油田增压站（共8篇）
油田增压站 篇1
0 引言
华庆油田常规增压站功能主要是进行所辖井组来油计量、加热、增压外输等。本文以华庆油田关三增压站自动化控制系统升级改造项目为例进行分析研究。增压站原油外输增压控制装置采用现场控制,而原油外输、井组计量和加热是一项复杂的工作,不仅要随时了解现场缓冲罐的温度、压力,而且要了解原油外输的流量变化、压力变化,并对其进行有效控制,因此,更新和改造原有的原油外输控制是必需的,站内生产装置各关键点须实现远程集中监控和控制,实现站内无人值守。
1 现状分析
1.1 原工艺流程
增压站主要承担所辖油井的集输任务,站内主要设备有0.946 m3立式气液分离器1台、4 m3立式水套加热炉2台、8 m3缓冲罐1台、40 m3应急罐1台、5 m3补水罐1台、10井式总机关1套、收球筒1套、外输螺杆泵2台、变频器2台。
1.2 原控制系统
原控制系统可实现以下功能:生产装置区关键设备数据,如压力、液位、温度、流量、可燃气体浓度等数据的实时采集;外输螺杆泵的启停,分别是由对应的每台变频器来控制;现场配置视频监控器,用于整个站场的监控。
1.3 问题分析
根据现场生产实际情况,主要从常规增压站目前运行现状进行分析研究,其主要存在问题有以下几点:
(1)所辖井组的主力油层为三叠系长6油层,平均油气比为50 m3/t,伴生气和原油一起集输至增压站,经油气分离器分离后,除供加热炉用气外,剩余气体采用点“火炬”的方式直接燃烧,造成资源的极大浪费和对空气环境的污染,而且存在很大的安全隐患。
(2)气液分离器积液必须由人工定时排放,不具备任何控制的条件。
(3)输油泵启停控制是由每台输油泵对应的变频器根据缓冲罐和应急罐液位来控制实现输油的远程启停,输油泵不能实现自动切换。
(4)闸阀开启没有任何远程控制手段,只能由岗位员工定期、定时开启关闭,劳动强度比较大。
(5)站控系统主要完成数据显示,PLC功能简单,岗位员工可操控性强,实现了部分设备的压力、液位、温度、流量、可燃气体浓度等实时采集。
2 研究思路
在保留站内主要的设备和最大限度的减少改造成本的前提下,通过对站内部分工艺流程和数字化控制策略进行了升级改造,充分利用自动化设备的远程可操控性,借助功能完备的变频、PLC控制技术,真正实现油气混输、远程操控,提高油气区的安全可靠性,最大限度的减小劳动强度,达到节约能源、保护环境和减员增效的目的。
3 控制系统升级改造
3.1 流程改造
(1)对于从加热炉的来油进入缓冲罐或外输泵的流程,通过增加一台电动三通调节阀,使入口端接入从加热炉的来油,两个出口端分别连接至缓冲罐和外输泵的入口,如图1所示。
(2)对于两台外输泵,通过增加一台电动三通控制阀,以便两个外输泵一备一用,自动切换,在两台泵的出口处安装止回阀,增加两台压力变送器和温度变送器,分别用于两台外输泵的压力和泵体温度的监控,如图2所示。
(3)对于缓冲罐,在出口增加一台电动控制阀,用于缓冲罐输出控制,增加一台压力变送器,用于缓冲罐压力的监控,如图3所示。
(3)对于气液分离器,由于所配置的浮球液位计不具备远传数据功能,只是本地使用,在此处增加一台机械性疏水阀,使积液自动排出,如图4所示。
(4)对于应急罐,在其出口端增加一台电动控制阀,用于单井计量,如图5所示。
(5)在保留原配置的室外视频监控器基础上,在输油泵房内再增加一台防爆型视频监控器,用于泵房内的生产监控。
3.2 控制系统升级
电动三通控制阀1入口端连接加热炉来油,一个输出端连接缓冲罐的入口,另一个输出端连接到两台混输泵入口交汇处的电动三通控制阀3输入端,电动三通控制阀3的两个输出端分别连接到两个混输泵的入口。
通过控制电动三通控制阀1,将加热炉来油一方面输入到缓冲罐里进行油气分离,给加热炉提供燃料气;另一方面通过混输泵进行油气混输。
通过控制电动三通控制阀3,实现混输泵1和混输泵2的切换。
在缓冲罐出口安装电动两通控制阀2与电动三通控制阀3输入端连接,主要是为了在油气混输时给混输泵补给一定量的液体,以防止在混输时实际工况带来的泵体空转对混输泵所带来的损耗。
应急罐出口端的电动两通控制阀4,主要用于单井计量,只要操作人员手动打开单井阀门后,即可自动完成单井计量工作。如图6所示。
工艺设备改造完成后,根据日常生产管理流程,进行PLC编程设计,完成程序代码的编写、调试工作。
4 应用效果
增压站改造完成后,实现了“油气混输、无人值守、远程监控”的目标,主要有表现在以下几个方面:
(1)实现油气混输,原流程除部分气供加热炉外,其余外排。改造后的流程一部分气供加热炉外,其余的气通过混输泵与原油一起输送,在下游站点进行轻烃回收,充分利用伴生气,节约能源,生产安全环保。
(2)实现“无人值守、远程监控”,现场数据实时采集、显示、存储,操作人员在远程终端能够实时监控各监控点数据变化及运行情况,实现流程切换,一键式完成,操作人员按照屏幕提示要求,即可完成流程切换,操作快捷、方便、灵活、自动,管理人员只需要定期对站内设施进行巡检,如图7所示。
(3)实现数据报警,当缓冲罐的压力或液位、应急罐的液位、收球筒的压力或温度、泵体温度、可燃气体浓度等各种监控数据超限时,系统自动预警、报警,通过曲线图,操作人员能够随时查看历史数据,如图8所示。
(4)实现故障报警,当电动控制阀、变频器、混输泵、PLC等关键设备或仪表出现故障时,系统会立即显示故障报警,并能指导操作人员进行应急处理。
