Реферат автоматизация добычи нефти

Обновлено: 05.07.2024

На современном этапе развития нефтегазодобывающей промышленности большое значение имеет развитие автоматического управления производством, замена физически и мораль устаревших средств автоматизации и систем управления техническими процессами и объектами нефтегазодобычи. Введение новых систем автоматического контроля и управления приводит к повышению надежности и точности отслеживания технологического процесса.

Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития техники добычи нефти и газа, создание высокопроизводительного оборудования, повышения культуры производства, основание новых нефтяных и газовых районов, рост добычи нефти и газа стали возможны благодаря развитию и внедрению автоматизации и совершенствованию управления.

Системный подход при решении вопросов автоматизации технологических процессов, создание и внедрение автоматизированных систем управления позволили осуществить переход к комплексной автоматизации всех основных и вспомогательных технологических процессов бурения, добычи, обессоливания и транспортировки нефти и газа.

Современные нефтедобывающие и газодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях. Технологические объекты связаны между собой. Это повышает требование к надежности и совершенству средств автоматизации. Обеспечение надежности и эффективности функционирования системы газоснабжения, оптимизация процессов нефтедобычи, транспорта, улучшение технико-экономических показателей развития нефтедобывающей отрасли требует решения важнейших задач перспективного планирования и оперативно-диспетчерского управления системы нефтедобычи на основе осуществления программы комплексной автоматизации технологических процессов, широкого внедрения автоматизированных систем управления.

В данной работе рассмотрена система автоматизации дожимной насосной станции (ДНС).

Автоматизация работы дожимной насосной станции
Дожимная насосная станция (рис. 1) после первичной сепарации нефти обеспечивает ее переток к установкам дальнейшего технологического цикла и поддержание там необходимого давления.

Рис. 1 - Технологическая схема работы дожимной насосной станции
Основу этой станции составляют центробежные насосы с самозаливкой, к которым нефть поступает из установки первичной сепарации или из резервных буллитов. Закачка нефти в насосы производится через фильтры, которые устанавливаются как на всасывающих, так и на выкидных магистралях этой системы. Станция укомплектована всегда рабочим и резервным насосами. Резервируют также фильтры и на ее выкидной магистрали. Включение в работу каждого из насосов или одного из фильтров на выкидной магистрали производится с помощью приводных задвижек, управляемых системой автоматики.

Система автоматизации управления работой дожимной насосной станции не только обеспечивает поддержание заданного давления нефти на выкидной магистрали, но и производит своевременное переключение рабочей линии на резервную в случае выхода из строя рабочего насоса или закупорки одного из рабочих фильтров. Для контроля рабочих параметров в технологической цепочке дожимной насосной станции используют следующие технические средства:

DM1 – DM4 – дифференциальные манометры;

P1, P3 – датчики давления на входе насосов;

P2, P4 – датчики давления на выходе насосов;

Z1 – Z6 – приводы задвижек и датчики их положения;

F1 – F4 – фильтры на линии нефти.

Эта аппаратура подключается к соответствующим портам контроллера системы управления дожимной насосной станцией по схеме, представленной на рис. 2.

К модулю (порту) дискретного ввода этого контроллера подключены, как и в предыдущем случае, кнопки управления и датчики положения задвижек. Аналоговые датчики давления и дифференциальные манометры подключены на вход модуля (порта) аналогового ввода. Двигатели всех задвижек и приводы насосов подключены к модулю (порту) дискретного вывода.

Рис. 2 - Структура нижнего уровня системы управления дожимной насосной станцией

нефть добыча насосный станция

Алгоритм управления дожимной насосной станцией имеет сложную структуру, состоящую из нескольких взаимосвязанных подпрограмм. Основная программа этого алгоритма представлена на рис. 3.

