Автономный автоматизированный комплекс управления трехфазным нефтегазосепаратором

Действующие на сегодня высокие мировые цены на нефть, устойчивая тенденция к их дальнейшему росту и отсутствие видимых объективных факторов к сдерживанию этого процесса заставляют большинство нефтяных компаний обращать свое внимание на ранее забытые или законсервированные мелкие, очаговые залежи этого природного ископаемого.

Общепринятая технология сбора добытой из недр жидкости с кустов на централизованных пунктах подготовки нефти для таких случаев не выгодна и очень затратна. Это вызвано, в первую очередь, необходимостью связывать добывающие скважины сетью дорогостоящих трубопроводов. Кроме того, существующая нефтепромысловая практика предполагает отделение свободной воды как можно раньше (до поступления продукта на установки подготовки нефти), так как нагрев этой воды связан с большим расходом тепла. Оказывается, гораздо практичнее непосредственно на местах вести первичное выделение нефти и автотранспортом доставлять ее на центральные пункты сбора товарной нефти. Целесообразность такого способа тем выше, чем больше расстояния до центров подготовки и значительнее обводненность нефти.

Основной технологической установкой начальной обработки поступающей с добывающей скважины жидкости является нефтегазосепаратор (НГС). Для решения задач освоения мелких месторождений достаточно НГС, небольшой буферной емкости и узла отпуска нефти в автоцистерны. Такая локальная технологическая установка нуждается в автономном управляющем комплексе. Основным объектом автоматизации является НГС, в котором под давлением 4 – 6 атм. происходит выделение из поступающей жидкости трех ее фаз: газа, воды и нефти. Технология процесса сепарации, обычно, требует контроля за уровнем жидкости, уровнем раздела сред, давлением в секциях НГС с последующим регулированием по этим параметрам. Отличительными особенностями такого контроля являются взрывоопасные условия и работа с аппаратами под давлением.

Упрощенная технологическая схема процесса сепарирования приведена на рис.1. Она включает в себя: Е1 – сепаратор нефтегазовый со сбросом воды, FE – датчик расхода по газу, LC – прямоходный исполнительный механизм типа МЭПК регулирующего клапана КМР, LS – сигнализатор верхнего аварийного уровня, LT – уровнемер (уровень нефти и уровень раздела фаз в 1 отсеке и уровень во 2 отсеке), PC – регулятор давления прямого действия, PT – датчик давления. Нефтегазовая смесь из сборного коллектора через патрубок поступает в НГС. Отделившийся от жидкости газ через регулятор давления прямого действия и расходомер под собственным давлением следует в газопровод и далее транспортируется на ГПЗ. Отделившаяся в первом отсеке НГС нефть перетекает во второй отсек, а вода из первого отсека отправляется на блочную кустовую насосную станцию (БКНС). Откачка воды регулируется положение уровня раздела сред. Откачка нефти из второго отсека регулируется уровнем взлива в этом отсеке.

Традиционным решением задачи управления процессом сепарации является оснащение НГС набором датчиков, равных количеству контролируемых параметров. Для установки таких датчиков требуется не меньше четырех люков для уровнемеров и сигнализатора предельного уровня и фланцевое соединение для датчика давления.

Ниже рассматривается устройство и функционирование автоматизированного комплекса (далее «комплекс» или «комплекс управления») управления трехфазным нефтегазосепаратором, разработанного и выпускаемого ЗАО «Альбатрос». Функциональная схема автоматизации трехфазного НГС показана на рис. 2.

Аппаратный состав комплекса. Оборудование, входящее в состав комплекса управления, делится на полевое (датчики) и вторичное (управляющий контроллер). К полевому оборудованию, поставляемому в составе комплекса, относятся /1/:

• датчик уровня ультразвуковой ДУУ2М-03 для одновременного непрерывного измерения уровня взлива и уровня раздела сред в первом отсеке сепарации;
• датчик уровня ультразвуковой ДУУ2М-01 для измерения уровня нефти во втором отсеке сепарации;
• датчик предельного уровня ДПУ5 для контроля за переливом НГС.

