Меню

Автоматизация систем поддержание пластового давления

АСУТП Объектов Поддержания Пластового Давления

АСУ ТП объектов поддержания пластового давления

АСУТП Объектов Поддержания Пластового Давления предназначена для целенаправленного ведения технологического процесса ППД, улучшения эксплуатационных характеристик технологического оборудования, повышения уровня автоматизации операций контроля, управления и учета.

Задачи, решаемые системой:

  • Централизованный контроль и измерение технологических параметров (давление, расход, температура, уровни и др.);
  • Косвенное измерение (вычисление) параметров технологического процесса ППД — расхода жидкости на общем коллекторе, по водоводам, технико-экономические показатели (моторесурс и т.п.);
  • Согласованное управление насосными агрегатами, находящимися на одном коллекторе;
  • Удаленное управление объектами ППД, формирование и выдача данных оперативному персоналу цеха ППД;
  • Подготовка и передача информации в смежные и вышестоящие системы управления;

Технологические объекты управления (ТОУ):

  • Насосные агрегаты с насосами типа ЦНС 180 — 1900 и высоковольтными синхронными (типа СТД 1600) или асинхронными (типа АТД-1600) двигателями, а также насосные агрегаты импортного производства типа Reda;
  • Блоки гребенок для распределения и учета воды по водоводам;
  • Удаленные блоки гребенок;
  • Дренажная система КНС;
  • Вентиляторы и электроотопители на КНС;

В проекте применено оборудование и программное обеспечение Schneider Electric программируемые логические контроллеры MODICON серии Quantum, Premium модули ввода/вывода Momentum, SCADA Wonderware InTouch.

На КНС один контроллер Quantum и распределенная сеть ввода/вывода RIO для насосных агрегатов и блока гребенок (Вариант 1).

На КНС один контроллер Premium и ввод/вывод через локальную шину BUS-X (централизованная переферия) или ввод/вывод на базе локальных модулей Momentum соединенных с контроллером по полевой шине FIPIO (децентрализованная переферия) (Вариант 2).

Один персональный компьютер — АРМ оператора в НГДУ. Около 60 сигналов ввода/вывода на один насосный агрегат и около 20 на блок гребенок.

Передача данных по выделенному радиоканалу или по телефонной линии.

Структурная схема (Вариант 1)

Структурная схема (Вариант 2)

Примеры видеокадров

Пакет программного обеспечения для контроллеров Modicon Premium, Quantum Unity Pro 2.1:

  • Язык релейной логики (LD)
  • Последовательные функциональные схемы (SFC)
  • Списки инструкций (IL)
  • Структурированный текст (ST)
  • Язык функциональных блок — схем (FBD)

Пакет программного обеспечения Unity 2.0 Pro позволяет:

  • Написание программы пользователя
  • Изменение программы в режиме on-line
  • 5 языков программирования
  • Конфигурация аппаратных средств
  • Конфигурация сетевой поддержки

Компания «РС Электросервис» является обладателем фирменной лицензионной версии EPLAN 5.5 и имеет право разработки документации на ее базе для заказчиков по всему миру.

Среда разработки EPLAN существенно облегчает и ускоряет процесс создания электрических схем, а такие компоненты проекта, как содержание проекта, кабельные журналы, клеммные планы, клеммные подключения и т.д. генерируются системой автоматически.

Разрабатываемая техническая документация соответствует требованиям: ГОСТ 34.602-89, ГОСТ 34.201-89, DIN, VDE, IEC, ISO

Источник

Тема 4. 4. Системы автоматизации нефтяных скважин (блочных сепарационных установок, установок комплексной подготовки нефти, поддержания пластового давления).

с. 304 – 323; 335 – 355 ; 360 – 368 Исакович. (раздел 3).

Тема 4.5. Автоматизация нефтеперекачивающих станций.Автоматизация магистральных нефтепроводов. с. 376 – 381. Исакович. (раздел 3).

Система автоматизации НПС должна обеспечивать: централизованный контроль, включающий регистрацию, архивацию, документирование и отображение информации о работе технологического оборудования НПС; защиту технологического оборудования НПС; защиту линейной части МН от превышения давления; управление технологическим оборудованием НПС; автономное поддержание заданного режима работы НПС;изменение режима работы НПС по командам оператора НПС или диспетчера РДП; связь с другими системами автоматизации и информационными системами на НПС; формирование и выдачу в СА предыдущей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке МНА; прием от СА следующей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке МНА.При срабатывании агрегатной защиты СА должна блокировать выполнение команд управления МНА (ПНА): включение высоковольтного выключателя привода МНА (ПНА);открытие агрегатных задвижек, которые по условию функционирования защиты должны быть закрыты;включение агрегатов индивидуальных вспомогательных систем, которые по условию функционирования защиты должны быть отключены.При срабатывании общестанционной защиты СА должна блокировать выполнение команд управления оборудованием: включение ВВ приводов МНА, ПНА;открытие задвижек, которые по условию функционирования защиты должны быть закрыты;включение агрегатов вспомогательных систем, которые по условию функционирования защиты должны быть отключены.