(5)在两台泵出口处的止回阀,可以防止介质倒流、防止泵及驱动电动机反转;机械性疏水阀可以实现气液分离器的积液自动排放,密闭回收至排污池,不需要人工频繁排放,通过电伴热,解决了冬天人工排液困难问题。
(6)通过缓冲罐的液位控制电动执行阀开启大小程度,控制缓冲罐的输出量,同时用于油气混输时给泵补充液体;在油气混输过程中,通过缓冲罐的压力值控制,自动调节电动执行阀开启关闭,以便给加热炉补充足够的燃料或直接油气混输。
5 结语
油田数字化最直接的好处就是能为企业提高工作效率,提高工作质量,增加企业经济效益和社会效益,本系统自投用以来,达到了改造的预期目的,运行良好、各项控制性能优异、操作简便、安全可靠,增压站自动化控制系统的升级改造技术获得国家专利,在同行业有着广泛的推广应用价值,同时为数字化油田向智能化油田转变做了必要的铺垫和探索。
摘要：针对华庆油田常规增压站原工艺流程控制系统存在的实际问题,为适应油田大发展的需要,推进油气场站数字化管理水平,对原工艺流程、自控系统进行升级改造,实现站点的油气混输、远程操控,无人值守等功能,与优化工艺参数相结合,减少岗位员工的劳动强度,提高生产运行本质化安全水平。
关键词：增压站,数字化管理,油气混输,远程操控
参考文献
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油田增压站 篇2
为认真贯彻集团公司“九项原则”和分公司“反违章十条禁令”的精神，落实作业区“以人为本，安全为天，持续改进”的管理理念，严格执行安全生产要求和操作规程，真正做到安全上岗，轻松工作，班组特制定《员工安全上岗承诺书》如下：
1.严格遵守“九项原则”和“反违章十条禁令”的要求，做好劳动纪律自检自查工作。
2.上岗期间严禁进行与工作无关的娱乐活动，如打麻将、玩纸牌。
3.上岗期间必须坚守工作岗位，无特殊事情不得离开岗位，更不准上夜班时回寝室睡觉。
4.严禁上岗期间饮酒，坚决杜绝酒后上岗，工作岗位和宿舍严禁置放酒精类饮品。
5.正确穿戴劳动防护用品上岗工作，注重自身安全。
6.严禁员工上岗期间将私家车驶入生产现场，一经查出，当事人除接受作业区的处理外，同时承担班组的连带责任。
7.高度重视8小时内外的交通安全，班组员工有事离站，应履行正规请假程序，在有效时间内安全回站并销假，途中发生的意外伤害，由离站员工自行负责，班组不负责承担意外伤害的部分。
8.如员工未履行请假程序而私自离站，班组不负责承担意外伤害的部分。
9.重视管道、高压线巡查的过程监控，巡查人员应佩戴足够的安防器材和药品，巡检过程中防蛇咬、狗咬、蜂蜇、崴脚、跌倒等意外伤害。
10.寝室内严禁在插线板上使用大功率电器，严禁在寝室内煮饭、烧菜，杜绝电器火灾。严禁使用天然气取暖，在插线板上使用大功率电器，定期检查线路、插头接触是否良好，杜绝电器火灾，保证人身安全。发现漏电或电线短路现象时，应及时汇报。
以上制度如有违反，实行第一次沟通、第二次诫勉、第三次问责的原则，情节严重的退回作业区井站管理办公室处理。
传统增压站数字化无人值守改造 篇3
随着油田开发的不断扩大, 油田增产与用工紧缺的矛盾日益突出, 长庆油田大部分站点为传统增压站, 前期进行的数字化改造只实现了对站内常规流程的日常监控, 流程切换、凝析油排放和加热炉操作等工作仍需人工现场操作, 员工劳动强度大, 效率不高。若能在低成本的基础上, 通过工艺流程优化, 安装自控设备实现无人值守运行, 将提高生产效率, 降低运行成本, 缓解油田增产与用工紧缺的矛盾。
1 传统增压站运行现状
该厂白豹油区由于开发时间早, 前期建设全部为传统增压站, 站内数字化功能、监控点不完善, 且改造后站内人员精简并不明显, 没有完全达到数字化管理的运行效果。同时随着环江油田的快速发展, 人员紧缺矛盾日益突显。
由于前期数字化建设各项标准尚未统一, 站内改造只完成部分数据监控, 站内大部分设备操作、控制工作仍需人工操作完成, 包括:
(1) 收球筒:收球前进行放空排污, 收集污油后运至站外污油池。
(2) 加热炉:人工放空、人工点火、人工调温、人工巡检。
(3) 气液分离器:人工放空, 收集凝析油后运至站外污油池。
(4) 单量:单量时员工需操作总机关大量阀门, 实时现场观察单量情况。
(5) 应急罐:人工上罐量油, 特殊天气无法实施量油。
(6) 外输泵:切换外输泵输油顺序及查看泵体温度需人工现场启停和判断。
(7) 流程切换:切换流程进行外输, 需人工现场操作阀门。
传统增压站运行现状存在的问题及改造措施如图1所示。
2 升级改造内容
按照数字化“低成本”战略和“安全第一”的建设原则, 通过在关键流程节点增加自控装置、重要生产环节增加监控设备, 实现对站内生产情况的有效监控, 减少员工劳动强度, 提高安全管理水平。升级改造内容如图2所示。
3 关键技术应用
3.1 半自动加热控制
加热炉进气管线加装电动调节阀, 在风门处加装紫外线火焰探测器, 使进气调节阀与外输温度关联控制, 实现加热炉的半自动控制。
3.2 机械自动排凝
在气液分离器排污口安装机械自动排凝装置, 关联气液分离器液位和平衡块操作排空阀, 实现凝析油的自动排放。
3.3 贴片式温度变送器
为减少站内动火作业, 在外输泵泵体、加热炉二次加热出口安装贴片式温度变送器 (不需在设备处动火开口) 。该设备为自主研发生产, 已在该厂多处应用验证, 效果显著。
