Введение

Развитие нефтяной и газовой отрасли за последние несколько лет достигло больших результатов, чему в значительной степени способствовало повышение уровня автоматизации производственных процессов в промышленности. Под автоматизацией производственных процессов нефтяных и газовых промыслов следует принимать применения современных автоматизированных систем автоматизации, обеспечивающих бурение, добычу, промысловый сбор, подготовку и передачу нефти и газа с промысла потребителю без непосредственного участия человека, а лишь под его контролем.

Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития техники добычи нефти и газа, предусматривающей применение усовершенствованной технологии, высокопроизводительного и надежного оборудования.

Современные нефтегазодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров. Эффективность работы предприятий во многом зависит от внедрения современных систем автоматизации технологических объектов.

Весь процесс добычи нефти от устья скважины до пункта сдачи товарной нефти в магистральный трубопровод может быть наблюдаемым и управляемым технологическим процессом с помощью автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП ).

Применяемые технические средства, разумеется, зависят от конкретной ситуации в каждом проекте АСУ ТП.

Добыча нефти и газа производиться круглосуточно, поэтому для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу автоматизированного оборудования, дистанционный контроль за работой технологических объектов и их состоянием.

Новые внедрения повышают надежность, оперативность и гибкость управления, точность измерения и регулирования технологических параметров, качество ведения технологических режимов.

1. Исходные данные

Установка подготовки нефти территориально и функционально разделяется на обособленные производственные единицы, оборудование которых позволяет выполнять специфические функции.

В состав УППН входят:

1. Головные сооружения

2. Установка по обезвоживанию и обессоливанию нефти

3. Очистные сооружения

4. Участок утилизации сточных вод

Головные сооружения предназначены для приема обезвоженной и обессоленной нефти с установки, доведения до параметров соответствующих ГОСТу и подачи нефти на прием насосов, с последующим замером количества и качества сдаваемой нефти на коммерческом узле учета, а также для приема обводненной нефти с целью осуществления процесса предварительного сброса воды перед подачей нефти на установку по обезвоживанию и обессоливанию.

В состав головных сооружений входят:

1. Концевая сепарационная установка (КСУ)

2. Резервуарный парк

3. Коммерческий узел учета нефти

4. Подземные емкости (дренажная, нефтегазоотделитель, газоосушитель)

5. Система промливневой канализации

6. Факел низкого давления для аварийного сжигания газа

7. Блок дозирования химреагента

8. Свеча для рассеивания газа

9. Насос внутрипарковой перекачки

Концевая сепарационная установка (КСУ) головных сооружений предназначена для сепарации попутного газа из обводненной и готовой нефтей, поступающих на головные сооружения. КСУ представлена пятью буллитами, емкостью 50 м³ каждая. КСУ-1,2 предназначены для сепарации обводненной нефти, приходящей на установку с месторождения по магистральному нефтепроводу. КСУ-4,5 предназначены для дегазации готовой нефти, приходящей с технологического блока УППН с последующей подачей ее в резервуары готовой нефти. КСУ-3, обвязка оборудования которой позволяет использовать ее для дегазации как сырой, так и готовой нефти, является резервной.

Для поддержания уровня жидкости в буллитах на необходимом уровне используются регуляторы уровня, расположенные на линиях выходящей нефти. Для поддержания на рабочем уровне давления сепарации на выкидных газовых линиях установлены регуляторы давления. Показания с регуляторов уровня и давления выведены в операторную головных сооружений с предоставлением информации о степени открытия регулирующих клапанов. Управление регуляторами производиться автоматически.

Помимо буллитов, КСУ имеет дренажную емкость Е-1 (40 м³), предназначенную для сбора дренажа с аппаратов, с последующей откачкой жидкости в нефтепровод обводненной нефти и подачей газа на свечу рассеивания газа, нефтегазоотделтель Е-2(16м³), предназначеный для сбора жидкости с предохранительных клапанов с последующей откачкой жидкости в нефтепровод обводненной нефти и подачей газа на свечу рассеивания газа, а также газоосушитель Е-3 40м³), предназначенный для отделения от газа сепарации мелких частиц жидкости, уходящих с газовым потоком.

Задачей АСУТП концевых сепарационных установок (КСУ) является предоставление производственному персоналу оперативной информации о состоянии КСУ, необходимой для ведения технологического процесса.

Основной целью АСУТП является повышение оперативности и качества управления технологическим процессом. Цель достигается выполнением следующих функций:

Измерение, контроль и отображение технологических параметров и состояния технологического оборудования

Регистрация и анализ изменения технологических параметров

Регулирование технологических параметров

Дистанционное и ручное управление регуляторами

Пуск и остановка технологического оборудования

Предупредительная и аварийная сигнализация.

Система автоматизации обеспечивает :

1. Ручное (дистанционное), автоматическое по каналам телемеханики управления запорно-регулирующего крана “Хоmох-Аumа” с типом привода SQ07.1-32.

2. Ручное (дистанционное), автоматическое управление погружными насосами

3. Автоматический контроль технологических параметров:

-температуры нефти перед КСУ, - 5 -+ 15 ⁰C

-давление нефти перед КСУ, 0,18 - 0,5 МПа;

-давление газовой подушки на КСУ, 0,01 - 0,03 МПа;

-давление нефти на выходе с КСУ-1, 2, (3), 0,18 - 0,5 МПа;

-давление нефти на выходе с КСУ-4, 5, (3), 0,18 - 0,5 МПа;

-уровня нефти на КСУ, от 0,9 м до 1,4 м;

-давление на выкиде насоса, 0,5 МПа;

-давление в Е-1-3, 0,5 МПа;

-давление в газовой линии Е-3, 0,01-0,03 МПа;

-температура в газовой линии Е-3, -5-+15⁰ C

4. Автоматическое регулирование:

-уровня нефти при оптимальном режиме 1,2 м (+ 0,1 - 0,3);

-давления газа на КСУ, 0,01 - 0,03 МПа;

-уровня нефти в емкостях Е-1-3;

5. Автоматическая защита по отклонению уровня :

-верхний предел 1,4м (в КСУ 1-5);

-нижний предел 0,9м (в КСУ 1-5);

-верхний предел 2м (в Е-1-3);

-нижний предел 0,3м (в Е-1-3);

6. Сигнализация:

-по загазованности территории

[12],[13]