Инженерная практика
Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram Facebook

Внедрение автономной автоматизированной системы обработки информации трубного водоотделителя на ДНС «Казанская» ЦПНГ-1 ОАО «Самаранефтегаз»

Одну из приоритетных задач автоматизации нефтедобычи составляет осуществление контроля режимов работы технологического оборудования. При этом системы автоматизации должны обеспечивать получение оперативной и достоверной информации в непрерывном режиме. Для решения этих задач применяется различное оборудование, начиная от самого простого, состоящего из термодатчиков и манометров, устанавливаемых непосредственно на объекте, и заканчивая АСУТП высокого уровня информатизации, включающими в себя экспертные комплексы и устройства управления работой оборудования. Технические решения по передаче данных от объектов наблюдения к системам их обработки и принятия решений также представлены различными вариантами: от проводных каналов телемеханики, оптоволоконных линий связи до беспроводных каналов передачи в различных радиодиапазонах, включая каналы GSM и спутниковые каналы связи.

В то же время при выборе технических решений для систем телеметрии необходимо учитывать не только широту их возможностей, но и трудоемкость их реализации, а также объем необходимых затрат, в том числе капитальных.

В настоящей статье представлен опыт практического применения промышленной беспроводной сенсорной системы (БСС) для круглосуточного сбора телеметрической информации на установке трубного водоотделителя дожимной насосной станции «Казанская», расположенной на местности со сложным рельефом и удаленной от здания операторной.

11.10.2015 Инженерная практика №10/2015
Останков Николай Александрович Первый заместитель генерального директора, главный инженер АО «Самаранефтегаз»
Андреев Виктор Юрьевич Начальник сектора автоматизации Отдела ИТ АО «Самаранефтегаз»
Карюк Владимир Михайлович Директор ООО «Объединение БИНАР»
Язев Андрей Константинович Начальник КБ, первый заместитель директора ООО «Объединение БИНАР»

В рассматриваемом случае объектом внедрения телеметрии была установка трубного водоотделителя (ТВО) дожимной насосной станции ДНС «Казанская» ЦПНГ-1, расположенная на местности сложного рельефа, и удаленная от здания операторной на 400 метров. Условия эксплуатации требовали круглосуточного контроля над работой технологического оборудования. Наблюдение за работой объекта до внедрения БСС осуществлялось с помощью электроконтактных манометров и контроля расхода сбрасываемой воды. Все средства контроля эксплуатировались в режиме показаний по месту. Однако в период половодья и распутицы установки, входящие в состав объекта, были труднодоступны для персонала, а передача данных в операторную отсутствовала из-за сложности прокладки контрольных кабельных линий.

ВЫБОР ВАРИАНТА ТЕЛЕМЕТРИИ

При выборе системы телеметрии для объекта рассматривалось несколько вариантов. В качестве первого варианта мы изучали возможность дистанционного наблюдения с помощью существующих первичных приборов, сохраненных на объекте, и размещения в операторной вторичных приборов. Подключение первичных приборов к вторичным предполагалось осуществлять посредством кабельных линий.

Вторым из рассмотренных вариантов была установка на площадке ТВО контролирующего пункта телемеханики с размещением в нем информационно-вычислительного комплекса (ИВК) и радиостанции. Этот вариант предполагал также замену на объекте приборов контроля на датчики с кабельным подключением их к ИВК. Передача данных в существующую систему диспетчерского контроля и управления должна была осуществляться по радиоканалу.

Третий же вариант предусматривал обеспечение дистанционного контроля параметров работы объекта посредством телеметрической системы, построенной на основе технологий БСС [1, 2]. Для этого на всех контролируемых точках объекта устанавливаются сенсорные модули (СМД) и модули сбора информации с соответствующими радиоинтерфейсами. Для приема данных в систему диспетчерского контроля на здании операторной устанавливаются радиомодем и базовая станция из состава БСС.

Реализация первого варианта требовала существенных капитальных затрат на проведение изыскательских работ, оформление землеотвода и строительства кабельных эстакад, а также возникала необходимость приобретения кабельной продукции и вторичных приборов.