3.4 多种流程一键式切换
在输油泵进口、缓冲罐进出口等关键位置增加电动阀, 实现三种流程间的自动切换和远程控制。
4 运行效果
白三增无人值守站已正常运行一百余天, 无任何事故发生, 基本实现预期目标。无人值守站的正常运行, 使巡检人员劳动强度、安全风险得到降低。无人值守技术的成功应用, 取得了六项管理工作的突破。
4.1 原油外输管理
通过增加变频器, 重新开发上位机控制程序, 真正实现了连续输油模式。改造前站点平均外输启停泵35~45次/天, 且需频繁开关阀门切换流程, 劳动量大;通过电磁阀安装和系统程序开发, 实现了一键流程切换功能。
4.2 原油加热管理
采用半自动加热炉控制技术, 解决了原人工点火大量耗时的问题, 杜绝了人工观测火焰、调整温度时的安全隐患, 智能预警方便了员工及时发现问题。
4.3 设备智能管理
(1) 凝析油排放:该设备自安装起, 无冻堵现象发生, 排凝过程顺利, 运行安全可靠, 极大降低了员工劳作强度。
(2) 新增数据采集点, 减少员工巡检内容, 设备运行状态自动监测, 远程控制。
4.4 安全工作管理
(1) 优化监控方式:实现了多级+多点的监控模式, 站内生产情况及时了解, 杜绝安全事故发生。传统、新型监控模式的对比如图3所示。
(2) 减少危险源操作。改造完成后, 杜绝了增压站常见的9项危险源, 提升了站点和人员的安全保障。
(3) 新增污油回收系统:连接缓冲罐、气液分离器和收球桶排污口, 实现污油回收利用, 减少人员在高危环境工作的时间和内容。
4.5日常工作管理
考虑综合经济效益, 无人值守站点改造保留了站内部分日常操作, 通过优化管理方式, 使巡检人员工作重心发生改变, 劳动强度、安全风险得到降低。
4.6 劳动组织架构
白三增改造前驻站员工为5人, 改造后驻站员工全部撤离, 新设巡检岗2人, 可节约用工3人。人员费用按照6万/年计算, 一年可节约18万元。
5 结语
目前, 只在白三增开展了无人值守改造实验。虽取得一定效果, 但单座站点无法形成有效的规模经济效益, 问题反馈较慢, 制约该项技术发展。为进一步推广无人值守站点改造工作, 体现规模经济效益, 计划对白豹作业区剩余九座传统增压站实施无人值守改造, 预计可节约用工27人, 逐步缓解油田生产与用工控制的矛盾, 实现低成本、高效率的油田开发战略。
摘要：介绍传统增压站运行现状, 针对员工劳动强度大、效率不高等问题, 提出数字化无人值守改造方案。
油田增压站 篇4
通常情况下增压站控制方式分为手动控制和PLC控制二种, 运行状态的转换由控制柜上的转换开关切换, 生产设备在二种不同的运行状态下接收不同的控制信号来源, 自控系统在这二种不同的运行状态下执行不同模式的监控功能。
2 工况监测
无论处于何种控制方式下, 自控系统都将对生产过程进行实时监测, 有关输入输出信号数据的采集是系统进行自控的前提, 也为生产管理提供了最原始的资料。
3 数据处理
基于工况监测中所得到的实时数据, PLC将进行一些基础性的数据处理, 内容包括水位参数和用电数据的平均值计算, 最大值, 最小值比较;脉冲量的累计转换;设备的运行时间和周期累加等等。
4 自动控制
在经过了工况监测和一些基本的数据处理之后, 结合事先设定的工艺参数, PLC将对各泵站生产设备进行符合工艺要求的自动控制。如泵阀联动、定时切换、水位保护和无水保护等功能都按泵房控制的常规方式做, 这里就不在垒述。
5 小区增压站的特殊保护功能描述
5.1 水池进水阀的控制
在液位控制状态下:水池进水阀在水池高液位水关阀, 出现低液位时开阀。
在浸水保护控制状态下:有浸水保护信号时关阀, 当浸水保护信号消失后, 保持到水池低水位时再开阀。
5.2 液位开关的控制
水池的上液位控制可以采用电极式或浮球式 (高高位保护) , 下液位开关如采用浮球式 (低低位保护) , 但必须采用PVC套管栓缚固定。如采用电极式液位开关, 电极必须采用SUS316, 导线与电极接线处要做完善的防腐蚀处理。
上液位开关动作:关进水阀, 发上位机报警, 调度平台值班人员必须密切关注。如出现浸水保护报警, 值班人员要马上通知巡视人员到现场。如不出现浸水保护报警, 值班人员可以记录在案, 安排巡视人员尽快到现场。
下液位开关动作:启动关泵程序。值班人员要马上通知巡视人员到现场, 启动临时停水应急预案。
5.3 浸水保护开关的控制
当浸水保护动作时, 首先启动关泵程序, 然后关水池进水阀。这时泵房内的潜水泵已经启动了, 值班人员观察其是否运行。
如果潜水泵运行后, 并且进水阀已经关闭了, 泵房内水位会下降, 当浸水保护动作信号消失后, PLC启动开泵程序, 泵房恢复运行。值班人员记录在案, 通知巡视人员巡视时特别注意水池液位传感器和上液位开关的工作状态。
如果潜水泵没有运行或者没有收到阀关闭的信号, 泵房内水位不会下降, 这时值班人员要马上通知巡视人员到现场, 启动临时停水应急预案。
5.4 泵出口高压力电接点表的控制
泵出口母管的高压力电接点表是管道高压力的保护, 当出现高压力时, 分两种情况处理:
如果高压力出现在泵正常运行时, 程序自动对比压力传感器, 做降频处理, 降到最低频率后依然出现该报警, 启动关泵程序, 这时值班人员要马上统治巡视人员到现场, 启动临时停水应急预案。
如果高压力出现在泵切换时, 程序设置屏蔽时间, 在屏蔽时间内不做处理。屏蔽时间后按第一种方式处理。
