Объекты автоматизации, телеуправления и телеконтроля на промыслах

Методы снятия показаний приборов

По методам снятия показаний приборы бывают:

· Акустические – мерой уровня является время распространения звуковых колебаний от источника излучения до контролируемой границы раздела сред и обратно до приемника.

· С непосредственным отчетом – датчики со шкалой, показывающие или записывающие показания (указательные стекла, УДУ – 10, ДСС).

· С электрической передачей информации – электрическая система передачи дает возможность передавать показания на расстоянии 500 м и более. Основными датчиками, применяемыми в системах передачи на постоянном токе, являются: реостатные, диф.трансформаторные, токовые и т. д.

· С пневматической передачей показаний – пневматическая система передачи показаний нашла применение в тех случаях, когда применение электрических исключается ввиду пожароопасности, взрывоопасности производства. Дальность передачи 160 м.

Все нефтеносные и нагнетательные скважины не являются объектами телемеханизации и имеют только минимум средств местной автоматики, контроля и блокировки, рассчитанных на остановку при аварийном режиме и пуск при восстановлении нормальных условий, контроль давлений на буфере

Фонтанные скважины:

1) манометры (по месту);

2) клапан-отсекатель, автоматически, перекрывающий выкидной трубопровод в аварийной ситуации (при повышении давления на 0,5 Мпа и понижении до 0,15 Мпа).

ШГН - оснащаются средствами автоматической блокировки при обрыве штанг и устройствами автоматического самозапуска. Автоматические приборы монтируются в блоке управления скважиной (БУС).

ЭЦН – оснащаются автоматизированными станциями управления, в которых монтируются приборы контроля, устройства самозапуска.

Автоматизация АГЗУ предусматривает:

- автоматическое измерение дебита каждой скважины по отдельности. С Тор-1 сигнал передается на БМА, затем на диспетчерский пульт, реле времени через заданные промежутки времени включает гидропровод и очередная скважина ставится на замер;

- аварийное отключение скважин при повышении давления в сепараторе его переполнения, отключения электроэнергии. В этом случае сигнал с датчика предельного уровня или электроконтактного манометра поступает на БМА, который отключает напряжение с клапана гидропривода, вследствии чего отсекатель в ГЗУ под действием силовых пружин перекрывает трубопроводы.

Система контроля и управления ДНС обеспечивает:

1) Автоматическое регулирование пропускной способности ДНС;

2) Автоматическую защиту ее при аварийных уровнях нефти в буферных емкостях;

3) Автоматическое отключение насосов в аварийных случаях;

4) Автоматическое регулирование давления сепарации (держит определенный интервал давления газа, поступающего в газосборную сеть);

5) Автоматическую защиту ДНС при аварийном повышении или понижении давления в трубопроводах;

6) Автоматическую защиту газосборной линии и открытие факельной линии при аварийном повышении давления в буферных емкостях;

7) Автоматическую защиту трубопроводов на приеме ДНС, газопровода после буферных емкостей и открытия линии сброса газа при прекращении электроснабжения ДНС;

8) Автоматическое регулирование температуры в помещениях пультовой, операторной и насосной.

БКНС – защита насосов от аварийных режимов, автоматическое включение резервного насоса.

Средствами телемеханизации и дистанционного контроля оснащают производственные объекты: АЗУ, установку подготовки нефти, ДНС, КНС, водозаборные станции.

На районный диспетчерский пункт поступает информация:

а) с АГЗУ - о дебитах скважин, прекращении подачи скважины или значительном его снижении;

б) со СУ ЭЦН и БУС о срабатывании защиты;

в) с сепарационных установок – обобщенный аварийный сигнал, сигнал о суммарной производительности групповых установок, подключенных к сепарационной установке;

г) с УПН – обобщенный аварийный сигнал;

д) с ДНС – о расходе жидкости и обобщенный аварийный сигнал;

ж) с установок сдачи нефти – о расходе товарной нефти и аварийный сигнал о возврате некондиционной нефти на повторную обработку.

Система телемеханики – совокупность устройств, предназначенных для обмена информацией между контролируемыми пунктами (КП) и пунктом управления (ПУ) через каналы связи, а также средств обработки и отображения информации.

Для телемеханизации технологических объектов применяют систему телемеханики, осуществляющую централизованный сбор информации об интегральных и текущих значениях параметров, телеконтроль, телеуправление, телесигнализацию аварийного состояния объекта, проведение телефонных переговоров.

Система телемеханики работает в двух режимах:

1) Автоматического циклического опроса информации;

2) Опроса информации по вызову с ПУ.

Общее число КП в системе – 225, максимальное расстояние между КП и ПУ – 60 км.

Телеизмерение дебита нефтяных скважин может осуществляться по трем программам:

1) Время замера на АГЗУ для всех скважин этого АГЗУ – одинаково (установленного на КП);

2) Время замера устанавливается на ПУ и является одинаковым для всех скважин промысла;

3) Время замера устанавливается на ПУ индивидуально для каждой скважины. Время замера обычно: 1; 2; 4 и 8 часов.

Система телемеханики подразделяется на два типа по системе передачи данных: с использованием линий телемеханики и по радиоканалу. В первом случае, контроллер, установленный на кусте, связан с диспетчерским пультом кабелем связи. При передаче данных по радиоканалу, на каждом кусте и в диспетчерском пункте устанавливаются радиостанции.

Объектами автоматизации в рамках функциональных возможностей контроллеров систем телемеханики являются:

- куст скважин в составе добывающих скважин с насосами ЭЦН, ШГН, АГЗУ «Спутник», нагетательных скважин, водораспределительного блока (ВРБ), трансформаторной подстанцией ТП 6/0,4 кВ;

- дожимная насосная станция (ДНС);

- куствая насосная станция (КНС);

- электрическая подстанция.

Используемые в ОАО «Сибнефть – Ноябрьскнефтегаз» системы телемеханики:

- «Прорыв» и «Телескоп+», НПФ «Прорыв», г. Жуковский,

- «АДКУ-2000» ПКБ АСУ – Нефть, г. Тюмень,

- «Омь» НПО «МИР», г. Омск.

Дата добавления: 2014-01-20