Automatizari Industriale pe O Platforma Petroliera

Cuprins

Capitolul 1 Introducere

Obiective

FPSO – Floating Production, Storage and Offloading

Conținutul lucrării

Platforme

Platforme marine fixe

Platforme marine mobile autoridicătoare

Platforme marine mobile semisubmersibile

Platforme marine mobile submersibile

Platforme marine românești

Exploatările de petrol din Africa

Capacitatea limitată de rafinare

Gabon – 14 ani în industria de petrol si gaz

Capitolul 2 Prezentarea procesului

2.1 Unități de producție

2.2 Descrierea procesului general

2.3 Separare gaz-lichid

2.3.1SeparatorulDS201

2.3.2 Separatorul DS221

2.3.2 Separatorul DS202

2.4 Sistem de compresare a gazului de pompare

2.5 Compresorul

2.6 Încălzitor electric

2.7 Sistem de injecție a apei

2.8 Utilități

2.8.1 Sistem de injectare a chimicalelor

2.8.2 Sistem de injecție a apei cu clor

2.8.3 Sistem de apă dulce 2.8.4 Sistem de aer instrumental

2.9 Sistem de drenare

Capitolul 3 Sistem de injecție a apei

3.1 Generalități

Capitolul 4 DeltaV OTS

4.1 DeltaV Control System

4.1.1 DeltaV Explorer

4.1.2 Control Studio

4.1.3 DeltaV Operat Mod de Rulare/Configurare

4.1.4 DeltaV – Vizualizare istoric proces

4.2 Modulele SEEDS și importanța simulării

Capitolul 5 Implementarea procesului

5.1 Crearea interfețelor grafice

5.2 Bulkedit

5.3 Simulare folosind module SEEDS

5.4 SFC – Sequential Function Chart (Diagramele de funcții secvențiale)

5.5 Simulări și rezultate

Capitolul 6 Concluzii

Bibliografie

Capitolul 1 INTRODUCERE

Fără industrii, lumea nu s-ar mai putea dezvolta, prin urmare s-au dezvoltat nenumarate ramuri ale industriei. Industria de petrol și gaze este cea mai importantă industrie a mai multor țări și reprezintă cea mai mare sursă de venituri. Industria petrolieră este o industrie high-tech, care funcționează ca o forță motrice pentru alte afaceri și pentru dezvoltare industrială. Companiile de petrol și gaze naturale fac lumea să se miște, și pe baza a mai multor studii, așa va fi pentru mulți ani de acum încolo. Saudi Armaco este, de departe, cea mai mare companie de energie din lume, generând mai mult de 1 miliard de dolari pe zi în venituri.

Obiective

Această lucrare are ca subiect principal automatizarea unei instalații pentru extracția de petrol și gaze naturale, un proces aflat pe o platformă petrolieră, pe coasta Africii. Automatizarea industriei de petrol și gaze ajută marile companii să optimizeze operațiunile și se asigure o utilizare eficientă a capitalului si a resurselor. Automatizarea este o ramură a tehnicii, al cărei scop este ca mașinile și instalațiile să lucreze automat, deci independente de o continuă și/sau directă intervenție a forței de muncă umane [8].

Cu cît acest țel este realizat mai optim, cu atît este mai ridicat gradul de automatizare. În instalațiile automatizate operatorul uman preia sarcinile de supraveghere, de aprovizionare cu material, de transport a produselor finite, de întreținere și alte activități similare. Noile realizări ale electrotehnicii (microprocesoare) accelerează hotărâtor procesele de automatizare. Pe lîngă protejarea forței de muncă umane de activități grele și monotone, automatizarea ridică calitatea produselor precum și productivitatea proceselor cu o reducere corespunzătoare a costurilor pentru resursele umane folosite [4].

Această lucrare are următoarele obiective:

Prezentarea unui proces real de extracție de petrol și gaze naturale și funcționarea acestuia (capitolul 2)

Prezentarea sistemului de injecție a apei și importanța acestuia în cadrul unei platforme petroliere (capitolul 3)

Implementarea și rezultatele simulării procesului în mediul de lucru DeltaV cu ajutorul blocurilor de simulare SEEDS sunt prezentate în cadrul capitolului 4

Producția de țiței – care în cele din urmă este procesat pentru a alimenta cererile de energie – vine la o cheltuială mare. Aceasta implică un proces care pune cele mai înalte cerințe cu privire la personal și la echipament. Astfel de condiții de funcționare extreme necesită cele mai avansate și sigure standarde de siguranță. Bine pregătite în manipularea substanțelor periculoase, numeroase companii oferă o gamă largă de sisteme de detectare a gazelor, echipamente de protecție personală și serviciile de sprijin.

Producția de petrol și gaze implică întotdeauna eliberarea potențialului de gaze combustibile și lichide. Din acest motiv, emisiile de substanțe nocive trebuie monitorizate în permanență. Companiile producătoare de echipamente pentru această industrie oferă sisteme de măsurare și monitorizare staționare și portabile care emit fiabil alarme acustice și vizuale ori de câte ori sunt detectate niveluri critice. Tehnologia sistemelor de incendiu și gaze reacționează fiabil și sensibil la orice temperatură care crește anormal, prevenind rapid răspândirea incendiilor [9].

1.2 FPSO – Floating Production, Storage and Offloading

O producție plutitoare, de depozitare și descărcare (FPSO – Floating Production, Storage and Offloading) este un vas plutitor folosit în industria de petrol și gaze pentru prelucrarea hidrocarburilor și pentru stocarea petrolului. Un vas FPSO este conceput pentru a primi hidrocarburi produse în cadrul platformelor din apropiere, le prelucrează, și înmagazinează petrolul până când poate fi descărcat într-un rezervor sau, mai puțin frecvent, transportat printr-o conductă. FPSO sunt de preferat în regiunile maritime de frontieră în care acestea sunt ușor de instalat, si nu necesită o infrastructura de conducte locale de a exporta petrol. FPSO poate fi o conversie a unui petrolier sau poate fi un vas construit special pentru punerea în aplicare. O navă utilizată numai pentru stocarea de petrol (fără prelucrarea acestuia) este văzută ca un depozit plutitor și navă de descărcare (FSO). Există, de asemenea, în construcție nave plutitoare pentru gaz natural lichefiat (FLNG- Floating Liquefied Natural Gas), care extrag și lichefiază gazele naturale de la bord.

Petrolul produs pe platformele de producție poate fi transportat pe continent, fie prin conducte sau cu ajutorul unui rezervor. Când un rezervor este ales pentru a transporta petrol, este necesar să se acumuleze petrol într-o formă de rezervor de stocare astfel încât petrolierul nu este ocupat în mod continuu în timpul producției de petrol, și este necesară numai o singură dată suficient petrol produs pentru a umple cisterna.

Avantaje – Vasele de producție plutitoare, de depozitare și descărcare sunt deosebit de eficiente în locați aflate la distanță sau la adâncimi mari în care conductele de pe fundul mării nu sunt rentabile. FPSO elimină necesitatea utilizării costisitoare a conductelor de mare distanță, de la instalația de prelucrare la un terminal de pe uscat. Acest lucru poate oferi o soluție atractivă din punct de vedere economic pentru câmpuri petroliere mai mici, care pot fi epuizate în câțiva ani și nu justifică cheltuiala instalării unei conducte. Mai mult decât atât, odată ce domeniul este epuizat, FPSO poate fi mutat într-o locație nouă [13].

Conținutul lucrării

În primul capitol este prezentată o scurtă descriere a industriei de petrol și gaze, și a tehnologiilor folosite. De asemenea, tot în primul capitol se regăsește o scurtă descriere a platformelor maritime existente atât în României, cât și în restul lumii. În capitolul 2 este descris procesul real de extracție a petrolului și a gazelor naturale și echipamentele folosite, iar în capitolul 3 se pune accentul pe sistemul de injecției a apei în cadrul unei platforme petroliere. Tot aici, sunt prezentate câteva avantaje ale acestui sistem, printre care se numără recuperarea petrolului cu până la 20%. În capitolul 4 se află o scurtă descrierea a platformelor software folosite în cadrul modelării și simulării procesului, adică DeltaV Explorer, Control Studio, Operate, etc. De asemenea, mai sunt prezentate descrieri ale modulelor SEEDS, care vor fi folosite mai departe în cadrul simulării.

În cadrul capitolului 5, este prezentată implementarea procesului, simularea și rezultatele acesteia. Aici, se prezintă în amănunt configurarea blocurilor SEEDS, pompe, valve, etc. și logica construită pentru ca simularea să reproducă procesul real. În capitolul 6 sunt prezentate concluziile și discuțiile pe baza capitolelor anterioare.

1.4 Platforme maritime

Platformele marine sunt structuri metalice de mari dimensiuni, pe care se pot afla diverse utilaje și instalații, precum și muncitorii pentru efectuarea operațiunilor de foraj marin, extracția de petrol și gaze naturale și expedierea lor la țărm pentru procesare. La început, puțurile de foraj marin erau situate în apele puțin adânci, apropiate de țărm. Exploatarea la mare adâncime a luat amploare după anii 1960, mai ales în Marea Nordului. Primul câmp petrolier din Marea Nordului a fost descoperit în 1969. După anii 1960, se dispunea de instalații și echipamente cu care se putea fora în orice condiții, realizându-se în acest scop mai multe tipuri de platforme marine, fixe și mobile.

Platforme marine fixe

Figura 1.4.1.1 Platformă marină fixă

Platformele marine fixe, așa cum este cea din figura 1.4.1.1, sunt montate direct pe fundul mării. Acestea pot fi utilizate atât pentru foraj,re (FPSO – Floating Production, Storage and Offloading) este un vas plutitor folosit în industria de petrol și gaze pentru prelucrarea hidrocarburilor și pentru stocarea petrolului. Un vas FPSO este conceput pentru a primi hidrocarburi produse în cadrul platformelor din apropiere, le prelucrează, și înmagazinează petrolul până când poate fi descărcat într-un rezervor sau, mai puțin frecvent, transportat printr-o conductă. FPSO sunt de preferat în regiunile maritime de frontieră în care acestea sunt ușor de instalat, si nu necesită o infrastructura de conducte locale de a exporta petrol. FPSO poate fi o conversie a unui petrolier sau poate fi un vas construit special pentru punerea în aplicare. O navă utilizată numai pentru stocarea de petrol (fără prelucrarea acestuia) este văzută ca un depozit plutitor și navă de descărcare (FSO). Există, de asemenea, în construcție nave plutitoare pentru gaz natural lichefiat (FLNG- Floating Liquefied Natural Gas), care extrag și lichefiază gazele naturale de la bord.

Petrolul produs pe platformele de producție poate fi transportat pe continent, fie prin conducte sau cu ajutorul unui rezervor. Când un rezervor este ales pentru a transporta petrol, este necesar să se acumuleze petrol într-o formă de rezervor de stocare astfel încât petrolierul nu este ocupat în mod continuu în timpul producției de petrol, și este necesară numai o singură dată suficient petrol produs pentru a umple cisterna.

Avantaje – Vasele de producție plutitoare, de depozitare și descărcare sunt deosebit de eficiente în locați aflate la distanță sau la adâncimi mari în care conductele de pe fundul mării nu sunt rentabile. FPSO elimină necesitatea utilizării costisitoare a conductelor de mare distanță, de la instalația de prelucrare la un terminal de pe uscat. Acest lucru poate oferi o soluție atractivă din punct de vedere economic pentru câmpuri petroliere mai mici, care pot fi epuizate în câțiva ani și nu justifică cheltuiala instalării unei conducte. Mai mult decât atât, odată ce domeniul este epuizat, FPSO poate fi mutat într-o locație nouă [13].

Conținutul lucrării

În primul capitol este prezentată o scurtă descriere a industriei de petrol și gaze, și a tehnologiilor folosite. De asemenea, tot în primul capitol se regăsește o scurtă descriere a platformelor maritime existente atât în României, cât și în restul lumii. În capitolul 2 este descris procesul real de extracție a petrolului și a gazelor naturale și echipamentele folosite, iar în capitolul 3 se pune accentul pe sistemul de injecției a apei în cadrul unei platforme petroliere. Tot aici, sunt prezentate câteva avantaje ale acestui sistem, printre care se numără recuperarea petrolului cu până la 20%. În capitolul 4 se află o scurtă descrierea a platformelor software folosite în cadrul modelării și simulării procesului, adică DeltaV Explorer, Control Studio, Operate, etc. De asemenea, mai sunt prezentate descrieri ale modulelor SEEDS, care vor fi folosite mai departe în cadrul simulării.

În cadrul capitolului 5, este prezentată implementarea procesului, simularea și rezultatele acesteia. Aici, se prezintă în amănunt configurarea blocurilor SEEDS, pompe, valve, etc. și logica construită pentru ca simularea să reproducă procesul real. În capitolul 6 sunt prezentate concluziile și discuțiile pe baza capitolelor anterioare.