Использование многофункциональных датчиков ДУУ2М ведет к сокращению числа врезок в тело НГС в сравнении с традиционным решением, Это достигается способностью такого датчика как ДУУ2М-03 одновременно измерять как взлив нефти, так и раздел сред «нефть - вода». Более того, для бюджетных решений можно заменить два датчика уровня, датчик давления и датчик предельного уровня на один многофункциональный датчик уровня ДУУ2М-08 из семейства ДУУ2М. Он обеспечивает одновременное измерение уровня, уровня раздела «нефть - вода», температуры и давления в нижней точке НГС. Преимуществом использования данного датчика является не только минимальная стоимость, но и возможность через одно фланцевое соединение контролировать практически весь технологический цикл процесса сепарации. Несложные математические преобразования позволяют пересчитать измеряемое ДУУ2М-08 гидростатическое давление в давление под крышей НГС и обеспечить своевременный сброс накопившихся газов через регулирующий клапан. Совместно со своим вторичным прибором этот датчик способен выполнить и функцию сигнализатора верхних и нижних предельных уровней. В общем случае, с целью повышения безопасности эксплуатации НГС, целесообразно иметь второй независимый источник контроля за предельными уровнями. Для этого оптимально подходит сигнализатор СУР‑6 /2/, требующий одно фланцевое соединение и имеющий две программируемые аварийные уставки срабатывания от перелива и опорожнения НГС.

Вторичное оборудование представляет собой управляющий контроллер со средствами отображения информации.

Принцип работы комплекса управления. Алгоритм управления, реализующий технологический регламент работы НГС, выполняет ядро комплекса управления – программируемый логический контроллер КПК ГАММА-11 (далее «контроллер» или «КПК Гамма-11») /3/.

В результате работы с:

• двумя преобразователями турбинными ТПР МИГ-32-2,5 с магнитоиндукционным датчиком “Норд-И2У-04М” (расход нефти и воды);
• преобразователем турбинным ТПР АГАТ-1М-65 с магнитоиндукционным датчиком “Норд-И2У-02” (расход газа);
• датчиком давления “Метран-100-Вн-Ди”, 0,4МПа (давление в сепараторе);
• датчиком измерения уровня (уровень нефти во 2-м отсеке сепаратора), датчиком уровня ультразвуковым ДУУ2-01-0-1,600-2,0-ОМ1,5;
• датчиком измерения уровня и уровня раздела сред (уровень нефти и раздела сред «нефть-вода» в 1-м отсеке сепараторе), датчиком уровня ультразвуковым ДУУ2-03-0-1,600-2,0-ОМ1,5 – контроллер обеспечивает взрывобезопасное измерение:
  • и регулирование уровня жидкости нефти от 0,25 до 1,3 м;
  • и регулирование уровня поверхности раздела «нефть-вода» от 0,3 до 0,9 м;
  • давления в сепараторе от 0 до 4 атм.;
  • расхода газа из сепаратора;
  • расхода нефти из сепаратора;
  • расхода воды из сепаратора;
  • токовых сигналов положения рабочих органов механизмов электрических прямоходных МЭП6300.

Комплекс имеет два режима управления: автоматический и дистанционный. В автоматическом режиме он обеспечивает управление процессом без участия человека, в дистанционном – воздействие на регулирующие органы ведется вручную от местного пульта. В качестве местного пульта используется Терминал-2 (далее «терминал») контроллера /3/, выполняющий следующие функции:

• индикация измеренных значений уровня жидкости, уровня поверхности раздела сред, давления, мгновенного расхода и суммарного объема газа, мгновенного расхода и суммарного объема нефти, мгновенного расхода и суммарного объема воды;
• индикация процесса регулирования и состояния электроприводов (раздельно по нефти и воде);
• изменение режима работы комплекса и ввода параметров настройки.

