Материал: Автоматизация электроцнтробежного насоса кустовой площадки Салымского месторождения нефти

Рисунок 3.9 - АРМ оператора ДП

Система автоматизации ЭЦН кустовой площадки, рассматриваемая в данном дипломном проекте, входит в состав АСУТП Салымского месторождения и управляется ДП на базе программно-аппаратного комплекса "КДУ ИРЗ", спроектированного и внедренного компанией ДООО "ИРЗ ТЭК" на месторождении.

Основные технические характеристики определяются видом и обустройством нефтяного месторождения:

максимальное количество подключаемых объектов - 10000;

дальность связи - до 100 км;

сетевые протоколы Modbus RTU, Modbus TCP, DNP3.

Комплекс диспетчерского управления имеет иерархическую трехуровневую структуру.

Нижний уровень состоит из первичных измерительных преобразователей и исполнительных механизмов, участвующих в ТП и СУ локальной автоматики (СУ ЭЦН, СУ ШГН, СУ ГЗУ).

Средний уровень состоит из СУ ТП "ЭЦН-8", "ЭЦН-16" которые получают информацию от датчиков и первичных преобразователей нижнего уровня и передают ее на центральный контроллер. Центральный контроллер, представленный СУ общекустовой "ДСКМ.421415.001", - это промежуточное звено системы, он выполняет функции сбора, обработки поступивших сигналов, архивирования на случай пропадания связи и передачи информации через коммуникационное оборудование на ДП.

Верхний уровень состоит из АРМ диспетчера и сервера базы данных с установленным программным обеспечением, на который поступает и архивируется информация о технологических параметрах (давление, температура, расход), охранной, аварийной и противопожарной сигнализаций и наличии сетевого напряжения. При отключении объекта, диспетчеру поступает сигнал об отключении с расшифровкой причины отключения. Для аналитической обработки информации, отчеты предоставляются через WEB-интерфейс.

Обобщенная структурная схема "КДУ ИРЗ" представлена на рисунке 3.10.

Отличительной особенностью данного комплекса является гибкая маршрутизация при совместном использовании различного коммуникационного оборудования передачи данных: радиомодемы в диапазоне частот 433-434 МГц, 146-174 МГц, GPRS-модемы, системы широкополосного доступа для высокоскоростной передачи данных по радиоканалу, подключение к сетям Ethernet и т. д. [6].

Рассмотрим основные функции АСУ для автоматизируемых объектов ЭЦН:

оперативный контроль параметров погружного двигателя;

дистанционное управление УЭЦН;

контроль давления на устье скважины.

На рисунке 3.11 представлена система управления объектов ЭЦН.

На ДП устанавливается АРМ диспетчера (оператора), сервер базы данных и связное оборудование для опроса объектов.

Аппаратура ДП рассчитана на круглосуточное функционирование: используются компьютеры в промышленном исполнении, установленные в шкаф-стойку для удобства обслуживания и снабженные источником бесперебойного питания.

Рисунок 3.10 - Обобщенная структурная схема "КДУ ИРЗ"

Рисунок 3.11 - Вид АСУ для автоматизируемых объектов ЭЦН

На ДП устанавливается АРМ диспетчера (оператора), сервер базы данных и связное оборудование для опроса объектов. Аппаратура ДП рассчитана на круглосуточное функционирование: используются компьютеры в промышленном исполнении, установленные в шкаф-стойку для удобства обслуживания и снабженные источником бесперебойного питания.

Прикладное программное обеспечение "КДУ ИРЗ", разработанное в SCADA-системе InTouch, предоставляет диспетчеру актуальную информацию о ходе технологического процесса в виде мнемосхем, таблиц, графиков-трендов. Для удобства наблюдения за большим количеством объектов компьютер оснащается несколькими мониторами.

Звуковая и световая сигнализации помогают диспетчеру своевременно отреагировать на текущие события (аварии) и принять корректирующие действия: дистанционно настроить установки или подать команды управления, при необходимости - отправить на объект обслуживающий персонал.

Примерные виды окон программного обеспечения ДП представлены на рисунке 3.12.

Программное обеспечение позволяет:

представить весь ТП на экране монитора в виде мнемосхем, графиков, диаграмм, таблиц;

круглосуточный, автоматический контроль и формирование предаварийных и аварийных предупреждений;

дистанционно управлять и настраивать объект;

применять аналитические и статистические инструменты обработки собранной информации для оптимизации потерь;

использовать информацию из любой точки локальной вычислительной сети;

разграничивать доступ к информации по правам доступа между специалистами.

Рисунок 3.12 - Виды окон программного обеспечения "КДУ ИРЗ"

Использование ДП на базе "КДУ ИРЗ" позволяет:

повысить оперативность управления;

снизить суточные простои скважин;

увеличить сроки эксплуатации и ресурс оборудования;

уменьшить затраты на замену оборудования, расходные материалы, запасные части, топливо, энергию и т. д.;

обеспечить более оптимальный режим добычи нефти.