1.4 Platforme maritime

Platformele marine sunt structuri metalice de mari dimensiuni, pe care se pot afla diverse utilaje și instalații, precum și muncitorii pentru efectuarea operațiunilor de foraj marin, extracția de petrol și gaze naturale și expedierea lor la țărm pentru procesare. La început, puțurile de foraj marin erau situate în apele puțin adânci, apropiate de țărm. Exploatarea la mare adâncime a luat amploare după anii 1960, mai ales în Marea Nordului. Primul câmp petrolier din Marea Nordului a fost descoperit în 1969. După anii 1960, se dispunea de instalații și echipamente cu care se putea fora în orice condiții, realizându-se în acest scop mai multe tipuri de platforme marine, fixe și mobile.

Platforme marine fixe

Figura 1.4.1.1 Platformă marină fixă

Platformele marine fixe, așa cum este cea din figura 1.4.1.1, sunt montate direct pe fundul mării. Acestea pot fi utilizate atât pentru foraj, cât și pentru exploatare sau producție. Acest tip de platforme este deosebit de eficient în apă puțin adâncă, dar deosebit de costisitor la adâncimi mai mari. Tipurile mai mici, pentru foraj, sunt integrale (cu toate instalațiile necesare) sau asistate de o navă suport.

După terminarea forajului și punerea în producție a sondelor, platforma poate rămâne, servind pentru producție. După efectuarea forajelor de explorare, se instalează una sau mai multe platforme fixe și de pe ele se sapă o serie de sonde (până la 36 de sonde de pe o platformă).

Platformele fixe pot fi:

Platforme marine fixe din zăbrele tubulare

Platforme marine fixe tip turn

Platforme marine fixe din beton de tip structură gravitațională

Platforme marine mobile autoridicătoare

Figura 1.4.2.1 Platformă marină mobilă autoridicătoare

Utilizarea platformelor mobile autoridicătoare a fost dezvoltată prima oară în Golful Mexic. Platformele mobile autoridicătoare sunt construite dintr-un corp plutitor etanș, care servește și ca platformă și din 3,4 picioare.

La amplasare, picioarele sunt coborâte, se sprijină pe fund și ridică platforma deasupra apei. Picioarele sunt alcatuite din grinzi cu zăbrele sau tuburi de diametre mari. Picioarele platformelor autoelevatoare pot fi verticale, sau ușor înclinate la platformele cu trei picioare, și se construiesc cu secțiune triunghiulară sau pătrată. Coborârea și ridicarea picioarelor se face mecanic sau hidraulic. Pentru acționarea mecanică se utilizează sistemul pinion-cremalieră.

În timpul forajului, picioarele se pot înfige în fundul mării până la aproximativ 7,5 m iar pentru a se facilita degajarea, la extremitatea inferioară, picioarele sunt prevăzute cu duze pentru jeturi de apă de înaltă presiune.

Platformele marine autoridicătoare se utilizează pâna la adâncimi de 106 m.

Platforme marine mobile semisubmersibile

Platformele marine mobile semisubmersibile se folosesc atunci când adâncimea apei la locul amplasamentului depășește 100 m. Aceste platforme prezintă avantajul că flotoarele se află la o anumită adâncime sub suprafața mării, unde influența valurilor este mult mai redusă oferind astfel stabilitatea necesară forajului pe mare agitată. Platformele marine semisubmersibile pot fi amplasate prin ancorare, dacă adâncimea apei nu depașește 300 m, sau prin poziționare dinamică atunci când adâncimea apei este mai mare de 300 m.

Platformele marine semisubmersibile prezintă dezavantajul că sunt cele mai mari, mai grele și mai scumpe unități de foraj marin mobile.

Sunt construite din două sau patru corpuri principale de plutire orizontale compartimentate numite flotoare, aflate în permanență sub nivelul apei. În interiorul acestora sunt amplasate pompe, care permit transferarea apei dintr-un compartiment în altul, pentru menținerea echilibrului. La amplasament, platformele semisubmersibile sunt testate prin inundarea cu apă a unor compartimente.

Aproape toate platformele marine semisubmersibile recent construite sunt dotate cu propulsie proprie.

Platforme marine mobile submersibile

Construcția platformei marine mobile submersibile constă, dintr-un sistem de corpuri plutitoare legate împreună care alcătuiesc un sistem de țevi și chesoane, susținând platforma prin coloane de diametru mare.

Așezarea pe locul de amplasare se face prin inundarea simultană și controlată a corpurilor plutitoare. La scoaterea platformei de pe locație, se golesc coloanele verticale de apă, până ce întrega structură plutește. Platformele marine submersibile sunt utilizate în prezent pe scară restrânsă, până la o adâncime a apei de maximum 25 m, numărul lor fiind foarte redus.

Platforme marine românești

Aflându-se printre țările importante din Europa deținătoare de rezerve de petrol și gaze naturale, România a trecut și ea la detectarea și exploatarea zăcămintelor petrolifere offshore din platforma continentală a Mării Negre. Necesitatea extinderii extracției petrolului și a gazelor naturale a determinat și în România declanșarea operațiunilor de prospectare a zonei economice exclusive din Marea Neagră.

În anul 1972 a fost elaborat un program de valorificare a resurselor platformei continentale a Mării Negre, în cadrul Institutului Român pentru Cercetări Marine din Constanța. În cadrul programului s-a studiat elaborarea de echipamente, dispozitive, instalații și utilaje specifice forajului marin, în paralel cu studierea programelor legate de scufundarea la mare adâncime.

La 9 noiembrie 1975 a fost lansată la apă de la șantierele navale din Galați, prima platformă românească de foraj marin GLORIA. Platforma a fost concepută cu utilaje și instalații realizate la Galați, București, Reșița, Timișoara, Bârlad, Câmpina, Oradea, Roman, Cluj-Napoca, Ploiești și Arad și și-a început activitatea de foraj la 16 septembrie 1976, la o distanță de 72 mile marine în largul Mării Negre, la o adâncime maximă a apei de 90 m. Au fost construite apoi și alte platforme de foraj marin: Orizont, Prometeu, Fortuna, Atlas, Jupiter și Saturn [2].

Prima descoperire de hidrocarburi a avut loc în anul 1980. S-au efectuat sute de foraje, pentru ca la 7 mai 1987 ora 16:45 să fie penetrat zăcământul petrolifer marin care a fost exploatat de Petromar – Constanța. Platforma de foraj marin GLORIA este o platformă autoridicătoare care are patru picioare cu zăbrele din material tubular [7]. Platformele autoridicătoare românești au fost construite la Șantierele Navale din Galați, fiind concepute și dimensionate pentru următoarele condiții de lucru:

Adâncimea medie a apei: 90m

Amplitudinea maximă a valurilor: 12 m

Perioada valurilor: 10 s

Viteza maximă a vântului: 164 km/h

1.6 Exploatările de petrol din Africa

Procesul care urmează a fi prezentat face parte din industria de petrol și gaze, de pe o platformă marină aflată pe coasta Africii, Gabon, dupa cum se poate vedea în figura 1.6.1, iar în figura 1.6.2 este prezentată o platformă petrolieră.

Figura 1.6.1 Coasta Africii, Gabon

Africa este casa multor dintre economiile care au avut cea mai mare creștere, încurajate de zăcămintele de pentrol și gaze găsite în Mozambic, Tanzania, Kenya, Uganda. Fiind printre industriile cu cea mai mare importanță, țările producătoare de petrol din Africa ridică nivelul de trai și fac ca aceste țări ale continentului să se dezvolte cel mai rapid. Istoria de petrol din Africa se întinde pe o perioadă de mai multe decenii, în unele locuri chiar de un secol. În prezent, sunt aproximativ 500 de companii petroliere care exploatează hidrocarburi pe continetul Africii. Perspectivele si potențialul Africii, în materie de petrol și gaze, rămân extrem de pozitive[8].

În ceea ce privește comerțul cu petrol, Africa a fost văzută de ani de zile, de către piețele occidentale si asiatice ca un mijloc de a-și diversifica dependeța de petrolul din Orientul Mijlociu, în special India și China, care în ultimul deceniu au avut o creștere puternică, și au început să schimbe nu numai profilul Africii de export, de asemenea si peisajul economic al acestui continent. Deși Arabia Saudită este principalul furnizor de petrol pentru China, Angola ocupă al doilea loc, cu China care primeste 9% din necesarul de petrol din Luanda. Alte țări care exportă pentru China includ Congo, Libia, Algeria, Guineea Ecuatorială. În perioada care urmează se așteaptă ca exporturile de petrol din Africa spre China vor deveni cele mai importante pe termen mediu și lung, iar China va deveni cel mai mare importator net de petrol până în anul 2020.

Figura 1.6.2 Platforma petrolieră pe coasta Africii

În general, se așteaptă ca rezervele de petrol și de producție din Africa să crească pe termen mediu si lung, dar pe termen scurt producția de țiței cel mai probabil va rămâne concentrată în Nigeria, Algeria, Angola și Guineea Ecuatorială.

Capacitatea limitată de rafinare

Pentru toate resursele de petrol din Africa, capacitatea de rafinare pe continent rămâne limitată, ca urmare țările africane exportă țiței, care mai târziu se importă ca petrol rafinat, la preț suplimentar. Problemele în industria de rafinare pe continent includ corupție, sărăcie si probleme operaționale. În unele țări, conflictele au întrerupt uneori fluxul de țiței și le-au forțat să se închidă.

O altă provocare este faptul că în cele mai multe țări africane, sectorul de hidrocarburi are legături minime cu alte sectoare ale economiei. În Angola, sectorul petrolier are mai puțin de 1% din forța de muncă. Mai mult decât atât, țările din Africa cu cea mai mare inegalitate a profiturilor sunt cele producătoare de petrol, cum ar fi Gabon, Nigeria și Angola. În acest sens, o țară ca Nigeria, unde 70% din populație trăiește sub pragul sărăciei, mulți localnici văd subvențiile pentru combustibil ca singurul beneficiu de a trăi într-o națiune bogată în petrol.

Gabon – 14 ani în industria de petrol si gaze

Cele mai multe suprafețe de teren din Gabon sunt acoperite de păduri tropicale și geologie off-shore. Guvernul Gabonului consideră că punerea în aplicare a noilor reglementări și lansarea unor acorduri a licențelor în ceea ce privește forarea vor atrage investiții străine, însă apariția de greve în sectorul petrolier face ca investiția să fie mai puțin plină de satisfacții.

Deoarece legea prevede ca 90% din totalul locurilor de muncă din industria hidrocarburilor să fie ocupate de cetățeni din Gabon, mai multe companii internaționale au ales să-și suspende activitatea pe continentul Africii. Sectorul de hidrocarburi rămâne extrem de important, având în vedere că reprezintă între 80% și 90% din totalul de câștig din export al Gabonului.

Capitolul 2. PREZENTAREA PROCESULUI

Procesul care urmează a fi descris în această lucrare se referă la o platformă petroliera situată în Gabon, Africa.

2.1 Unități de producție

Procesele de producție ale platformei petroliere constau în următoarele unități de proces:

-separarea gazului lichefiat

-sistem de export al lichidului

-compresarea gazului de pompare

-sistem de deshidratare

-unitate de tratare a apei de injecție

-utilități:

a. Injectare a produselor chimice

b. Sistem de aer instrumental

c. Sistem de injecție a apei cu clor

-sistem de drenare

2.2 Descrierea procesului general (fig. 2.2.1)

Există trei separatoare importante în cadrul platformei: DS201, DS221 și DS202. În separatorul DS201 se face separarea gazului lichefiat pentru efluenții de producție, în DS221 se tratează apa primită de la puțurile cu apă potabilă, iar restul de gaz din lichidele care părăsesc separatoarele mai sus menționate este separat mai apoi în DS202. Lichidul de la separatorul atmosferic DS202 este exportat spre terminal cu ajurotul pompelor GX201A/B/C pentru separare de petrol si apă.

Gazul de joasă presiune este trimis prin DS221 și împreună cu gazul separat este exportat. O pare din gazul de joasă presiune exportat prin DS221 este folosit pentru a suplimenta gazul din DS201, în scopul de a satisface cererea de gaz de joasă presiune de la compresor. Excesul de gaz de joasă presiune este ars.

Gazul de joasă presiune din separatorul DS201 este compresat, deshidratat si apoi distribuit la puțurile cu apă potabilă.

În figura 2.1 se poate vedea procesul descris mai sus, cu galben este reprezentat gazul de joasă presiune, cu albastru apa, inclusiv sistemul de injecție a apei. De asemenea se văd separatoarele DS201, DS202 și DS221.

Figura 2.2.1 Descrierea procesului

2.3 Separarea gaz-lichid

Separarea gaz-lichid cuprinde separatoarele DS201 și DS221, pentru prima etapă, iar pentru a doua etapă separatorul pentru lichid-gas atmosferic, DS202. Efluenții de producție de la platforma principală sunt separați în DS201, iar efluenții de producție de la platformele secundare sunt separați în DS221. Gazul de joasă presiune este direcționat în principal spre separatorul DS221.