如果高压力出现在增泵的时候, 程序设置屏蔽时间, 在屏蔽时间内不做处理。屏蔽时间后按增减泵程序处理。
5.5 增减泵的控制程序
加泵的控制程序:
当变频泵到达加泵频率后, 延迟启动加泵程序, 加泵的程序是, 先停变频泵, 再开要加的工频泵, 最后恢复变频泵。
减泵的程序:
当变频泵到达减泵频率后, 减工频泵, 变频泵增加频率。
加减泵压力交替的处理:
为避免出现供水负荷在1台到2台泵之间摆动的情况, 在加减泵时做死区保护处理。
5.6 措峰功能是实现
措峰功能是针对越来越高的城市直供水要求和水厂二泵房出水能力不匹配而设计出的折中方式, 使用措峰功能的二次小区增压站数量越多, 水厂二泵房在高峰时的峰值就不太明显, 可以大大改善水厂二泵房高峰供水的压力。
措峰功能的实现就是在纯水箱供水时, 高峰时段关水箱进水阀, 用水箱水供应用户, 在高峰完毕后, 打开进水阀, 为水箱进水。在高峰时段如果水箱水位下降到低水位时, 开水箱进水阀为水箱补水。
如果二次供水小区是采用水池+直抽方式的, 在高峰时段, 关直抽进水阀, 开水箱出水阀, 在在高峰完毕后, 打开直抽进水阀, 关水箱出水阀, 水箱进水阀保持开位至水箱进满水关闭。
对于纯直抽方式和无负压方式不这种控制方式。
措峰功能的时间点设置, 一般设置早晚两个措峰点, 早措峰时间设置在6:30~8:00, 晚措峰时间设置在18:00~19:30。措峰的时间点设置可以根据夏季和冬季的不同在远程调度平台调整, 措峰的时间跨度可以根据小区供水规模大小和水箱的大小在远程调度平台调整。
5.7 柜内加热程序
小区增压站一般设置在小区地下室与水箱或水池合建, 常年潮湿, 通风条件差。在含有变频器的电气柜内, 需要设置下进上出的强制通风模式, 柜内加热器与变频器不同时运行, 只有在停变频器的时候自动开加热器。在没有变频器的电气柜内, 不必设置强制通风, 柜内加热器采用PLC控制+温度控制模式, 在低温状态下长时间加热, 在高温状态下采用间断加热, 保持柜内干燥。间断加热时间的设置通常采用加热半小时停半小时的模式。
5.8 小区增压站控制设备与门禁、烟感系统的对接
小区增压站通常采用无人职守模式, 安装门禁和烟感系统是十分必要的, 小区增压站的控制系统需要留出点来接入门禁和烟感系统。
5.9 小区增压站的视频系统
小区增压站视频系统目前采用的前端DV R和模拟视频摄象机+后台网络浏览的方式。这种方式设备多, 维护量高, 适用于网络带宽较差的环境。
今后的小区增压站视频系统推荐采用NVR+网络摄象机和前端存储 (SD卡) 模式。这种结构在前端就安装网络摄象机和插一张SD卡就行了, 网络摄象机的RJ45头接到增压站的交换机上, 后台通过安装的视频软件可以在任意一台网络上的计算机上浏览或者录像。通常情况下用前端的SD卡录像就可以了, 后台不需要录像。
5.1 0 小区增压站的PLC设置原则
小区增压站通常供水区域划分, 低区、中区和高区单独设置PLC, 相互没有功能牵扯, 水箱的控制一般设置在低区PLC上。每个区的PLC单独和上位调度平台通讯, 如果采用水箱和直抽分泵运行模式的, PLC通讯从每个区的一个PLC走。
5.1 1小区增压站的变频器设置原则
油田增压站 篇5
1.1燃气轮机增压站工程:本工程为孟加拉国同吉80MW燃气轮机机组电厂新建工程, 主要包括一台燃气轮机、发电机、增压站、附属系统等。燃气轮机系统设备和发电机系统设备由美国GE公司设计, 其控制系统为:MARK-V SPEEDTRONIC。
1.2增压站的重要作用:增压站在燃气轮机机组中起着重要的作用, 它将厂外来的低压天然气进行升压, 达到燃机所需要的燃气压力和流量等参数, 以确保燃气轮机机组正常可靠运行。本机组增压站主要包括:增压泵和增压泵进、出口管道及相应设备, 如过滤器、冷却器、阀门、仪表等。增压泵设备由沈阳鼓风机厂成套供货, 增压泵进出口管道及相应设备由荷兰PETROGAS公司成套供货。增压泵电机为佳木斯电机厂设备, 为6KV、3218KW高压电机, 电机通过对轮和齿轮箱驱动增压泵压缩机, 压缩机为离心式压缩机, 型号为2MCL458, 额定转速为12474r/min。增压泵额定参数如下:流量3600Nm3/H, 入口压力3.7868bar, 入口温度35℃, 出口压力27.1bar, 出口温度134.8℃。
2 燃气轮机增压站控制系统
2.1 控制系统流程图:
其中:FT01为增压站压缩机入口燃气流量;TE01为增压站压缩机入口燃气温度;
PT01为增压站压缩机入口燃气压力;TE02为增压站压缩机出口燃气温度;
PT02为增压站压缩机出口燃气压力;
TE03为增压站出口燃气温度;
FT02为增压站出口燃气流量;
PT03为增压站出口燃气压力;
A01为防喘振气动阀;
A02为气动调节阀;
2.2控制系统功能:本机组增压站控制系统由荷兰PETROGAS公司成套设计并供货, 采用日本YOKOGAWA PLC控制系统, 主要控制功能如下:增压泵启动系统控制功能、增压泵跳闸系统控制功能、润滑油系统控制功能、再循环系统控制功能、防喘振系统控制功能、过滤器系统控制功能、冷却器系统控制功能、干气密封系统控制功能、空压机系统控制功能、制氮系统控制功能、循环冷却水系统控制功能、实时报警系统控制功能。
3 增压站压缩机的防喘振控制系统
