Содержание к диссертации
Введение
1. Способы замера продукции нефтяных скважин и промысловый опыт эксплуатации серийно освоенных технических средств измерения 7
1.1, О функциональной роли замера продукции и точности измерений в процессе контроля и мониторинга за разработкой нефтяных месторождений 7
1.2, Современные схемы измерения дебита и обводнённости пластовой жидкости на скважинных и групповых замерных установках 9
1.3, Анализ промыслового опыта эксплуатации технических средств измерения дебитов пластовых флюидов 18 Выводы 29
2. Исследования влияния физических свойств эмульгированной продукции скважин на точность замеряемых параметров 32
2.1. Связь ошибки измерения обводнённости нефти с дисперсным составом эмульгированной попутно—добываемой воды 32
2.2. Лабораторный стенд и результаты исследования влияния свободной газовой фазы на замеры обводнённости пластовой жидкости 36
2.3. Влияние способа эксплуатации скважины на устойчивость и дисперсность образуемых эмульсий обратного типа, поступающих в замерную емкость установки 39
Выводы 44
3. Разработка технологии предварительной подготовки продукции скважин перед измерением, а также новых способов замера дебитов нефти, газа и воды 45
3.1. Технология дестабилизации стойких нефтяных эмульсий на входе в измеритель 45
3.1.1. Выбор реагентов - деэмульгаторов для ввода в поступающую жидкость 45
3.1.2. Схема подами деэмульгатора и результаты опытно - промышленных испытаний замерных установок с предварительным разрушением
эмул ьсий 48
3.2. Разработка новых способов измерения дебитов скважин 52
3.2.1. Способ измерения обводнённости нефти 52
3.2.2. Измерители на базе серийно - выпускаемых АГЗУ 57
3.2.3. Анализ погрешности определения дебита, обводненности и газосодержания трехфазным измерителем 77 Выводы 80
4. Совершенствование автоматизированных систем передачи параметров добычи нефти (на примере объектов нефтедобычи анк «башнефть») 81
4.1. Анализ текущего состояния систем автоматики и телемеханики нефтепромысловых объектов 81
4.2. Разработка системы радиотелемеханнки объектов ггефтедобымп на основе технологии передачи данных стандарта GSM - 1800/GPRS 89
4.3. Технология передачи данных о параметрах объектов нефтедобычи системами радиотелемеханнки 94
4.4 Телеметрический комплекс «Мега» 109
4.5 Программное обеспечение системы телемеханики «Мега» 113
Основные выводы и рекомендации 117
Список использованной литературы
- Современные схемы измерения дебита и обводнённости пластовой жидкости на скважинных и групповых замерных установках
- Лабораторный стенд и результаты исследования влияния свободной газовой фазы на замеры обводнённости пластовой жидкости
- Выбор реагентов - деэмульгаторов для ввода в поступающую жидкость
- Разработка системы радиотелемеханнки объектов ггефтедобымп на основе технологии передачи данных стандарта GSM - 1800/GPRS
Введение к работе
Актуальность темы
Одними из важнейших параметров мониторинга и контроля за разработкой нефтяных месторождений являются дебиты добываемых скважин, их обводнённость и текущий газовый фактор. Замеры этих параметров гопволяют получить ценную информацию о состоянии разработки залежи нефти в целом, призабойной зоны пласта, непосредственно скважины и насосного оборудования.
Наиболее распространенным средством измерения дебитов скважин являются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). Они показали достаточно высокую точность измерения дебитов жидкости (± 6%) при значениях более Зм3/сут. При меньших дебитах погрылность измерений резко возрастает и замеры дебитов менее 1м/сут. становятся невозможными Кроме того, существующие АГЗУ ire позволяют производить замеры обводнбиноии нефти и газосодержания
В последние десятилетия разработаны и серийно выпускаются технические средства измерения дебитов добывающих скважин, обводнённости и газового фактора. К таковым, прежде всего, относятся выпускаемые серийно установки «Асма» и «Квант». Несмотря на отличия, обеим установкам присущи значительные ошибки при измерении дебитов
Важной проблемой мониторинга за разработкой месторождения является передача измеряемых параметров скважин на пункты обрабогки информации и принятие решения Эта передача должна осуществляться в режиме реального времени. Устаревшие технологии передачи данных не позволяют достигать оперативности принятия решения и обладают малой надежностью передачи данных Поэтому создание новых установок измерения дебита скважин и совершенствование технологии измерения является актуальной проблемой.
?ОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА
4 Цель работы
Совершенствование способа измерения дебит ов нефти, газа и воды добывающих скважин, обеспечение получения достоверных и своевременных данных на базе исследования причин возникновения ошибок измерения и недостаточной эффективности работы автоматизированных систем
Основными задачами исследований являются:
промысловый анализ достоверности измерения дебитов и обводненности нефти добывающих скважин серийно выпускаемым промышленностью оборудованием;
исследование причин снижения точности измерения параметров добычи и влияния на нее способов механизированной эксплуатации скважин,
разработка способов измерения дебшов нефти, газа и воды с предварительной подготовкой пластовых жидкостей перед входом в измерительную установку;
совершенствование методов автоматизированных измерений на объектах добычи нефти.
Методы решения поставленных задач
Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением комплекса сравнительных промысловых исследоватшй замеров дебита скважин и обводненности нефти выпускаемым промышленностью оборудованием и экспериментальной установкой по изучению влияния газовой фазы на расслоение эмульшрованных нефтей
Научная новизна
1 Установлена корреляционная связь погрешности измерения обводненности нефти в интервале ее изменения 40 ... 80%, поступающей в виде BbicoKOBaiKbtt эмульсии в замерную установку. С ростом интенсивности
5 эмульгирования нефти в добывающих скважинах возрастают ошибки измерения обводненности продукции, а также дебита жидкости
2 Лабораторными исследованиями установлено негативное влияние
свободного газа в стойких нефтяных эмульсиях обратного типа на их
расслоение, вызванное защемлением газовых пузырей в гоїотноупакованігам
межканальном пространстве
3 Показано влияние способов эксплуатации добывающих скважин на
устойчивость и дисперсность образуемых эмульсий, поступающих в емкости
измерительных установок
4 Обоснованы наиболее эффективные реагенты - деэмульгаторы,
позволяющие предварительно разрушать образующиеся в скважинах
высокодисперсные эмульсии до их поступления в измерительные установки.
Основные защищаемые положения.
-
Резучьтагы анализа погрешности измереіпій продукции добывающих скважин выпускаемыми промьпшісішостью техническими средствами замеров
-
Технология дестабилизации нефтяных эмульсий перед входом в замерную емкость измерительных аппаратов технических средств
-
Способ измерения параметров трехфазной продукции нефтяных скважин на базе серийно выпускаемых автоматизированных групповых установок.
-
Система радиотелемеханизации нефтепромысловых объектов, обеспечивающая передачу дант.гх измерения продукции скважин в режиме реального времени
Практическая ценность работы
1 Выполнен анализ промыслового опыта эксплуатации технических средств измерения продукции скважины, пыпускаемых промышленностью,
показавший значительную гюгрешносіь замеров дебита и обводненности скважин в интервалах изменения обводненности 40 80%.
-
Разработана технология и проведены промышленные эксперименты повышения точности измерения продукции скважин предварительным разрушеїшем змульсий перед входом в замерные емкости установок путем подачи реагентов - деэульгаторов в период замера
-
Разработан принципиально новый способ измерения количества газа, нефти и воды па базе существующей автоматизированной групповой замерной установки «Спутник», основанный на использовании процесса регистрации отраженных сигналов <уг поверхности раздела фаз водонефтяных смесей
-
Разрабоїана система авюматизированной передачи данных измерений продукции скважин на базе радиотелемеханизации объектов добычи нефти и использования единой GSM - сети.
Апробация работы
Основные результаты исследований, представленных в работе, докладывались на
заседаниях технических советов АНК «Башнефть» в период с 2000 по 2005гг.;
на IV конірессе «Нефть-газ 2003», секция автоматизации и метрологии, доклад «Распределенная АСУ ТТТ установок подготовки нефти»;
на VI конгрессе «Пефть-газ 2005», секция автоматизации и метрологии, доклад «Построение систем ТМ нефтедобычи на GSM».
Структура и объем работы
Диссертациотгая работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 89 наименований Содержание работы изложено на 122 страницах машинописного текста, 37 рисунках, 17 таблицах
Современные схемы измерения дебита и обводнённости пластовой жидкости на скважинных и групповых замерных установках
Согласно «Правилам разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» от 15.10.1984г. (протокол Х 44, п. IV Мшшефтспрома СССР) и «Правилам охраны недр», утвержденным Госгортех надзором РФ № 4715 от 18.06.2003г. контроль за разработкой месторождений осуществляется в целях: - оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных мероприятий по ее осуществлению; - получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.