2.3.1 Separatorul DS201

Linia de producție, inclusiv separatorul DS201 sunt protejate de un sistem împotriva presiunii prea mari. Inclusiv producția de pe platforma de producție este izolată împotriva unei scăderi de presiune. Presiunea de operare a separatorului DS201 este de 4 bari, nivelul este controlat de LC201 în control divizat de către valvele LCV2011 si 2013. Dacă nivelul crește mai mare decăt valoarea de referință, valvele se deschid, iar dacă nivelul scade sub această valoare, valvele se închid.

În figura 2.3.2.1 se pot vedea valvele de control al nivelului din separatorul DS201 și indicatorul de nivel LIT201.

2.3.2 Separatorul DS221

Presiunea normală de operare în DS221 este de 8 bari. Dacă presiunea crește peste 8.5 bari, valvă de control PIC3312 se va deschide pentru a reduce din presiune. Nivelul este din nou controlat prin control divizat de către două valve de control LV/A2210 și LV/B2210. Dacă nivelul crește peste valoarea de referință valvele se deschid, iar dacă scade sub valoarea de referință, valvele se închid.

În figura 2.3.2.2 se observă valvele în control divizat, comandat de regulatorul de nivel LV2210.

Figura 2.3.2.1 Valvele de control în split range LCV2011, LCV2013 și indicatorul de nivel LIT201

Figura 2.3.2.2 Valvele de control divizat LV/A2210, LV/B2210 și indicatorul de nivel

2.3.3 Separatorul atmosferic DS202

Efluenții de producție de la separatorul DS202 sunt exportați spre terminal cu ajutorul pompelor GX201A/B/C, după separarea petrol-apă.

Presiunea normală de operare a separatorului este de 0.2 bari. Funcția acestui separator este de a degaza lichidul înainte să fie exportat prin pompe. Presiunea din separatorul atmosferic DS202 nu este controlată. Gazul separat în acest separator este ars în afara lui, iar nivelul este controlat de către regulatorul de nivel LC203 prin control divizat și acționează asupra valvelor LCV203A/B. Dacă nivelul crește peste valoarea de referință, valvele se deschid, iar daca nivelul scade sub valoarea de referință, valvele se închid.

Pompele folosite pentru exportul petrolului, GX301A/C/D, au protecția împotriva unui debit minim cu ajutorul regulatorului de presiune PC207. Regulatorul va deschide valva PV207 când presiune crește peste valoarea de referință.

În figura 2.3.3.1 este prezentat separatorul DS202 împreună cu regulatoarele de presiune si nivel și valvele de control divizat.

Figura 2.3.3.1 Control divizat al nivelului și controlul presiunii

2.4 Sistem de compresare a gazului de pompare

Gazul de joasă presiune din separatoarele DS201 și DS221 este comprimat la 76 de bari, în compresor, înainte de a fi deshidratat. Gazul, la o presiune de operare de 4 bari, este alimentat la compressor prin epuratorul de gaze, DS401. Gazul de joasă presiune din DS221 este suplimentat în scopul de a menține presiunea de la intrarea în DS401 constantă. Presiunea este controlată de către regulatorul divizat PC200101 care acționează pe valvele de control PV1/200101 și PV2/200101. Capacitatea acestor valve este de 50%.

Presiunea de intrare în epuratorul de gaze DS401 este limitată de regulatorul divizat PC401, care operează la o valoare de referință de 4.5 bari. Dacă presiunea crește peste valoarea de referință, gazul este evacuat spre tamburul DS204 prin deschiderea valvelor de control PCV401, iar dacă presiunea scade sub valoarea de referință, valvele de control se închid (figura 2.4.1).

Figura 2.4.1 Control divizat pentru presiunea de intrare în epuratorul DS401

Compresorul

Gazul separat este compresat, după ce părăsește epuratorul DS401, de către compresorul centrifugal la o presiune de 76 de bari. Compresorul este acționat de un singur arbore de gaz. Înaintea fiecărei etape, gazul este răcit si decondensat. Gazul comprimat, este tratat mai apoi în deshidrator, înainte sa fie distribuit la platformele pentru pomparea gazului si la unitatea de tratatre a gazului combustibil. Gazul tratat este utilizat ca și gaz combustibil pentru turbina cu gaz a compresorului.

2.6 Încălzitorul electric

Încălzitorul electric FX502 este controlat de regulatorul de căldură TC5341 și constă în trei faze. Valoarea de referință de energie pentru încălzitor este asigurată de TC5341, iar secțiunile de încălzire sunt controlate închis/deschis de către valoarea de ieșire de control de la TC5341.

2.7 Sistem de injecție a apei

Obiectivul principal al sistemului de injecție a apei este de a menține presiunea rezervorului suficientă pentru extragerea petrolului prin puțuri. Presiunea rezervorului este menținută prin injectarea de apă de mare în puț fiind un înlocuitor pentru petrolul extras [12]. Înaintea injectării în puț, apa de mare este filtrată, de-oxigenată și injectată cu produse chimicale.

Oxigenul trebuie îndepărtat pentru a preveni coroziunea și dezvoltarea anumitor bacterii [10]. Creșterea bacteriilor în puțuri, și faptul că apa injectată conține impurități, cum ar fi scoici, nisip sau alge, ar putea înfunda puțurile.

2.8 Utilități

Utilitățile, în cadrul unei platforme de producție a petrolului și a gazelor naturale, sunt furnizate pentru a sprijini funcționarea acesteia.

Sistem de injectare a chimicalelor

Chimicalele injectate pe platforma petrolieră sunt următoarele:

Inhibitor de coroziune care previne coroziunea echipamentelor si a rețelelor, injectat continuu;

Biocide pentru eliminarea bacteriilor;

Emulsifianți, sau întrerupători de emulsie, o clasă de substanțe chimice utilizate pentru diferite emulsii;

Sulfit, injectat continuu în partea de jos a coloanei de deshidratare pentru a reduce concentrația de oxigen în apă;

Sistem de injecție a apei cu clor

UB301 ia apa din filtrele DE301 A/B situate în aval de pompele de ridicare a apei de mare GX301A/B/C și îmbină apa cu clor în Clorinatorul electrolitic. Apa clorurată este stocată în TA303 și este injectată de către pompele GX311A/B spre pompele de apă de mare, pompa de incendiu, sistemul deschis de scurgere.

Obiectivul principal al acestui sistem este de a evita creșterea micro organismelor în ceea ce privește circuitele cu apă. În timpul procesului, apa curge prin celulele de electroliză care produc hipoclorit de sodiu (NaClO). Apa cu clor, care pleacă din Clorinator, este stocată în rezervorul TA303, iar hidrogenul produs de către procesul de electroliză este diluat cu aer și lăsat în atmosferă. În cazul în care aerul de diluare nu există, unitatea este oprită. Din degazorul TA303, apa clorinată este distribuită prin pompele de injectare GX311A/B. În scopul de a optimiza eficiența celulelor și pentru a evita depozitele de sare, celulele curente se inversează și se începe un ciclu de curățare.

Sistem de apă dulce

Apa dulce este folosită ca și apa rece pentru răcitoare. Apa dulce este răcită în EC501 cu apa de mare, de la 44°C la 32°C (fig. 2.8.3.1).

Figura 2.8.3.1 Sistem de apă dulce

Sistemul de aer instrumental

Rolul acestui sistem este de a produce suficient aer comprimat si instrumental pentru toate sistemele pneumatice de operare de pe platformă.

Sistem de drenare

Obiectivul acestui sistem este de a colecta lichidele care sunt contaminate cu hidrocarburi. De asemenea, acest sistem mai are rolul de a degaza lichidele colectate. După colectarea lichidelor, acestea sunt trimise înapoi la separatorul atmosferic DS202. Pentru sistemul de drenaj închis DA201, există o pompă, GX202 controlată de către un regulator de nivel LC210. Pentru sistemul de drenaj deschis TC201, lichidul este trimis în primă fază la sistemul de drenaj închis, prin pompa GX203 controlată de către regulatorul de nivel LC234.

Capitolul 3. SISTEMUL DE INJECȚIE A APEI

Sistemul de tratare a apei si sistemul de injecție a apei pot crește recuperarea petrolului cu mai mult de 20%. Din anii 1970, sistemele de tratare a apei și pompele de injecție au fost instalate pe platformele maritime pentru a trimite apă filtrată si sterilizată in rezervoare. În unele locuri, acest lucru a dus la creșterea rezervelor disponibile de mai mult de 20 la sută – de milioane de barili suplimentari, care nu ar fi putut fi recuperați fără injecție suplimentară. Utilizată în procesele marine, injecția de apă implică sonde de foraj într-un rezervor și injectarea apei în el, pentru a încuraja producția de petrol.

Sunt folosite două tipuri de sonde de injecție în operațiuni de petrol și gaze, fiecare tip fiind folosit pentru un anumit scop. Prima, și cea mai comună este injectarea de apă pentru a spori și stimula producția. În acest caz, un fluid, în cazul acesta apa, este injectat în zona de unde se extrage țițeiul, ca o înlocuire a acestuia. Al doilea tip de injecție este folosit pentru evacuarea fluidelor extrase împreună cu petrolul și gazele. Aceste fluide pot fi apă dulce sau, mai frecvent, apă de mare, denumită și “saramură”. Această apă, extrasă o data cu țițeiul si gazele naturale este pompată înapoi, astfel impactul asupra mediului este ameliorat. În ambele cazuri, apa extrasă, care urmează a fi din nou injectată trebuie să fie tratată pentru a preveni înfundarea sondelor.

În timp ce apa injectată ajută la creșterea presiunii din rezervor, de asemenea mai ajută și la mișcarea țițeiului și înlocuirea lui în locul de unde a fost extras. Chiar dacă injecția de apă are loc dupa ce procesul de extracție este finalizat sau înainte ca rezervorul să fie golit, apa adună rămășițele de țiței din rezervor și din sonde, iar aceste resurse rămase vor fi recuperate, în cazul în care acest proces se poate realiza. Filtrarea și procesarea apei care va fi injectată este absolut necesară pentru asigurarea inexistenței de materiale care ar bloca sondele, iar bacteriilor nu le este permis să crească în apa folosită pentru acest proces. Deoarece se încearcă evitarea coroziunilor din interiorul rezervorului, oxigenul din apă este indepărtat.

3.1 Generalități

Tratarea apei folosită pentru injecție pe platforma de producție constă în filtrare și îndepărtarea oxigenului. Sistemul este compus din:

Pompe de ridicare a apei maritime GX301A/B/C

Filtre pentru prefiltrare DE301A/B

Coloană de dezaerare CA301

Pompe de vid GX304A/B

Pompe de suprapresiune GX302A/B/C

Filtre DE302A/B/C

Filtre de securitate DE303A/B, care protejează pompele de injecție

Pompe electrice de injecție a apei PA5401A/B/C

Obiectivul sistemului de injecție a apei este de a menține presiunea sondelor suficientă pentru extragerea țițeiului și a gazelor naturale. Presiunea din sonde este menținută prin injectarea de apă de mare în puț, ca un înlocuitor pentru țițeiul extras. Înainte de a injecta apă în sonde, aceasta este filtrată, dezaerată și injectată cu produse chimicale. Oxigenul trebuie îndepărtat pentru a preveni coroziunea și creșterea anumitor bacterii. Creșterea bacteriilor în sonde și în apa folosită pentru injectare, care conține scoici, nisip și alge, le-ar putea bloca. Oxigenul este îndepărtat în coloana de dezaerare CA301. Alimentarea cu apă maritimă a coloanei CA301 este asigurată de 3 pompe scufundate în apă, GX301A/B/C, după care apa trece prin prefiltrele DE301A/B înainte de a ajunge in rezervor. Coloana CA301 funcționează sub presiune parțială și este prevăzută cu pompe de vid GX304A/B.

Debitul de apă care intră în CA301 este controlat prin regulatorul FC301. Nivelul este în control divizat, prin valvele LC301A și LC301B.

Figura 3.1.1 Pompe de ridicare a apei maritimi, prefiltre, coloana de dezaerare CA301, pompe de vid

În figura 3.1.1 este prezentată prima parte a procesului, în partea stângă sunt pompele de ridicare a apei maritime GX301A/B/C, urmate de prefiltre DE301A/B, iar apoi se poate observa coloana de dezaerare CA301, precedată de regulatorul de debit. În partea dreaptă a figurii, prin cele 6 valve bipoziționale, apa ajunge la pompele de vid, cu ajutorul cărora oxigenul este îndepărtat din apă.

Pompe de ridicare a apei maritime GX301A/B/C – Apa din mare este ridicată la suprafață cu ajutorul a trei pompe electrice submersibile GX301A/B/C. În timpul funcționării normale, două dintre pompe sunt în execuție, iar a treia este în stand-by, apa cu clor fiind injectată continuu.

Filtre pentru prefiltrare DE301A/B – Cele două filtre au nevoie de selecție locală. În timpul funcționării normale un filtru este în execuție, iar celălalt este în stand-by sau în regenerare. Atât selectarea cât și regenerarea sunt operații manuale, făcute de operator.

