uchebnoe_posobie_avtomatizaciya

19.Напряжение по фазе А, В, С - измерение, защита, сигна­ лизация.

20.Температура подшипников агрегата - измерение, защита, сигнализация.

21.Загазованность помещения насосных агрегатов - измере­ ние, защита, сигнализация.

22.Пожарная сигнализация - защита, сигнализация.

23.Управление вентилятором.

24.Несанкционированный доступ в блочное помещение сигнализация.

В О Д О Р А С П Р В Д Ы И т а Л Ь Н Ы Й БЛОК (рис. 19.13)

1.Давление в общем коллекторе - измерение.

2.Интегральный расход воды на скважину - измерение.

3.Давление на скважину - измерение, сигнализация.

Рис. 19.13. Функциональная схема автоматизации В Р Б

НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ СКВАЖИН А (рис. 19.14)

1. Давление на устье скважины - измерение, сигнализация.

2. Давление в коллекторе - изме­ рение, сигнализация.

Рис. 19.14. Функциональная схема автома­ тизации нагнетательной скважины

301

19.6. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СХЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ОСНОВНЫХ ОБЪЕКТОВ ЦЕНТРАЛЬНОГО ПУНКТА СБОРА

НЕ ФТЕГАЗО С ЕПАР АТОР (рис. 19.15)

1.Давление в сепараторе - измерение, сигнализация.

2.Уровень жидкости - измерение, регулирование, сигнализа­ ция предельных значений.

Рис. 19.15. Функциональная схема автоматизации нефтегазосепаратора

3.Уровень жидкости - защита, сигнализация состояния кла­

пана.

4.Температура жидкости на выходе - измерение.

ОТСТОЙНИК (рис. 19.16)

1.Давление в отстойнике - измерение, сигнализация.

2.Расход нефти интегральный - измерение.

Рис. 19.16. Функциональная схема автоматизации отстойника

302

3.Обводненность нефти - измерение, сигнализация.

4.Уровень жидкости - измерение, регулирование, сигнализа­ ция предельных значений.

5.Уровень раздела фаз (нефть - вода) - измерение, регули­ рование, сигнализация предельных значений.

6.Расход воды интегральный - измерение.

ЭЛ Е К Т Р О Д Е Г И Д Р А Т ОР (рис. 19.17)

1. Давление нефти на выходе - измерение, регулиро­ вание.

2.Расход нефти на выходе - измерение.

3.Обводненность нефти на выходе - измерение, сигнали­

зация.

4.Уровень раздела фаз - измерение, регулирование, сигна­ лизация.

5.Расход дренажной воды - измерение.

7.Уровень масла в масляных вводах - измерение, сигнали­ зация, защита.

8.Температура масла в трансформаторе - измерение, сигна­ лизация, защита.

9.Токи в фазах - измерение, сигнализация, защита.

Рис. 19.17. Функциональная схема автоматизации электродегидратора

303

ПЕЧЬ (рис. 19.18)

1.Температура нефти на входе - измерение, сигнализация.

2.Давление нефти - измерение, сигнализация, защита.

3.Состояние печи - сигнализация, защита.

4.Температура дымовых газов - измерение, сигнализация, защита.

Рис. 19.18. Функциональная схема автоматизации нагревательной печи

5. Расход нефти - измерение, регулирование, сигнали­ зация.

6.Давление воздуха - измерение, регулирование, сигнали­

зация.

7.Горение пламени - сигнализация, защита.

8.Температура нефти на выходе - измерение, регулирование, сигнализация.

9.Расход топливного газа - измерение, сигнализация.

10.Загазованность площадки - сигнализация.

11.Состояние вентилятора - сигнализация.

РЕ К Т И Ф И К А Ц И О Н Н А Я КОЛОННА (НА П Р И М Е Р Е ПРОЦЕССА

СТ А Б И Л И З А Ц И И НЕФТИ) (рис. 19.19)

1. Давление в колонне К-1 - измерение, регулиро­ вание.

2.Температура верха колонны К-1 - измерение, регулиро­

вание.

3.Температура на выходе печи П-1 - измерение, регулиро­

вание.

304

Рис. 19.19. Функциональная схема автоматизации процесса стабилизации нефти

4.Уровень в колонне К-1 - измерение, регулирование.

5.Уровень в ёмкости Е-1 - измерение, регулирование.

РЕ З Е Р В У А Р Т О В А Р Н О Й НЕФТИ (рис. 19.20)

1.Температура в резервуаре - измерение.

2.Уровень жидкости - измерение, сигнализация, защита.

Рис. 19.20. Функциональная схема автоматизации резервуара

305

3.Уровень раздела фаз (нефть - вода) - измерение, сигнали­ зация, защита.

4.Задвижка на входе нефти - управление, состояние.

5.Задвижка на выходе нефти - управление, состояние.

6.Задвижка на выходе воды - управление, состояние.