Согласно Федеральному Закону РФ «О недрах» № 2395-1 от 21.02.1992г. в целом контроль за разработкой направлен на рациональную выработку запасов, недопущение опережающей выработки активных запасов, недопущение разубо/кивания запасов.
Контроль за процессом разработки нефтяных месторождений включает анализ индивидуальных замеров дебитов скважины и обводнённости пластовой жидкости. Наряду с этим может производиться замер количества попутного нефтяного газа, выделившегося в свободную фазу при давлении и температуре замерного устройства. Разработанные в последние годы замерные устройства типа «Асма» и «Квант» позволяют наряду с дебитом и обводнённостью измерять количество свободного газа в подводящем трубо проводе [69, 74, 75, 76].
Замеры дебита и обводнённости продукции позволяют изучать в процессе контроля за разработкой месторождений: - динамику текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды; - охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента по отдельным пластам, участкам залежи с оценкой степени охвата пласта; - изменение коэффициентов продуктивности скважин; - состояние герметичности эксплуатационных колонн; - фактическую технологическую эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин; - динамику зависимости текущего коэффициента извлечения нефти из пласта от текущей обводнённости продукции.
Периодичность замеров обводнённости регламентируется проектными документами на разработку месторождений и обычно составляет І замер в неделю. Замер дебита скважины производится ежесуточно с целью контроля за работой оборудования и предупреждения потерь в добыче нефти в случае выхода из строя насосов и запаздывания поступления информации об отказе.
Результаты проводимых измерений дебита и обводнённости добываемой жидкости должны находиться п пределах точности приборов, регистрирующих эти параметры. Необеспеченность точности может послужить причиной внепланового ремонта подземного бборудования скважины, например, если снижение дебита обычно связано с осложнениями в эксплуатации (отложения солей, парафина, износ оборудования и т.д.).
С другой стороны, необеспеченность точности производимых замеров деоитов и обводнённости добываемой продукции из-за ошибок в базе данных может послужить причиной сбоя геологической и гидродинамической моделей месторождений[83, 86], которые являются необходимым условием защиты проектов разработки месторождений на Центральной комиссии по разработке месторождений Минэнерго Российской Федерации.
Современные схемы измерения дебита и обводнённости пластовой жидкости па сквлжпнпых и групповых замерных установках.
Наибольшее распространение в нефтедобывающих регионах России, в том числе Республике Башкортостан для замеров получили автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник», позволяющие измерять дебит каждой из группы скважин поочередным их переключением. К числу наиболее распространенных типов относится А-40-14/400, А-25-10/1500, А-16-14/400.
Для замера добываемая продукция в сепараторе предварительно отделяется от свободной газовой фазы.
Обводнённость жидкости измеряется з лабораториях цехов научно -исследовательских и производственных работ нефтегазодобывающих предприятий по методу Дина - Старка. Точность измерения обводнённости по этому методу достаточно высока и составляет около ± 1%[7, 31, 72, 73].
Следует отметить, что основным недостатком существующих АГЗУ является невозможность измерения дебита скважины в интервале 0...3м /сут., а метода Дина - Старка - высокая трудоемкость и длительность измерения. Поэтому в последние годы в отечественной промышленности разработаны и серийно эксплуатируются замерные установки «Лсма» и «Квант» как в передвижном, так и в стационарном вариантах. Они позволяют измерять все три фазы пластовых флюидов, добываемых из скважины в широких диапазонах их изменения.
Рассмотрим более подробно принципиальные основы измерения параметров скважин установками «Лсма» и «Квант».
Установка «Квант» имеет емкости для заполнения водонефтяной смеси, датчики уровня жидкости и переключатель потока с гидроприводом [74, 75]. Установленный дополнительно (на схеме не показан) газосепаратор позволяет отделить основной объем газовой фазы и направить ее в верхнюю линию, соединяющую две поочередно работающие емкости (рис. 1.1).
Лабораторный стенд и результаты исследования влияния свободной газовой фазы на замеры обводнённости пластовой жидкости
Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения и сопутствующее обводнение залежи приводит к образованию, в добывающих скважинах стойких водонефтяных эмульсий обратного типа (вода в нефти).
