Материал: Автоматизация электроцнтробежного насоса кустовой площадки Салымского месторождения нефти

Скважинная телеметрическая система по патенту №2382197, номер заявки 2008148991/03 от 12.12.2008, патентообладатель Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL), Изобретение относится к области геологии, а именно к скважинным телеметрическим системам. Техническим результатом является повышение точности и эффективности способа телеметрии в скважине при отсутствии необходимости герметизации пакера. Для этого скважинная телеметрическая система оборудована, по меньшей мере, одним генератором импульсов давления, по меньшей мере, одним датчиком давления, размещенным во внутреннем межтрубном пространстве в устье скважины, по меньшей мере, одним датчиком давления, размещенным в затрубном пространстве вблизи скважины. Скважинная телеметрическая система снабжена пакером, обеспечивающим гидравлическую изоляцию затрубного пространства, по меньшей мере, одним датчиком, расположенным ниже пакера и реагирующим на одну физическую величину, характеризующую призабойную зону. Скважинная телеметрическая система включает устройство кодирования данных, расположенное ниже пакера. Устройство кодирования данных считывает показания датчика, расположенного ниже пакера и реагирующего на одну физическую величину, характеризующую призабойную зону. Скважинная телеметрическая система включает устройство модулирования импульсов давления, расположенное в затрубном пространстве под пакером, блок сбора данных, расположенный на поверхности. Блок сбора данных преобразует выходные данные датчиков и предоставляет данные для анализа блоку декодирования данных, расположенному на поверхности.

Система и способ телеметрии в стволе скважины по патенту №2444622, номер заявки 2007131279/03 от 16.08.2007, патентообладатель ИНТЕЛЛИСЕРВ ИНТЕРНЭШНЛ ХОЛДИНГ, ЛТД (KY), Группа изобретений относится к телеметрическим системам для использования при осуществлении работ в стволе скважины. Гибридная система связи для буровой установки содержит телеметрическую систему бурильной колонны, и, по меньшей мере, одну гибридную телеметрическую систему. Телеметрическая система бурильной колонны расположена в бурильной колонне, в ходе работы подключена к наземному блоку. Гибридная телеметрическая система в ходе работы подключена к телеметрической системе бурильной колонны и скважинному инструменту для передачи сигналов между ними. Причем гибридная телеметрическая система содержит верхний соединитель, нижний соединитель и кабель. Верхний соединитель подключают к телеметрической системе бурильной колонны. Нижний соединитель подключают к скважинному устройству. Кабель соединяет верхний и нижний соединители. Техническим результатом является повышение надежности, скорости передачи данных.

3. Описание и работа системы автоматизации ЭЦН

.1 Структура автоматизации ЭЦН

На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для автоматизации управления установками ЭЦН: СУ, тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, системы погружной телеметрии и т. д.

АСУТП кустов скважин (кустовая телемеханика) предназначена для управления общекустовым оборудованием добычи нефти на кусте.

Рассматриваемая система автоматизации ЭЦН кустовой площадки Салымского месторождения нефти состоит из следующих основных компонентов:

первичные средства автоматизации (датчики, измерительные преобразователи, приборы местного контроля, исполнительные устройства);

оборудование с локальными системами автоматизации (СУ "ЭЦН-8");

общекустовая СУ; основное назначение: сбор и первичная обработка информации; реализация алгоритмов автоматического регулирования, программно-логического управления, защит и блокировок; обмен данными с вышестоящим уровнем и реализация команд вышестоящего уровня; для передачи информации используют выделенные для этого линии связи (проводные и кабельные), радиоканалы, оптические и т.д.;

многофункциональный АРМ оператора (ДП);

сервер базы данных.

Структурная схема автоматизации ЭЦН представлена на рисунке 3.1.

ФСА рассматриваемой системы автоматизации ЭЦН представлена на рисунке 3.2. Схема автоматизации выполнена для скважины добывающей N1 с ЭЦН. В таблице 3.1 представлен перечень обозначений ФСА ЭЦН.

Рисунок 3.1 - Структурная схема автоматизации ЭЦН

Таблица 3.1 - Перечень обозначений ФСА ЭЦН

В таблице 3.2 представлен порядок и условия срабатывания ПАЗ.

Таблица 3.2 - Порядок и условия срабатывания ПАЗ

3.2 Описание и работа станции управления "ЭЦН-8"

Станция рассчитана на подключение 8 СУ погружными насосами типа "ШГС-5805", "ШГС-НЭК", "Электон", "Борец", "REDA" посредством дискретных сигналов и цифровых сигналов по интерфейсу RS-485. Подключение посредством дискретных сигналов (состояние и управление) возможно для любых типов СУ насосами. Подключение посредством цифровых сигналов по интерфейсу RS-485 возможно только для СУ насосами поддерживающих протокол Modbus RTU.

Станция осуществляет сбор и первичную обработку данных о состоянии агрегатов и передачу этих данных в локальную сеть куста или другую систему верхнего уровня. Станция обеспечивает управление работой агрегатов, по командам от системы верхнего уровня. СУ конструктивно представляет собой шкаф, в котором размещается электрическое оборудование, контроллер и клеммники для подключения цепей питания, датчиков и цепей управления. В верхней части монтажной панели расположен трансформатор питания контроллера Т1 (220/24 В), клеммник ХТ4 с предохранителями, однофазный автоматический выключатель SF1 питания контроллера и промежуточные реле К1 ... К16 управления насосами. Ниже на монтажной панели расположен контроллер (А1), модуль питания 5103 (А2) и модуль вывода 5409 (А3). В нижней части монтажной панели расположены клеммники для подключения внешних цепей:

- XT1 - подключения питания шкафа (220 В);

- XT2 - подключение дискретных сигналов состояния насосов (220 В);

- XT3 - подключение цепей управления насосами (220 В);

- XT5 - подключение интерфейсных цепей (RS-485).