СА должна блокировать пуск МНА, ПНА при отсутствии хотя бы одного из необходимых условий готовности к пуску НПС. Пуск МНА, ПНА также блокируется при отсутствии сигнала готовности к пуску данного агрегата. Снятие блокировки управления, установленной общестанционной или агрегатной защитой, выполняется СА только после деблокирования защиты.Деблокирование защит выполняется оператором после исчезновения условий, приведших к срабатыванию защиты, и ликвидации последствий нештатной ситуации.Достижение контролируемыми параметрами предельных значений, срабатывание общестанционных и агрегатных защит должны сопровождаться звуковой и визуальной сигнализацией в операторной НПС (МДП).

Срабатывание общестанционных защит должно также сопровождаться звуковой сигнализацией на территории технологического объекта.При необходимости закрытия (открытия) задвижек в соответствии с требованиями алгоритмов общестанционных или агрегатных защит, система автоматизации должна обеспечивать до момента поступления сигнала о закрытом (открытом) состоянии задвижки или неисправности привода задвижки:формирование импульсных команд на закрытие (открытие) задвижки (при отсутствии контроля состояния привода задвижки),формирование повторных команд управления после кратковременного обесточивания привода задвижки.

АВТОМАТИЗАЦИЯ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ Общие требования Автоматизация РП должна предусматривать:автоматическую защиту технологического оборудования РП;автоматическую защиту РП при поступлении сигнала «Пожар в резервуаре» от АСУ ПТ; контроль параметров работы технологического оборудования РП;централизацию управления резервуарным парком;регистрацию и отображение информации о работе оборудования РП.

Для централизованного управления резервуарным парком СА должна
выполнять функции:измерение уровня нефти в каждом резервуаре;измерение средней температуры нефти в каждом резервуаре;измерение температуры окружающего воздуха на площадке РП;измерение температуры нефти в пристенном слое резервуара;контроль скорости заполнения и скорости опорожнения резервуара;сигнализацию верхнего аварийного, верхнего допустимого, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного уровня во всех резервуарах;сигнализацию уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти;сигнализацию минимального допустимого уровня, обеспечивающего безаварийную эксплуатацию системы размыва донных отложений;сигнализацию достижения предельной максимальной скорости заполнения, аварийной максимальной скорости заполнения, предельной максимальной скорости опорожнения, аварийной максимальной скорости опорожнения;сигнализацию превышения давления в трубопроводах резервуарного парка;дистанционное управление и контроль режима работы системы размыва донных отложений в резервуарах; дистанционное и автоматическое управление задвижками резервуарного парка и сигнализацию их положения.

Читайте также:  Головные боли при повышенном верхнем давлении

АВТОМАТИЗАЦИЯ СИСТЕМ ТУШЕНИЯ ПОЖАРА Общие требования Автоматизация систем пенного тушения пожаров, систем водяного охлаждения
резервуаров и водяных завес (далее по тексту автоматизированная система управления
пожаротушением — АСУ ПТ) должна выполняться на базе самостоятельной автономной
микропроцессорной системы, соответствовать требованиям РД-19.00-74.20.11-КТН-004-1-05
«Нормы проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах ОАО «АК
«Транснефть», РД-13.220.00-КТН-575-06 «Правила пожарной безопасности на объектах ОАО
«АК «Транснефть» и дочерних обществ», НПБ 88-2001* «Установки пожаротушения и
сигнализации. Нормы и правила проектирования» и обеспечивать:непрерывное функционирование системы пожарной сигнализации технологических объектов НПС, РП;непрерывный контроль и управление системами тушения пожаров в режиме «Ожидание» (до обнаружения пожара) и в режиме «Пожар»;функционирование централизованной или распределенной автоматизированной системы с возможностью расширения выполняемых функций без изменения структуры программного обеспечения;информационный обмен с другими локальными системами пожаротушения и другими информационно-управляющими и измерительными системами.