При достижении обводненности жидкости порядка 80 % и более наступает инверсия фаз и резкое снижение вязкости и устойчивости водонефтяных смесей.
Эмульгирование нефти в подземном оборудовании добывающих скважин сопровождается одновременно процессом стабилизации эмульсий природными стабилизаторами [26, 27, 39, 44, 63]. В итоге на устье добывающих скважин образующиеся эмульсии имеют большую степень дисперсности и достаточно высокую агрегативную устойчивость.
В предыдущей главе было показано, что ошибки в определении обводненности продукции добывающих скважин могут иметь недопустимо высокие значения.
Поэтому с целью оценки влияния степени эмульгировашюсти жидкости в добывающих скважинах или дисперсного состава на точность измерения обводненности автором были сделаны выборки замеров по группе скважин одним и тем же измерительным устройством -установкой «Квант» на объектах обводненностью продукции в интервале 40...80 %. Рассматривались скважины, пробуренные в основном на угленосных залежах. Сравнивались результаты измерений обводненности, проведенных установкой «Квант» и по методу Дина-Старка, для скважин с УЭЦН (электроцентробежные насосы) и УСППІ (скважинные штанговые насосы), В последней колонке табл. 2.1 показана относительная ошибка определения обводненности в процентах.
Для анализа одновременно с замером параметров установкой «Квант» производились отборы проб добываемой жидкости на устье скважин с целью оценки интенсивности эмульгирования нефти в скважине и определения обводненности по «Днну-Старка».
Средний диаметр эмульгированных капель определялся с помощью микроскопа с объектмикрометром визуально по наиболее представительному диаметру.
На рис. 2.1 показана связь относительной ошибки измерения обводненности продукции нефтяных скважин с дисперсностью эмульгированной воды. Видно, что существует определенная тенденция роста ошибки с увеличением поверхности раздела фаз эмульсий. Наибольшие ошибки измерения, достигающие 86,7 % (скв. 8547), имеют место в сильнодиспергированной жидкости со средним диаметром капель 10... 15 мкм и меньше. Таким образом, степень эмульгирования пластовых жидкостей в скважинах и вязкость нефти существенно влияют на точность измерения обводненности продукции.
Зависимость относительной ошибки измерения «5» обводненности жидкости от среднего диаметра капель эмульсии на входе в замерную емкость в интервале обводненности 40.. .80%. В [63] показано, что процесс сепарации газа в отстойных аппаратах системы сбора и подготовки нефти осложнен в тех случаях, когда в аппарат поступает стойкая нефтяная эмульсия. Это подтверждает вывод о том, что причиной снижения точности замера обводненности является защемление свободных пузырьков газа в межкапельном пространстве высококонцентрированной эмульсии «вода в нефти». " Захват пузырьков газа плотноупакованной эмульсией и интервале обводненности 40...80 % не позволяет им всплыть в объеме жидкости. Это в свою очередь создает условия снижения плотности газоводонефтяной смеси. Достаточно большой объем свободной газовой фазы в межкапелыюм пространстве эмульсии может полностью компенсировать разницу в плотностях безводной и обводненной нефти и прибор покажет, таким образом, отсутствие водной фазы в продукции скважины. На рис. 2.2 показана схема компенсации архимедовых сил всплытия газовой фазы и погружения водной фазы в нефти. В слабо эмульгированной продукции всплытие газовой фазы облегчено и при замерах жидкость успевает практически полностью сепарироваться от свободного газа. При этом плотность водонефтяной смеси будет уже отличаться по прибору от плотности нефти.
Схема защемления газового пузыря в межкапельном пространстве чЬ эмульсии. С ростом вязкости нефти сепарация газовой фазы все в большей степени осложняется [3S, 40, 47]. Всплытие пузырьков газа в плотноупакованиой эмульсии сдерживается также наличием на поверхности водных капель частиц природного стабилизатора - асфальтенов, песка, парафина и т.д., увеличивающих «шероховатость» их поверхности. 37 В интервалах обводненности нефти менее 40 % и более 80 %, т.е. в слабокопцснтрированпых эмульсиях и в эмульсиях с обращенной фазой, ошибки в измерениях установкой «Квант», составляют меньшую величину в связи с сепарацией газа из нефти перед измерением обводненности.