Coloana de dezaerare CA301 – Apa de mare este tratată în coloana de dezaerare, care funcționează sub presiune parțială. Procesul este realizat prin două niveluri de vid din coloană. Vidul este creat de către pompele de vid GX304A/B. Disponibilitatea și funcționare corectă a coloanei de dezaerare CA301 este esențială pentru sistemul de injecție a apei, pentru a evita riscul de creștere a bacteriilor în sistemul din aval. Funcția lui PI301, valve de control plasată în amonte față de coloană, este de a controla presiunea. Pentru a reduce cantitatea de oxigen din apă, în partea de jos a coloanei este introdus sulfit. Nivelul din coloană este controlat divizat, în sensul în care, dacă dorim creșterea nivelului în coloană, valvele de control se închid, însă dacă dorim să scădem nivelul din coloană, valvele se deschid pe rand, pana când nivelul atinge valoare de referință setată. Pentru regulatorul de presiune și pentru cel de debit s-au folosit regulatoare PI, deoarece se dorește o eroare staționară de poziție nulă (εstp=0).

Pompe de vid GX304A/B – Pompele de vid oferă nivelul de vid necesar pentru de-oxigenarea apei de mare în interiorul coloanei de dezaerare CA301. Oxigenul extras din apă este trimis către separatoarele DS301A/B.

Pompe de suprapresiune GX302A/B/C – Pompele de suprapresiune asigură presiunea necesară pentru menținerea fluxului de apă de-oxigenat, care iese din coloana CA301, spre filtrele DE301A/B/C și cele de securitate DE303A/B până la pompele pentru injecție a apei AP5401A/B/C.

Filtre DE302A/B/C – Apa de mare de la coloana CA301, de-oxigenată, este filtrată de alge înainte de a fi trimisă spre filtrele de securitate, iar apoi injectată pe platformă. Acest nivel de filtrare este necesar pentru a evita înfundarea dispozitivelor, care ar duce la o pierdere a productivității de țiței și gaze naturale. În timpul funcționării normale, toate filtrele sunt în funcționare.

Această parte de filtrare are mai multe subrutine:

Selectarea filtrului

Funcționarea filtrului selectat: în această rutină, valva bipozițională ROV309x se deschide, după care se deschide și ROV314x, regulatorul de debit este în mod manual și se face o rampare a ieșirii de 50%, după care regulatorul este trecut în mod automat și se setează o valoare de referință

Inițializare: lichidul din interiorul rezervorului TA301 circulă prin valva bipozițională ROV307 și pompa GX305

Drenare: la apelarea acestei secvențe, lichidul din filtre se poate drena spre mare prin valva bipozițională ROV312x

Spălare: prin această rutină filtrele pot trece prin etapa de curățare și regenerare

Umplere

Formarea compoziției: în această sub rutină, prin deschiderea valvelor, apa de-oxigenată venită din coloana de dezaerare ajunge în filtre, după ce acestea au fost pregătite în prealabil, iar prin injectarea unor substante chimice, este filtrată și îndepărtată de alge, pregătită să ajungă în filtrele de securitate

Figura 3.1.2 Filtre DE301A/B/C

Filtre de securitate 303A/B – instalate în amonte față de pompele de injectare a apei spre platformele cu sonde, au rolul de a susține filtrarea în cazul unei avarii la filtrele DE302x (fig. 3.1.2)

Pompe electrice de injectare a apei PA5401x – Injectarea apei spre plaforme este asigurată de pompele centrifuge PA5401x (3×33%), care funcționează în paralel, la o viteză fixă. Fiecare pompă este echipată cu un regulator de presiune pentru a menține un debit constant.

Capitolul 4. DELTA V OTS

Delta V OTS este un sistem de proiectare, un mediu de invățare, specific ingineresc conceput pentru a califica forța de muncă. Acest program expune operatorii efectiv la ceea ce vor experimenta în camera de control. Acest lucru permite personalului operațional să câștige experință într-un mediu sigur, non-intruziv. Operatorii învață concepte de operare în timp ce sunt în procesul de învățare reală, în curs de pregătire pentru gestionarea eficientă a situațiilor de urgență și a altor incidente neplăcute care pot avea loc în timpul procesului. Capacitatea operatorilor de a știi cum să se ocupe de potențialele incidente într-un mediu de simulare, este de neprețuit. Soluțiile de formare din Delta V OTS sunt esențiale în pregătirea personalului operațional înainte de a da startul proceselor de automatizare.

Delta V OTS are următoarelele caracteristici: rapid, reduce erorile cauzate de operatori, reduce sau chiar elimină pierderile de producție, îmbunătățește calitatea produselor, reducerea incidentelor. OTS este folosit mai ales pentru a învăța operatorii tot ce trebuie să știe începând de la procesul general până la operații fundamentale și pregătiri avansate în caz de erori [6].

Cu ajutorul simulării se pot reduce costurile în ceea ce privește configurarea sistemului, întreținere si echipamente, se poate îmbunătăți calitatea și crește siguranța prin reducerea incidentelor.

4.1 DeltaV Control System

Platforma DeltaV asigură o mare varietate de aplicații care ajută inginerii de la etapele de configurare, operare, documentare, până la optimizarea proceselor implementate. În acest capitol vor fi prezentate pe scurt aplicațiile folosite pentru implementarea procesului de injecție a apei, prezentat în capitolul anterior.

4.1.1 DeltaV Explorer

DeltaV Explorer (fig. 4.1.1.1) este programul care permite transparența bazei de date și ierarhia obiectelor acesteia. Obiectele pot fi zone, spații de lucru, controllere, module, carduri, echipamente, etc. Fereastra de interfață cu utilizatorul este împărțită în panouri, cum ar fi bara de titlu, bara de instrumente, bara de meniu, etc. Acest program este modelat după Windows Explorer: interfață de utilizator, de navigație, de comenzi rapide similare cu cele de la Windows Explorer. DeltaV Explorer este foarte util pentru utlizator, deoarece oferă o reprezentare vizuală a hardware-ului de sistem și de configurare pe care utilizatorul poate naviga și de asemenea există și posibilități de modificare. Acesta include de asemenea și o reprezentare grafică a modulelor de bibliotecă care pot fi folosite ca și șabloane pentru modulele proprii ale utilizatorului. Șabloanele pot fi văzute ca și clase, iar atunci când se folosesc au nevoie de o instanțiere a șablonului dorit, acesta având unele setări și caracteristici deja definite, iar apoi utilizatorul va fi capabil să facă modificări asupra modulului.

Figura 4.1.1.1 DeltaV Explorer

DeltaV Explorer permite utilizatorului să definească caracteristicile sistemului și să vadă structura generală și structura sistemului. Se poate utiliza o structură arborescentă pentru a adăuga, a șterge, sau a modifica sistemul. Se pot utiliza următoarele funcții grafice:

Adăugarea spațiilor de lucru și controller-elor la baza de date

Adăugarea zonelor și modulelor în baza de date

Adăugarea tipurilor de alarme la baza de date

Mutarea sau copierea prin dragging-and-dropping a iconițelor

Editarea tipurilor și priorităților alarmelor

Editarea proprietăților rețelei

Editarea parametrilor de securitate

Editarea proprietăților controller-ului

Editarea proprietăților spațiului de lucru

Descărcarea modulelor în controller

Lansarea unor alte program DeltaV

Import/export de fișiere

4.1.2 Control Studio

Control Studio permite utilizatorului să creeze interfața grafică, să modifice și să depaneze strategiile de control. Toate modulele de control sunt rapid și ușor de asamblat, folosind drag-and-drop, tăiere, copiere și alte metode care scurtează și simplifică proectele de inginerie. Utilizatorii au pisibilitatea de a alege limba cea mai potrivită pentru funcțiile de control puse în aplicare din cadrul procesului.

Există posibilitatea de a alege între:

Bloc de diagrame de funcții ( Function Block Diagram – FBD) – utilizate pentru monitorizare și alarme, calcule continue, control analog (presiune, temperatură, debit), motor și blocare valve de control, etc.

Diagrame secvențiale (Sequential Function Chart – SFC) – utlizate pentru control de pornire/oprire, secvențe de lot;

Text structurat ( Structured Text – ST) – utilizat pentru funcții avansate de matematică, calcule complexe, detectare stare de blocare, decizii if-then-else, bucle (while), etc.

Control Studio are mai multe ferestre unde se pot defini caracteristicile unui modul, cum ar fi interfața de diagramă, interfața cu parametrii, interfața de ierarhie și interfața cu alarme.

Interfața de ierarhie: utilizatorii pot defini caracteristicile specifice obiectelor de pe diagramă, cum ar fi blocuri de funcții, trepte sau module. Parametrii se pot vizualiza în ordine alfabetică sau pe categorii.

Interfața cu parametrii: utilizatorii pot defini blocuri de funcții și diagrame secvențiale grafic pe o diagramă care definește modul de lucru al modulului.

Interfața cu alarme: utilizatorii pot vizualiza alarmele activate de bloc sau de modul. Se pot configura limitele superioare și inferioare ale alarmelor, prioritățile, etc.

Interfața cu instrumente: utilizatorii pot să acceseze pictogramele care reprezintă blocuri de funcții, module sau SFC.

Control Studio, reprezentat grafic în fig. 4.1.2.1, este una dintre cele mai utilizate aplicații în timpul implementării unui proces. Este folosit pentru a crea, modifica și sterge modulele și template-urile compozite din strategia de control a utilizatorului. Pe de altă parte, Control Studio oferă o capacitate completă de editare a modulelor de control. Modulele de control conțin obiecte de sistem legate logic și au nume unice. În general, modulele de control reprezintă echipamentele de control ale procesului, cum ar fi valve, parametrii, alarme, etc. Utilizatorii pot efectua mai multe sarcini pe un modul cu ajutorul acestui subprogram al platformei DeltaV, Control Studio. De obicei, se începe prin definirea modulului, algoritmul acestuia, iar apoi parametrii. După ce acestea au fost făcute, utilizatorul poate să folosească parametrii pentru alarmare și afișare. În Control Studio există posibilitatea de a efectua următoarele activități:

Crearea unui nou modul sau bloc compozit

Crearea unui modul de la un modul deja existent

Editarea algoritmului pentru un modul sau bloc compozit

Editarea parametrilor pentru un modul

Definirea alarmelor pentru un modul sau bloc compozit

Depanarea algoritmului

Editarea expresiilor din algoritm

Atribuirea modulului la un nod

Descărcarea modulului

Figura 4.1.2.1 Control Studio

4.1.3 DeltaV Operate Mod de Rulare/Configurare

DeltaV Operate (fig. 4.1.3.1) oferă un set complet de instrumente de înaltă performanță: integrare grafică operator, management sofisticat de alarmă și de prezentare, sistem de securitate și istorie. Aplicația DeltaV Operate are două moduri de funcționare diferite: de configurare și de rulare. Modul de configurare este folosit pentru a construi grafice de proces în timp real. Aici pot fi incluse imagini scanate de proces, text, grafică, animație, sunet și grafică de proces. Un șablon predefinit simplifica efortul tipic al operatorului în ceea ce constă proiectarea ecranelor. Această aplicație utilizează meniuri, butoane, fereastră cu unelte, caracteristici de drag-and-drop și instrumente ușor de utilizat pentru desen. DeltaV Operate oferă, de asemenea, seturi de dinamuri – grafice reutilizabile, multe dintre ele cu capacitate de animație.

În modul de rulare,reprezentat în fig. 4.1.3.1, operatorii de sisteme de control folosesc grafica și animațiile realizate în modul de configurare pentru monitorizarea de zi cu zi și de întreținere a procesului. Fiecare stație de lucru are capacitatea de a gestiona în mod independent propriile alarme și accesibilitatea la baza de date. Aceasta include informații despre alarme: atunci când a avut loc, în cazul în care este suprimată sau nu. DeltaV include capacitatea de a realiza grafice. Bazându-se pe cerințele și condițiile de proces, orice grafic poate să aiba propriile caracteristici, cum ar fi culoarea, modificări de dimensiune sau simulări de mișcare.

Figura 4.1.3.1 DeltaV Operate – Modul de rulare

4.1.4 DeltaV – Vizualizare Istoric de Proces

DeltaV Istoric de Proces oferă o metodă simplă, integrată pentru monitorizarea și vizualizarea datelor istorice ale configurațiilor grafice. Există, de asemenea, posibilitatea de a genera grafice și situații. DeltaV Control Studio aduce, de asemenea, un nou nivel de integrare istorică în automatizare și control. Fiecare modul sau bloc control al strategiei de control puse în aplicare păstrează informații despre toți parametrii modulului.

DeltaV – Vizualizare Istoric de Proces, reprezentat în fig. 4.1.4.1, oferă mai multe tipuri de diagrame pentru suita operatorilor pentru vizualizarea și analizarea cerințelor. O diagramă, de obicei conține un grafic și o zonă de eveniment.

