Подготовка нефти ЦППС

Центральный пункт  сбора (ЦПС) 

Автоматизированная  система управления технологическими процессами центрального парка сбора  нефти  предназначена для контроля и управления технологическим процессом  и обеспечения обслуживающего персонала  оперативной и достоверной информацией. 

 

Характеристика объекта  автоматизации 

 В состав АСУТП  включены следующие технологические  объекты: 
 

- Насосная внутренней перекачки:

Манифольдная

Насосы перекачки  сырой нефти 

Насосы перекачки  товарной нефти 

Насосы перекачки  пластовой воды

Дренажные емкости 

- Сооружения подготовки  пластовой воды: 

Площадка отстойников  подтоварной воды V=200м3

Площадка буферных емкостей

Трубопровод газа на КСУ

Площадка буферных емкостей

Насосная уловленной нефти

КНС производственно-дождевых стоков V=25м3

Установка улавливания  легких фракций – 3шт. 

 

Структурная схема  

  

                                    

Обмен информацией  между контроллерами и ПЭВМ осуществляется по сети Ethernet. 

 

Функционирование  системы 

Основная часть  информации обрабатывается на первом уровне управления - контроллерами. В  ПЭВМ поступают готовые данные, которые  необходимо отображать на мнемосхемах, регистрировать и накапливать в  виде файлов. 

Функции обработки  информации:

ведение базы данных реального времени

формирование таблиц замеров параметров - двухчасовок, моточасов;

ведение предыстории  событий и сводки текущих событий;

регистрация данных по заданным группам параметров;

формирование трендов;

регистрация деятельности системы. 

 Данные, поступающие  на ПЭВМ, отображаются на экране  в виде мнемосхем, таблиц или  графиков (трендов). 

В системе предусмотрена  возможность просмотра информации с различной степенью детализации:

отображение данных, относящихся к отдельному объекту;       

предоставление мнемосхем  процесса заданной степени детализации;

предоставление одиночных  и групповых трендов параметров на заданном интервале времени;

отображение текущих  событий и аварий системы в  виде сводки;

предоставление предыстории  событий  за заданный интервал времени;

отображение двухчасовых  замеров параметров в виде таблиц;

предоставление монтажных  тестов сигналов контроллера. 

В случае отклонения параметров или состояний процесса от норм технологического регламента в системе предусмотрены несколько  видов сигнализации. 

  

Диалог с пользователями системы реализован в следующих  режимах:

просмотр информации;

смена режимов управления технологическим оборудованием;

управление технологическим  оборудованием: пуск/останов насосов, вентиляторов, открытие/закрытие задвижек, клапанов;

задание конфигурационных параметров управления оборудованием  и обработки информации: аварийных  порогов, уставок, коэффициентов и т.д.  

Пользователи АСУТП  имеют регламентированный доступ к  информации и управлению технологическим  процессом. 

Предусмотрены следующие  уровни доступа:

оператор;

мастер;

администратор. 

Для пользователя уровня "Оператор" разрешены просмотр технологической информации и управление оборудованием. 

Для пользователя уровня "Мастер", дополнительно к выше названным функциям, разрешен доступ к изменению конфигурационных параметров. 

Уровень доступа "Администратор" предусматривает полный доступ к  системе и используется персоналом, обслуживающим  ПО АСУТП для поиска и устранения неисправностей, а также  разработчиками при модификации  системы. 

  

Программа интерфейса оператора  разработана на основе ПО  фирмы WonderWare. 

Обмен информацией  между интерфейсом оператора  и  контроллером реализован на основе программного пакета RSLinx фирмы Rockwell Software . 

Программное обеспечение  фирмы Rockwell Software:

RSLogix5000

RSLogix500

RSLinx. 

Программное обеспечение  фирмы WonderWare.:

InTouch

IAS. 

К программному обеспечению  панели оператора относится:

Операционная система  PanelView;

Средства разработки, отладки и загрузки программного обеспечения. 

Программа интерфейса оператора  разработана на основе пакета RSViewME  фирмы Rockwell Software.

 

Системы совместного  сбора и транспорта нефти и  газа

1. развитие систем  совместного сбора и транспорта  нефти и газа 
 

 Автор: Administrator

16.03.2011 09:40  
 

Совместное движение нефти и газа по трубопроводам  неразрывно связано с равитием закрытой системы эксплуатации месторождений. Сначала оно осуществлялось только до сепарационно-замерных установок, расположенных на расстоянии 200—300 м от устья скважин. При этом после разделения и замера количеств нефти и газа движение их продолжалось раздельно по самостоятельным трубопроводным коммуникациям. Нефть самотеком направлялась в емкости сборных пунктов и далее насосами перекачивалась в сырьевые резервуары, а газ компрессорами подавался на газобензиновый завод. Соответствующие этим признакам нефтегазосборные системы получили название систем раздельного сбора и транспорта нефти и газа. Они характеризуются низким давлением в нефтегазосборных трубопроводах, многочисленностью промежуточных технологических объектов и, как следствие этого, большой металлоемкостью, нерациональным использованием избыточной энергии пласта и значительными потерями газа и легких фракций нефти. 
 