Для второго варианта требовались капитальные затраты на строительство антенно-мачтовых сооружений и линий связи на объекте между площадками ДНС и ТВО, а также для приобретения комплекса ИВК, контролирующего пункта и радиопередающего оборудования.

Для третьего варианта требовалось закупить сенсорные модули и смонтировать их на существующие места для установки манометров. При этом времени для монтажа сенсорных модулей требовалось существенно меньше, чем для монтажа датчиков с кабельными выводами для первых двух вариантов.

Сравнение экономических показателей всех трех вариантов показало преимущество построения системы контроля на основе применения беспроводных решений.

ВЫБОР БЕСПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ

Требования, предъявляемые к БСС, оформлены в различных международных специализированных стандартах. Примером может служить стандарт IEEE 802.15.4, регламентирующий протоколы физического, канального и сетевых уровней для каналов передачи информации. При этом известны различные варианты беспроводных решений как отечественных, так и зарубежных производителей. Например, это беспроводные датчики таких зарубежных фирм, как Honeywell International, Yokogawa Electric Corporation, SmartWireless, Emerson Process Management; приборы и системы российских предприятий: регистратор технологических параметров «РТП-04» производства ООО НПЦ «Знание», система «Гиперфлоу-АССД» производства ЗАО «НПФ «Вымпел» [3], а также автоматизированная беспроводная система сбора и обработки информации (АСОИ) «Скважина» производства «Объединение Бинар» [4]. С учетом ситуации с поставкой импортного оборудования, а также опыта внедрения отечественных беспроводных систем на объектах ОАО «Газпром» [5] руководство АО «Самаранефтегаз» приняло решение о проведении опытно-промышленных испытаний (ОПИ) на ТВО ДНС «Казанская» ЦПНГ-1 аппаратной составляющей системы телеметрии приборов АСОИ «Скважина».

АСОИ «СКВАЖИНА»

Предложенная система представляет собой телеметрическую энергонезависимую систему и предназначена для сбора и передачи данных по радиоканалу в ISM-диапазоне, не требующем лицензирования. Система применяется на территориально распределенных промышленных объектах, в том числе на промысловых или разведывательных скважинах. АСОИ построена по многоуровневой схеме: первый (полевой) уровень формируют энергонезависимые датчики физических величин, которые устанавливаются непосредственно на объектах в точках контроля; во второй (промежуточный) уровень входят энергонезависимые модули сбора и связи, которые обеспечивают сбор данных с группы датчиков и передачу информации на верхний уровень, в который входят базовая станция, автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера и сервер баз данных. На рис. 1 приведена структурная схема телеметрии ТВО ДНС «Казанская».

Рис. 1. Структурная схема телеметрии ТВО ДНС «Казанская»
Рис. 1. Структурная схема телеметрии ТВО ДНС «Казанская»

ОПИ СИСТЕМЫ

На объекте можно выделить три элемента: электроцентробежные насосы (ЭЦН), ТВО и узел учета жидкости (УУН), которые можно рассматривать как локальные объекты автоматизации со своими набором регистрируемых параметров и комплектом модулей для регистрации первичных физических величин.В соответствии с технологическим процессом пластовая жидкость из месторождений поступает на прием ТВО, в котором происходит частичное отделение пластовой воды от нефти. Частично обезвоженная нефть из ТВО поступает на ДНС, где происходит ее дальнейшая сепарация. Отделившаяся пластовая вода из ТВО с помощью ЭЦН подается в нагнетательные скважины.

В число контролируемых параметров объекта входят давление жидкости на входе и выходе ТВО, давление жидкости на выходе из шурфного и горизонтального насосов, а также расход жидкости сброса и энергетические параметры работы ЭЦН. Во всех точках измерения давления установлены сенсорные модули давления (СМД). Для ретрансляции данных со всех сенсорных модулей давления и передачи их в БСС на объекте ТВО установлен модуль сбора и связи (МСиС). Расход жидкости контролируется с помощью расходомера UFM3030 фирмы KROHNE, подключенного через конвертор HART-Modbus к радиомодему МИБ для передачи данных в БСС. Данные о работе насосов формируются в шкафах СУ ЭЦН и передаются посредством того же радиомодема МИБ в БСС.