Срок окупаемости комплекса составляет от 3 до 18 месяцев, в зависимости от объемов и глубины автоматизации.

3.5 Система телеметрии

Для проверки технического состояния УЭЦН во время работы в промысловой скважине используются СПТ. В общем случае СПТ состоит из погружного блока и наземного блока согласования телеметрии. Погружной блок телеметрии предназначен для измерения и передачи в блок согласования следующих параметров:

давление на приеме погружной установки;

температура статорной обмотки ПЭД;

температура окружающей среды;

уровень вибрации по трем осям;

сопротивление изоляции погружного кабеля.

Передача значений контролируемых параметров в контроллер СУ ЭЦН (Электон, Румб, Борец или др.) осуществляется по интерфейсу RS-485 или RS-232 по протоколу Modbus RTU.

СПТ является нижним уровнем АСУТП рассматриваемой скважины на кустовой площадке.

Рассмотрим задачи, решаемые с помощью ТМС:

вывод скважин на режим в автоматическом режиме без остановки ПЭД на охлаждение, если температура ПЭД не достигает критических величин, либо с минимально необходимым количеством остановок;

оптимизация режима эксплуатации, включающая определение минимального давления на приеме при котором обеспечивается стабильный режим работы ЭЦН, а так же подбор оптимального периодического режима;

предупреждение отказов при тепловых обработках скважин АДПМ;

оперативное принятие превентивных мер при возникновении осложняющих ситуаций;

проведение гидродинамических исследований скважин.

Перечень измеряемых параметров может несколько отличаться в зависимости от предприятия-изготовителя и требований заказчика. Самыми известными производителями указанных систем являются ОАО "Алнас" [7], ЗАО "Электон" [8] и ООО "Борец" [9] и т.д.

Информация из погружного блока в наземный поступает по силовому кабелю. В наземной части системы происходит обработка полученных данных, а также представление их оператору. По полученным от СПТ данным можно судить о состоянии УЭЦН в реальном масштабе времени и предотвратить отказы установки.

В рассматриваемой системе автоматизации ЭЦН система телеметрии не используется.

3.6 Система телекоммуникаций

В ходе освоения Салымской группы нефтяных месторождений было спроектирована и развернута одна из самых передовых телекоммуникационных систем в Западной Сибири. Разработчики стремились использовать самое современное оборудование связи и наиболее совершенные технологии, существующие на рынке телекоммуникаций.

Основной (опорной) телекоммуникационной инфраструктурой месторождения стала система радиорелейных линий связи пропускной способностью 155 Мбит/с производства компании Nera. Для обеспечения ее работы установлены 7 опор связи высотой до 82 метров. Система обеспечивает надёжную передачу данных между ключевыми промысловыми объектами: установками подготовки нефти Западно-Салымского месторождения, узлами магистральных задвижек трубопровода внешнего транспорта нефти, пунктом сдачи нефти и базовым лагерем управления. В будущем, по мере роста потребностей компании, пропускная способность опорной сети может быть увеличена до 2.4 Гбит/с, что составляет 16-ти кратное увеличение текущей полосы пропускания [10].

Построена система радиосвязи стандарта TETRA на основе пяти базовых станций Compact TETRA производства компании Motorola. Эта система является одной из первых в России цифровых систем транкинговой радиотелефонной связи и первой, развертываемой в Ханты-Мансийском автономном округе. Система рассчитана на обслуживание до 500 абонентов и имеет выход на телефонные сети общего пользования. На опорных объектах нефтепромысла федеральным оператором "МегаФон" также развернута система сотовой связи стандарта GSM.

В ходе строительства промысловых объектов Западно-Салымского месторождения, смонтировано около 330 км волоконно-оптического кабеля. Волоконно-оптические кабели используются для передачи трафика корпоративной компьютерной сети, а также системы автоматизированного управления технологическими процессами на базе оборудования Rockwell Automation [10].

На месторождении развернута корпоративная компьютерная сеть, интегрирующая ключевые объекты промысловой инфраструктуры, региональные представительства и головной офис в глобальную компьютерную сеть. С помощью собственной системы широкополосного доступа сотрудники компании имеют возможность работы в корпоративной сети непосредственно с площадки буровой. Это позволяет использовать на месторождении не только офисные приложения, но и обеспечивает эффективную работу системы SAP.

Компьютерная сеть построена с применением передовых технологий в области информационной безопасности, что включает доступ к данным с использованием персональных смарт-карт сотрудников, эффективную аппаратную антивирусную защиту, круглосуточный мониторинг всего сетевого оборудования и централизованную сервисную поддержку пользователей на русском и английском языках. Сотрудники, находящиеся в деловой поездке в любой точке мира, имеют возможность защищенного доступа, как к своим персональным данным, так и общим ресурсам сети.