•

УЗ ЕЛ ОПЕРАТИВНОГО УЧЁТА НЕФТИ (рис. 19.21)

1.Перепад давления на фильтрах - измерение, сигнализация.

2.Расход нефти в каждой измерительной линии - измерение.

3.Давление нефти в каждой измерительной линии - измере­ ние, сигнализация.

Рис. 19.21. Функциональная схема автоматизации узла оперативного учета нефти

4.Температура нефти в каждой измерительной линии - из­ мерение.

5.Обводнённость нефти - измерение, сигнализация, защита.

Глава 20

СИ С Т Е М Ы У П Р А В Л Е Н И Я

ТЕ Х Н О Л О Г И Ч Е С К И М И П Р О Ц Е С С А М И

Д О Б Ы Ч И И П О Д Г О Т О В К И Н Е Ф Т И

20.1. СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНАМИ

СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИ Я ШГН

Современный подход к автоматизации процессов нефтедобы­ чи диктует жесткие требования к программно-аппаратным ком­ плексам контроля и управления штанговыми глубинными насо-

306

сами (ШГН). Это обусловлено истощением ресурсов нефтяных пластов, высокой стоимостью электроэнергии, стремлением неф­ тяных компаний снизить затраты на ремонт скважин и более эффективно использовать свой персонал.

Если раньше технические средства позволяли лишь периоди­ чески проводить измерения технологических параметров на скважинах операторами при помощи переносных комплектов оборудования, то стационарно установленные на месторождениях современные контроллеры делают возможным непрерывный ав­ томатический контроль. Применительно к скважинам, эксплуа­ тируемым штанговыми глубинными насосами, это позволило по­ лучать динамограмму (зависимость усилия на полированном штоке от перемещения точки подвеса штанг), ваттметрограмму (зависимость потребляемой мощности от перемещения точки подвеса штанг), а также динамический уровень, влияние газового фактора, давление на устье скважины, суточную производитель­ ность скважины. При этом функции управления должны обеспе­ чивать дистанционное включение и отключение приводного электродвигателя, аварийное отключение установки, периодиче­ ский режим эксплуатации, плавное регулирование частоты вра­ щения при помощи преобразователя частоты.

Известен целый ряд разработчиков и производителей кон­ троллеров и станций управления для установок ШГН. Среди отечественных разработчиков можно выделить НПО «Интротест» (Екатеринбург), НПО «МИР», (Омск), НПФ «Интек» (Уфа), НПФ «Экое» (Уфа), НПФ «Шатл» (Казань) и др.

Использование современных интеллектуальных контроллеров обеспечивает решение таких задач, как автоматизация работы станка-качалки, оптимизация режимов работы оборудования, оперативное выявление аварийных ситуаций и несоответствия режимов эксплуатации оборудования, оперативная передача ин­ формации о состоянии объекта на пульт оператора по системе телемеханики.

Системы телемеханики на сегодняшний день строятся, как правило, с использованием радиоканала. Поэтому типичная станция управления включает в себя контроллер, силовой коммутатор для включения и отключения электродвигателя, ра­ диомодем и набор датчиков технологических параметров. От­ дельные станции управления имеют в своём составе преобразо­ ватели частоты для регулирования частоты вращения электро­ двигателя.

Для отечественных станций управления (СУ) ИНН харак­ терно отсутствие встроенных средств ввода/вывода информации непосредственно на скважине - дисплеев и клавиатуры. Лишь несколько типов СУ поддерживают управление частотным пре-

307

образователем (регулирование скорости вращения электродвига­ теля).

В качестве примера предлагается поподробнее остановиться на характеристике станции управления ШГН МИР СУ-01, НПО «МИР», г. Омск.

Станция управления ШГН с частотно-регулируемым приво­ дом МИР СУ-01 предназначена:

-для автономного, дистанционного или по алгоритму управ­ ления частотой вращения асинхронного электродвигателя станкакачалки с короткозамкнутым ротором;

-для поддержания оптимального режима откачки при меха­ низированной добыче нефти штанговыми глубинными насосами;

-для защиты электропривода станка-качалки при аварийных режимах работы.

Станция обеспечивает:

-плавный пуск привода станка-качалки (ограничение пуско­ вого тока при запуске);

-плавное регулирование частоты вращения электродвигателя привода станка-качалки в диапазоне 0...1,2 NB0M, где NBOM - часто­

та вращения электродвигателя;

-оптимизацию режима работы нефтяной скважины;

-дистанционное управление работой станка-качалки (вкл/выкл., изменение скорости электродвигателя, задание уста­ вок, параметров и т.д.);

-экономию потребляемой мощности за счёт оптимизации частоты качания и точности балансировки механизма станкакачалки;

-электронную защиту оборудования при аварийных ситуа­

циях;

-возможность интеграции в систему телемеханики и SCADAсистемы;

-точное определение разбалансировки механизма станкакачалки (в %).