Figura 4.1.4.1 DeltaV – Vizualizare Istoric de Proces

4.2 Modulele SEEDS și importanța simulării

Utilizarea blocurilor SEEDS în simulare este un concept nou, dar deja utilizat în industria de petrol și gaze, de către Rompetrol în România. Proiectul este despre o rafinărie, construită în 1970, situată pe coasta Mării Negre. Pentru asigurarea profitabilității afacerii, rafinăria trebuie să fie operată cât mai eficient și în condiții de siguranță maximă. Simularea cu ajutorul blocurilor SEEDS trebuie să îndeplinească următoarele condiții: să ofere un mediu de învățare eficient, gestionarea situațiilor anormale, generare de rapoarte. Cu ajutorul simulării, operatorii vor fi mai pregătiți în timpul funcționării reale a sistemului și vor fi capabili să adapteze parametrii de proces și în același timp să gestioneze mai ușor situațiile de urgență care vor avea loc în timpul funcționării procesului [3].

Simularea este un instrument de lucru foarte util și valoros în fabricație. Acesta poate fi utilizat în domeniul industrial pentru a permite operatorului să învețe și să testeze comportamentul sistemului. Simularea oferă un mic cost,fiind un instrument sigur și rapid de analiză. Acesta prevede, de asemenea, beneficii, la care se poate ajunge cu mai multe configurații de sistem diferite. Beneficiile pentru care se utilizează simularea sunt următoarele:

Folosind simulări, în general, este mai ieftin și mai sigur decât realizarea de experimente cu un prototip al produsului final. Una dintre cele mai mari computere din întreaga lume este în prezent proiectat pentru a simula detonarea de dispozitive nucleare și efectele acestora, în scopul de a sprijini o mai bună pregătire în cazul unei explozii nucleare. Sunt efectuate eforturi similare pentru a simula uragane și alte catastrofe naturale.

Simulările pot fi de multe ori chiar mai realiste decât experimentele tradiționale, deoarece permit configurarea liberă a parametrilor de mediu constatate în domeniul de aplicare operațională a produsului final. Exemple sunt susținerea exploatării de apă adâncă a Marinei SUA sau simularea suprafețelor planetelor învecinate în pregătirea misiunilor NASA.

Simulările permit crearea unui mediu sintetic coerent, care permite integrarea de sisteme simulate în faza de analiză timpurie prin intermediul sistemelor virtuale mixte cu primele componente prototip într-un mediu de test virtual pentru sistemul final.

Există foarte puține alte sectoare industriale în care capitalul și costurile de funcționare ale instalațiilor se apropie de cea a industriei de petrol si gaze. Noi proiecte, cum ar fi instalațiile de prelucrare de petrol sau gaze naturale, rafinării, GNL (gaz natural lichefiat) și GTL (gaz de lichid), proiecte care implică investiții de miliarde de dolari. Costurile operaționale sunt de asemenea foarte importante. Căutarea și exploatarea oportunităților pentru reducerea costurilor și creșterea veniturilor poate aduce dividende mari și au un efect semnificativ asupra marjei. Pentru analiza sistemelor complexe, în scopul de a îmbunătăți calitatea de luare a deciziilor, companiile de petrol și gaze din întreaga lume apelează la ajutorul simulării. Prin utilizarea simulării se pot efectua o serie de analize "ce-ar fi dacă", astfel companiile de petrol și gaze pot stabili modul în care se pot face îmbunătățiri și să se obțină mai multe beneficii.

Simularea prin modelare implică crearea unui model care imită o producție reală sau un proces de logistică. Frecvența și persistența, eșecurile proceselor și întreruperile de echipamente sunt reflectate cu acuratețe folosind distribuții statistice pentru a reprezenta variațiile care ar avea loc în mod natural.

SEEDS sunt blocuri de simulare folosite în DeltaV, se bazează pe fidelitatea mediului de simulare, utilizate pentru formarea operatorului (fig. 4.2.2). Procesul poate fi configurat direct în baza de date a programului DeltaV, nu are nevoie de schimbarea părții de siguranță și de asemenea nici a interfeței grafice.

Modulele folosite pentru simulare sunt: schimbător de căldură, rezervor, pompă centrifugală, valvă, pompă volumetrică (fig. 4.2.1), separator, compresor.

Beneficiile utilizării blocurilor SEEDS:

Soluții unice adaptate pentru fiecare proiect

Oferă un mediu de simulare stabil – toate într-o singură bază de date DeltaV – crește viteza de răspuns

Fără probleme de integrare

Mentenanță eficientă deoarece mediul de simulare poate fi modificat în concordanță cu procesul real

Figura 4.2.1 Module de simulare SEEDS

Figura 4.2.2 Module de simulare SEEDS în Control Studio

Compresor

Modulul compresorului, reprezentat în fig. 4.2.3, este destinat a fi utilizat pentru modelarea bazată pe un compresor cu viteză variabilă. Ieșirile din modulul sunt: debit de ieșire la o anumită viteză a compresorului, fluxul volumetric, fluxul volumetric normal, energia utilizată. Intrările pentru acest modulul sunt: presiune în amonte / aval, temperatura la intrare, capacitatea, viteza de rotatie, debit maxim și presiune maximă, masă moleculară, coeficientul adiabatic, coeficientul de compresibilitate, eficiență, temperatura ambiantă, parametrii de proiectare, presiunea de aspirație / refulare, temperatura, flux, viteza de rotație, puterea folosită. Modulul este proiectat pentru utilizarea în modelare pentru simulare, utilizeazând numai mediul SEEDS DeltaV.

Figura 4.2.3 Modulul compresor – Control Studio

Schimbător de căldură

Modulul schimbătorului de căldură este destinat utilizării în modelarea de schimbătoare de căldură pentru două fluxuri. Modulul calculează temperaturile de ieșire în funcție de eficiența transferului de căldură. Metoda se bazează pe calculul ipotetic al transferului de căldură maximă posibilă pentru un schimbător de căldură de lungime infinită. Parametri de ieșire ai schimbătorului de căldură sunt: temperatura de ieșire, energia maximă disponibilă pentru transfer, raportul de transfer, eficacitatea transferului de căldură, energia transferată intre fluxuri. Ieșirile sunt calculate pe baza următorilor parametri de intrare: temperaturi și debite, densitatea fluidului, capacitatea de căldură a fluidului, transferul total de căldură, modelul schimbătorului.

Nod de presiune

Acest modul, reprezentat în fig. 4.2.4, este destinat utilizării în modelarea de presiune folosind o integrare a diferenței între intrarea și ieșirea nodului. Modulul va descrie creșterea / descreșterea presiunii, bazându-se pe integrarea de diferență dintre intrarea și ieșirea de lichid. Fluxul și refluxul se presupune a fi o singură fază, omogenă în orice moment. Capacitatea de a lucra cu debite de fază mixte nu este inclus în acest modul. În mod similar, efectele de expansiune termică a echipamentului / conductelor nu sunt luate în considerare pentru a fi incluse în modulul.

Figura 4.2.4 Modul nod de presiune – Control Studio

Pompă

Modulul pompei, reprezentat în fig. 4.2.5, centrifuge este destinat a fi utilizat pentru modelarea de bază a unei pompe centrifuge cu viteză variabilă.Ieșirea din modulul este debitul de evacuare la viteza reală a pompei. Intrările modulului sunt: presiunea rezervorului / coloanei, presiunea minimă necesară pentru pompare, presiunea de refulare, de proiectare, vitezele reale și curba de performanță a pompei. Presiunea dezvoltată la aspirația pompei se calculează în modul. Presiunea diferențială (diferența dintre descărcare și presiunea de aspirație), astfel dezvoltată în pompa este apoi tradusă, la rândul său fiind corelat cu fluxul de la pompă folosind curba debitului.

Figura 4.2.5 Modul pompă centrifugă – Control Studio

Parametri de intrare

Distanța (HEIGHT_LVL): punctele de măsurare al nivelului rezervorului. Inginerul de configurare trebuie să introducă aceste valori în metri.

Distanța dintre rezervor, navă, etc. și nodul de presiune (HEIGHT_ST): aceasta este distanța dintre rezervor, nava, etc. și cota punctului unde presiunea trebuie să fie calculată. Inginerul de configurare trebuie să introducă distanța absolută dintre nivel și punctul de presiune în care presiunea trebuie să fie calculată, în metri.

Nivelul de operare din rezervor (PERC_LVL): această valoare face referire la modulul din amonte și este exprimată în procente.

Densitate lichid (DENSITY) : trebuie să fie introdusă de către inginerul de configurare în kg / m³.

Presiunea din amonte (PRESS_S): presiunea din amonte / de lucru a navei sau a rezervorului face referire la un modul în amonte sau poate fi introdusă ca valoarea stabilită de inginerul de configurare. Această valoare trebuie să fie în bari.

Presiunea minimă necesară pentru pompare (PRESS_M): aceasta este presiunea minimă necesară pentru pompare. Această valoare trebuie să fie în bari și va fi introdusă de către inginerul de configurare.

Presiunea de refulare a pompei (PRESS_D): aceasta este presiunea de refulare a pompei. Aceste date pot fi obținute de la foaia de date a pompei si vor fi introduse de către inginerul de configurare. Această valoare trebuie să fie în bar.

Viteza la care a fost pompa proiectată să funcționeze sau viteza nominală (DES_SPEED): aceste date pot fi obținute de la foaia de date a pompei si vor fi introduse de către inginerul de configurare. Viteza pompei este exprimată în RPM (rotații pe minut).

Viteza reală de funcționare a pompei (ACT_SPEED): aceste date se referă la un modul din amonte sau unul alternativ, pot fi introduse în timpul configurării modulului. Viteza pompei este exprimată ca RPM (rotații pe minut).

Curba de performanță pompă (_x HEAD unde x este de 1-5) : acestea sunt puncte diferențiale din curba de performanță a pompei. Aceste date pot fi obținute din manualul pompei și vor fi introduse de către inginerul de configurare. Punctele diferențiale ale pompei sunt în metri (m). Valorile HEAD_x trebuie introduse în ordine crescătoare.

Capacitate / Debit la capetele diferențiale din curba de performanță a pompei (_x FLOW unde x este de 1-5): acestea sunt puncte de capacitate / debit la capetele diferențiale din curba de performanță a pompei. Sunt introduse de către inginerul de configurare. Unitatea de măsură a capacității / refularea pompelor este m³ / oră. Valorile FLOW_x sunt introduse în ordine descrescătoare.

Parametri de ieșire

Fluxul de ieșire din pompă (FLOW) : fluxul de evacuare din pompă se calculează din modul și este exprimat în m³ / oră.

Rezervor

Modulul rezervorului, reprezentat în fig. 4.2.6, este destinat utilizării în modelarea de rezervoare pentru depozitarea lichidelor (numai o singură fază). Modulul va descrie acumularea / golirea de lichid într-un rezervor bazată pe integrarea de diferență dintre intrări și ieșiri de lichid în rezervor. Indicatorul de nivel pentru un lichid se calculează considerând un rezervor cilindric cu o orientare configurată de către utilizator (verticală sau orizontală) și dimensiunile configurabile de diametru și înălțime. Acest rezervor poate să rețină lichide omogene în orice moment.Presiunea pentru rezervor poate fi definită de către utilizator. Structurile de măsurare a debitului, cum ar fi barajele din rezervor nu sunt luate în considerare și nu sunt incluse în modul. În mod similar, efectele de expansiune termică a echipamentului nu sunt luate în considerare pentru a fi incluse în modulul.

Parametri de intrare

a) Geometria rezervorului: rezervorul se presupune a fi un cilindru vertical sau orizontal. Orice înclinație a rezervorului nu este luată în considerare în calculele de nivel.

Parametrul TK_ORINT permite inginerului de configurare să specifice orientarea rezervorului: "Vertical" = rezervorul este un cilindru vertical; "Orizontal" = rezervorul este un cilindru orizontal;

Parametrii înălțime / lungime (TK_HT) și diametru (TK_DIA) al rezervorului se pot de asemenea configura de către utilizator și se exprimă în metri.

Figura 4.2.6 Modul rezervor – Control Studio

Nivelul de inițializare al rezervorului: modul permite inițializarea forțată a nivelului de lichid de către utilizator la o valoare dorită. Parametrul boolean (SET_TK_LVL) trebuie să fie setat "TRUE" din interfața de utilizator: "True" = utilizatorului îi este permis să inițializeze nivelul rezervorului; "Fals" = nivelul este dezactivat. Parametrul de inițializare a nivelului (INI_LVL) trebuie să aibă valori în intervalul 0 – 100%.

Fluxuri de intrare (FLOWx_IN unde x este de 1-3): toate fluxurile de intrare în rezervor, adică debite de lichide exprimate în kg / oră.

Temperaturi de intrare (TEMPx_IN unde x este de 1-3): temperaturile fluxurilor de intrare, respectiv la un modul din amonte și se introduc în °C.

Fluxuri de ieșire (FLOWx_OUT unde x este 1-3): toate fluxurile de ieșire din rezervor, iar unitatea de măsură este kg / oră.