3.1增压站压缩机防喘振原理:当来自离心式压缩机出口处的天然气压力管网的阻力增加到一定值时, 排气流量将快速下降。当排气流量降到某一点时, 一个周期性的气流波动在压缩机管道内发生, 排气压力和流量波动很大, 同时意味着异常的噪音出现, 这种现象叫喘振。当喘振发生时, 很容易损害压缩机, 因此压缩机不允许在喘振区内工作。增压站压缩机防喘振的基本原理是:无论压缩机运行状况如何, 均应确保入口流量大于喘振时的流量。只在这样, 才能确保压缩机稳定地工作。这就需要找出真实的喘振线来确保压缩机在更稳定的工作区域工作。
3.2增压站压缩机防喘振阀的性能分析:
3.2.1防喘振阀主要作用:当压缩机即将发生喘振时, 迅速打开, 增加入口流量。图1中的A01为防喘振气动阀, 其气动原理图如图2:
3.2.2防喘振气动阀各组成元件的性能:
a.气动阀:本防喘振阀为气关阀, 有压力气源时关阀, 无压力气源时开阀。
b.定位器:向PLC反馈位置信号为4~20m A, 相对应于阀门开度0%~100%。PLC向定位器输出相对应于阀门开度0%~100%的4~20m A调节信号, 定位器便输出一个与输入开度调节信号 (0%~100%) 相反的压力调节气源 (100%~0%) 。
c.电磁阀:带电时1和2通、2和R断, 失电时1和2断、2和R通, R为排气孔。
d.滑阀:首先有一个主气源P作为导通信号, 当滑阀输入的压力气源信号P1由100%向0%变化时, 滑阀向防喘振阀输出的压力气源信号P2也由100%向0%变化。
e.释放阀:当P有气源压力时A和R断, 当P无气源压力时A和R通。
3.3增压站压缩机防喘振气动阀工作原理:当电磁阀带电时, PLC向定位器输入调节信号4~2 0 m A (对应于气动阀开度0%~100%) , 定位器便相应输出压力调节气源信号100%~0% (对应于气动阀开度0%~100%) , 此信号经电磁阀输入至滑阀P1处, 滑阀便输出压力气源信号100%~0%, 气动阀便由全关至全开调节, 此时释放阀的A和R断;当电磁阀失电时, 滑阀因无气源压力调节信号P1输入, 故输出P 2为0, 气动阀全开, 此时, 释放阀的A和R通, 确保气动阀内的压力气源排出, 而快速达到全开位置。
4 增压站压缩机防喘振控制逻辑及其改进
4.1 增压站压缩机原防喘振控制逻辑:
4.1.1原防喘振控制过程:在增压站压缩机正常运行时, 当压缩机入口压力PT01下降到2.0bar以下, 那么, 此时防喘振阀将立即打到全开位置, 防止增压泵入口出现低负压, 防止喘振出现, 当入口压力PT01升到2.2bar以上时, 防喘振阀再逐渐关闭。当压缩机启动或停机时, 防喘振阀全开, 防止出现喘振现象而损害设备。
4.1.2原防喘振控制逻辑的缺陷:原防喘振控制逻辑在做防喘振线和喘振线时, 仅仅考虑了压缩机入口压力一个因素, 其他如燃气分子密度、流量、入口温度、出口温度、出口压力等因素的变化影响均未考虑, 显然太简单, 无法反映真实的喘振线和防喘振线。因原有防喘振逻辑与实际相差较大, 故不能保证压缩机正常稳定地工作, 会给压缩机带来很大的损害。
4.2 改进后的增压站压缩机防喘振控制逻辑:
4.2.1压缩机性能曲线分析:通过对压缩机管道内燃气分子密度、流量、入口压力、入口温度、出口压力、出口温度等因素变化影响的考虑, 根据压缩机性能曲线.做出下列算式:
式 (1) (2) 中, QCTRL为防喘振线上压缩机入口燃气流量, 单位为Nm3/h;
QSRG为喘振线上压缩机入口燃气流量, 单位为Nm3/h;
P为压缩机出口燃气压力, 单位为kpa;
通过以上算式, 做出如下坐标图图3:
在图3中能显示出改进后的增压站压缩机防喘振控制逻辑是如何工作的。图中S L表示喘振线, C L表示防喘振线, Qsl表示喘振线上压缩机燃气入口流量, Q c l表示防喘振线上压缩机燃气入口流量, P表示压缩机出口压力PT02, Q入表示压缩机入口流量FT01。SL线和CL线将工作区分成三个部分, 位于SL左侧为喘振部分, 位于SL线和CL线之间的为调整部分, 位于C L线右侧为安全部分。
4.2.2防喘振控制过程:共有1、2、3、4等4种状况:
1区:工作点在喘振线上方移动, PLC对防喘振阀的控制信号为100%, 防喘振阀全开, 电磁阀失电;
2区:工作点在防喘振线下方移动, PLC对防喘振阀的控制信号为100%, 电磁阀带电;
3区:工作点由2区向3区移动过程中, 当Q=Qcl时, PLC对防喘振阀的控制信号开始由100%逐渐递减, 速率为0.5%/S, 直至防喘振阀全关为止, 此过程, 电磁阀始终带电;
4区:工作点由3区向4区移动过程中, 当Q=Qcl时, PLC对防喘振阀的控制信号开始由0%逐渐递增, 当Q=Q s l时, 刚好为1 0 0%, 此时, 电磁阀刚好断电。
4.2.3防喘振控制系统:共有三种控制方式可以设定:自动方式、半自动方式, 手动方式。
a.自动方式:整个防喘振系统均采用自动控制方式;
b.半自动方式:当工作点在喘振线上方时, 可采用手动控制, 其他均采用自动控制方式;
c.手动方式:整个防喘振系统均采用手动控制方式;
当压缩机启动或停机时, 防喘振阀均全开, 然后再逐渐关上。
5 改进后的增压站压缩机防喘振控制逻辑程序:
6 结束语
6.1改进后的增压站压缩机防喘振控制逻辑程序对于机组运行的作用和意义:因原有防喘振逻辑设计有错误, 故在现场对防喘振逻辑进行了重新设计。现有防喘振逻辑设计时, 考虑的因素比较全面, 做出的防喘振线和喘振线更接近于真实的防喘振线和喘振线, 因此确保了压缩机有更稳定的工作区域, 工作更安全, 更进一步确保燃机的稳定运行。