Ручные пожарные извещатели, предназначенные для ручного включения сигнала пожарной тревоги, устанавливаются в соответствии с требованиями НПБ 88-01 и включаются в систему пожарной сигнализации, отдельную от АСУ ПТ. Звуковые пожарные оповещатели, расположенные у объектов, не перечисленные в п. 8.2.1, должны подключаться к системе пожарной сигнализации, отдельной от АСУ ПТ.

Нижний уровень АСУ ПТ должен включать в себя адресные пусковые устройства, автоматические пожарные извещатели, средства измерения параметров работы оборудования АСУ ПТ (сигнализаторы, устройства управления, исполнительные механизмы), звуковые и световые пожарные оповещатели защищаемых технологических объектов. Средний уровень АСУ ПТ должен включать в себя ПЛК, работающие в технологической локальной сети, и модули ввода-вывода, обеспечивающие: -сбор информации от адресных пусковых устройств, автоматических пожарных извещателей защищаемых объектов, устройств управления и преобразователей сигналов нижнего уровня; формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы оборудования систем тушения пожаров и сигналов на включение средств оповещения о пожаре и управления эвакуацией в защищаемых технологических помещениях; автоматическое управление средствами пенного пожаротушения; оперативный контроль технологических параметров процесса тушения пожаров и состояния управляемого оборудования; передачу информации о состоянии систем тушения пожаров на АРМ оператора АСУ ПТ; связь с другими системами автоматизации (для обеспечения работы алгоритмов защиты технологического оборудования и т.д.); передачу информации в систему оповещения и управления эвакуацией персонала; связь с верхним уровнем системы АСУ ПТ.

Верхним уровнем АСУ ПТ является АРМ АСУ ПТ в комплекте с ПО, который
должен обеспечивать: прием информации о состоянии средств обнаружения и тушения пожаров;отображение состояния и работы системы пожаротушения и получение графиков измеряемых технологических параметров;формирование и архивирование данных журнала событий для регистрации параметров технологического процесса тушения пожара, аварийных ситуаций и неисправностей, информации о невыполнении команд управления, с регистрацией времени возникновения события. На АРМ должна отображаться технологическая схема системы тушения пожаров с отображением всех основных технологических объектов и характеризующих их параметров. АРМ оператора АСУ ПТ с функциями управления устанавливается в операторной НПС (МДП). Периодичность формируемых отчетов должна отвечать требованиям п. 10.6.2.

Источник

Автоматика для систем поддержания пластового давления Текст научной статьи по специальности « Энергетика и рациональное природопользование»

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — С. В. Житов, Н. А. Семенов

Решение проблемы повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами связано с созданием новых и усовершенствованием существующих физико-химических методов, обеспечивающих более полное извлечение нефти и уменьшение объемов добычи попутной воды.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — С. В. Житов, Н. А. Семенов

AUTOMATIC CONTROLS FOR THE SYSTEMS WHICH MAINTAIN THE FORMATION PRESSURE

The resolution of the problem of improving the efficiency of development for the oilfields where the oil reserves are difficult to extract requires creating new physical and chemical methods and improving the existing ones which make sure that oil is extracted completely and the associated water production volumes are reduced.

Текст научной работы на тему «Автоматика для систем поддержания пластового давления»

3/Н (64) май 2008 г. ЭКСПОЗИЦИЯ

Решение проблемы повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами связано с созданием новых и усовершенствованием существующих физико-химических методов, обеспечивающих более полное извлечение нефти и уменьшение объемов добычи попутной воды.

ДЛЯ СИСТЕМ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

С.В. ЖИТОВ к. т. н., коммерческий директор ЗАО «Уралтехмаркет» г. Екатеринбург

Н.А. СЕМЕНОВ начальник сектора серийной продукции ЗАО «Уралтехмаркет»

Одним из способов решения проблемы повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами является поддержание пластового давления (ППД), которое осуществляется на отдельных участках нефтяного месторождения путем нагнетания воды в скважины, переведенные из добывающего фонда или дополнительно пробуренные для этой цели.

Система поддержания пластового давления состоит из системы нагнетательных скважин, системы трубопроводов и распределительных блоков, кустовой насосной станции (КНС) по закачке агентов в пласт нефтяного месторождения. Основа КНС — это насосный агрегат и его система управления. В последнее время все большее применение находят плунжерные насосные агрегаты с частотнорегулируемым приводом.

Система ППД обеспечивает: — необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами; • подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;

Читайте также:  Какое давление может создать насос родничок

• проведение контроля качества водоси-стемы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом;

• герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водопод-готовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;

• возможность изменения режимов закачки воды в скважины, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.