Для оценки влияния окклюдированного в водонефтяной эмульсии газа на отстой водной фазы автором была смонтирована лабораторная установка (рис. 2.3), состоящая из сосудов 1 и 2 с нефтяной и водной фазами, смесителя 3 с роторной мешалкой 4 и приводом 5, баллона 6 с азотом, отстойника 7 с грушей 8 для подачи деемульгатора в нижнюю его часть.
Сущность экспериментов заключалась в следующем. Необходимо было оценить кинетику расслоения дегазированной водонефтяной эмульсии и эмульсии, содержащей диспергированную газовую фазу. Разница в кинетике расслоения должна была показать влияние выделяющегося из нефти свободного газа на плотность жидкости и на показатели замера обводненности с помощью выпускаемого промышленностью оборудования[69, 74, 75, 76].
Дегазированная нефть и вода из сосудов 1 и 2 подавались в смеситель 3 с роторной мешалкой 4 с приводом от двигателя 5. Приготовленная эмульсия сливалась в отстойник 7, в нижнюю часть которого подавалось с помощью груши 8 поверхностно - активное вещество. В нижнюю часть смесителя от баллона 6 подавался сжатый воздух. Эмульсии в смесителе готовились при строго фиксированных режимах вращения двигателя 5 и времени смешения. В одних случаях готовились эмульсии без участия газа. В других случаях в нижнюю часть смесителя вводился воздух в течение 1 мин при давлении 0,4 МПа. Воздух вводился сразу после приготовления эмульсии, что уже не вносило каких-либо изменений в дисперсную структуру. При скорости вращения роторной мешалки 1500 мин" период диспергирования составил 10 мин. Дальнейшее перемешивание жидкости не приводило к заметному росту поверхности раздела фаз эмульсий. Средний диаметр капель эмульсий, рассмотренных под микроскопом после перемешивания составлял около 25 мкм.
Выбор реагентов - деэмульгаторов для ввода в поступающую жидкость
В этой схеме 1 - тензорный датчик давления, 1 - тензорный датчик температуры, 1" - СВЧ электромагнитный датчик амплитуды сигнала межфазных уровней; в 2 и 2 производится пробразование сопротивлений R1(P) и R2(T) в напряжение U1(R1) и Ul (R2), в 2" СВЧ-сигнал детектируется в напряжение U".
В 3, 3 , 3" производится аналого-цифровое преобразование; в 4, 4 и 4" производится определение давления Np, температуры Nt, межфазных уровней Nh. Влияние неинформативных факторов на тензорезистивные датчики температуры, давления, а также СВЧ-датчик электромагнитной волны показано параметром F. U0 и 10 - образующие ток и напряжение, a N0 -коэффицент для масштабирования. CPU - контроллер измерителя. Операторное представление числовых значений давления, температуры и уровня, в соответствии с вышеперечисленной схемой запишется в виде NP = A4-A3-A2-A\-P; ЛГГ = Л 4-Л 3-Л 2-Л ЬГ; NH=AnA-An -An-A4-H, Очевидно, что каждое преобразование вносит определенную погрешность в процессе измерения. Таким образом, можно записать основные составляющие погрешностей: 1. Погрешности, вносимые при преобразовании давления и температуры в сопротивление, а также при преобразовании разницы между диэлектрическими и магнитными проницаемостями сред в амплитуду СВЧ сигнала. 2. Погрешности, обусловленные преобразованием сопротивления в напряжение или ток, и детектированием СВЧ сигнала (преобразованием) в напряжение. 3. Погрешности, вносимые аналого-цифровым преобразователем. 4. Погрешности, обусловленные вычислениями и масштабированием. Для определения суммарных погрешностей измерения дебита, обводненности, газосодержания установлена специальная «Методика определения погрешности» ВЬШИР [90]. Значения всех ее составляющих берутся из сертификатов об утверждении типа, свидетельств о метрологической аттестации, поверке средств измерений, входящих в состав измерителя.
Измеритель оснащен датчиками давления, температуры и измерения объемов воды, нефти и газа. Суммарная относительная погрешность рассчитывается по формуле:
Д = ±ll A2v+At2+A2K + AP, где: Av - наибольшее значение относительной погрешности определения объема воды, нефти, газа %; At - абсолютная погрешность датчика температуры ГЖС в измерителе; Ар - абсолютная погрешность датчика давления в измерителе; Д - относительная погрешность контроллера.