6.2随着西气东输的开展, 越来越多的燃气电厂和化工厂即将投入运行, 离心式压缩机具有广阔的应用前景, 深刻理解增压站压缩机防喘振控制过程和控制逻辑, 对于燃气增压系统的安全运行有着重要的意义。
参考文献
[1]郝点, 等.压缩机手册.北京中国石化出版社.书号:7-80164-303
[2]王书敏, 何可禹.离心式压缩机技术问答 (第二版) .北京中国石化出版社.书号:7-80043-545-8.2005年1月
[3]高可源.计算机控制技术.中央广播电视大学出版社.2001年2月
单井增压注水在低渗透油田的应用 篇6
由于地层构造、生产过程中造成的油层污染及井网适应性差, 在已建井距条件下难以建立有效驱替等原因, 部分注水井在系统注水压力范围内无法满足配注要求, 使得地层压力不能得到有效补充, 最终影响油田开发效果。A油田注水开发后, 表现出注水压力上升快, 欠注井增多的问题。通过在该油田一工区实施增压注水试验, 增大油水井间驱替压差, 从而实现有效驱替, 达到注水井增压增注、油井见效增产的目的。
二、单井增压注水
A油田注水站设计压力22MPa, 平均注水压力为18.8MPa。该站辖注水井101口, 欠注井共计26口, 且分布相对零散。为了缓解注水井吸水差的矛盾, A油田先后采取压裂、酸化等措施, 但措施效果不明显, 存在有效期短, 累积增注量少的问题。注水站整体提压, 将泵出口压力从20.2MPa提高到20.9MPa, 稳定运行80天后, 欠注水井由26口减至12口, 日耗电量由8474.9k Wh上升至9385.4k Wh, 运行费用累计增加4.7万元, 折合年运行费用为21.4万元/年。继续提压, 注水管网出现频繁穿孔, 穿孔频次6次/月, 停止提压。
1. 简介
传统注水工艺:注水站高压来水→注水管网→注水井
增压注水工艺:注水站高压来水→注水管网→增压注水装置→注水井
单井增压是在传统注水工艺中, 注水站高压来水到达注水井之前, 通过增压泵对来水进行二次增压的过程。对于零散分布的增压井可配备电磁流量计、压力变送器等, 实现信号远传功能, 方便生产管理。
2. 应用情况
选取A油田注水站所辖的1口欠注井进行单井增压试验, 建设增压注水装置一套, 排量30m3/d, 设计压力25MPa。
截止目前, 增压注水装置稳定运行228天, 累计增注4546m3, 耗电3.0×104度, 运行费用为1.95万元, 折合年运行费用为3.1万元/年。
3. 效果分析
从吸水指示曲线来看, 注水压力提高到20.15MPa时出现拐点, 储层微裂缝开启, 吸水能力得到明显改善。
从注水井同位素吸水剖面来看, 吸水厚度比例由增压前的54.1%提高到78.4%;从周围油井产出剖面对比来看, 产出厚度比例由68.7%提高到86.6%, 注入、产出状况得到明显改善。
目前注水井周围3口油井受效, 日增油1.8t, 累积增油340t。
根据开发部门预测, 剩余12口欠注井未来十年最高注水压力将达到23.2MPa, 超过已建系统设计能力, 需进行改造。与整体提压改造相比, 单井增压改造无需新建独立的高压系统, 可以避免因为欠注井分布零散导致的大量的新建管道工程量, 共节省投资470万元, 运行费用可节省31.51万元/年, 同时也减少了整体提压后造成的注水系统中多数低压井的压力损失。
三、几点认识
1. 单井增压注水适用于治理注水系统中的局部高压井, 尤其是分布相对零散的高压井。
2. 为了使少数高压井完成配注而提高注水系统的压力, 甚至进行改造, 将会大大增加注水生产的成本, 影响油田开发的效益, 采用单井增压注水, 可以表现出投资小、收益大的优势。
油田增压站 篇7
关键词：天然气增压站,进度控制,质量控制,投资控制
我国空气污染问题日渐严重, 天然气作为清洁能源逐渐被人们青睐。天然气具有安全、环保性能, 我们要学会更好的发展和利用天然气。天然气是一种清洁经济能源, 这是它最大的优势。与传统汽油、柴油相比它具有优势。①天然气的普及使用缓解了世界石油能源的匮乏。石油是不可再生能源, 随着英国工业革命的开始, 世界各地机械化程度不断提高, 在过去的几十年里, 世界石油储量大量减少。②天然气是绿色能源, 能够减少对空气的污染。世界卫生环保组织统计, 全世界每年因空气污染死亡人数占总体死亡人数的比例在不断攀升, 美国、欧盟等国家在联合国会议中多次强调世界发展中的环境问题。
1 天然气长输管道运行特点与设计原则
1.1 天然气长输管道运行特点
管道在首站增压, 首站的运行条件由上游气源决定, 相对稳定。最后一个增压站受下游市场变化的影响, 波动较大。而中间增压站分输用户相对较少, 主要起到压力接力的作用。因此, 首末两座增压站的波动将直接影响到中间增压站的运行, 所有运行增压站机组相互依存和牵制, 形成了大型长输管道整体压缩的特性, 对机组设计、选型和运行有一个很宽广的要求。管道运行还受实际市场需求的影响, 沿线各分输站的分输气量的变化将导致全线运行模式和参数发生变化, 特别是电厂发电、冬季供暖, 整个管道还要满足调峰气量的需求。总而言之, 天然气长输管道与上游资源和下游市场同时动态运行。增压站的设置应根据管道不同运行工况, 择机建设, 逐步建成。
