2.7.4 Основні напрями розвитку комплексної авто- матизації на нафтогазовидобувних підприємствах

При проектуванні і будівництві нових та перебудові нафтогазовидобувних підприємств, керуються такими основними положеннями в галузі телемеханізації і автоматизації:

1. Всі нафтові (незалежно від способу експлуатації), газові і нагнітальні свердловини не є об’єктами телемеханізації. Вони мають тільки мінімум засобів місцевої автоматики, контролю і блокування, розрахованих на зупинку при аварійному режимі, і пуск при відновленні нормальних умов, контроль тиску на буфері, або викидній лінії, кількості закачаної води в нагнітальних свердловинах тощо. Свердловини, які періодично експлуатуються, працюють за програмою, яка задається місцевим пристроєм.

Фонтанні свердловини оснащуються відсікачами, які перекривають викидну лінію при різкому підвищенні, або пониженні тиску в ній проти номінального.

Свердловини із зануреними штанговими насосними установками оснащуються засобами автоматичного блокування при обриві штанг і пристроями автоматичного пуску. Вся автоматика вмонтовується в блоці керування свердловиною. Свердловини із зануреними електрона-сосами оснащуються місцевим приладом контролю опору ізоляції кабель-двигун і пристроєм автоматичного пуску. Вказані прилади поставляються комплектно з новими станціями керування електровідцентровими насосами.

2. Засобами телемеханізації і дистанційного контролю обладнуються такі основні виробничі об’єкти: групові замірні установки; сепараційні установки; компресорні станції; установки підготовки нафти; насосні станції, електропідстанції розташовані на площі тощо.

На районний диспетчерський пункт надходить інформація з таких об’єктів:

- з групових замірних установок – про дебіт рідини, нафти і газу свердловин, і про спрацьовування захисту при підвищенні тиску у вимірювальному сепараторі;

- із сепараційних установок – узагальнений аварійний сигнал і про сумарну продуктивність групових установок, підключених до сепараційної установки;

- з компресорних станцій – про витрату відпущеного газу і про порушення роботи станції;

- з установок підготовки нафти – узагальнений аварійний сигнал;

- з нафтових станцій – про витрату нафти і узагальнений аварійний сигнал;

- з кущових насосних станцій – про кількість води, закачаної в пласт, і узагальнений аварійний сигнал при порушеннях роботи станції;

- з установок здачі товарної нафти – про витрату товарної нафти, і аварійний сигнал про повернення некондиційної нафти на повторне оброблення.

3. Промислові споруди і установки оснащуються засобами місцевої автоматики, контролю і захисту:

- групові замірні установки (рис. 2.59) – автоматичним перемиканням свердловин на вимірювання за місцевою програмою, вимірюванням кількості рідини, газу і чистої нафти, контролем дебіту свердловин, автоматичним захистом від аварійних режимів;

- сепараційні установки першого ступеня сепарації – місцевим регулюванням тиску і рівня;

- водні насосні станції – захистом насосів при аварійних режимах, автоматичним вмиканням резервного насоса;

- нафтові насосні станції – захистом насосів при аварійних режимах;

- компресорні станції – регулюванням і місцевим контролем режимних параметрів, захистом при аварійних режимах.

На автоматизованих нафтовидобувних підприємствах передбачається створення районних диспетчерських пунктів на площах із завершеним технологічним циклом; центральних диспетчерських пунктів підприємств, які здійснюють управління роботою декількох районних диспетчерських пунктів; центрального диспетчерського пункту об’єднання (управління), який здійснює керування роботою центральних диспетчерських пунктів нафтогазовидобувних підприємств. Зв’язок між районним диспетчерським пунктом і наступними рівнями управління здійснюється з використанням сучасних засобів дистанційного контролю і управління обладнанням, встановленим на нафтовому родовищі. Використання комплексної диспетчеризації об’єктами дозволяє удосконалити технологічний процес, зменшити витрати і збільшити продуктивність видобутку нафти.

а

б

Рисунок 2.59 – Автоматизована групова замірна установка “СПУТНИК АМ40-8-400КМ”:

а – схема установки: 1 – агрегат дозувальний; 2 – бак для хімреагенту; 3 – заслінка; 4 – лічильник об’єму; 5 – регулятор витрати; 6 – заслінка; 7 – ємність сепараційна; 8 – клапан запобіжний; 9 – манометр; 10, 11– засувки перемикання потоку з електроприводом; 12 – лічильник маси; 13 – перемикач свердловин багатоходовий; 14 – гідропривод;

б – зовнішній вигляд

На рис. 2.60 представлений варіант сучасного диспетчерського пункту, а на рис. 2.61) – структурна схема комплексу диспетчерського управління розробки ВАТ “Ижевский радиозавод”.

Комплекс диспетчерського керування об’єктами має трирівневу структуру.

Нижній рівень складається з первинних вимірю-вальних перетворювачів і виконавчих механізмів, що беруть участь у технологічному процесі та станцій керування локальної автоматики (станцій керування електро-відцентровими зануреними насосами, штанговими насосними установками, груповими замірними установками).

Рисунок 2.60 – Диспетчерський пункт

Середній рівень складається із станцій керування технологічним процесом, які отримують інформацію від давачів і первинних перетворювачів нижнього рівня, і передають її на центральний контролер. Центральний контролер виконує функції збору, обробки сигналів, архівування на випадок втрати зв’язку, і передачі інформації через комунікаційне обладнання на диспетчерський пункт.

Верхній рівень складається з автоматизованого робочого місця диспетчера, і сервера бази даних з встановленим програмним забезпеченням, на який надходить і архівується інформація про технологічні параметри (тиск, температура, витрата), охоронної сигналізації та наявності мережевої напруги. При відключенні об’єкта, диспетчеру надходить сигнал про відключення, з розшифруванням причини відключення. Для аналітичної обробки інформації, звіти надаються через WEB-інтерфейс.

Програмне забезпеченння дозволяє:

- представити весь технологічний процес на екрані монітору у вигляді мнемосхем, графіків, діаграм, таблиць;

- проводити цілодобовий, автоматичний контроль і формуваня передаварійних і аварійних попереджень;

- дистанційно керувати і налаштовувати об’єкт;

- застосовувати аналітичні і статистичні інструменти обробки зібраної інформації для оптимізації втрат.

Рисунок 2.61 – Структурна схема комплексу