Меню

Автоматизация системы поддержания пластовых давлений

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).

Читайте также:  Измерение артериального давления и пульса видео

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.

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.

Читайте также:  Как снизить внутричерепное давление беременной

Источник

АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИИ

ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ (ППД)

К основному наиболее распространенному и эффективному ме­тоду поддержания пластовых давлений относится метод законтур­ного и внутриконтурного заводнения, заключающийся в закачке в нефтяные пласты воды через нагнетательные скважины, находя­щиеся либо за контуром нефтеносности, либо внутри него — между добывающими скважинами. На месторождениях, где применяется этот метод, в настоящее время добывается более 85% всей нефти в стране.

В системах ППД на нефтяных месторождениях восточных райо­нов применяют две схемы подачи воды. При первой схеме воду за­бирают из-под русловых скважин и подают непосредственно в ма­гистральный водовод. В процессе фильтрации через пласты (инфильтрационный водозабор) эта вода очищается и нет необходи­мости в дополнительной очистке ее.

При второй схеме вода поступает самотеком из открытых во­доемов на станцию I подъема, откуда ее подают на станции очист­ки воды. Очищенная вода забирается станцией II подъема и пода­ется в магистральный водовод. По магистральным водоводам вода поступает на кустовые насосные станции (КНС), откуда по нагне­тательным скважинам закачивается в пласт.

Главное условие, которому должна отвечать вода, закачиваемая в пласт, — она не должна снижать проницаемость заводняемых пластов и вызывать коррозию оборудования и трубопроводов при перекачке и нагнетании ее в пласт. Согласно существующим нор­мам, вода, предназначенная для закачки в пласты, должна содер­жать взвешенных частиц не более 2 и железа — не более 0,3 мг/л.

Станции очистки воды оснащены смесителями, осветлителями, фильтрами и резервуарами чистой воды, которые предназначены для приготовления раствора коагулянта из глинозема (сернокисло­го алюминия), вызывающего коагулирование механических взве­сей в воде при добавлении его в воду. В растворные баки насыпа­ют глинозем, заливают воду и в течение нескольких часов переме­шивают воздухом от вакуум-насосов. Смесь отстаивается несколь­ко часов. Затем полученный раствор перекачивают в дозаторные баки, откуда он самотеком поступает в определенной дозе в смеси­тели. Смесители (две конусообразные емкости) представляют собой промежуточное звено, в котором происходит равномерное распреде­ление реагента в воде. Раствор коагулянта в смесители поступает сверху, а вода — снизу, т. е. навстречу потоку, вследствие чего про­исходит бурное перемешивание.

Осветлители предназначены для основной очистки воды от меха­нических взвешенных частиц. Вода в них подается по центральной трубе, расходится по радиальным трубам в днище и, проходя через решетчатые листы, равномерно поднимается вверх. Взвешенные ча­стицы в результате коагуляции удерживаются в воде на определен­ной высоте и служат фильтром, задерживающим взвеси, которые время от времени проваливаются в карманы люка. В осветлителях вода очищается от механических взвесей на 95%. Поднимаясь вверх, вода переливается через борта в желоба и самотеком поступает в фильтры.

В фильтрах происходит окончательная очистка воды. Фильтры представляют собой бетонные емкости, на дне которых лежит двух­фракционный слой песка толщиной около 80 см. Вода, проходя че­рез слой песка, по винипластовым трубам самотеком поступает в ре­зервуары чистой воды.

Водозаборные скважины в системе ППД являются источниками подачи воды и разделяются на сифонные и насосные. Водозаборные скважины сифонного типа обычно расположены вдоль реки в нескольких десятках метров друг от друга. Каждая скважина обору­дована каркасно-стержневым фильтром с гравийной засыпкой. Высота фильтра — несколько метров, диаметр до 300 м. На устье сква­жины предусмотрены штуцер для подключения контрольно-измери­тельных приборов и задвижка, размещенная в железобетонном колодце диаметром 1,5 м. Скважины соединены несколькими сифонными водоводами, присоединенными к вакуумкотлам, распо­ложенным в помещении насосной станции I подъема.

Водозаборные скважины с индивидуальным насосным оборудо­ванием сооружают в тех случаях, когда водоносные пласты залегают ниже поверхности земли более чем на 8 м и поэтому сифоном не­возможно поднять воду из скважины или требуется большое заглу­бление насосной станции, скважин и коллекторов. Скважины обору­дованы индивидуальными насосами, развивающими напор от 10 до 50 м. На месторождениях Башкирии и Татарии применяют верти­кальные центробежные насосы АТН-10 и горизонтальные—6 НДВ.