На основании измерений уровней контроллер формирует сигналы управления запорной арматурой. Таким образом, реализованы два контура регулирования в первом отсеке сепаратора по уровню воды, а во втором отсеке – по уровню нефти. В основе процедуры регулирования заложен принцип локальных автоматов, когда требуемый закон регулирования выполняется специализированными модулями регуляторов из состава контроллера, при этом общий контроль за состоянием НГС лежит на модуле процессора этого контроллера. Разнесение задач регулирования и контроля на разные уровни архитектуры комплекса ведет к повышению надежности и упрощает локальную визуализацию текущего состояния НГС.

Каждый из регуляторов может работать в двух режимах – автоматическом и дистанционном. Выбор режимов работы регуляторов определяют положения соответствующих переключателей “Управление ДИСТ/АВТ”. Настройка регуляторов (выбор закона регулирования, рабочего диапазона и др.) осуществляется индивидуально для каждого из них посредством имеющихся в контроллере управления массивов настроечных параметров. Процесс настройки можно вести либо с местного пульта, либо с АРМ оператора (при его наличии).

Вычисление параметров расхода проводится по следующему алгоритму: Вычисление коэффициентов преобразования К осуществляется по формуле

К = Кi + (F – Fi)(Кi+1 – Кi)/(Fi+1 – Fi),
где К – рассчитываемое значение коэффициента преобразования ТПР, имп/м3;
Fi, Fi+1 – значения частоты сигнала ТПР, полученные при градуировке преобразователя и удовлетворяющие условию Fi  F  Fi+1, Гц;
Кi, Кi+1 – значения коэффициента преобразования при частотах преобразователя Fi и Fi+1 соответственно, полученные при градуировке, имп/м3;
F – значение частоты на входе контроллера, соответствующее текущему рассчитываемому значению К, Гц.

Если текущее измеряемое значение частоты не укладывается в диапазон градуировки ТПР, то в качестве К должно приниматься значение, соответствующее частоте ближайшей границы диапазона градуировки.

Вычисление значения мгновенного расхода по выбранному каналу измерения Q, м3/час, осуществляется по формуле: Q = (3600F)/K , где F – текущее значение частоты сигнала с выхода ТПР соответствующего канала измерения, Гц; К – значение коэффициента преобразования, рассчитанное для текущего значения F, имп/м3.

Вычисление значения приращения объема среды по выбранному каналу измерения ΔV, м3, ведется по формуле: ΔV = ΔN/К , где ΔN – приращение количества импульсов за цикл измерения, имп; К – значение коэффициента преобразования, рассчитанное для значения F, измеренного в соответствующем цикле измерения, имп/м3.

Вычисление нарастающего значения объема среды по выбранному каналу измерения V, м3, осуществляется по формуле: V = ΣΔV.

Вся текущая телеметрическая информация о состоянии нефтегазосепаратора, положениях его регулирующих клапанов, режимах их работы присутствует на экране терминала “Телеметрия”. Оставшиеся 19 чередующихся экранов представляют текущие параметры настройки модулей контроллера. С помощью клавиатуры терминала проводится последовательный переход от одного экрана к другому и ввод значений параметров настройки.

Состав контроллера и его характеристики. КПК «Гамма-11», входящий в состав базовой конфигурации комплекса, включает в себя интерфейсные модули как взрывобезопасного, так и общепромышленного исполнений. В табл.1 приведены состав и назначение интерфейсных модулей, при этом модули позиций 1..5 имеют взрыво-защищенное исполнение с видом взрывозащиты «Искробезопасная электрическая цепь».

Таблица 1.

Обязательным компонентом комплекса, в силу его большой ответственности, является местный пульт управления. Он выполнен на базе Терминала-2 КПК «Гамма‑11». Инструментальные средства программирования Терминала-2 обеспечивают формирование пакета экранов отображения состояния НГС по требованию Заказчика, при этом поле экрана может содержать и текстовые диагностические сообщения.

Программирование комплекса. Исполняемый алгоритм комплекса управления разрабатывается в среде инструментального программного обеспечения, редактора диаграмм функциональных блоков «Альбатрос SoftLogic». Графические образы текста прикладной программы позволяют обслуживающему персоналу легко редактировать собственно исполняемый алгоритм, константы процедур, вносить в алгоритм изменения по мере необходимости. Не вызовет очень больших сложностей редакция исполняемой программы, например, в случае замены турбинного преобразователя расхода газа на сужающее устройство, выполняющее ту же функцию. Для освоения техники программирования в этой среде не нужны специальные знания, а сам процесс обучения не превысит нескольких часов и даже может быть выполнен самостоятельно.