Относительные погрешности измерения разработанного измерителя соответствуют требованиям Национального стандарта РФ «Порядок измерения и учета количества нефти и нефтяного газа, добываемых на нефтедобывающих предприятиях» Выводы.
1. Показано, что для эффективной дестабилизации нефтяных эмульсий и ускорения сепарации газа в емкости измерительных устройств необходимы активные реагенты - деэмульгаторы. Установлено, что к числу таких деэмульгаторов для условий относятся известные реагенты Диссолван 4490 и R- И, применяемые в процессах подготовки нефти.
2. Экспериментами на действующих скважинах показано существенное повышение точности измерения водосодержания нефти при вводе деэмульгатора во входную линию аппарата и соответствующие изменения в замерах свободного газа.
3. Разработаны новые технические средства измерения водосодержания нефти и расхода газовой фазы, позволяющие дегазировать -жидкость в отсеченном объеме и замерять влагосодержание нефти и расход газа на базе существующих
Автоматизация управления технологическими процессами объектов нефтегазодобычи [9,10, 24] определяется технико-экономической целесообразностью и имеет целью: 1. снижение доли энерго затрат на добычу нефти за счет внедрения энергосберегающих технологий, включающих следующие составляющие: - уточнение режимов отбора жидкости из скважин по нефтяным месторождениям, в целом за счет использования полной и достоверной информации о текущих дебитах и добывных возможностях скважин; - исключение непроизводительных исходов электроэнергии в результате сокращения времени рг/. оты станков-качалок (для режимных скважин), уменьшения установленной мощности электроприводов[82], рационального использования много тарифной оплаты электроэнергии; - увеличение межремонтного периода оборудования для добычи нефти вследствие оптимизации механических нагрузок и сокращения соответственно эксплуатационных затрат; - снижение противодавления в промысловых системах сбора с получением дополнительного количества добытой нефти; 2. обеспечение безопасной [87] и безаварийной эксплуатации объектов нефтегазодобычи, сооружений и оборудования, прогнозирование возникновения и развития аварийны ситуаций и создание условий для быстрейшей их ликвидации; 1. обеспечение возможности реализации экономичных технологических схем, позволяющих снизить капиталовложения и эксплуатационные расходы; 2. сокращение простоев, увеличение коэффициента полезного использования технологического оборудования и сооружений, благодаря повышению оперативности и надежности контроля управления; 3. приоритетное использование полностью автоматического местного или дистанционного режима управления работой оборудования без постоянного присутствия обслуживающего персонала; 4. улучшение и облегчение условий работы обслуживающего персонала, снижение эксплуатационных затрат; 5. сбор и обработку информации для использования в автоматизированных системах управления объектами нефтегазодобычи.
Автоматизация управления объектов нефтегазодобычи должна обеспечивать возможность контроля и управления этими объектами из соответствующих центральных пунктов управления этими объектами диспетчерских пунктов (ДП) цехов добычи и подготовки нефти. В то же время средства местной автоматики должны исключать необходимость постоянного присутствия персонала. В случае возникновения аварийных ситуаций в канале связи объект должен работать в автономном режиме под контролем и управлением средств местной автоматики по алгоритму, реализуем ому аппаратно или программно.
На предприятиях ОАО АНК «Башнефть» эксплуатируются системы автоматики и телемеханики нефтепромысловых объектов, включающие в себя: 2700 АГЗУ, 134 КНС (БКНС), 94 ДНС, 138 электрических подстанции, 29 водозаборных станций, 27 установок подготовки нефти, 7750 км кабельных линий телемеханики (см рис. 4.1). Все системы введены в эксплуатацию в 1973-Л 978 г.г., полный срок амортизации которых 12 лет. В связи с полным моральным и физическим износом систем автоматики и телемеханики нефтепромысловых объектов неуклонно растут расходы на содержание систем телемеханики (ТМ) (смотри Таблицу 4.1).
Разработка системы радиотелемеханнки объектов ггефтедобымп на основе технологии передачи данных стандарта GSM - 1800/GPRS
Комплекс "Мега" позволяет реализовать все функции стандартной системы телемеханики по ГЗУ (измерение дебитов скважин, телесигнализация текущих и аварийных событий и т.д.), кроме этого технические и вычислительные характеристики контроллеров значительно расширяют количество измеряемых параметров при наличии соответствующих датчиков [108].