Читайте также:  Народные средства против низкого давления

Насосные станции I подъема предназначены для забора воды от источников водоснабжения. Если прием осуществляется от инфильтрационного сифонного водозабора, станцию размещают в здании, заглубленном на несколько метров. Оборудование станции состоит из трех или четырех центробежных насосов АЯП или НДВ с пода­чей 300—400 м 3 /ч и напором 300—500 м, двух вакуум-насосов и двух вакуумкотлов, к которым присоединены сифонные водоводы.

Вода сначала поступает в вакуумкотлы и оттуда откачивается центробежными насосами в систему магистральных водоводов. При­вод насосов — двигатели ДАМСО мощностью 500 кВт. Два водокольцевых вакуум-насоса с подачей 1,5—2 м 3 /мин обеспечивают вакуум до 83%. Насосы работают от короткозамкнутых асинхрон­ных электродвигателей мощностью 15—30 кВт.

Если поступление воды осуществляется самотеком из закрытого бассейна, на насосной станции I подъема устанавливают три насоса типа НД (два рабочих, один — резервный) с подачей 225 л/с и на­пором 30 м. Насосы приводятся в действие электродвигателями ДАМСО мощностью 115 кВт. Вследствие того что самотеком прием­ный коллектор станции не полностью заполняется водой, для запуска

центробежных насосов установлены два вакуум-насоса с подачей 20 м 3 /ч и двигатель мощностью 20 кВт. Установлены также насос с подачей 72 м 3 /ч и двигатель мощностью 1,7 кВт для откачки из ам­бара воды, которая набирается в результате утечек на станция.

Насосные станции II подъема являются промежуточными пере­качивающими объектами. Обычно они однотипны и отличаются тем, что одни находятся полностью под заливом, другие — частично. В насосной станции II подъема устанавливают до четырех насосов (один из них резервный) с подачей 1000 м 3 /ч и напором 194 м. В качестве привода используют двигатель ДПП мощностью 465 кВт.

Кустовые насосные станции (КНС) являются основным техноло­гическим объектом системы заводнения. Каждая КИС состоит из машинного зала, в котором расположены насосные агрегаты с об­вязкой и арматурой, камеры напорного коллектора, где установлен а распределительная гребенка, находящаяся под высоким давлением;

помещений распределительного устройства напряжением 6 кВ и об­служивающего персонала; аппаратной с размещенными в ней при­борами управления насосными агрегатами; открытой подстанции напряжением 35/6 кВ, монтируемой независимо от самой КНС.

Как правило, в соответствии с подачей насосов (Qн=3600 м 3 /сут) и средней приемистостью скважин (Qc==450 м 3 /сут) один насос обслуживает до восьми скважин.

Нагнетательная скважина предназначена для закачки воды в пласт. Конструктивно она представляет собой колонну обсадных труб, в которую опущены лифтовые трубы. Через них закачивают воду в пласт.

Требования к автоматизации в телемеханизации систем ППД определяются ее ролью в технологических процессах нефтегазодобывающего предприятия и особенностями устройства и функциониро­вания объектов ППД. К числу таких особенностей следует отнести:

1) водоводы обслуживают первоочередные и неотложные потребно­сти нефтедобычи и пожаротушения, вследствие чего должна быть обеспечена высокая надежность бесперебойной работы объектов си­стемы; 2) перерывы в подаче воды могут привести к прекращению приемистости скважин; 3) режим работы системы зависит от каче­ства исходной воды, в то же время технологический процесс очист­ки воды сравнительно сложен; 4) технологические объекты системы ППД рассредоточены на больших площадях и в ряде случаев нахо­дятся на больших расстояниях от основных нефтепромысловых и на­селенных пунктов; 5) все объекты ППД взаимосвязаны через пере­качиваемую воду, поэтому необходима координация их работы, контроль и управление с одного центра.

На основе анализа требований к объектам системы ППД и ус­ловий их эксплуатации, а также в соответствии с «Основными поло­жениями по обустройству и автоматизации объектов нефтедобываю­щей промышленности» предусматривается автоматизация: станций I и II подъемов, водозаборных и сифонных скважин, станций очист­ки и кустовых насосных станций.

Автоматизация и телемеханизация объектов ППД должны обес­печить надежную работу при отсутствии оперативного обслуживаю­щего персонала. С этой целью схемой автоматизации должны быть предусмотрены автоматическая защита оборудования от аварийных режимов, автоматическое включение резервного оборудования в случае аварийного отключения основного, централизованное дистан­ционное управление насосными агрегатами с управляемыми задвиж­ками, сигнализация на диспетчерский пункт (ДП) об исполнении команд, аварийных ситуаций и передача измерительной информа­ции.

Схемой автоматизации должна быть предусмотрена возможность перехода с дистанционного на местное управление.

Последнее изменение этой страницы: 2016-08-28; просмотров: 1131

Источник

Adblock
detector