1.2 天然气长输管道的设计原则
管道所设增压站和机组必须视为一个整体的压缩系统, 并与整个管道的水力特性相融合, 在工艺计算分析中应将所有增压站和机组作为一个整体的运行系统考虑。增压站的选型和配置需要在整个输量变化的情况下实现连续性, 保证无回流运行, 即连续输量。这个输量连续性使管道的整体压缩系统达到最高效率。
2 天然气增压站建设的三大控制要素
天然气增压站装备有自动调节天然气管网中的运行压力、流量的成套设备。设备总重从几十吨到上百吨, 有的全部设置于露天, 有的部分置于厂房内。主要设备有:流量及压力调节控制装置、防喘振装置、氮气密封装置、各类阀组及管道系统、天然气存储装置、火警和自动灭火装置等。其中, 主体设备压缩机组应根据工艺要求设置, 但至少要有一台备用。压缩机的型式有活塞式、离心式、混流式等。
2.1 进度控制
2.1.1 事前的进度控制
也就是工期的预控, 在事前进行进度控制一般包括设计交底与图纸会审, 尽量不要把设计问题带到施工阶段, 使得设计变更与签证量增加, 进而延误工程的进度。对施工企业提交的进度计划进行审核, 确保和进度控制的目标保持一致。对施工方案进行社会可以确保工程进度的同时, 确定工程施工技术的措施具有可行性。编制好物资的采购计划, 按照工程的进度与具体要求来定货和供货, 并且对执行进行统筹安排, 确保施工建设正常进行。按照合同规定的内容向施工企业支付款项, 保证工程施工的资金安全。
2.1.2 事中的进度控制
在工程施工的过程中, 跟踪计划执行的情况, 如果发现差异, 要及时提出解决措施。保证施工进度和施工计划要求保持一致。事中的进度控制关键是对施工的节点进行控制, 节点的控制主要包括:节点的过程控制与节点的完成控制。节点的过程控制就是进度控制实施的关键阶段, 其决定了进度控制的成败, 一定要严格按照计划进行施工。在施工中, 关键部位和难点工程与分项工程都有相应的施工方案, 采用先进的施工工艺与新技术以及新材料, 增强了工程施工的技术含量, 工程的进度也加快了。节点的完成控制主要是指组织项目的节点验收, 按照完成情况进行考核评价。
2.1.3 事后的进度控制
工程的进度控制主要包括:事前控制与事中控制。若遇到计划发生变更, 或者进度超过了预期的时候, 要制定好补救对策, 并且做好技术和经济以及组织措施, 在保证工程质量与安全不受影响的情况下, 加快施工进度。在天然气增压站试投产之后, 及时进行工程验收、归类建档与资料整理等等, 加强收尾工作管理。
2.2 质量控制
2.2.1 事前的检查
工程施工人员的专业素质一般比较高, 那些特殊岗位的工作人员都必须经过专业技术与安全生产的培训经过考核后才能上岗。工程材料质量是工程基础, 控制材料质量确保了工程质量。施工监理要坚持对施工现场的原材料和配件设备进行试验, 在试验的过程中, 要坚持材料的化验报告与复验报告以及合格证等等是否齐全, 检查是否和实物相符, 不合格材料要及清理出施工现场, 保证了工程质量。天然气增压站在施工的过程中, 施工方案要根据建设单位与监理意见反复的修改方案, 审核批准一定要严格, 保证施工质量与施工安全。在工程开工之前, 要进行图纸会审与施工交底工作, 以便提前发现问题, 及时做好预防措施。
2.2.2 事中的检查
事中检查一定要重视隐蔽工程质量的查验, 隐蔽工程必须验收合格才可以隐蔽, 主要包括:测量放线;形成基槽;地下管道的防腐与补口;电缆的敷设等等。事中检查的关键是施工工序的控制, 必须严格按照施工工序流程进行检查, 在达到质量标准后经过监理人员确认后才可以进行下一道工序。在实际工作中, 要按照天然气增压站工程特点与施工现场的实际情况, 确立以巡视为主的指导思想, 对施工现场进行全天候监理, 以便及时发现问题, 并及时解决问题。进而降低工程的安全隐患, 确保工程施工的质量。
2.2.3 事后的检查
事后检查是非常关键, 经过事后检查的成果, 可以使得工程质量按照规范的要求得以确认, 使得工程质量问题可追溯性, 对工程管道的除锈防腐、管沟的回填与隐蔽工序都应该严格按照规范进行报验。在巡检中发现的工程质量问题, 要督促相关部门认真整改, 整改完成后要及时验收, 验收合格后要及时签字确认。在竣工的阶段, 施工企业与监理单位应该对竣工工程的质量进行检查与试运行, 并且对竣工的资料进行审查, 对工程质量进行评定。
2.3 投资的控制
项目投资主要指的是, 整个项目工序所需要的全部费用总和。项目工程每个阶段的投资控制其内容各不相同, 一般来说, 天然气增压站的建设施工中, 设备的购置费大概占到整个项目工程的70~80%, 这时候一定要认真仔细的逐项审查, 要审查其费用项目是否符合国家的统一规划, 费率或者标准是否按照国家与行业规定来计算。招投标的阶段的主要内容:审查物资采购、施工队伍的选定以及合同签订等等。在施工阶段的主要内容是:施工现场合同的管理;项目工程的变更管理;工程量的完成情况;进度款的拨付与特殊工程现场的签证等等。
3 结束语
综上所述, 在天然气增压站建设的过程中, 要处理好质量、进度、投资这三者的关系, 经过不断的总结与反馈, 提高天然气增压站建设项目管理的水平。在天然气增压站建设中, 有效的对三大要素进行了控制, 提高了天然气增压站工程建设的质量。
参考文献
[1]郑超军.论施工项目进度控制研究[J].科技市场, 2013, 24 (23) :327~329.