Необходимым для работы в системах ППД требованиям удовлетворяет выпускаемая более 4-х лет ЗАО «УРАЛТЕХМАРКЕТ» система управления насосным агрегатом (СУНА).

СУНА предназначена для автоматического управления плунжерным насосным агрегатом и его вспомогательным оборудованием. За последний (2007) год нами было выпущено и запущено более тридцати систем управления для плунжерных насосных агрегатов производства ООО «Буланашский машиностроительный завод». Эта система управления отвечает самым современным требованиям, предъявляемым к АСУ ТП. Благодаря надежным и современным комплектующим, а также современной ►

AUTOMATIC CONTROLS FOR THE SYSTEMS WHICH MAINTAIN THE FORMATION PRESSURE

The resolution of the problem of improving the efficiency of development for the oilfields where the oil reserves are difficult to extract requires creating new physical and chemical methods and improving the existing ones which make sure that oil is extracted completely and the associated water production volumes are reduced.

Under the conditions of lay-by-layer and zone heterogeneity of the formations, one of the ways of intensifying oil production is selective flooding which helps rationalize the use of injected water energy and take into account the nature of heterogenetty of the structure under development. The key feature of the above mentioned method consists in the fact that wells with improved productive characteristics and a good hydrodynamic link with the surrounding wells are used as injecting wells. Pocket-like water-flooding is based on maintaining the formation pressure which is done in certain areas of the oilfield by pumping water into the wells taken from the production stock or drilled additionally for this purpose. Pocket-like targeted impact allows the direction of the flow to be changed in a controlled way and the pressure drops between the lines of pumping and liquid collection to be increased for the purpose of displacing oil more completely from the less permeable areas of the formation.

At the first phase of introduction of these technologies, the technical facilities were prepared and developed: high pressure pumps became available, various devices to account for the agent injected became accessible, a block diagram of the formation pressure maintenance system took shape.

The formation pressure maintenance system ensures:

• necessary volumes of water injected into the formation and its injection pressure for the wells, projects under development and the oil field as a whole in accordance with the project documents;

• conditioning the water to be injected (in terms of its composition, physical and chemical properties, mechanical impurities content, oxygen content, microorganisms) to satisfy the requirements of the project documents;

• running quality checks of the waters for the formation pressure maintenance system, taking readings of the well injection capacity, accounting for water injection for each well as well as for groups, formations and projects under development and the oil field as a whole;

• tightness and reliability of operation of the oil field water piping, using the enclosed cycle of water preparation and flooding the formations utilizing water wastes;

• capability of changing the conditions of water injection into the wells, adjusting the process of displacing oil towards the bottomholes of the producing wells.

The pump unit control system (SUNA), which has been in product line of ZAO «URALTECHNMARKET» for more than 4 years, meets the requirements of the operation as part of the formation pressure maintenance systems. SUNA is designed to control automatically the

ЭКСПОЗИЦИЯ 3/Н (64) май 2008 г.

plunger pump unit and its auxiliary equipment. In the past year (2007) we produced and started up more than thirty control systems for the plunger pump systems manufactured by OOO «Bulanashsky Engineering Works». This control system satisfies the most modern requirements applicable to the automatic control system (computer aided production process). Thanks to reliable and modern components as well as to modern assembly techniques, SUNA has distinguished itself as a trouble-free control system. The control system has an archiving feature for the pump unit parameters which allows not only the accounting to be done but, also, should the pump unit fail, it allows the cause of the failure to be rapidly and correctly identified and measures, aimed at eliminating its recurrence, to be taken.

The SUNA application is especially effective in the cyclic flooding technology which contemplates creating periodic pressure variations within the formations by changing the water injection volumes. In this respect, the operation of the flooding system should provide for the necessary periodic variations while maintaining the average injection volumes.

SUNA TECHNICAL SPECIFICATIONS:

The control system is meant to control the plunger pump unit, capacity 55..400 kW and the auxiliary systems of the group pump station. The pressure in the pressure line can reach 35 MPa, while the supply (delivery rate) is 90 cubic m per hour.

Читайте также:  В чем больше давление в воздухе или в воде почему

The control system performs the following functions:

• automatic st art-up and shutdown of the pump unit equipment according to appropriate algorithms;

• automatic shutdown, according to appropriate algorithms, of the pump unit equipment in emergency situations, ascertaining the root cause of the emergency situation and issuing appropriate message to the operator’s panel;

• automatically maintaining the pre-set pressure at the discharge by changing the motor rpm;

• opening and closing, at the proper time, the electric valves at the entry and exit of the pump unit;

• turning on and turning off the make-up pump unit

• turning on and turning off the oil pump of the pump unit;

• turning on and turning off the utilization tank pump;

• turning on and turning off the oil cooling;

• turning on and turning off the heating and the lighting;

• turning on and turning off the exhaust ventilation in case there is a high level of fume contamination in the antenna tuning unit premises or a high temperature in the BUNA premises;

• archiving the parameters of the pump unit with the capability of reflecting them as a function of time.