 
 

 В 1948 г. на  промыслах объединения Азнефть стала внедряться новая прогрессивная система сбора нефти и газа, предложенная инженерами Ф. Г. Бароняном и С. А. Везировым. Основой этой схемы является совместный сбор и транспорт продукции всех нефтяных скважин (насосных, компрессорных и фонтанных) до промыслового сборного пункта под повышенным давлением порядка (5—()) -10^ н/м2. По этой схеме протяженность выкидных линий и сборных коллекторов, по которым осуществляется совместный сбор и транспорт нефти и газа, составляет 2—3 км, а иногда на морских промыслах она достигает 7—8 км. Система нефтегазосбора Бароняна и Везирова по сравнению с раздельной системой сбора нефти и газа обеспечила значительное уменьшение потерь нефти и газа и сокращение расхода металла и денежных средств. 
 

  

Идея совместного  сбора и транспорта продукции  нефтяных скважин получила свое дальнейшее развитие в работах Грозненского нефтяного института и распространена на трубопроводы протяженностью, измеряемой десятками километров, и работающие под давлением, достигающим (60—70)-10^ н/м2. 
 
 
 

 В 1958 г. на  промыслах объединения Грознефть был осуществлен первый промышленный эксперимент по совместной перекачке нефти и газа по трубопроводу диаметром 0,075 м и длиной 18 км с замером всех необходимых параметров. После соответствующей обработки экспериментальных данных и изучения условий работы трубопроводов, проложенных по сильно пересеченной местности, совместный транспорт нефти и газа стал применяться на всех новых месторождениях объединения Грознефть не только по внутренним, но и по внешним магистралям. Диаметры трубопроводов, по которым осуществляется совместный транспорт нефти и газа, стали достигать 0.5 м, а их протяженность 20—40 км.  

  

На промыслах объединения  Казахстаннефть был осуществлен еще больший по своим масштабам эксперимент в условиях равнинной местности. Впервые в СССР нефть и газ транспортировались по одному трубопроводу диаметром 0,3 м на расстояние 100 км. Это открыло еще большие перспективы для развития совместного транспорта нефти и газа, в частности, в Западной Сибири (Тюмень), Казахстане (Мангышлак) и других районах. На базе совместного сбора и транспорта нефти и газа на большие расстояния научными и проектными организациями (ГНИ, Краснодарнефтепроект, Гипро-востокнефть, Татнефтепроект и др.) и НГДУ был модернизирован, разработан и внедрен ряд нефтегазосборных систем для различных условий добычи нефти, которые позволяют более рационально решать вопросы обустройства нефтяных промыслов. Появилась реальная возможность укрупнить и централизовать технологические объекты, увеличить число ступеней сепарации, более полно использовать естественную энергию пласта и т. д. Так, например, на всех новых месторождениях объединения Грознефть были внедрены  высоконапорные системы с централизованной многоступенчатой сепарацией нефти и газа на сборных пунктах, рассчитанных на обслуживание нефтяных скважин одного или нескольких месторождений данного нефтегазоносного района. За период с 1980 по 1970 г. внедрение этой системы позволило утилизировать почти     млрд. м3 газа на сумму 77 млн. руб. и совместно транспортировать более 64 млн. т нефти и свыше 18 млрд. м3 газа. 

При любой другой системе сбора и перекачки  такого количества нефтяного сырья  пришлось бы проложить значительно  больше трубопроводов и построить  компрессорные и насосные станции. 

Расчет экономической  эффективности применения высоконапорной системы на одном из месторождений  объединения Грознефть показал. что после внедрения этой системы себестоимость нефти снизилась на 2,5%, а газа на 30%. Аналогичные схемы внедрены на месторождениях Ставропольского края, Дагестана, Туркмении, Казахстана и других районов страны. 
 
 
 

 Существенно модернизирована  напорная герметизированная система  нефтегазосбора Гипровостокнефти. В последней модификации эта система нефтегазосбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа до участковых сепарационных установок, расположенных на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до технологических установок по подготовке нефти и газа на расстояние до 100 км и более. 
 

  

За период с 1960 г. по сентябрь 1967 г. в объединении Куйбышевнефть было перекачано 40,7 млн. т газонасыщенной нефти и 48 млн. м3 растворенного в ней газа. Экономический эффект от перекачки газонасыщенной нефти составил 9,6 млн. руб. 

Кроме того, этой системой предусматривается использование  энергии пласта или напора, создаваемого глубинными насосами, для бескомпрессорного транспортирования газа первой ступени сепарации на большие расстояния. Продукция нефтяных скважин подается на групповые замерные установки, на которых периодически замеряются дебиты скважин. Далее эта продукция по одному трубопроводу подается в сепараторы первой ступени, сгруппированные на участковых сепарационных пунктах. После сепарации первой ступени газ за счет давления в сепараторе направляется к потребителям, а нефть с оставшимся растворенным газом — на централизованный сборный пункт. На этом пункте осуществляются окончательная двухступенчатая сепарация нефти и газа, подготовка нефти к сдаче потребителю, переработка газа всех ступеней сепарации и подготовка сточных вод к закачке в пласты. 

В результате многоступенчатой сепарации нефти и газа, применения высокопроизводительных гидроциклонных сепараторов, раздельного сбора  чистой и обводненной нефти, герметичного способа деэмульсации газонасыщенных нефтей и других прогрессивных технических и технологических решений достигнуто увеличение выработки бензина на 2 млн. т, уменьшение капитальных вложений на строительство сепарационных установок в 3—5 раз и значительное сокращение расходов на подготовку нефти. 

Большие работы в  области развития систем нефтегазосбора ведутся в Азербайджане, Татарин, Башкирии, Туркмении и в других нефтяных районах страны, где также доказана технико-экономическая целесообразность внедрения совместного транспорта нефти и газа на большие расстояния.