществляется на фирме, затем оборудование тестируется и в собранном виде отправляется на объект. При таком подходе сокращается срок монтажа и пусконаладки оборудования уровня контроллеров на объекте у заказчика. Аналогично собирается, отлаживается и в готовом виде транспортируется комплекс технических средств АРМоператора.

3.2.3 Пусконаладка АСУ ТП подготовки нефти

Опыт пусконаладки всей АСУ ТП вразных НГДУ позволил выделить два последовательных этапа:

пусконаладку АСУ ТП в режиме сбора и контроля параметров со всех

технологических блоков УКПН;

пусконаладку АСУ ТП в режиме дистанционного и автоматического управления и регулирования.

3.2.4 Разработка документации, обучение специалистов

Заказчику передается полный комплект проектной, эксплуатационной и программной документации на АСУТП УКПН. Обучение специалистов заказчика начинается уже при монтаже и пусконаладке АСУ ТП и продолжается на работающей системе по мере её ввода в действие. Обучение электронщиков и программистов заказчика современным аппаратно-программным средствам автоматизации по расширенной программе осуществляется в Учебном центре фирмы.

Для обучения операторов-технологов навыкам оперативного компьютерного управления качеством получаемой на выходе УКПН нефти разрабатывается аппаратно-программный тренажёр. Он представляет собой двухмашинный комплекс, где на одном компьютере установлено конкретное ПО АРМ оператора, а на втором моделируются различные аварийные ситуации или рассчитываются на моделях зависимости параметров качества нефти от изменений температур, давлений на технологических блоках автоматизированной УКПН. [4]

Рис. 10. Проект компоновки 19" стойки



Заключение

Основной принцип проектирования АСУТП - обеспечение в проектируемом объекте, системе, устройстве и т.п. баланса «необходимость - доступность». При создании АСУТП - это задача нахождения и реализации балансов между материальными и финансовыми ограничениями, с одной стороны, и инженерно-технической необходимостью выполнения требований функциональной достаточности системы управления при безусловном обеспечении требований промышленной и иной безопасности, с другой стороны.

В работе рассмотрены основные этапы промысловой подготовки нефти и возможный вариант исполнения системы автоматизации этих процессов. В настоящее время существуют сформированные типовые решения для создания АСУ ТП подготовки нефти, которые предоставляют ряд преимуществ:

эксплуатационную надежность принятых и внедренных аппаратно-программных схем автоматизации;

меньшую стоимость каждого этапа создания АСУ ТП, а значит, и всей системы в целом, в отличие от разовых, уникальных разработок;

значительное сокращение сроков выполнения каждого из этапов, а значит, и всей АСУ ТП в целом;

возможность по хорошо документированным типовым аппаратно-программным решениям проводить сопровождение и модернизацию АСУ ТП УКПН.



Список литературы

1) А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Основы нефтегазового дела. Учебник для Вузов [Текст] - Уфа: «ДизайнПолиграфСервис», 2005.- 527 с. ;

2) В.Л. Беляков. Автоматизация промысловой подготовки нефти и воды. - М.: Недра, 1998. - 232 с.: ил.;

3) Андреев Е.Б., Попадько В.Е. Технические средства систем управления технологическими процессами нефтяной и газовой промышленности. - М.: Изд-воРГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2005. - 269 с. ;

4) Журнал «Современные технологии автоматизации». Опыт разработки и внедрения АСУ ТП подготовки нефти [Электронный ресурс]: Режим доступа: http://www.cta.ru/cms/f/366708.pdf;

5) Журнал «Современные технологии автоматизации». Автоматизация подготовки нефти [Электронный ресурс]: Режим доступа:

http://www.cta.ru/cms/f/340907.pdf;

6) Андреев Е.Б., Ключников А.И., Кротов А.В., Попадько В.Е., Шарова И.Я. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 399 с: ил.

Размещено на Allbest.ru

...