Presiune de operare a rezervorului (PRESSURE) : valoarea presiunii, poate fi introdusă de către inginerul de configurare sau o referință externă provenită de la modulul din amonte / aval. Presiunea de operare a rezervorului nu este calculată în interiorul modulului și trebuie specificată de inginerul de configurare și se exprimă în bar.

Temperatura mediului ambiant (AMB_TEMP) : valoarea temperaturii ambiante poate fi un parametru global, o referință externă sau poate fi specificată ca valoare statică de către inginerul de configurare. Temperatura mediului ambiant trebuie specificată în ° C.

Densitatea rezervorului: densitatea lichidului se referă la densitatea lichidului din rezervor la orice moment de timp. Acest lucru va fi un calcul intern și se bazează pe limitele de densitate ale anumitor temperaturi introduse în rezervor de către inginerul de configurare. Densitatea calculată va fi utilizată în cadrul modulului pentru a determina volumul din rezervor la orice moment de timp. Inginerul de configurare trebuie să specifice densitatea lichidului la o temperatură minimă de funcționare în kg / m³ (DENS_MAX) și un factor de corectare a densității (D-CORR), adică coeficient de dilatare al volumului la o anumită temperatură (m3/m3 ° C).

Factor de izolare (INSU_FACT): în absența fluxului de lichid de intrare în rezervor, temperatura acestuia ajunge la temperatura ambiantă și această epuizare a temperaturii se bazează pe valoarea factorului de izolare (INSU_FACT). Valoarea implicită pentru acest parametru este de 0.999 și inginerului de configurare îi este permis să schimbe această valoare. Scăderea acestui factor de izolare (INSU_FACT) va crește rata de diminuare a temperaturii. Factorul de izolare are limitele cuprinse între "0" și "1". La valoarea "1" rezervor va fi complet izolat iar temperatura va rămâne constantă.

Reglarea nivelului (GAIN): acumularea lichidului în rezervor se calculează în funcție de diferența dintre flux și reflux, înmulțită cu un factor de reglare (GAIN).

Parametri de ieșire

Nivelul rezervorului (LVL_PERC): nivelul se consideră că variază liniar cu fracția de volum a lichidului disponibil în rezervor pentru cel cu orientare verticală, și ca o curbă pentru cel cu orientare orizontală. Nivelul în rezervor este calculat în % la orice moment de timp.

Masa susținută de rezervor (HU_MASS) : masa acumulată se calculează în kg, la orice moment de timp.

Volumul susținut de rezervor (HU_VOLUME) : volumul acumulat se calculează în m3, la orice moment de timp.

Nivelul disponibil în rezervor (EMPTY_PERC) : nivelul disponibil pentru acumularea de lichid în interiorul rezervorului. Acest parametru se calculează în % la orice moment de timp.

Presiunea de operare a rezervorului (TK_PRESSURE): acest parametru face referire la valoarea presiunii de intrare. Presiunea de operare este indicată în bar.

Valvă

Modulul VALVĂ, reprezentat în fig. 4.2.7, este destinat utilizării în modelarea valvelor de control, a celor bipoziționale și a supapelor manuale. Modulul va calcula fluxul de lichid sau de vapori pe vană, pe baza diferențelor de presiune în amonte și în aval de valvă și coeficientul de curgere a supapei. Pe baza caracteristicilor supapelor se va calcula poziția armăturii efective a supapei. Caracteristicile vanei pot varia în funcție de tipul de robinet, de exemplu deschidere liniară, procent egal sau supapă de deschidere rapidă. Pe lângă calculul fluxului în orice moment, modulul va indica dinamica căderii de presiune pe baza modificărilor presiunilor din amonte și din aval. Efectele de expansiune termică a echipamentului nu sunt luate în considerare pentru a fi incluse în modulul.

Figura 4.2.7 Modul valvă – Control Studio

Parametri de intrare

Tip de servicii (TYPE_F): Valva șablon este proiectată pentru calcularea fluxului de "lichid" sau "vapori". Pe baza parametrului de intrare, modulul este configurat pentru serviciul de lichid sau de vapori prin supapa. Parametrul TYPE_F permite inginerului de configurare să specifice serviciul pentru care valva va funcționa.

"Lichid sau 0" = aceasta indică faptul că supapa va fi folosită pentru un flux de lichid.

"Vapori sau 1" = aceasta indică faptul că supapa va fi folosită pentru un flux de vapori.

Caracteristicile supapei (TYPE_V): tipul de caracteristici ale valvei pentru care se utilizează; Parametrul este accesibil inginerului de configurare:

"Deschidere liniară" = valvă de tip liniar.

"Deschidere procent egal" = valvă de tip procent egal.

"Deschidere rapidă" = valvă de tip deschidere rapidă.

Valoarea implicită a acestui parametru este "Deschidere liniară".

Presiune în aval (PD): modulul valvei are opțiunea de a accepta presiunea externă în calculele din interiorul său. Acest parametru poate fi presiunea de ieșire a lichidului sau a vaporilor exercitată pe partea din aval sau poate fi presiunea dezvoltată în instrumentarea traseului de curgere din aval. În cazul în care valva este deschisă în atmosferă aceasta va avea valoarea presiunii atmosferice. Presiunea din aval trebuie să fie exprimată în bar.

Presiunea din amonte (PU): modulul valvei are posibilitatea de a accepta presiunea externă în calculele sale. Acest parametru poate fi presiunea de intrare a lichidului sau a vaporilor exercitată pe partea din amonte sau poate fi presiunea dezvoltată în instrumentarea traseului de curgere din aval. Presiunea în amonte trebuie să fie exprimată în bar.

Coeficientul de debit (CV): introdus de către inginerul de configurare.

Factorul de reglare (K_FACTOR): acest parametru este aplicabil pentru reglarea ieșirii valvei pentru a se potrivi cu fluxul de proiectare. Valoarea implicită a parametrului este 1.

Poziția implicită a valvei (IVP): exprimată în %.

Greutatea specifică (SG): trebuie să fie introdusă de către inginerul de configurare. Acest parametru este aplicabil numai pentru calculul fluxului de lichide.

Factorul de compresibilitate (Z): trebuie să fie introdus de către inginerul de configurare. Acest parametru este aplicabil numai pentru calculul fluxului de gaz.

Temperatură (TEMP): este introdusă de către inginerul de configurare. Acest parametru este aplicabil numai pentru calculul fluxului de gaz și trebuie să fie în ° C.

Masa moleculară (MW): trebuie să fie introdusă de către inginerul de configurare și este aplicabilă numai pentru calculul fluxului de gaz.

Parametri de ieșire

Debit: curgerea prin supapă este calculată pe baza diferenței de presiune pe valvă, deschiderea valvei și coeficientul de curgere prin supapă. Unitatea de măsură pentru debit este kg / oră.

DELTAP: indică diferența de presiune pe valvă în funcție de presiunea din amonte și aval. Este exprimată în bari.

Interfață

Modulul de interfață, reprezentat în fig. 4.2.8, este destinat pentru utilizarea în timpul integrării a modelului de proces cu baza de date de control în DeltaV. Scopul modulului va fi activarea / schimbarea cu ușurință a parametrilor în modelul de proces SEEDS cu corespondenții lor din baza de date cu I / O (intrări/ieșiri) din DeltaV. Modulul INTERFACE este conceput pentru integrarea cu baza de date de control în DeltaV implementată folosind biblioteca PCSD.

Un singur modul permite integrarea cu module de control DeltaV de următoarele tipuri: modul AI (intrare analogică), modul DI (intrare digitală) și modul DC (control digital).

Figura 4.2.8 Modul interfață – Control Studio

Parametri de intrare

Tipul modulului (MODULE_TYPE): cum a fost specificat mai sus, același modul poate fi utilizat ca interfață pentru blocuri AI, DI și DC.

Numele modulului (MODULE): Inginerul de configurare trebuie să definească numele modulului de control așa cum este menționat în baza de date de control. Modulul INTERFACE are capacitatea de a citi toate datele necesare corespunzătoare numelui său.

Valoarea simulată (SIM_VALUE): referință externă care citește valoarea procesului simulat din secțiunea în amonte. Acest parametru îi este accesibil inginerului de configurare.

Capitolul 5. Implementarea procesului

Implementarea procesului este o acțiune elaborată, care cuprinde mai multi pași. În mare, acești pași se referă la crearea interfețelor grafice, configurarea modulelor din lista de intrări și ieșiri și logica internă a simulării.

Implementarea este realizarea, executarea, sau punerea în practică unui plan, a unei metodă, sau orice design pentru a face ceva. Ca atare, punerea în aplicare este acțiunea pe care trebuie să o urmeze orice gândire preliminară pentru ca ceva să se întâmple de fapt. Într-un context legat de tehnologia informației, implementarea cuprinde toate procesele implicate în obținerea unui nou software sau hardware și verificarea dacă acesta funcționează corect în mediul său, inclusiv instalarea, configurarea, testarea, și, în cazul în care este nevoie, modificarea sistemului pentru o mai bună funcționare.

5.1 Crearea interfețelor grafice

Interfețele grafice sunt cele cu care operatorul de proces va intra în contact. Interfețele se crează in mediul software DeltaV Operate, iar procesul real este copiat în întregime și tot aici se poate vedea buna funcționare a simulării acestuia.

Pentru procesul de injecție a apei am creat două interfețe, una care cuprinde pompele de ridicare a apei de mare, GX301A/B/C și coloana de dezaerare CA301 (fig. 5.1.1), iar a doua interfață cuprinde filtrele DE302A/B/C și pompele de injectare a apei pe platformele cu sonde PA5401A/B/C (fig. 5.1.2).

Figura 5.1.1 Coloana de dezaerare CA301

Figura 5.1.2 Filtrele DE302 și pompele de injecție PA5401

Pentru crearea interfețelor grafice se folosește o librărie din DeltaV, și anume PSCD_52 (configurare standard în DeltaV) și elementele sunt luate cu drag and drop și plasate în locul unde dorește inginerul de proiect. În figura 5.1.4 se poate observa această librărie, care conține elementele necesare creării unei interfețe: valvă bipozițională și de control, pompa, valvă manuală, motor, intrări analogice, cum ar fi un indicator de presiune sau nivel, sau intrări digitale. După ce modulele au fost așezate convențional, prin apăsarea mouselui de două ori pe un anumit element, va apărea o fereastră unde trebuie setată calea spre parametru si numele care va fi afișat sub acel element. Calea spre parametru se referă la modulul din baza de date de control, și face legătura dintre elementul din interfața grafică din DeltaV Operate și modulul creat în DeltaV Explorer, așa cum se va putea vedea in subcapitolele care urmează. În cazul unui Dynamo AI (element pentru intrare analogică), așa cum se observă în exemplul din figura 5.1.3, calea spre parametru este cuprinsă din numele modulului 02-LI302 (indicator de nivel) și calea spre valoarea de proces.

Figura 5.1.3 Librăria PSCD_52 în mediul DltaV Operate

Figura 5.1.4 Librăria PSCD_52 în mediul DltaV Operate

5.2 Bulkedit

Înainte ca această etapă să înceapă, am format un spațiu unde voi crea toate modulele și strategiile de control, așadar am format o nouă arie, denumită AREA_AA, după cum se vede și în figura 5.2.2. Pentru crearea unei noi arii de lucru, se face click-dreapta pe ‘Control Strategies’, iar în fereastra care apar, click pe ‘New Area’ (figura 5.2.1).

Figura 5.2.1 Crearea unei noi arii de lucru

Această etapă, denumită bulkedit, este una pe cât de importantă, pe atât de folositoare. Bulkedit-ul se folosește pentru crearea modulelor și ajută inginerul de proces să poată configura mai multe module în același timp. În cazul acestui proces, am ales sa fac pentru fiecare tip de modul folosit, câte un export în parte. Această etapă se desfășoară în DeltaV Explorer. Așa cum se poate observa și în figura 5.2.2, se selectează din meniu ‘File’ → Export→User defined, iar în fereastra care apare se selectează câmpurile necesare pentru fiecare modul. De exemplu pentru modulul de AI am ales area din care face parte, descrierea, tipul modulului, limitele scalei, inferioară și superioară și unitatea de măsură.

Pentru modulele de valvă am selectat la fel, area din care face parte modulul, descrierea, tipul modulului și masca de stare.Această etapă, bulkedit, necesară configurării unui proces, ușurează munca inginerului, deoarece îi permite configurarea mai multor module de același tip și astfel minimizează timpul necesar creării de module. După ce se dă export, fișierul poate fi deschis și editat în programul Microsoft Excel, așa cum se poate vedea în figura 5.2.3.

Figura 5.2.2 Export – DeltaV Explorer

Figura 5.2.3 Mediul de editare a modulelor în Microsoft Excel

După ce toate modulele au fost configurate în funcție de cerințele fiecăruia, următoarea etapă este de a importa fișierele în DeltaV Explorer. În figura 5.2.4 este prezentat modul în care se face import, asemănător cu exportul, după ce se selectează ‘User defined format’, se caută documentul configurat anterior în Microsoft Excel și se importează în DeltaV Explorer. După ce această etapă a fost finalizată, modulele se pot găsi în baza de date de control din DeltaV, configurat fiecare cu limitele lor și unitățile de măsură caracteristice. Tot în această figură, 5.2.4, se văd în partea dreaptă câteva dintre module, după ce au fost importate, cu numele corespunzătoare si descrierea.