Рис. 3 - Алгоритм управления дожимной насосной станцией
Первой процедурой выбранной ветви этой подпрограммы производится опрос дифференциального датчика давления DM1, содержание которого определяет рабочее состояние соответствующего фильтра на входе насосного агрегата. Показания этого датчика сравниваются с заданным предельным значением относительного давления на фильтре. При зашлакованности фильтра (когда он требует чистки) разность давлений на его входе и выходе будет превышать заданное значение, поэтому данная технологическая ветвь не может быть запущена в работу, и потребуется переход на запуск резервной линии, т.е. резервного насоса.

Если же заданное давление на выходе насоса достигнуто, то это значит, что он вышел на заданный режим, поэтому на следующем шаге алгоритм открывает задвижку, соединяющую выход насоса с линией выходных фильтров системы. Открытие каждой из задвижек фиксируется дискретными датчиками ее положения.

Процесс контролируемого пуска рабочего насоса, а в случае его поломки запуска резервного производится алгоритмом автоматически. Аналогично осуществляется контролируемый запуск фильтров через включение задвижек в основной магистрали.

Проанализированы многочисленные труды отечественных и зарубежных исследователей в области методов контроля и регулирования выработки пластов и повышения эффективности эксплуатации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, моделирования физических процессов в нефтеносном пласте, автоматизации управления и оптимизации процесса добычи нефти.

Вложенные файлы: 1 файл

Реферат.doc

Давлетшин Искандер Нафисович

Автоматизация управления технологическим процессом добычи нефти из малодебитных скважин на основе

Альметьевск 2012

Современное состояние нефтедобывающей отрасли топливно-энергетического комплекса России характеризуется тем, что большинство нефтедобывающих производств относятся к промыслам в поздней стадии эксплуатации, отличающимся увеличенной обводненностью продукции, снижением среднего дебита добывающих скважин и ростом затрат на каждую добытую тонну нефти.

В этих условиях особую актуальность приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождении: увеличения добычи нефти, снижения отбора попутных воды и газа, повышения нефтеотдачи пластов, продления жизненного цикла разработки месторождений и достижения экономической эффективности. Направлениями решения этих актуальных задач представляются разработка адаптивной системы разработки, особенно эффективной в условиях недостатка информации о залежи, расширение функциональных возможностей систем управления, увеличение диапазона и повышение управляемости воздействий: поскважинное оперативное управление закачкой и отбором, организация комплексных воздействий на пласт, адекватных конкретным стадиям разработки месторождений. Контроль и управление процессом нефтедобычи должны быть основаны на использовании современных средств автоматики, телемеханики и информационных технологий, что позволит устранить непроизводительные затраты энергии и оптимизировать режимы закачки и отбора, контролировать состояние оборудования и обеспечить сбор, хранение и обработку текущей и исторической информации.

Однако пока приходится констатировать отсутствие методологии управления нефтедобывающим производством как единым технологическим, производственным и организационным процессом с учетом взаимосвязи интегральных производственных показателей с частными показателями, параметрами и режимами.

Происходящие на сегодняшний день изменения в процессах добычи нефти предопределяют ускоренное развитие интегрированных информационно-управляющих систем, но для этого требуется разработка на основе интеграции системных принципов и общенаучных подходов к построению сложных многоуровневых систем управления методологии исследования, проектирования и управления нефтедобывающим производством.

По мере того, что все большее число месторождений вступает в позднюю и завершающую стадию разработки, характеризующуюся значительным снижением добычи нефти при резком росте обводненности продукции, увеличением затрат на каждую добытую тонну нефти, особую актуальность приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождений, увеличения добычи нефти, снижения отбора попутной воды, повышения нефтеотдачи пластов, обоснования и выбора оптимальных управляющих воздействий, продления жизненного цикла разработки месторождений и другие.

Это означает, что для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых малопродуктивных залежах традиционные системы разработки оказываются неэффективными. Необходимы новые технологии, цель которых – интенсификация добычи нефти из низкопродуктивных пластов.