Рисунок 3.2 - Функциональная схема автоматизации ЭЦН

Основой СУ является контроллер. Контроллер в соответствие с программой ведет обработку дискретных сигналов, поступающих на его входы, и по командам от общекустовой станции формирует выходные сигналы на коммутацию цепей управления насосами. По интерфейсу RS-485 контроллер ведет опрос микропроцессорных СУ погружными насосами. Сигналы от дискретных датчиков поступают непосредственно на входы контроллера. Сигналы управления формируются как на выходах самого контроллера, так и на выходах модуля 5409. Выходные сигналы контроллера и модуля 5409 поступают на обмотки управления промежуточных реле К1 .. К16. Выходные цепи промежуточных реле выведены на клеммник ХТ3. Контроллер поддерживает обмен данными с оборудованием верхнего уровня по протоколу Modbus RTU через интерфейс RS-485. По этому каналу контроллер получает команды управления и выдает по запросам данные о текущем состоянии агрегатов, диагностическую информацию. По этому же каналу можно программировать контроллер. Программа и текущие данные контроллера сохраняются в статическом ОЗУ, питающимся от встроенной литиевой батареи. Программа и данные сохраняются в контроллере при отсутствие внешнего питания в течении нескольких лет. Кроме того, копия программы хранится в энергонезависимой FLASH памяти контроллера.

СУ поставляется с отлаженным и записанным программным обеспечением и какое-либо дополнительное программирование не требуется [4].

.2.1 Общие принципы работы "ЭЦН-8" в составе системы АСУТП

При работе станции "ЭЦН-8" в составе системы АСУТП куста скважин, станция должна быть подключена к локальной сети куста.

Подключение производится по интерфейсу RS-485, протокол Modbus RTU. Мастером в локальной сети куста выступает контроллер общекустовой станции. К локальной сети куста может быть подключено до 8 станций типа ЭЦН (различных модификаций). Идентификация СУ производится по адресу в сети Modbus, который определяется номером станции в локальной сети. Каждая станция ЭЦН должна иметь уникальный номер в пределах локальной сети куста. Номер задается положением переключателей под крышкой контроллера [4].

После того, как станция подключена к локальной сети куста, ее необходимо описать в системе. Ввод всех привязок и настроек производится с компьютера диспетчерского пульта системы.

Все датчики и цепи управления станции ЭЦН сгруппированы по каналам. В зависимости от модификации, станция ЭЦН рассчитана на разное число каналов:

"ЭЦН-8" - восемь каналов;

"ЭЦН-16" - шестнадцать каналов.

Число каналов определяет максимальное число СУ насосами, которые можно подключить к одной станции ЭЦН. Входные цепи подключения датчиков и выходные цепи управления насосами жестко привязаны к номерам каналов, что показано в таблице 3.3. Аналогично для станции "ЭЦН-16". К цепям каждого канала подключаются цепи агрегата одной скважины. Что означает, что к данному каналу станции ЭЦН подключена эта скважина.

Таблица 3.3 - Описание датчиков и цепей по каналам "ЭЦН-8"

В системе задаются геологические номера скважин, подключенных к каждому каналу станции ЭЦН и конкретный тип СУ насосом.

По этим данным формируется несколько описателей, первые копии которых сохраняются в конфигурационной базе данных системы.

Описатель подключения станции ЭЦН к локальной сети куста. Копия этого описателя сохраняется в контроллере общекустовой станции. В этом описателе задается номер станции и ее тип. После того, как этот описатель будет записан в контроллер общекустовой станции с ДП, контроллер общекустовой станции включает эту станцию ЭЦН в список опроса и начинает циклически ее опрашивать.

Описатель подключения скважин к каналам станции ЭЦН. Копия этого описателя также сохраняется в контроллере общекустовой станции управления. В этом описателе указывается номер скважины в пределах куста (системный), геологический номер скважины, ее тип, режим замера, номера адресов станций ДН и ЭЦН к которым подключена данная скважина и номера каналов этих станций ДН и ЭЦН.

Описатель типа СУ погружными насосами, подключенных к каждому каналу станции ЭЦН. Этот описатель хранится как в конфигурационной базе данных системы, так и в контроллере станции ЭЦН. В этом описателе задается тип СУ насосом ("ШГС-НЭК", "Электон", "Борец", "REDA"), подключенных к каждому из каналов станции ЭЦН. Эта информация используется для формирования запросов на получение данных от микропроцессора СУ насосом и обработки данных, полученных от станции ЭЦН на диспетчерском пульте.

Информация, содержащаяся в этих описателях, используется в системе для следующих целей: для обработки данных, полученных от станции ЭЦН, на компьютере диспетчерского пульта, для выполнения команд с пульта диспетчера на управление насосами, для ведения цикла автоматического замера дебита скважин общекустовой СУ.

При работе станции в составе АСУТП куста, запросы на данные поступают от общекустовой станции. Команды управления насосами, также поступают от общекустовой станции.

3.2.2 Описание интерфейса "ЭЦН-8"

Для обмена данными со станцией ЭЦН используется протокол Modbus RTU. Физический интерфейс - RS-485. Параметры настройки COM-порта приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Параметры настройки порта RS-485

Обмен данными сводится к чтению содержимого регистров памяти контроллера и записи в них данных (команд и настроек).