Figura 5.2.4 Import – DeltaV Explorer

Figura 5.2.5 Modulul 02-FCV301 în Explorer

Cu ajutorul acestei etape de configurare, modulele au fost create ușor, timpul de lucru a fost scurtat și astfel avem elementele cu care vom lucra în continuare în același loc, fără sa fie nevoie să creăm fiecare modul în parte.

Ca exemplu, am ales modulul unui regulator de debit, 02-FCV301, pentru a arăta cum apare acesta în Explorer, configurat în Microsoft Excel, iar apoi importat, fără a fi nevoie sa se mai modifice nimic asupra lui (Figura 5.2.5). În această figură se observă că regulatorul de debit a fost configurat să aibă scala de ieșire cuprinsă între 0 și 556 m³ / oră, iar scala de deschidere a valvei este cuprinsă între 0 și 100 %. După ce modulele există deja în baza de date de control, următoarea etapă este asignarea acestora la stația de lucru.

Prin drag and drop, modulele sunt plasate în câmpul ‘Assigned Modules’ și ‘Alarms and Events’ (fig. 5.2.6), astfel sunt recunoscute și de celelalte programe de lucru a DeltaV-ului, cum ar fi Operate sau Control Studio.

Figura 5.2.6 Asignarea modulelor

5.3 Simulare folosind module SEEDS

Simularea unui proces real, așa cum am prezentat în capitolele anterioare, este o etapă foarte importantă, deoarece le prezintă operatorilor de proces să vadă sistemul exact așa cum ar arăta și cum ar funcționa, înainte de a fi pus în folosință. În cazul unei platforme petroliere, opratorul poate vedea funcționarea acesteia sau cazurile de eroare și proastă funcționare, și vor știi cum să acționeze daca se pornește o alarmă sau daca unul din echipamente se strică. În cazul unui proces real, simularea poate aduce cheltuieli în plus companiei care o solicită, însă această sumă compensează înzecit cheltuielile pe care le poate aduce o blocare a sistemului pus în funcțiune.

Figura 5.3.1 Crearea unui nou modul de control

O următoare etapă în simularea unui proces în DeltaV, cu ajutorul modulelor SEEDS, este crearea acestor module si conexiunea acestora cu modulele deja create mai sus, în Explorer.

Pentru această etapă vom folosi mediul de programare al DeltaV-ului, Control Studio. Aici, blocurile vor fi luate cu drag and drop si plasate în fereastra corespunzătoare, iar apoi configurate dupa cum dorește inginerul de configurare, pentru ca funcționarea lor să corespundă cu așteptările acestuia. În prima fază, în AREA_AA am creat un modul simplu pe care l-am denumit SIMULATION, iar apoi am împărțit pe categorii de module de control, de exemplu am creat un modul de control (click dreapta pe modulul SIMULATION, iar apoi în fereastra care apare ‘New’→’Control Module’, exact cum se vede în figura 5.3.1) unde am pus toate interfețele AI, iar alt modul de control unde sunt puse valvele bipoziționale sau de control corespunzătoare coloanei de dezaerare CA301.

Figura 5.3.2 Crearea interfețelor AI

Pentru toate modulele AI pe care le-am importat în Explorer, în Control Studio se crează câte un modul de interfață și se va configura ca atare, cu numele corespunzător, iar pe intrarea SIM_VALUE se va lua cu drag and drop din meniul din drepta un parametru de intrare pe care se va pune calea spre modul. Pentru crearea interfețelor AI se procedează exact ca în figura 5.3.2, unde se ia din paleta din dreapta, din meniul ‘Special Items’→’Custom block’→’Browse’→’SEEDS Templates’ și se caută ‘Interface_AI’.

Figura 5.3.3 Interfețe AI

Ca exemplu, luăm un indicator de nivel, 02-LIT317C, care indică nivelul din rezervorul corespunzător filtrului DE302C. Pe intrarea SIM_VALUE a interfeței AI se va pune calea spre ieșirea rezervorului care indică nivelul acestuia (figura 5.3.4).

Figura 5.3.4 Interfața AI a modulului 02-LIT317C – indicator de nivel

În afară de asta, parametrii care mai trebuiesc configurați sunt: numele modulului, care trebuie să corespundă exact cu modulul din Explorer și tipul modulului, adica AI (intrare analogică).

Figura 5.3.5 Configurarea parametrilor interfeței AI

Filtrele DE302A/B nu au indicatori de nivel de tip AI, ci de tip DI, iar în cazul acestora, în loc de parametrul de intrare de pe SIM_VALUE, am ales sa pun un block ACTION, în care am scris expresia din figura 5.3.6.

Figura 5.3.6 Blocul ACTION decide dacă indicatorul DI este în alarmă sau nu

Adică daca nivelul rezervorului corespunzător filtrelor este mai mare de 80 %, atunci pe intrarea SIM_VALUE a interfeței DI va intra valoarea 1, adica indicatorul va fi în HIGH ALARM (alarmă de nivel înalt), iar daca nivelul rezervorului este mai mic de 80 %, pe intrarea interfeței va fi 0, adica indicatorul de nivel este în funcționare normală. Față de interfața AI, cea DI nu mai are nicio modificare, numele modulului și tipul acestuia trebuie de asemenea configurați. În cazul indicatoarelor DI dar de nivel scăzut, procedeul este identic, însă în blocul ACTION se verifică daca nivelul nu este prea mic.

Un alt modul care are nevoie de interfață, pentru a putea fi control direct din DelaV Operate, este valva bipozițională. De asemenea, am creat un modul de control special pentru interfețele de valvă. Modul de creere este același, cu drag and drop se ia din paletă un bloc ‘Custom block’, se selectează ‘Linked Composit’, iar apoi din fișierul SEEDS Template se selectează modulul de interfață (fig. 5.3.7).

Figura 5.3.7 Crearea modului SEEDS

Figura 5.3.8 Interfață pentru valvă bipozițională

Modul de configurare este identic ca și cel pentru AI, trebuie completat câmpul corespunzător numelui modulului, iar la tipul modulului se selectează DC (control digital). Pe intrarea SIM_VALUE a interfeței se alege ca parametru extern ieșirea de la valvă din câmpul modulului aflat ân Explorer. Astfel, se face o legătură intre interfața creată în Control Studio și modulul aflat în Explorer. După ce au fost create și configurate interfețele, apoi trebuie să se facă download la modulul de control. De asemenea, după fiecare modificare în interiorul modulului, acesta trebuie downloadat pentru actualizare. Următoarea etapă pe care am urmat-o a fost să creez câte un modul de control pentru fiecare rezervor sau filtru. De exemplu, am început cu coloana de dezaerare CA301.

Pentru coloana CA301, am folosit un separator, deoarece era nevoie de ieșire pentru nivel și presiune, fiind singurul modul care le oferă pe amandouă. Pentru intrarea separatorului, IN_TOTAL_FLOW, adică debitul de intrare în rezervor, am pus debitul de ieșire a valvei de control din amonte. Alți parametri care au fost configurați pentru buna funcționare a rezervorului sunt: presiunea maximă, dimensiunile rezervorului, temperatura ambientală, etc. Pentru valva de control a debitului, am setat o presiune în amonte, în aval, iar pe intrarea IVP am setat parametrul extern al valvei create în Explorer, astfel s-a creat conexiune între Explorer și Control Studio. Numele modulelor trebuie să fie identice pentru a se crea o legătură între mediile de programare ale DeltaV-ului. Pentru valva de control a debitului, am considerat o creștere liniară a presiunii în raport cu închiderea valvei, și am folosit un modul din Control Studio, SGCR (Signal Characterizer – semnal de caracterizare), care face legătura dintre cei doi parametri.

Figura 5.3.9 Interfața modulelor corespunzătoare coloanei de dezaerare CA301

În figura 5.3.10, sunt prezentați cei doi parametri care trebuie configurați, pentru a face legătura între presiune și deschiderea valvei. Așadar, pe axa X am introdus crescător valori ale presiunii de la 0 la presiunea maximă a regulatorului, adică 10 bari, iar pe axa Y am introdus valori descrescătoare, cuprinse între 100% și 0%. Astfel, daca valva are o valoare de proces de 5 bari, iar operatorul dorește o creștere de presiune la 7 bari, valva se va inchide. Dar dacă se dorește o micșorare de presiune, la 3 bari, valva se va deschide corespunzător liniarității dintre presiune și deschiderea valvei de control. Valva de control al presiunii este configurată la fel ca cea pentru debit, dar pentru blocul SGCR, ca intrare am setat ieșirea valvei de control, iar pentru indicatorul AI corespunzător acesteia, am setat să se afișeze ce indică blocul SGCR.

Figura 5.3.10 Cofigurarea blocului SGCR

Figura 5.3.11 Secvența corespunzătoare filtrului DE302

În figura 5.3.11 este prezentată logica corespunzătoare filtrului DE302. Pentru simularea filtrului am folosit tot un separator, care are ieșire pentru nivel și presiune. Pentru intrarea în rezervor am folosit un sumator, care adună debitele de ieșire de la valvele din amonte, 02-REV309A, 02-REV308A și 02-REV310A. Pentru modulul efectiv SEEDS pentru valvă se trece numele modulului, însă suplimentar mai trebuie specificat modelul valvei si fluidul pentru care este folosită (apă, ulei, gaz). În avalul rezervorului există un regulator de debit,02-FV312A configurat ca și cel anterior. Fiecare valvă respectă regulile menționate mai sus, iar legătura dintre module este realizată prin numele identic folosit pentru configurare. De asemenea, filtrele DE302B și DE302C, folosesc aceeasi logică de control, și atât valvele bipoziționale, cât și cele de control, au aceeași configurare.

5.4 SFC – Sequential Function Chart (Diagramele de funcții secvențiale)

Diagramele de funcții secvențiale (SFC-uri) sunt tipuri de algoritmi de module care sunt utile pentru controlarea secvențelor, cum ar fi pornirea sau oprirea unui proces. SFC-urile sunt alcătuite din acțiuni și tranziții. Acțiunile conțin un set de condiții. O tranziție permite o secvență să trecă de la o acțiune la alta atunci când starea de tranziție este adevărată. De fiecare data când SFC-ul scanează, sistemul evaluează măsurile active și tranzițiile. Când o tranziție este evaluată ca ‘Adevărat’, acțiunea aflată înainte de trecere se face inactiva și acțiunea din urma tranziției devine activă. Nu există module predefinite pentru SFC-uri deoarece secvențele de proces sunt foarte individualizate. În definirea unui SFC, este util să se definească mai întâi acțiunile, iar apoi tranzițiile. Pentru a crea o diagramă de funcții secvențiale, mai întâi este nevoie să se creeze un ‘Named Set’. Un ‘Named Set’ definește numele și le atribuie unor valori întregi. De exemplu, lui 0 i se atribuie “Not selected – Neselectat”, pentru 1 “Secvența A”, pentru 2 “Secvența B”, iar pe valoarea întreagă 255 se va pune la orice ‘Named Set’ → “UNDEFINED – Nedefinit”. Acesta din urmă nu va fi vizibil și nici nu va putea fi setat de către utilizator.

Pașii necesari creării unui Named Set sunt următorii:

Se deschide DeltaV Explorer

Se selectează → System Configuration | Setup | Named Sets

Se face click dreapta pe ‘Named Set’ în panoul din stânga, iar apoi se selectează ‘New Named Set’ din meniul contextual. O nouă intrare, NamedSetn (unde n este numărul următor disponibil), se adaugă la sfârșitul listei de seturi de nume existente. Intrarea este într-o casetă de editare, gata de a fi redenumită

Se introduce numele dorit pentru noul set de nume și se apasă Enter

Apoi se va face dublu-click pe nume și va apărea fereastra cu proprietăți ( figura 5.3.1)

Se face click pe Add și apare o altă casetă de proprietăți, figura 5.4.2

Figura 5.4.1 Proprietățile seturilor de nume

Primul ‘Named Set’ creat este pentru secvența pompelor de vid, GX304A/B. După ce am urmat pașii de mai sus, a fost creat ‘GX304NS’ și cu click-dreapta l-am deschis în Control Studio. Am creat 3 module: START, STOP și Referințe dinamice (figura 5.4.3).

Figura 5.4.2 Adăugarea unor noi seturi de nume

Figura 5.4.3 Module – Control Studio

Parametrul de intrare la ‘Referință dinamica’ primește ca valoare externă setul de nume creat anterior, adica ‘GX304NS’. În blocul cu referinte dinamice, am creat un modul cu 4 ieșiri pentru fiecare element care va lua parte la secvență, în cazul acesta trei valve bipoziționale (REV315, REV316, REV317) și o pompă (GX304). În blocul ACT1 din figura 5.4.4, fiecare referință dinamică primește un anumit parametru, pe care îl va selecta în funcție de setul de nume care va fi trimis ca și comandă pe parametrul COMMAND. De exemplu, pentru valoarea 1, în acest set de nume corespunde numele GX304A, iar daca acesta este dat ca și comandă, fiecărei referințe dinamice i se vor atribui parametrii din figura 5.4.4. Fiecare dintre cele 4 blocuri create, are patru ieșiri, și anume: REQ_SP (prin acest parametru primește valoare de referință), MODE (cascadă sau automat), PV (process value – valoarea ieșirii de proces), FAIL – eroare, figura 5.4.5.