Дополнительные функциональные возможности станции МИР СУ-01:

-управление в автоматическом и ручном режимах;

-автоматическое поддержание температуры в требуемых пре­ делах (обогрев/вентиляция);

-связь с системой телемеханики по интерфейсу RS-232/485 и передача данных (/, U, Р, FBbIX, Г-щ,, аварии, уставки, % разбалан­ сировки, команды телеуправления и др.) в формате протокола Modbus;

-возможность работы (в случае неисправности преобразова­ теля частоты) в режиме обычной станции с функциями пуск/стоп/сброс;

308

-индикация рабочих параметров электродвигателя и преобра­ зователя частоты на ЖК-дисплее;

-возможность снятия блокировки сработавших защит;

-наличие местного освещения внутри станции;

-формирование и передача в систему телемеханики сигнала «МЕХФОНД» о состоянии электродвигателя;

-управление частотой работы привода в зависимости от ве­ личины динамического уровня скважины.

Основные технические характеристики станции МИР СУ-01:

•Диапазон регулирования выходной частоты, Гц - 0,1...60; 0,1...100 (для соответствующего типа двигателя).

•Программируемое время разгона двигателя (от N = 0 до NH0M), с - 12...300.

•Время задержки перезапуска при снижении напряжения се­ ти, с - 20...30.

•Виды автоматического защитного отключения - от пере­ грузки по напряжению, от перегрузки по току, от короткого за­ мыкания, от перекоса фазных напряжений, от перегрева двигате­ ля, от пониженного напряжения, от обрыва ремней станкакачалки, от обрыва штанг станка-качалки.

•Диапазон температуры окружающего воздуха при эксплуа­ тации - от минус 40 до плюс 40 °С.

•Преобразователь частоты серии АПЧ-30.

•Контроллер станции МИР КТ-50.

Функции АПЧ-30 и МИР КТ-50:

-выполнение измерений по трем фазам тока и питающего напряжения электродвигателя;

-вычисление в реальном времени активной мощности;

-построение графика потребляемой энергии в течение каж­ дого цикла качания с хранением графика в памяти контроллера;

-математическая обработка результатов измерения для опре­ деления состояний оборудования по ваттметрограмме;

-оперативное управление станком-качалкой по результатам анализа рассчитанных параметров и состоянию датчиков.

СТА НЦИИ УПРАВЛЕНИ Я ПОГРУЖНЫМИ ЭЦ Н

Среди известных производителей станций управления ЭЦН можно выделить:

-НПФ «Экое» (Уфа) - СУС-01, АСУС-02 (ШГН), АСУПН-01 (ЭЦН);

-Нефтяная электронная компания (Полозна) - «НЭК-02»; «НЭК-03», «НЭК-04», «НЭК-06», «НЭК-07» (ЭЦН);

-Ижевский радиозавод - ИРЗ-500 (ЭЦН);

309

-ЗАО Электон (Радужный) - Электон-05 (ЭЦН);

-ЗАО Триол (Москва) - АК06 (ЭЦН).

Все эти предприятия выпускают станции управления с преоб­ разователем частоты и возможностью плавного пуска и останов­ ки электродвигателя.

С Т А Н Ц ИЯ УПРАВЛЕНИ Я ТРИО Л АК06

•

Новая серия станций управления Триол АК06 является даль­ нейшим развитием серии АКОЗ. Станция управления предназна­ чена для управления и защиты приводного асинхронного элек­ тродвигателя погружных установок электроцентробежных насо­ сов добычи нефти и реализует:

•Управление приводом погружного электроцентробежного насоса.

•Полный спектр защит погружного электродвигателя и тех­ нологического оборудования в аварийных режимах и нештатных ситуациях.

•Оптимизацию режимов работы оборудования.

•Отображение и передачу текущей информации о состоя­ ния электроцентробежного насоса при помощи средств теле­ метрии.

Станция управления Триол АК06 обеспечивает:

-включение и отключение электродвигателя;

-работу электродвигателя в режимах «ручной» и «автома­ тический»;

-работу по задаваемой временной программе с отдельно про­ граммируемыми временами включенного и отключенного со­ стояния погружного электродвигателя (ПЭД);

-ручное управление частотой вращения двигателя с пульта управления и дистанционное с диспетчерского пульта управ­ ления;

-автоматическое изменение выходной частоты по задаваемой временной программе;

-плавный разгон и торможение ПЭД с заданным темпом;

-реверсирование электродвигателя;

-автоматическое включение электродвигателя с регулируе­ мой выдержкой времени при подаче напряжения питания;

-автоматическое поддержание заданного значения технологи­ ческого параметра (давления, динамического уровня);

-толчковый режим пуска электродвигателя (может быть ис­ пользован для расклинивания погружной установки);

-возможность пуска ПЭД при наличии турбинного вращения насоса;

-определение производительности насосной установки;

310