Для приема данных от МИБ и МСиС на здании операторной была установлена базовая станция БС и вторичный модуль МИБ. Эти устройства подключены на вход контроллера ARK-3360F, входящего в состав аппаратно-программного комплекса (АПК). Конечным узлом АПК служит АРМ оператора, предназначенное для выполнения оперативных телеизмерений, сбора и обработки информации.

Рис. 2. Экранная форма отображения технологического процесса ТВО ДНС «Казанская»
Рис. 2. Экранная форма отображения технологического процесса ТВО ДНС «Казанская»

На экран монитора автоматизированного рабочего места выводилась наглядная мнемосхема, отображавшая работу основных узлов ТВО. Непосредственно на мнемосхеме в контрольных точках транслировались текущие значения физических величин (давление, расход) и электрические параметры работы насосов. При выходе параметров за допустимые значения их цвет на экране монитора менялся на красный и включалась звуковая сигнализация. На рис. 2 приведена экранная форма с мнемосхемой и текущими регистрируемыми параметрами работы объекта в целом. Следует отметить вспомогательные функции системы – это возможность проведения дистанционной калибровки сенсорных датчиков по радиоканалу, параметрирование измерительных каналов сенсорных датчиков, конфигурирование радиосети и управление режимами ее работы, регистрация внутренней температуры сенсорных модулей, диагностика состояния программно-технических средств системы. Контроль состояния элементов питания.

ИТОГИ ИСПЫТАНИЙ

Применение элементов беспроводной системы телеметрии позволило без капитальных затрат и практически без проведения СМР и при небольшом объеме ПНР установить на всех контролируемых точках объекта сенсорные модули с радиоинтерфейсом и модули сбора информации по радиоканалу, а также обеспечить дистанционный автоматизированный контроль технологических параметров работы ТВО и ДНС.

Для приема данных в систему диспетчерского контроля на здании операторной были установлен радиомодем и базовая станция. Автоматизированное рабочее место, входящее в состав системы, установлено в операторной и позволяет осуществлять непрерывный контроль работы оборудования и формировать архив данных ДНС «Казанская».

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Патент на изобретение № 2430399. Беспроводная система мониторинга технических параметров промышленных объектов и способ его осуществления/ Карюк В.М., Выскубенко О.Б. Зарегистрировано в Государственном реестре изобретений Российской Федерации 27 сентября 2011 г.
  2. Патент на полезную модель № 107600. Система мониторинга технических параметров промышленных объектов / Карюк В.М. Зарегистрировано в Государственном реестре полезных моделей Российской Федерации 20 августа 2011 г.
  3. Деревягин А.М. Инновационные решения НПО «Вымпел» для добычи газа // Газовая промышленность. 2012. №6.
  4. Беспроводная оперативная система сбора информации на территориально распределенных объектах / В.Е. Столяров, М.А. Балавин, А.А. Енгибарян, В.М. Карюк // Газовая промышленность. 2009. №1(627). С.47-51.
  5. Ларцов С.В. , Столяров В.Е. , Карюк В.М. Применение беспроводной оперативной системы сбора информации на территориально распределенных объектах // Материалы VIII Международной научно-технической конф. «Перспективные технологии в средствах передачи информации». Владимир, 2009. Т.1. С.89-93.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Акустический метод диагностики промысловых нефтепроводов
Соединительные детали трубопроводов повышенной хладо- и коррозионной стойкости
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №04/2020

Инженерная практика

Выпуск №04/2020

Защита скважинного и промыслового оборудования от коррозии. Энергоэффективность. Наземное оборудование
ОПИ новых марок сталей, способов защиты НКТ и стыков сварных соединений трубопроводовИспытания трубопроводов с внутренним защитным полимерным покрытием в условиях высоких температур и выноса мехпримесейОпыт защиты скважин РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» от коррозииОПИ ингибиторов коррозии и бактерицидовЗащита трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащую продукциюПовышение энергоэффективности эксплуатации УЭЦН