Figura 5.4.4 Atribuirea referințelor dinamice

Figura 5.4.6 Secvența STOP

Figura 5.4.5 Referințe dinamice

Pentru secvența corespunzătoare opririi am adăugat blocuri de condiții, care să oprească SFC-ul în cazul în care una din valve sau pompa are vreo eroare (fig. 5.4.6). Dacă valvele sau pompele au erori, atunci se va opri toată secvența. Modulul START are două intrări, ‘START’ și ‘STOP’, de tip boolean și o ieșire ‘MSG’, de tip String corespunzătoare scrierii de mesaje.

În fig. 5.4.7 sunt prezentate etapele corespunzătoare unei acțiuni, și anume cea în care se deschid valvele REV315 și REV316.

În tabelul 5.1 sunt prezentate acțiunile și tranzițiile din modulul de START. În prima acțiune se setează modul cascadă pentru valve și pompă. În a doua acțiune se închid valvele, în cazul în care una dintre ele a fost deschisă și se oprește pompa, pentru ca secvența să poată să înceapă normal. În secvența 3, se verifică dacă pompa a rămas în modul CAS, iar apoi se pornește (fig. 5.4.8). De asemenea acțiunea corespunzătoare pornirii nu poate avea loc până când modul pompei nu este CAS.

Figura 5.4.7 Acțiunea 5

Tabel 5.1

Figura 5.4.8 Acțiunea 3

Un alt Named Set format, este cel corespunzător pompelor GX302x, GX302NS. Iar secvența este ușor modificată, deoarece logica se schimbă puțin și sunt două valve implicate, una manuală statică HV302x, iar alta bipozițională, REV302x (fig. 5.4.9).

Figura 5.4.9 Pompele GX302x și valvele bipoziționale REV302x

Așa cum a fost prezentat în capitolul 3, filtrele DE302x au mai multe subrutine de filtrare, fiecare având o secvență de funcționare. Prima subrutină pe care o voi prezenta, fiind și cea care aduce ceva în plus, față de ce a fost prezentat mai sus este funcționarea filtrului selectat. În această rutină, valva bipozițională ROV309x se deschide, după care se deschide și ROV314x, regulatorul de debit este în mod manual și se face o rampare a ieșirii de 50%, după care regulatorul este trecut în mod automat și se setează o valoare de referință. Pentru rampare s-a folosit un bloc din cadul DeltaV-ului, RAMP. Blocul pentru funcția de rampă creează un semnal de ieșire pentru a mări sau micșora o variabilă spre o valoare specifică într-un ritm predefinit. Se poate defini durata de timp sau rata de schimbare a rampei și punctul final. Blocul RAMP acceptă statutul de propagare a semnalului. Blocul ramp este folosit pentru a genera o valoare de referință pentru o buclă de control. Acest lucru va permite schimbarea valorii de referință liniar, pentru a preveni modificările bruște ale sistemului. Se poate utiliza blocul pentru a încărca un rezervor, pentru a schimba temperatura unui proces lent în trepte, sau pentru a controla o schimbare a vitezei motorului. În cazul acesta, am folosit acest bloc pentru a face o rampare a unei valve de control de 50%.

După ce s-au creat toate secvențele, trebuie făcută o legătură între Operate și Control Studio, așadar am creat butoane de START și STOP pentru fiecare secvență. În fig. 5.4.10 este prezentată secvența mai sus menționată, în Operate, se poate selecta filtrul, iar apoi se pot folosi butoanele de start și stop, în plus sub butoane apare o descriere a acțiunii în desfășurare.

Figura 5.4.10 Secvența pentru funcționare filtrului

5.5 Simulări și rezultate

Pentru vizualizarea rezultatelor simulării am folosit DeltaV – Vizualizare Istoric de Proces. În figura 5.5.1 sunt prezentate rezultatele simulării valvei de control FV301, regulatorul de debit aflat în amontele coloanei de dezaerare CA301. Linia neagră reprezintă ieșirea valvei, exprimată în procente de la 0-100%, linia albastră reprezintă valoarea de referință, exprimată în m³/oră de la 0-550 m³/oră, iar linia maro reprezintă valoarea ieșirii procesului. În imagine este setată o valoare de referință de 300 m³/oră și se observă cum valoarea ieșirii procesului se stabilizează prin deschiderea valvei.

Figura 5.5.1 Rezultatele simulării valvei de control FV301 – regulator de debit

Figura 5.5.2 Rezultatele simulării valvei de control FV312A – regulator de debit

În fig. 5.5.2 este reprezentată cu negru ieșirea valvei, se poate observare ramparea de 50%, după care valva este trecută în mod AUTO, și se setează o valoare de referință de 140 m³/oră.

Figura 5.5.3 Rezultatele simulării valvei de control FV312A – regulator de debit

În figura 5.5.3, regulatorul de debit nu se află în secvență SFC, am setat 2 valori de referință pentru a se observa mai bine cum valoarea ieșirii procesului urmărește valoarea de referință, având cateva oscilații înainte de stabilizare.

Figura 5.5.4 Rezultatele simulării valvei de control PCV326-regulator de presiune

În fig. 5.5.4 se pot observa rezultatele simulării unui regulator de presiune. În cazul în care se dorește micșorarea presiunii, față de o valoare de referință anterioară, atunci valva se deschide, în caz contrar, dacă este pusă o valoare de referință mai mare decat cea anterioară, atunci valva se închide.

Capitolul 6. Concluzii

Tehnologiile de simulare dețin promisiuni extraordinare pentru îmbunătățirea siguranței proceselor și funcționarea acestora de-a lungul ciclului de viață al unei instalații de proces. Siguranța procesului se află în centrul tuturor proceselor responsabile din cadrul ingineriei. Simularea nu mai este considerată doar un beneficiu suplimentar sau o valoare pentru a putea modela, modifica sau adapta în mod proactiv la condițiile în schimbare, dar acest avantaj competitiv este de fapt un atribut distinctiv al companiilor în exercitarea de excelență operațională de durabilitate [1].

Este necesară automatizarea procesului de extracție de petrol offshore deoarece exploatările de foraj necesită sisteme sigure și fiabile care să se execute atâta timp cât este posibil, fără întrerupere. Beneficiul principal al sistemului automatizat de injectare a apei, este că poate crește procentul de recuperare al petrolului cu mai mult de 20 la sută. Un alt beneficiu important, în cadrul sistemului de tratare a apei, este că aceasta va ajuta la prevenirea blocării rezervoarelor de apă, atunci când aceasta este injectată.

Așa cum am precizat în capitolele anterioare, simularea este imitarea funcționării unui sistem real. Actul de a simula un proces, necesită în primul rând ca un model să fie dezvoltat, să se reprezinte caracteristicile,funcțiile sau comportamentele cheie ale sistemului fizic sau abstract. Modelul reprezintă sistemul în sine, în timp ce simularea reprezintă funcționarea sistemului în timp [5]. În cadrul capitolului 5, s-a încercat simularea unui sistem real, proces de extragere a petrolului și a gazelor naturale, cu ajutorul modulelor de simulare SEEDS. În primul rând s-a creat o interfață a operatorului, care să o imite pe cea a procesului real, cu ajutorul DeltaV Operate, după care, cu ajutorul programelor DeltaV Explorer și Control Studio, s-au modelat valvele, pompele și rezervoarele folosite în proces. Așadar, cu ajutorul simulării avem o imagine completă a funcționării acestui sistem.

Ca direcții de viitor, se dorește optimizarea acestei simulări, sau folosirea ei în procese asemănătoare, desigur cu anumite ajustări, în funcție de schimbările care apar pe parcurs.

Bibliografie

[1] A.L.Ahmad – Safety Improvement and Operational Enhancement via Dynamic Process Simulator

www.researchgate.net/…Simulator…/60b7d51de5d12a31ba.pdf‎

[2] Constantinescu M.: Introducere în forajul și exploatarea sondelor marine. Ed. Tehnică, București, 1975;

[3] DeltaV OTS Improves Knowledge Transfer and Abnormal Situation Management, http://cdn.emersonprocessxperts.com/wp-content/uploads/2012/12/DeltaV-OTS-Improves-Knowledge-Transfer-and-Abnormal-Situation-Management.pdf, 2012

[4] G. Preda: Automatizarea- o revoluție în tehnică

[5] J. Banks, J. Carson, B. Nelson, D. Nicol (2001). Discrete-Event System Simulation. Prentice Hall. p. 3. ISBN 0-13-088702-1.

[6] Mary Ann Lundteigen, Safety instrumented systems in the oil and gas industry: Concepts and methods for safety and reliability assessments in design and operation, PhD Thesis, Norwegian University of Science and Technology, ISBN 978-82-471-1385-1, 2008

[7] Mircea Degeratu, Ștefan Georgescu, Sergiu Ioniță: Lucrări subacvatice realizate cu scafandri. Control nedistructiv și utilizare de explozivi sub apă. Lucrări tehnice sub apă.. Ed. Matrixrom, București, 2005.

[8]Oil and Gas in Africa – Africa’ s reserves, potential and prospects https://www.kpmg.com/Africa/en/IssuesAndInsights/Articles-Publications/Documents/Oil%20and%20Gas%20in%20Africa.pdf

[9]Oil/Water Separation: State of the art, Environmental Protection Technology Series

[10] P.F. Sanders, M. Salman, K. Al-Muhanna: Evaluation Of Microbially Influenced Corrosion Risks And Control Strategies In Seawater And Produced Water Injection Systems, Kuwait, in Industrial Corrosion and Corrosion Control Technology, Kuwait Institute for Scientific Research 1996

[11] Rifkin, Jeremy (1995). The End of Work: The Decline of the Global Labor Force and the Dawn of the Post-Market Era. Putnam Publishing Group. pp. 66, 75. ISBN 0-87477-779-8.

[12] Roy Fleshman, Harryson Obren Lekic: Artificial Lift for High-VolumeProduction, http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors99/spr99/lift.pdf, 1999

[13] The Lamp – Production grows in West Africa’s largest deepwater development, Volume 86 Number 3 2004 – Exxon Mobil Corporation

Bibliografie

[1] A.L.Ahmad – Safety Improvement and Operational Enhancement via Dynamic Process Simulator

www.researchgate.net/…Simulator…/60b7d51de5d12a31ba.pdf‎

[2] Constantinescu M.: Introducere în forajul și exploatarea sondelor marine. Ed. Tehnică, București, 1975;

[3] DeltaV OTS Improves Knowledge Transfer and Abnormal Situation Management, http://cdn.emersonprocessxperts.com/wp-content/uploads/2012/12/DeltaV-OTS-Improves-Knowledge-Transfer-and-Abnormal-Situation-Management.pdf, 2012

[4] G. Preda: Automatizarea- o revoluție în tehnică

[5] J. Banks, J. Carson, B. Nelson, D. Nicol (2001). Discrete-Event System Simulation. Prentice Hall. p. 3. ISBN 0-13-088702-1.

[6] Mary Ann Lundteigen, Safety instrumented systems in the oil and gas industry: Concepts and methods for safety and reliability assessments in design and operation, PhD Thesis, Norwegian University of Science and Technology, ISBN 978-82-471-1385-1, 2008

[7] Mircea Degeratu, Ștefan Georgescu, Sergiu Ioniță: Lucrări subacvatice realizate cu scafandri. Control nedistructiv și utilizare de explozivi sub apă. Lucrări tehnice sub apă.. Ed. Matrixrom, București, 2005.

[8]Oil and Gas in Africa – Africa’ s reserves, potential and prospects https://www.kpmg.com/Africa/en/IssuesAndInsights/Articles-Publications/Documents/Oil%20and%20Gas%20in%20Africa.pdf

[9]Oil/Water Separation: State of the art, Environmental Protection Technology Series

[10] P.F. Sanders, M. Salman, K. Al-Muhanna: Evaluation Of Microbially Influenced Corrosion Risks And Control Strategies In Seawater And Produced Water Injection Systems, Kuwait, in Industrial Corrosion and Corrosion Control Technology, Kuwait Institute for Scientific Research 1996

[11] Rifkin, Jeremy (1995). The End of Work: The Decline of the Global Labor Force and the Dawn of the Post-Market Era. Putnam Publishing Group. pp. 66, 75. ISBN 0-87477-779-8.

[12] Roy Fleshman, Harryson Obren Lekic: Artificial Lift for High-VolumeProduction, http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors99/spr99/lift.pdf, 1999

[13] The Lamp – Production grows in West Africa’s largest deepwater development, Volume 86 Number 3 2004 – Exxon Mobil Corporation