Согласование скоростей откачки и притока жидкости в скважину обеспечит высокий коэффициент извлечения нефти в течение длительного промежутка времени, позволит увеличить межремонтный период, снизить затраты электроэнергии, уменьшить износ двигателей. Согласованный с реальным дебитом скважины режим работы насосной установки позволит повысить объем нефтедобычи на 20…25 % за счет вовлечения в процесс нефтеизвлечения простаивающих по причине нерентабельности добычи скважин.

В связи с ростом механизированного фонда скважин и интенсификации процессов возрастает значение автоматизации технологического процесса добычи нефти, включая автоматизацию управления режимами работы насосных установок, сбора и обработки информации на всех уровнях управления. Автоматизация дает существенный технико-экономический эффект за счет увеличения ежесуточного дебита скважин вследствие установления рациональных режимов работы, сокращения потери нефти и затрат на ремонт оборудования.

В настоящее время управленческие выводы, принятые на уровне управления предприятием и направленные на выявление издержек и снижение затрат, не могут быть оперативно реализованы в производственном цикле, так как из-за отсутствия оперативной достоверной информации о состоянии оборудования и параметрах технологических режимов работы основной объект автоматизации – скважина и насосное оборудование – не входят в систему управления и остаются малоуправляемыми. Для достижения основной цели – добычи нефти и газа с заданными технико-экономическими характеристиками – необходимо обеспечить автоматическое регулирование производительности скважинного насоса; переход от контроля скважин по подаче на групповых замерных установках к полной телемеханизации скважин; проведение оперативной диагностики состояния насосного оборудования скважин для управления по техническому состоянию и осуществления предупредительных мер по ремонту; повышение точности и достоверности контроля текущих параметров добычи.

Система управления режимом работы скважины предназначена для установления необходимой скорости откачки на основе данных прямых измерений дебита скважины (динамического уровня). Следует отметить, что на сегодняшний день измерителей дебита, которые могли бы использоваться в системе автоматического управления производительностью насосной установки для измерения дебита с удовлетворительной точностью в реальном масштабе времени, не существует. Таким образом, при построении локальной системы управления для реализации преимуществ непрерывного режима откачки с плавным регулированием производительности насосной установки требуется решить задачу определения текущего дебита скважины в реальном масштабе времени.

Согласованное управление совместной работой группы скважин с учетом взаимовлияющих воздействий в пределах одного анализируемого участка (например, куст скважин) заключается в изменении производительности насосного оборудования на каждой скважине с учетом критерия эффективности работы группы скважин. Группа нефтедобывающих скважин является многоканальным распределенным объектом управления с переменным количеством каналов; динамическим объектом, так как его параметры изменяются во время работы; сложным объектом, работающим в условиях действия неопределенностей, требующим разработки адекватной по сложности системы управления.

Одним из общепринятых в практике нефтедобычи методов получения необходимой информации по месторождению и основным инструментом для обоснованного принятия стратегических и тактических решений при разработке месторождений является компьютерное моделирование. Основой моделирования является квазитрехмерная модель месторождения, которая позволяет систематизировать множество пространственных, геолого-геофизических, петрофизических и промысловых данных по исследуемому объекту. Модель многократно используется для выполнения расчетов, построения графиков, таблиц, карт как в целом по месторождению, так и по отдельным его участкам, вплоть до отдельной скважины. По мере накопления новых геолого-промысловых данных модель с определенным шагом по времени обновляется, ее точность повышается, функциональные возможности расширяются: добавляются новые данные, исправляются выявленные ошибки в исторических данных, расширяется программное обеспечение для решения новых задач. Поэтому такая модель называется постоянно-действующей геолого-технологической моделью месторождения (ПДГТМ).

Нефтедобывающее производство имеет ряд особенностей:

большой разброс инерционности процессов, подлежащих управлению (от часов и суток до месяца);

осуществление управления в условиях неопределенности;

принадлежность объектов управления к разным классам (технологическое оборудование, вычислительные ресурсы, средства коммуникаций, информационные потоки).