Важной составляющей инфраструктуры нефтепромысла является интегрированная система безопасности, включающая в себя оборудование круглосуточного видео наблюдения, периметрального контроля и контроля доступа в помещения, а также системы громкого оповещения, пожарной и охранной сигнализации.

Инвестиции в строительство телекоммуникационной инфраструктуры на Салымской группе месторождений обеспечивают потребности компании в передовых средствах связи, информатизации и автоматизации на многие годы вперед.

3.7 Система противоаварийной защиты ЭЦН

ПАЗ - противоаварийная автоматическая защита, базирующаяся на средствах и элементах КИПиА, вычислительной техники и управляемых ими исполнительных устройствах.

Системы ПАЗ выполняются на промышленных предприятиях с опасными производственными процессами.

Основное назначение данных систем предотвратить возникновение аварийной ситуации. Структуру системы ПАЗ можно разделить на три основных ступени:

диагностика факторов способствующих развитию аварии (контрольно измерительные приборы, анализаторы);

обработка полученных данных (контроллеры и др. средства обработки данных);

исполнительные механизмы (электро- и пневмоприводы арматуры, электровыключатели и др.).

Теоретически срабатывание исполнительного механизма по ложной команде от контрольно-измерительного прибора или в условиях действия "человеческого фактора" в одной из цепей сложного ТП может повлечь за собой, в лучшем случае выход из строя дорогостоящего оборудования, в худшем аварию с вредом для жизни и здоровья обслуживающего персонала.

Что бы избежать подобных аварий и инцидентов, практически во всех случаях системы ПАЗ интегрированы в систему АСУТП, что позволяет без ущерба для безопасности минимизировать потери от срабатывания таких систем, минимизировать ложные срабатывания.

Сегодня наличие систем ПАЗ является обязательным требованием для опасных производственных объектов [11].

Погружные ЭЦН являются сильными возбудителями колебаний давления. Так, при включении и выключении ЭЦН возникают гидроудары значительной величины, а при прорыве газа из пласта они могут в 2-3 раза превышать рабочее давление. Интенсивные динамические нагрузки, вызванные гидроударами и вибрацией из-за дисбаланса ротора и консольного крепления агрегата, приводят к разрушению НКТ и выхода из строя насоса. В результате предприятия несут значительные экономические потери, наносится ущерб окружающей среде вследствие утечек водонефтегазовой смеси из разбираемых НКТ, а большинство скважин со сложным профилем становятся непригодными для дальнейшего использования [12].

Использование стабилизаторов давления для погружных ЭЦН позволяют до 5 раз уменьшить динамические нагрузки на НКТ, а, следовательно, и количество их разрывов с поломкой насоса.

Согласно [13-15] предприятиям, эксплуатирующим взрывопожароопасные и химически опасные производственные объекты, на которых возможны аварии, сопровождающиеся залповыми выбросами взрывопожароопасных и токсичных веществ, взрывами в аппаратуре, производственных помещениях и наружных установках, которые могут привести к разрушению зданий, сооружений, технологического оборудования, поражению людей, отрицательному воздействию на окружающую природную среду, необходимо разрабатывать и использовать план локализации и ликвидации аварийных ситуаций.

План локализации и ликвидации аварийных ситуаций разрабатывается с целью:

определения возможных сценариев возникновения аварийных ситуаций и их развития;

определения готовности организации к локализации и ликвидации аварийных ситуаций на опасном производственном объекте;

планирования действий производственного персонала и аварийно-спасательных служб (формирований) по локализации и ликвидации аварийных ситуаций на соответствующих стадиях их развития;

разработки мероприятий, направленных на повышение противоаварийной защиты и снижение масштабов последствий аварий;

выявления достаточности принятых мер по предупреждению аварийных ситуаций на объекте.

Рассматриваемая система автоматизации ЭЦН предусматривает следующие защиты и сигнализации:

аварийная остановка ЭЦН локальной СУ или оператором ДП;

пожар на площадке скважины;

аварийная загазованность;

неисправность вспомогательных систем;

минимальное и максимальное давление на приеме насоса;

минимальное и максимальное давление на выходе насоса;

минимальная и максимальная температура на приеме насоса;

минимальная и максимальная температура на выходе насоса;

максимальное давление масла ПЭД;

максимальная температура масла ПЭД;

максимальная осевая среднеквадратная виброскорость ПЭД;

максимальная радиальная среднеквадратная виброскорость ПЭД;

повреждение или авария в регулирующих устройствах;

изменение сопротивления ПЭД;

измерение вибрации ПЭД;

контроль целостности кабелей;