The control system does not require constant monitoring on the part of the maintenance personnel as it automatically maintains the pre-set pressure in the pressure line or some other set parameter (flow rate, level ,etc.). When complete with the upper level or integrated into the existing one, the operator is in a position to monitor and control the pump units from his automated workplace.

Thanks to the use of color graphics sensory operating panel with the self-explanatory Russian menu, the maintenance personnel has no difficulty in adjusting and starting up the control system without the participation of the manufacturing plant’s representatives. The frequency converter manufactured by Danfoss (Denmark), specially selected for this type of load, is designed to control the main electric motor of the pump unit which ensures the smooth start-up and shutdown of the electric motor as well as manual and automatic adjustment of the electric motor rpm.

Terminal boxes and a set of cables with connectors are meant for communication between the pump unit control module and the pump unit module, if the SUNA and the pump unit are located in different modules. When the equipment is started up and commissioned, all the components of the system are connected via ready cables with connectors which do not require installation and soldering. This cuts back on installation time and eliminates errors.

методике сборки, СУНА зарекомендовала себя как безотказная система управления. В системе управления ведется архивация параметров насосного агрегата, что позволяет не только вести учет, но и при выходе из строя насосного агрегата быстро и достоверно определить причину выхода из строя и принять меры к исключению ее повторения.

Применение СУНА особенно эффективно в технологии циклического заводнения, которое предусматривает создание периодических колебаний давления в пластах изменением объемов закачки воды. В связи с этим работа системы заводнения должна обеспечить необходимые периодические колебания при сохранении средних объемов закачки.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ СУНА:

Система управления предназначена для управления плунжерным насосным агрегатом мощностью 55. 400 кВт и вспомогательными системами МКНС. Давление в напорной линии может достигать 35 МПа, а подача — 90 м3/час.

Система управления выполняет функции:

• автоматического запуска и останова оборудования насосного агрегата по соответствующим алгоритмам;

• автоматического отключения по соответствующим алгоритмам оборудования насосного агрегата в аварийных ситуациях, определение первопричины аварийной ситуации и выдача соответствующего сообщения на панель оператора;

• автоматическое поддержание заданного давления на выкиде путем изменения оборотов главного двигателя;

• открытия/закрытия в нужные моменты времени электрозадвижек на входе и выходе насосного агрегата;

• включения/выключения подпорного насосного агрегата;

• включения/выключения маслонасоса насосного агрегата;

• включения/выключения насоса бака утилизации;

• включения/выключения охлаждения масла;

• включения/выключения отопления и освещения;

• включения/выключения вытяжной вентиляции в случае возникновения высокого уровня загазованности в помещении блока насосных агрегатов или высокой температуры в помещениях блока управления насосными агрегатами и блока насосных агрегатов;

• архивация параметров насосного агрегата с возможностью отображения в функции от времени.

Система управления не требует постоянного контроля со стороны обслуживающего персонала, так как автоматически поддерживает заданное давление в нагнетательной линии или какой-либо другой заданный параметр (расход, уровень и т.д.). Кроме того, при комплектации верхним уровнем или интеграции в существующий оператор полностью контролирует и управляет насосными агрегатами со своего АРМа.

Благодаря применению цветной цветографической сенсорно-чувствительной панели оператора с интуитивно понятным русифицированным меню обслуживающий персонал без затруднений способен настроить и запустить систему управления без участия представителей предприятия-изготовителя.

Специально подобранный для данного типа нагрузки преобразователь частоты производства Danfoss (Дания) предназначен для управления главным электродвигателем насосного агрегата, который обеспечивает плавный пуск и останов электродвигателя, а также ручное и автоматическое регулирование частоты вращения электродвигателя.

Клеммные коробки и комплект кабелей с разъемами предназначены для связи между собой блока управления насосным агрегатом и блока насосного агрегата, если СУНА и насосный агрегат располагаются в разных блоках. При пу-сконаладочных работах все компоненты системы соединяются готовыми кабелями с разъемами, которые не требуют монтажа и пайки. Это сокращает время монтажа и исключает ошибки. ■

Источник

Adblock
detector