Как отмечалось выше в состав телеметрического комплекса "Мега" входят: В качестве базового контроллера системы принят контроллер «Мега», являющийся также разработкой НПФ «Интек». Это недорогой унифицированный контроллер, который может устанавливаться непосредственно на технологическом объекте, поскольку он соответствует жестким условиям промышленной эксплуатации. Его измерительные каналы метрологически аттестованы, что позволяет использовать данный контроллер в качестве средства измерения.
Структура контроллера Мега» представлена на рис. 4.3. Контроллер состоит их микропроцессора, интерфейсных микросхем, устройств нормализации аналоговых сигналов, устройств оптоизоляции дискретных входных и выходных сигналов, блока питания, встроенной маломощной радиостанции «ближней» радиосвязи 900 МГц.
Структура контроллера «Мега»
Технические характеристики контроллера представлены в табл. 4.1. В качестве корпусов контроллеров системы «Мега» используются электротехнические корпуса для настенного монтажа фирмы Schroff. Эти изделия допускают размещение малогабаритного оборудования (платы контроллеров, средства связи, клеммники WAGO, устройства электропитания), обеспечивая степенью защиты от воздействия окружающей среды не ниже IP55 (пылевлагозащищенное исполнение). На рис. 4.4. показано размещение шкафа с оборудованием системы «Мега» в типовом помещении контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА) ГЗУ.
Вид помещения КИПиА ГЗУ с установленным оборудованием ИИС. Контроллеры Мега» поддерживают пакетный протокол связи РТМ-64, который обладая большой гибкостью в адресации и маршрутизации пакетов, позволяет строить разнородные сети передачи данных.
Пакетный протокол связи РТМ-64 был разработан специально для распределенной системы контроля и управления на основе контроллеров «Мега» и вобрал в себя многое от таких протоколов как АХ.25, FRAME RELAY и CAN. Его специализированность определена следующими факторами: - дешевизной, то есть протокол должен работать без применения специализированных микросхем или модулей поддержки трафика; - низкой скоростью передачи данных, что вызвано спецификой радиосвязи; 112 - дешевизной, то есть протокол должен работать без применения специализированных микросхем или модулей поддержки трафика; - низкой скоростью передачи данных, что вызвано спецификой радиосвязи; - высокой помехозащищенностью; - необходимостью ретрансляции пакетов, как минимум, через 3 промежуточных ретранслятора; - разнородностью физических каналов связи - радиосвязь с различными видами модуляции, проводные каналы связи с различными типами интерфейсов физического уровня; - разной скоростью передачи данных разных каналах; - необходимостью передачи контроллером экстренного аварийного сообщения в центральный сервер системы, не дожидаясь, пока до него дойдет очередь. Центральный сервер системы состоит из индустриального компьютера с блоком бесперебойного питания, с программным обеспечением (ПО) конфигурирования и настройки контроллеров и программой визуализации, контроля и управления технологическими процессами.
Программное обеспечение (рис.4.5.) предназначено для работы в среде операционной системы Windows NT и состоит из отдельных программ, составляющих три уровня обработки данных. Нижним уровнем ПО является программа «Rotor», которая выполняет следующие функции ґ Genesis32 графическоепредставлениеобъектов отражениетекущегосостоянияобъектов Л Мега-Телемсханика табличноепредставлениесигналов реальноговремени запись в архивизменения данных управление "N
«Rotor» передает данные в ОРС-сервер, разработанный также НПФ «Интек», который в свою очередь является средним уровнем ПО. Сервер данных формирует поток информации в стандартном виде с использованием современных программных интерфейсов (Com/DCOM, ОРС), что позволяет «видеть» все данные системы из всех современных систем автоматизации производства.
В свою очередь данные из ОРС - сервера получают программы верхнего уровня - программа контроля и управления «Мега-Телемеханика» (НПФ «Интек») и визуально-графический SCADA-пакет Genes is32 версии 6Л. фирмы Iconics (модуль GraphWorX32).
Программный модуль GraphWorX32 позволяет специалистам создавать на экране компьютера графическое представление и отображение текущего состояния технологических объектов (рис. 4.14).
Комплекс «Мега» характеризуется такими свойствами, как универсальность, надежность контроллеров, открытый пакетный протокол связи для разнородных сетей передачи данных, современное программное обеспечение, позволяющее использовать всю мощь стандартных SCADA-систем и НМ1-пакетов.