[2]黄蓉耀.浅谈建设项目的投资控制[J].科学技术创新与应用, 2014, 10 (17) :149~151.
油田增压站 篇8
目前辽河油田各井所产油气的分离计量外输大多数采用建设计量接转站的方式, 该站接收单井混输来油气, 经站内的称重式油井计量器 (或采用计量间及计量分离器) 进行气液分离和计量, 单井计量后油气混输进入加热炉加热升温, 升温后经外输泵增压外输至联合站进行处理。随着油田生产开发的深入, 形成小型产能工程较多的局面。该流程井站管网密集, 占地面积较大, 计量、分离、增压装置的的成功应用彻底改变了稠油集输建站的模式。
2 装置具备的功能及特点
2.1 自动计量
通过多路阀自动选井, 利用称重式计量器实现在线多井轮换自动计量;
2.2 分离缓冲
利用卧式分离缓冲罐实现原油分离缓冲功能;
2.3 增压外输
利用2台卧式离心外输泵 (1用1备, 1拖2变频) , 液位连锁变频器实现自动输油, 实现在线监测综合含水;
2.4 加热
卧式分离缓冲罐内设U型盘管, 利用导热油为介质, 利用电加热棒为加热设备, 实现对原油间接加热;
2.5 自动控制
在撬座上设自动控制柜, 实现卧式分离缓冲罐液位连锁外输泵排量, 自动调节电热棒加热负荷, 预留温度、压力、液位信号上传接口, 实现无人值守。
2.6 在线清洗
利用设备排砂口, 实现设备在线排砂、清污。
3 工艺流程
工艺流程见下图1所示:
4 系列及技术参数
处理含水原油规模:100t/d;
接收采油井数:5口;
集成装置设计压力:1.6MPa;
泵前原油管线设计压力:1.6MPa;
泵后原油管线设计压力:2.5MPa;
原油管线设计温度:60℃;
天然气管线设计压力:1.6MPa;
天然气管线设计温度:60℃;
5 应用范围
计量增压一体化集成装置适用于油田分布分散、边远区块, 代替油田稠油计量接转站, 具备自动计量、分离缓冲、增压外输、加热、自动控制、在线外输含水检测等功能。简化工艺流程, 减少占地及集输管线;整体成撬, 实现工厂预制, 减少现场施工工作量, 缩短工期;自动化程度高, 可实现无人值守。
6 装置组成
计量、增压一体化集成装置由多通阀, 分离缓冲罐, 导热油加热系统, 外输泵, 自动控制装置组成。
7 装置应用情况及效果
油田公司积极贯彻集团公司关于一体化装置推广研发的会议精神, 立即着手进行计量增压一体化集成装置的研发, 到2010年底, 装置完成工厂预制, 在强一块安装就位, 目前已经正式投产。
采用计量、增压一体化集成装置与传统的计量接转站相比, 设计工期缩短了60%, 建设周期缩短了70%, 在生产管理方面, 可采用无人值守, 减少了传统计量接转站定员人数, 节省生产单位的劳动成本, 由于是一体化集成装置, 占地面积较传统的计量接转站减少了94%, 采用一套该集成装置可节省总工程投资50%以上。
2012年在已成功使用的计量增压一体化集成装置的基础上, 继续开展电加热系列不同处理规模、不同功能的集成装置的研发;补充燃气加热系列的研发。将形成电加热和燃气加热两个系列、60m3/d和100m3/d两种处理规模、不同功能的适应不同集输工艺要求的一体化集成装置。
8 结束语
一体化集成装置是指应用于油气田地面生产的一类设施, 结合油气田地面工程的建设规模和工艺流程的优化简化, 通过将机械技术、电子技术、自控技术、信息技术等有机结合、高度集成, 根据功能目标对各功能单元进行合理配置与布局, 在多功能、高质量、高可靠性、低能耗的基础上, 自成系统, 独立完成油气田地面工程中常规需要一个中小型站场或大型站场中工艺单元的全部功能。
通过采用一体化装置, 实现了由站场转变无人值守的装置, 减少了布站级数, 简化了站内设施;提高了地面建设的速度和灵活性, 满足了油气田滚动开发、大规模建设需要;能够实现生产运行动态监测及生产数据采集的自动化, 实现油气田上下游生产流程联动控制, 保障了运行安全, 提高了生产效率, 降低了劳动强度, 促进了管理方式的转变和管理水平的提高。