Указанные особенности обусловливают необходимость использования координированного подхода к оптимизации работы скважин, основанного на согласовании взаимосвязанных элементов: пласт – призабойная зона скважины – скважина – скважинное оборудование. Только координированное управление распределенными в пространстве и характеризующимися разными темпами процессами может повысить эффективность технологического процесса добычи нефти.

Стадии технологического процесса добычи нефти – поддержание пластового давления, собственно добыча, подготовка нефти – образуют замкнутый технологический цикл. Оборудование, с помощью которого осуществляется ТП ДН, образует распределенную систему. Поэтому координированное управление, то есть принятие согласованных решений об управлении этими объектами, должно производиться на более высоком уровне на основе обобщенной информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования. При этом принимаемое решение должно учитывать не только технические параметры управления режимами работы оборудования, но и экономические показатели.

Инструментом для координированного управления всеми элементами технологического процесса нефтедобычи в реальном масштабе времени может стать иерархическая система моделей, соответствующая иерархической структуре объектов нефтедобычи (рис. 1).

D_ист - исторические данные из ПДГТМ, D_факт - фактические данные в ПДГТМ,

D_гр , D_лок – рекомендуемые групповой и локальной системами управления параметры

Рисунок 1 - Иерархическая система моделей для управления

технологическим процессом добычи нефти

Процедура оптимизации режимов работы скважин с использованием иерархической системы моделей должна строиться на основе итерационной процедуры согласования показателей качества функционирования всех уровней на каждом шаге, так как последовательное решение задач разных уровней не обеспечивает оптимизацию взаимосвязанных процессов.

В предлагаемой СУ ТП ДН геолого-технологическая модель пласта используется в качестве источника информации о параметрах пласта, схеме размещения скважин и ретроспективной информации о дебитах, давлениях, объемах добычи.

Упрощенная математическая модель взаимовлияния расположенных на локальном участке пласта скважин как многосвязного объекта управления описывает распределение давлений в точках расположения нагнетательных и добывающих скважин. Хотя модель не может в полной мере отразить все процессы, происходящие в пласте, ее вполне достаточно для организации управления процессом добычи нефти и закачки воды для группы скважин. Простота модели позволит производить расчет и формировать управляющие воздействия в реальном масштабе времени даже с помощью маломощных контроллеров группы скважин.

Актуальность работы. Автоматизация технологических процессов,
являясь одним из главных направлений научно-технического прогресса, создает
основу для повышения производительности труда во всех отраслях народного
хозяйства.
Современные технологические процессы нефтеперерабатывающей,
нефтехимической промышленности характеризуются сложностью отдельных
элементов и их взаимосвязей, высокими скоростями протекания химических
реакций, большой производительностью, многомерностью, т.е. большим числом
контролируемых и регулируемых параметров и показателей эффективности,
разнообразия технологических операций и технологического оборудования, а
также взрыво- и пожароопасностью. В таких условиях управления
технологическими процессами становится важным лишь при широком
использовании методов, средств и систем автоматизации. Современную
технологическую схему нельзя эксплуатировать без применения средств
автоматизации.

Нет нужной работы в каталоге?

Сделайте индивидуальный заказ на нашем сервисе. Там эксперты помогают с учебой без посредников Разместите задание – сайт бесплатно отправит его исполнителя, и они предложат цены.

Цены ниже, чем в агентствах и у конкурентов

Вы работаете с экспертами напрямую. Поэтому стоимость работ приятно вас удивит

Бесплатные доработки и консультации

Исполнитель внесет нужные правки в работу по вашему требованию без доплат. Корректировки в максимально короткие сроки

Если работа вас не устроит – мы вернем 100% суммы заказа

Техподдержка 7 дней в неделю

Наши менеджеры всегда на связи и оперативно решат любую проблему

Строгий отбор экспертов

Требуются доработки?
Они включены в стоимость работы

Работы выполняют эксперты в своём деле. Они ценят свою репутацию, поэтому результат выполненной работы гарантирован

ГОСТ

Цели внедрения автоматизированных систем

Автоматизированная система – это технически-организационная система, которая обеспечивает выработку решений, основанных на автоматизации процессов в различных сферах деятельности или их сочетаниях.