Наличие у КПК «Гамма-11» промышленного интерфейса RS-485 позволяет использовать комплекс не только автономно, но и интегрировать его в состав АСУТП. В случае работы комплекса совместно с верхним уровнем предусмотрена возможность архивирования оперативных данных аварийных случаев и генерации отчетных документов.

Конструкция. Комплекс управления выполнен в виде двух шкафов автоматики: шкафа контрольного ШкК (далее «ШкК») и шкафа силового ШкС (далее «ШкС»). ШкК и ШкС относятся к изделиям ГСП согласно ГОСТ 12997.

В ШкК размещен управляющий контроллер промышленный комбинированный ГАММА-11 и вторичный преобразователь сигнализатора СУР5 – ПВС4. На двери ШкК установлены Терминал-2, переключатели «Управление ДИСТ/АВТ», сигнальные лампы для каждого из регуляторов: «ОТКРЫТЬ», «ЗАКРЫТЬ», «ПЕРЕГРУЗКА». Подключение датчиков к контроллеру, передача управляющих сигналов для БТУ и цепей питания от ШкС производится через кабельные вводы нижней панели ШкК.

ШкС содержит источник бесперебойного питания (ИБП) для ШкК, силовые цепи управления прямоходными электромеханизмами, два блока тиристорных усилителей БТУ и источники питания для терминала и вторичного прибора сигнализатора уровня СУР5. ИБП обеспечивает работоспособность комплекса при кратковременных перебоях в энергоснабжении. Автоматические выключатели защищают силовые цепи БТУ от перегрузок в подключенных прямоходных электромеханизмах.

На рисунке 3 показано конструктивное оформление одного из шкафов комплекса (ШкК).

Обеспечение взрывозащищенности комплекса достигается ограничением в интерфейсных модулях контроллера соответствующих токов и напряжений до искробезопасных значений. Искрозащитные элементы имеют маркировку и размещены с выполнением требований ГОСТ Р 51330.10. В интерфейсных модулях задачу ограничения выходных токов и напряжений до искробезопасных значений решают источники изолированного питания и барьеры искрозащиты. Разъемы для подключения искробезопасных цепей обеспечивают предохранение от размыкания и не допускают ошибочной коммутации. Кроме того, они имеют соответствующую маркировку.

Технические характеристики.

В заключении следует отметить отличительные особенности комплекса управления, выгодно отличающие ее от традиционных проектных решений для контроля НГС:

• повышение надежности и безопасности работы НГС, как аппарата под давлением, вследствие уменьшения числа фланцевых используемых соединений;
• экономическая целесообразность и коммерческая привлекательность связаны со снижением стоимости средств уровнеметрии без потери функциональности, а именно, в представленном варианте цена уровнемеров снижена более, чем на треть, и существует возможность уменьшения ее втрое для малобюджетных проектов;
• гибкая архитектура управляющего контроллера обеспечивает оперативную адаптацию комплекса для различных типов установок сепарации нефти и вариаций их технологических процессов;
• способность оперативно следить за состоянием жидкостного баланса технологического процесса;
• отсутствие внешних барьеров искробезопасности в контроллере обеспечило минимум вдвое снижение его стоимости;
• повышенный уровень надежности комплекса вследствие применения принципа локальных автоматов и резервирования ряда ответственных узлов комплекса (контроль за аварийным состоянием уровня жидкости в НГС ведется тремя независимыми источниками, напряжение питания контроллера дублируется параллельной работой двух источников и др.);
• способность как автономной работы, так и интегрирования в состав действующих АСУ ТП посредством стандартных сетевых интерфейсов.

Просмотреть статью. Журнал «Автоматизация и IT в нефтегазовой области», №1/2011 (в формате Word, 456 Kb)