Внедрение автоматической системы обслуживания на объектах нефтегазодобычи должно быть целесообразно. Критериями экономической целесообразности ввода в эксплуатацию автоматизированной системы обслуживания являются:

Срок окупаемости системы.
Уровень прироста чистой прибыли.
Годовой экономический эффект.

Если рассматривать преимущества автоматизации процессов управления и обслуживания на конкретном примере, то для процесса бурение они выглядят следующим образом: сокращение затрат на сооружение скважин, увеличение скорости бурения, повышение надежности скреплений эксплуатационных скважин, уменьшение отклонения ствола скважины от проектного значения, увеличение точности попадания скважин в продуктивный пласт.

Требования к автоматизированным системам обслуживания объектов добычи нефти

Ко всем средствам автоматизации объектов добычи нефти применяются следующие требования:

Средства автоматизации систем обслуживания должны соответствовать требованиями, которые предъявляются отраслевыми и государственными стандартами.
Средства автоматизации систем обслуживания должны базироваться на микропроцессорной технике.
Рекомендуется применять средства автоматизации, которые выпускаются серийно.
Средства автоматизации систем должны обеспечивать нормальное функционирование по каналам связи.
Применение импортных средств автоматизации должно быть согласовано с регулирующими органами Министерства нефтяной промышленности.

Готовые работы на аналогичную тему

Цели и задачи автоматизированных систем обслуживания на объектах добычи нефти

Техническое обслуживание и ремонт – это совокупность операций, задачей которых является поддержание исправности и работоспособности объекта во время его использования.

Нефтегазовым предприятиям свойственно наличие огромного числа машин, механизмов и оборудования, которые требуют постоянного контроля, а также периодических ремонтно-профилактических работ.

Облегчить процесс управления системами обслуживания добычи нефти или газа могут специальные компьютерные программы. Основной задачей таких программ и оборудования является уменьшение затрат, связанных с ремонтом и обслуживанием объектов добычи нефти и увеличение степени его надежности во время эксплуатации в заданных режимах, что в конечном итоге должно снизить себестоимость добываемой нефти, нефтепродуктов или изделий, изготовленных из них (бензин, мазут, керосин и т.п.). Применение автоматизированных система обслуживания на нефтегазовых предприятиях позволяет решать несколько важных задач: автоматическое ведение архива отказов того или иного оборудования, а также его ремонтов; ведение реестра оборудование нефтегазового предприятия; анализ и учет затрат, связанных с ремонтом и обслуживанием объектов добычи; ведение базы данных технических документов по ремонту и обслуживание объектов и их составляющих; прогнозирование объемов материалов и сырья, которые необходимы для ремонта и обслуживания объектов; ведение базы данных различной документации (схемы, чертежи, пояснительные записки и другое); составление графика ремонтных работ на объектах; текущий контроль технического состояния объектов и его составляющих; регистрация отказов и поломок; анализ причин выхода из строя того или иного оборудования; отслеживание процесса устранения неполадок во время ремонта; составление оптимальных графиков проведения ремонтных работ; определение оптимального набора мероприятий, входящих в состав ремонтно-профилактических работ.

Для большинства нефтегазовых предприятий проблема повышения эффективности использования машин, механизмов и оборудования, а также снижение затрат на их ремонт и обслуживание является одной из самых острых. Поэтому процесс внедрения автоматизированных средств в области обслуживания объектов добычи нефти или газа получает широкое распространение, так как успешное его применение экономит значительную часть средств, а также повышает объемы добываемых полезных ископаемых.

Читайте также: