Проектирование АСУ ТП куста скважин, механизированных УЭЦН Северо-Покурского месторождения

Содержание Введение

1. История развития способов добычи нефти

1.1 Международный опыт и отечественный опыт

1.2 Результаты анализа, сравнений

1.3 Описание объекта

1.4 Описание технологического процесса

1.5 Формулировка задачи

1.6 Постановка задачи по реализации

2. Реализация задач

2.1 Описание средств автоматизации

2.2 Выбор аппаратных средств

2.3 Выбор средств передачи данных

2.4 Выбор программных средств

2.5 Информационная модель системы

2.6 Алгоритмы работы системы

2.7 Интерфейсы

3. Расчетная часть

3.1 Расчет надежности проекта

3.2 Оценочные расчеты

3.3 Математическая модель скважины с ЭЦН

4. Оценка экономической эффективности проекта

4.1 Расчет единовременных затрат

4.2 Расчет текущих затрат

4.3 Анализ чувствительности к риску

4.4 Выводы

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Обеспечение безопасности проекта

5.2 Экологичность проекта

5.3 Меры по предотвращению ЧС

5.4 Выводы по разделу безопасности и экологичности проекта Заключение Список использованных источников Приложение, А Приложение Б Приложение В Приложение Г Приложение Д Приложение Е Приложение Ж Приложение И Приложение К Приложение Л Приложение М Приложение Н

Введение

В настоящее время нефтяная и газовая промышленность являются наиболее рентабельными отраслями промышленности России. Это вызвано не только высокими ценами на природное сырье, но и широким внедрением в данных отраслях автоматизированных систем управления, причем не только основных технологических процессов, но и всех вспомогательных процессов добычи, подготовки нефти и газа.

На Северо-Покурском месторождении парк УЭЦН начал интенсивно расти в отрасли, начиная с 1999 года в связи с переходом на интенсивную добычу нефти. Процесс же интенсификации добычи связан с увеличением глубин спуска УЭЦН, с большим содержанием свободного газа и механических примесей в откачиваемой жидкости, с повышением температуры откачиваемой жидкости, с отложением солей на элементах погружного оборудования. Всё это потребовало от производителей УЭЦН разработки нового более высоконапорного и надёжного оборудования. Производители насосов с честью справились с этой задачей, и на сегодня российская промышленность выпускает УЭЦН почти не уступающие по основным характеристикам передовым образцам иностранного производства.

За период 2006;2007г динамические уровня понизились среднее 1835 м из-за неправильной системы заводнения и интенсивного отбора жидкости. Пластовое давление упало в среднем до 190атм.

На Северо-Покурском месторождении заглубляют установки в среднем на 2200 м снижая забойное давления в среднем на 50атм, это дает нам увеличить приток из пласта.

1. История развития способов добычи нефти Разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась еще до революции. Когда А. С. Артюнов вместе с В. К. Домовым разработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем. Советские инженеры, начиная с 20-х годов, предлагали разработку поршневых насосов с поршневым пневматическим двигателем. Одним из первых такие насосы разработал М. И. Марцишевский.

Нефтегазодобывающая промышленность с открытием новых месторождений нуждалась в насосах для отбора из скважины большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рационален лопастной насос, приспособленный для больших подач. Из лопастных насосов получили распространение насосы с рабочими колесами центробежного типа, поскольку они давали большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Широкое применение скважинных центробежных насосов с электроприводом обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемки при обслуживании, по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При больших подачах энергетические затраты на установку относительно невелики. Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

Монтаж оборудования ЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легкой будке.

Различные по принципу действия и конструкции глубинно-насосные установки получили широкое распространение не только для добычи нефти, но и для эксплуатации водяных, гидротермальных и других скважин.

В мировой практике нефтедобычи получили распространение следующие глубиннонасосные установки:

— скважинные штанговые насосные установки (СШНУ).

— установки погружных центробежных насосов с электроприводом (УЭЦН).

— установки гидравлических поршневых насосов (УГПН).

— установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН).

— установки с диафрагменными насосами и электроприводом

(УЭДН).

— установки со струйными насосами (УСН).

Не все из перечисленных глубиннонасосных установок играют одинаковую роль в добыче нефти.

В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи — УЭЦН. Это связано с тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низкои среднедебитных скважин, а установки УЭЦН — для эксплуатации среднеи высокодебитных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин.

Установки электрических погружных центробежных насосов относятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобывающей промышленности России определяющую роль по объему добываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может существенно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влияют на выходные параметры установки. Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что существенно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м3/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

1.1 Система телемеханики кустов скважин нефтедобычи Технологические объекты нефтедобычи в большинстве случаев распределены на большой площади и расположены в труднодоступных местах. Расстояния до отдельных кустов могут достигать десятки километров, при этом путь может пролегать через реки и болота, а доступность объектов сильно зависит от времени года и погодных условий. Как правило, нефтепромысловый комплекс с течением времени претерпевает структурные изменения. Во-первых, количество задействованного оборудования может увеличиться в результате ввода в эксплуатацию новых скважин; во-вторых, может измениться его состав по причине перевода скважин из режима фонтанной эксплуатации в режимы механизированный, нагнетательный и т. п.

Ввиду особенностей размещения и эксплуатации объектов нефтедобычи система автоматизации кустов скважин помимо основных характеристик и свойств должна обладать рядом дополнительных:

— гибкой распределенной структурой;

— простой модернизацией узлов системы;

— дистанционным конфигурированием/установкой/заменой программного обеспечения;

— устойчивой системой передачи данных с возможностью резервирования каналов;

— высокой отказоустойчивостью оборудования.

Автоматизированное рабочее место оператора посредством мнемосхем, текстовых и звуковых оповещений, трендов предоставляет пользователю полную информацию о состоянии объекта, позволяет управлять технологическим оборудованием. Получаемая информация, а также все выполняемые действия заносятся в исторический архив. Используя различные фильтры, оператор может в автоматизированном режиме сформировать отчет и вывести его на печать.

Рисунок 1.1

Для сбора информации и управления оборудованием кустов скважин в системе применяются отдельные «Шкафы контроля и управления» (рисунок 1.2), созданные на базе контроллеров.

Рисунок 1.2

Связь шкафов контроля и управления и диспетчерского пункта может быть реализована в различных комбинациях:

По каналам радиосвязи (УКВ, ШПД, спутниковая связь) По проводным каналам (RS-232, RS-485, Ethernet 100/1000base T), используя различные протоколы (MDLC, Modbus RTU, Modbus TCP/IP и др.)

Система телемеханики кустов скважин обладает следующими отличительными характеристиками:

— различные типы соединений (беспроводные, проводные);

— ретрансляция данных через узлы системы (см. рисунок 1.3);

— резервирование линий передачи данных (см. рисунок 1.3);

— индивидуальная, групповая и множественная адресация;

— контроль доставки пакетов;

— регистрация и исправление ошибок при передаче данных;

— передача файлов и изображений, в том числе и по радио;

— дистанционное конфигурирование / загрузка приложения / диагностика / калибровка.

Назначение:

Шкаф контроля и управления системы телемеханики кустов скважин предназначен для:

— сбора и обработки информации с различных приборов (термопреобразователей сопротивления, датчиков с унифицированным выходным сигналом, расходомеров и др.);

— управления исполнительными механизмами;

— обмена данными и командами с другими системами управления по интерфейсам RS-485, Ethernet 100/1000base T по протоколам Modbus RTU, Modbus TCP/IP и др.

В зависимости от задач автоматизации в шкафу могут быть установлены искробезопасные барьеры, система обогрева (греющий кабель, обогреватель).

Рисунок 1.3

1.2 Описание объекта Покур находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа тюменской, области, северо-западнее города Нижневартовска. Ближайшими населёнными пунктами от северо-покурского месторождения являются: город Лангепас, посёлок Покур, деревня Вата, посёлок Высокий, город Мегион, город Нижневартовск. Северо-Покурское месторождение открыто в 1964 году. Разработка Северо-Покурского месторождения, осуществляется с 1976 года. В настоящее время на месторождении разрабатывается 7 объектов: АВ1−2₃₋₇, БВ₀₋₂, БВ₃₋₄, БВ₆, БВ₈, ЮВ₁. Основными продуктивными, объектами является АВ1−2₃₋₇, БВ₆ и БВ₈, содержащие около 80% начальных извлекаемых запасов нефти месторождения. На сегодняшний день месторождение находится на стадии стабилизированной добычи нефти. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1987 году и составил 3614 тыс. тонн при обводнённости продукции 52,6%. С начала разработки на месторождении отобрано 71 317,284 тыс. тонн нефти (по состоянию на 01.01.2008), что составляет 61,2% от начальных извлекаемых запасов. За 2008 год (на 01.12.2008) на месторождении отобрано 3514,36 тыс. тонн нефти (при проектном значении 3547,773 тыс. тонн) и 24 099,779 тыс. тонн жидкости (по проекту 22 541,962 тыс. тонн). В течение 2008 года скважины эксплуатировались дебитами по нефти 16,9 тонн в сутки, по жидкости 127 м³ в сутки. Среднегодовая обводнённость продукции — 85% (проектная 84,2%). С начала разработки в продуктивные пласты закачено 223 886,262 тыс. м³ воды (по состоянию 01.01.2008). В 2008 году (за 11 месяцев) объём закачиваемой воды составил 19 598,437 тыс. м³ (по проекту 19 408,648 тыс. м³), что обеспечивало компенсацию отбора жидкости закачкой: текущую 85,9% накопленную 83,6%. Приёмистую в среднем составило 445,7 м³ в сутки.

На каждом кусту скважин находятся следующие объекты автоматизации:

— Групповая замерная установка;

— Блок гребёнки;

— Скважины с ЭЦН, с ШГН, нагнетательные;

— Трансформатор.

В настоящее время на промыслах получили распространение автоматизированные групповые замерные установки блочного типа (АГЗУ) «Спутник». Они разработаны Октябрьским объединением «Башнефтемашремонт».

Существует три модификации установок этого типа «Спутник А-16−14−400», «Спутник А-25−14/1500», «Спутник А-40−14/400». В указанных цифрах первая цифра обозначает рабочее давление в кгс/см2, на которую расчитана установка, вторая — число подключаемых к групповой установке скважин, третья — наибольший дебит измеряемой скважины в м3/сут.

Блок гребенки (БГ) предназначен для распределения, измерения расхода и давления воды, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления (ППД).

Установка штанговых глубинных насосов (УШГН) представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом — станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

Наиболее обширную группу в классе бесштанговых глубинных насосов составляют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно с насосом на заданную глубину.

Трансформатор предназначен для преобразования напряжения промысловой сети.

1.3 Описание технологического процесса Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю. Вращая вал насоса, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр и нагнетается по подъёмным трубам на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъёмных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан.

1.4 Описание объекта автоматизации Установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 года.

УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6, наземного электрооборудования — трансформаторной комплектной подстанции 5. Схема УЭЦН представлена на рисунке 1.4.

Рисунок 1.4 — Схема установки погружного центробежного электронасоса

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах. Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в головку насоса, а спускной — в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

1.5 Основные узлы установок ЭЦН Центробежные насосы — это погружные, центробежные, секционные, многоступенчатые насосы. В основном, все насосы в настоящее время проектируются по модульному принципу и в общем случае состоят из: входного модуля, насосных модуль-секций, выходного модуля, обратного и спускного клапана. Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями представляют собой металлический корпус, изготовленный из стальной трубы длиной до 5,5 м. В корпусе секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной механической шпонке, они могут перемещаться в продольном направлении. Материалы, используемые, для изготовления рабочих колес и направляющих аппаратов: специальный модифицированный чугун, и чугун типа «нирезист», и полимерные материалы со специальным наполнителем. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе гайкой-ниппелем, расположенном в верхней части корпуса. Число ступеней колеблется от 127 до 473. В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой расположен обратный клапан и к которой крепятся НКТ. Различное материальное и конструкторское исполнение насосов позволяет изготавливать насосы с термостойкостью до 200⁰ С и высокой износостойкостью. Обратный клапан позволяет производить опрессовку насосно-компрессорных труб.

1.5.1 Погружной электродвигатель В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный двигатель типа ПЭО. ПЭО состоит из статора, ротора, головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрены резьбы для подсоединения головки и основания двигателя. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную изоляционную колодку кабельного ввода. Двигатель заполняется специальным, маловязким, высокой диэлектричности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки. Погружные электродвигатели имеют следующие шифры: ПЭО 125−131 АВ5, где 125 — номинальная мощность кВт; 138 — диаметр корпуса, мм; АВ5 — серия двигателя.

1.5.2 Гидрозащита Предназначена для защиты ПЭО от проникновения в его полость пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора.

Протектор устанавливается между ЭЦН и ПЭО. Он имеет две камеры, разделенные эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от вала ЭЦН и защищает ПЭО от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание давления в протекторе и скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна выворачиваться перед спуском погружного агрегата в скважину.

Компенсатор присоединяется к основанию ПЭО и имеет устройство для автоматического сообщения с полостью электродвигателя в процессе спуска установки, что значительно упрощает монтаж на скважине (для оборудования завода «Алнас»). Он состоит из маслонаполненной камеры, образуемой эластичной резиновой диаграммой и защищенной от повреждения стальным корпусом. Полость за диаграммой сообщена со скважиной отверстиями. Компенсатор защищает ПЭО от проникновения в его полость скважинной жидкости.

1.5.3 Газосепаратор Незаменим при добыче нефти из скважин с большим содержанием растворенного газа. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и нижней секцией насоса. При большом газовом факторе хорошо зарекомендовали себя газосепараторы, работающие в тандеме. Так же газосепаратор может быть совмещен с приемной сеткой, что исключает необходимость во входном модуле насоса.

1.5.4 Станция управления Обеспечивает включение и выключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийного отключения. Станция управления имеет ручное и автоматическое управление, управление с диспетчерского пульта, работает по программе. СУ может быть укомплектована вариатором числа оборотов электродвигателя (преобразователь частот), вторичными системами телеметрии и при необходимости может оснащяться электроподогревом.

1.5.5 Трансформатор Трансформаторы повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭО (350−6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле.

Подстанции трансформаторные комплектные серии КТППН и КТППНКС предназначены для питания, управления и защиты погружных электродвигателей серии ПЭД мощностью от 16 до 125 кВт.

Подстанции КТППНКС рассчитаны на питание, управление и защиту 4 погружных электродвигателей в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири. Подстанции комплектуются трансформаторами серии ТМПН от 100 до 400 кВА.

1.5.6 Кабель С поверхности до погружного агрегата подводят питающий кабель типа КПБК, а в пределах погружного агрегата — типа КПБП. Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается в горячих пресс-формах. Потери напряжения в кабеле составляют 25−125 В на 1000 метров. В широком ассортименте (завод «Алнас») применяются различные материалы: броня из нержавеющей оцинкованной стали, термостойкая до 200⁰ С изоляция, свинцовая оболочка и др.

1.5.7 Оборудование устья скважины Обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья, подачу продукции. Скважина обязательно комплектуется буферными манометрами и потрубками эхолотирования для качественного контроля за параметрами работы скважины. Так же обязательна установка обратного клапана для стравливания лишнего скопившегося газа из затрубного пространства в выкидную линию в коллектор. На некоторых скважинах предусматривается установка регулируемого штуцера для облегчения вывода скважины в режим после ремонта.

1.6 Постановка задачи Необходимо разработать систему контроля и управления, реализующие следующие функции:

— Чтение данных и параметров со станций управления УЭЦН по интерфейсу RS-485;

— сбор и обработка данных с датчиков;

— передача данных на диспетчерский пункт;

— телеуправление;

— наглядное представление хода технологического процесса;

— сигнализация отклонений технологических параметров за аварийные и технологические границы;

— хранение информации по замерам технологических параметров, по изменению состояния оборудования, аварийной сигнализации;

— ведение базы данных;

— формирование отчетов;

— интерфейс с другими информационными системами;

— моделирование гидродинамических параметров скважины, оборудованной ЭЦН.

Необходимо произвести выбор кустового контроллера, средств передачи данных, SCADA-приложения. Необходимо разработать программное обеспечение верхнего и нижнего уровня, произвести расчеты, оценку экономической эффективности, безопасности и экологичности проекта.

2. Реализация задач

2.1 Описание средств автоматизации Таблица КИП приведена в приложении В.

Качество работы проектируемой системы управления во многом зависит от применяемых контрольно-измерительных приборов (КИПиА) и исполнительных механизмов. Именно эти устройства находятся непосредственно на объектах и подвергаются воздействию, как со стороны технологических факторов, так и со стороны атмосферных явлений. В связи с этим к контрольно-измерительным приборам и исполнительным механизмам предъявляется ряд требований:

— устойчивость к технологическим параметрам (температура, давление, вибрации);

— взрывобезопасность;

— работа при низких температурах (до -50^оС);

— высокая надёжность работы;

— точность показаний.

Все эти факторы учитывались при выборе контрольно-измерительных приборов и исполнительных механизмов.

В системе использованы датчики давления, датчик температуры, датчик расхода, преобразователи тока, напряжения, из исполнительных механизмов: гидропривод. К средствам контроля за состоянием скважин относятся погружной электродвигатель, погружная телеметрия, станция управления.

Сравнительные таблицы датчиков приведены в приложении Е.

Датчики давления Метран-100-ДД устанавливаются на трубопроводах. Датчик давления предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности и городского хозяйства и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемого параметра — абсолютного, избыточного давления, разрежения, разности давлений нейтральных и агрессивных газообразных и жидких сред в электрический унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи.

Расходомер Метран-360 (совместное производство с компанией Emerson Process Management) предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности, а также в системах коммерческого учета жидкостей, пара и газов.

Датчик температуры ТСМ Метран-253(50М) предназначены для измерения температуры жидких и газообразных химически неагрессивных сред. Используется в системах автоматического контроля и регулирования температуры на объектах энергетики, нефтяной и газовой промышленности.

Гидропривод ГП-1М предназначен для создания гидравлического давления в силовом гидравлическом цилиндре переключателя скважин многоходового (ПСМ) — узла, входящего в комплект установки «Спутник». Тип двигателя ГП асинхронный, трехфазный, В63, В4, 037 (взрывобезопасный).

Поставщиков СУ ЭЦН на российский рынок можно разбить на две большие группы, имеющие существенные отличия: отечественные производители и иностранные компании.

Отечественные производители выпускают и поставляют на рынок, в основном, простые станции типа ШГС и их модификации. Только в последние годы появились СУ ЭЦН с частотным регулированием отечественного производства.

Иностранные производители представлены как раз наиболее мощными (и дорогими) станциями, осуществляющими частотное управление.

Анализ рынка позволяет утверждать, что граница между сегментами доминирования российских и западных УЭЦН проходит приблизительно на уровне производительности 250 м³ в сутки. Рассмотрим оба сегмента рынка.

Сегодня на российском рынке СУ ЭЦН работают несколько крупных производителей:

Алнас — этот российский производитель нефтяного оборудования давно известен своими станциями управления без частотного регулирования мощностью от 12 до 125 кВт и погружным оборудованием. И если качество погружного оборудования очень высоко, то качество монтируемой в станцию автоматики Ижевского радиозавода еще оставляет желать лучшего. Видимо, по этой причине Алнас занимается разработкой собственного специализированного контроллера. В 2001 году завод начал выпускать станции управления погружными вентильными двигателями с частотным регулированием мощностью до 125 кВт. Эти станции были разработаны в сотрудничестве с Корпорацией Триол, которая поставляет для них частотные приводы и контроллеры.

Борец — старейший российский производитель нефтяного оборудования выпускает низковольтные станции Борец 01/11 (мощностью до 250 кВт), и высоковольтные станции Борец 03 (до 600 кВт). Однако потребителю предлагается на выбор всего два вида комплектации — нерегулируемый (с контроллером «Каскад»), и с устройством плавного пуска.

Триол — ведущий производитель частотно-регулируемого оборудования Корпорация Триол сегодня производит СУ ЭЦН в четырех комплектациях: нерегулируемой — для прямого пуска УЭЦН; с устройством плавного пуска (до 250 кВт); с преобразователем частоты для асинхронного двигателя (37 — 500 кВт); с преобразователем частоты для вентильного двигателя (22 — 90 кВт). Известно, что первые станции СУЭЦН Триол имели ряд недоработок. В основном, они были связаны с элементной базой и программным обеспечением. Однако, как уверяет производитель, все выявленные недоработки были устранены. Сейчас 17 станций СУ ЭЦН Триол эксплуатируются на месторождениях ЮКОСа, а большая часть из них увязывается в единую информационную сеть компании.

Электон — ранее компания производила различные модификации простых станций управления (до 630 А), снабженных только контроллером и не обеспечивающих плавное регулирование. Эта продукция широко известна на отечественном рынке. Совсем недавно компания предложила потребителям станции управления с частотным регулированием мощностью до 500 кВт. К сожалению, на данный момент редакция газеты не располагает данными об опыте применения этих станций на нефтепромыслах.

Суммарная доля компании Centrilift (входит в состав «Бейкер Хьюз») и Reda (входит в состав «Шлюмберже») в импорте УЭЦН в Россию составляет почти 100%. Доля других производителей исчезающе мала. Продукция этих известных производителей нефтяного оборудования не вызывает у отечественных потребителей никаких негативных эмоций. Возможным недостатком этих надежных станций является более чем высокая цена — более 200 тыс. у.е., а также необходимость закупки всего парка фирменного оборудования (ЭЦН, ПЭД кабель). В противном случае Вы можете лишиться гарантированного ремонта.

Система погружной телеметрии «ЭЛЕКТОН-ТМС-2(ТМСР/ТМСВ)» :

Назначение и область применения:

Система погружной телеметрии «Электон-ТМС-2» предназначена для регистрации и передачи внешним устройствам текущих значений:

- Давление на приеме насосной установки;

— Температура статорной обмотки погружного электродвигателя;

— Уровень виброускорения ПЭД в радиальном и осевом направлениях;

— Температура с выносного датчика;

— Сопротивление изоляции системы «ТМПН-погружной кабель-ПЭД».

В состав «Электон-ТМСР/ТМСВ» входит расходомер, что позволяет дополнительно получать на внешних устройствах данные по расходу, давлению и температуре на выкиде погружного насоса.

2.2 Выбор аппаратных средств Таблица RTU приведена в приложении Г.

При выборе контроллера проведем сравнительный анализ нескольких видов программируемых логических контроллеров и на основе данного анализа произведем выбор контроллера наиболее удовлетворяющего условиям поставленной задачи. В настоящее время, множество фирм, как зарубежных, так и российских занимается разработками в области создания программируемых логических контроллеров, для их применения в различных отраслях промышленности. Рассмотрим контроллеры, удовлетворяющие условиям поставленной задачи, для кустового контроллера это простота, дешевизна, небольшое количество аналоговых, дискретных и счетных сигналов без преобразования, отсутствие пид-регулирования и других функций, широкий температурный диапазон, малое потребление электроэнергии, наличие интерфейсов.

Системы телемеханики SCADAPack — особый класс средств автоматизации, предназначенных для построения автоматизированных систем управления технологическими объектами, такими как: технологические объекты добычи нефти и газа, трубопроводы, сети теплои водоснабжения и канализации, электрические подстанции, железнодорожные и автомобильные магистрали, ирригационные системы, системы мониторинга окружающей среды. В последнее время системы телемеханики широко применяются в системах учета потребления энергоресурсов на предприятиях и в жилых зданиях. Компания «Control Microsystems» является одним из лидеров в разработке и производстве систем телемеханики и средств автоматизации. В номенклатуре компании имеются программируемые и непрограммируемые логические контроллеры, модули расширения ввода/вывода, операторские панели, коммуникационные модули, программное обеспечение, интеллектуальные многопараметрические датчики для измерения расхода и давления и программное обеспечения для построения SCADA-систем.

Контроллеры DirectLOGIC предназначены для построения систем управления технологическими процессами в любых отраслях промышленности в цеховых условиях эксплуатации с различным числом каналов ввода/вывода от десятка до 8000 сигналов.

Их отличительными особенностями являются:

— Широкий спектр типоразмеров: DL05, DL06, DL105, DL205, DL305, DL405, удаленный ввод/вывод — Terminator I/O

— Развитые функциональные и программные возможности

— Большой выбор модулей ввода/вывода

— Поддержка промышленных сетей и протоколов: Ethernet, Profibus DP, DeviceNet, SDS, Modbus, DirectNet

— Эффективная система программирования

— Качественная документация и техподдержка

— Сертификат Госстандарта России

— Внесены в Госреестр средств измерений

— Разрешение Ростехнадзора на применение

— Надежность и практичность проверены временем Контроллер СТМ-ZК2 предназначен для работы в системах телемеханики по радиоканалу или проводной линии связи, основное назначение — периферийное устройство телемеханики кустов добычи нефти, где осуществляет управление ГЗУ и измерение дебита скважин. Имеет интерфейс RS485 для подключения дополнительных микроконтроллеров, что позволяет создавать локальную сеть для решения различных задач (например, снятия динамограмм и параметров работы погружных насосов со всех скважин куста).

Контроллер «МИР КТ-30» используется в составе комплекса телемеханики кустовой площадки «МИР ТК-01» и предназначен для дистанционного контроля технологических параметров и управления работой нефтяных, нагнетательных скважин, групповых замерных установок и другого технологического оборудования, устанавливаемого на кусте скважин.

Сравнительный анализ контроллеров приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Сравнительный анализ контроллеров

В результате сравнительного анализа был выбран контроллер SCADAPack. Приемущества контроллера:

— надежность;

— широкий температурный диапазон работы;

— быстродействие;

— многозадачность;

— малое энергопотребление;

— малое тепловыделенеие;

— наличие интерфейсов;

— программирование на языках релейной логики, С/С++, IEC 61 131−3 (ISaGRAF);

— поддержка протоколов Modus ASCII/RTU, TCP/UDP, DNP3, DF1, HART;

— невысокая цена.

2.3 Выбор средств передачи данных Все средства передачи данных можно условно поделить на три большие группы: это FM-радиосвязь, Radio-Ethernet, и сотовая связь, в свою очередь FM-радиосвязь делится на аналоговую и цифровую. Рассмотрим каждую группу подробнее.

Радиосвязь на данный момент является необходимым инструментом для эффективной работы различных систем. Принцип радиосвязи — это обеспечение оперативной и бесперебойной связью различных служб, как частных, так и государственных организаций.

Основной ряд аналоговых радиостанций предназначен для голосовой связи. Абонентские станции являются универсальными терминалами, которые сочетают в себе функции профессиональной радиостанции, телефона и терминала для передачи данных и коротких сообщений.

Развитие мирового рынка систем радиосвязи характеризуется широким внедрением цифровых технологий. Цифровые системы радиосвязи по сравнению с аналоговыми системами обеспечивают более высокую оперативность и безопасность связи, предоставляют широкие возможности по передаче данных, более широкий спектр услуг связи.

RadioEthernet — технология организации компьютерной связи по радиоканалу с высокой скоростью передачи данных.

Достоинства данной системы связи:

— Не требуется никаких коммутируемых или телефонных линий.

— Скорость передачи данных составляет 2 Мбит/сек., что более, чем в 30 раз выше, чем на коммутируемых линиях с применением самых современных модемов.

— Высокая устойчивость к погодным условиям, которые ни в коей мере не ухудшают качество связи.

— Возможность организации временных или мобильных абонентских точек, без необходимости прокладки дополнительных линий связи.

Недостатки данной системы связи: Относительно небольшая зона действия системы, поскольку для работы RadioEthernet-канала необходима прямая видимость между антеннами абонентских точек.

Сотовая связь — один из видов мобильной радиосвязи, в основе которого лежит сотовая сеть. Ключевая особенность заключается в том, что общая зона покрытия делится на ячейки (соты), определяющиеся зонами покрытия отдельных базовых станций (БС). Соты частично перекрываются и вместе образуют сеть. На идеальной (ровной и без застройки) поверхности зона покрытия одной БС представляет собой круг, поэтому составленная из них сеть имеет вид сот с шестиугольными ячейками (сотами).

Примечательно, что в английском варианте связь называется «ячеистой» или «клеточной» (cellular), что не учитывает шестиугольности сот.

Сеть составляют разнесённые в пространстве приёмопередатчики, работающие в одном и том же частотном диапазоне, и коммутирующее оборудование, позволяющее определять текущее местоположение подвижных абонентов и обеспечивать непрерывность связи при перемещении абонента из зоны действия одного приёмопередатчика в зону действия другого.

Таблица 2.2 — Сравнительный анализ средств передачи

В результате сравнительного анализа была выбрана связь по Radio-Ethernet каналу, основными преимуществами которой можно назвать высокую скорость передачи данных, достаточную дальность связи, безопасность. В качестве устройств была выбрана система Canopy фирмы Motorola. Canopy широко используется операторами с 2001 г. для организации связи на участке «последней мили». По заявлениям производителя, в настоящее время только на территории стран Северной Америки создано более 3000 узлов доступа на базе аппаратуры Canopy. Система состоит из оборудования точки доступа, предназначенного для распределения услуг между потребителями, и абонентского модуля, устанавливаемого у клиента. Шесть точек доступа Canopy образуют узел доступа (соту), который может обслуживать до 1200 абонентских модулей по всем направлениям. Каждая сота может обслуживать абонентов, находящихся в радиусе от 3 до 16 км (с использованием пассивного отражателя). Скорость передачи данных составляет 10 Мбит/сек, диапазон частот — 5,2 ГГц.

Состав системы:

— Canopy AP (точка доступа) — используется как ретранслятор для доставки интернет-сервисов к пользователям. Точка доступа Canopy AP включает антенну на 6 секторов, источник питания, GPS-приемник (предназначенный для синхронизации точек доступа и радиомостов) и еthernet-коммутатор с возможностью подачи питания по незадействованным парам кабеля «витая пара». На одной точке доступа могут быть зарегистрированы 200 модулей абонента (Canopy SM).

— Canopy SM (абонентский модуль) — состоит из одного радиомодуля с интегрированной 60-градусной направленной антенной. Каждый Canopy SM одновременно может работать только с одной точкой доступа (AP). Синхронизация и управление Canopy SM осуществляется по радиоканалу с точки доступа. Абонентский модуль устанавливается вне помещения и позиционируется по линии прямой видимости с точкой доступа.

Дальность действия:

— Вариант 1: Связь между точкой доступа и абонентским модулем;

— Вариант 2: Связь между точкой доступа и абонентским модулем, установленным на рефлектор;

— Вариант 3: Связь между двумя точками доступа (соединение точка-точка).

Скорость работы системы:

— Режим «Звезда» (точка — много точек) — Co стороны точки доступа — 10 Мбит/сек (полезная информация более 6 Мбит/сек, включает в себя оба направления связи — uplink/downlink). Co стороны модуля абонента — 10 Мбит/сек (полезная информация на downlink более 4 Мбит/сек, полезная информация на uplink более 1 Мбит/сек; соотношение downlink/uplink — конфигурируемое, по умолчанию установлено 25% uplink, 75% downlink)

— Режим «Точка — Точка» — Скорость 10 Мбит/сек (полезная информация более 7 Мбит/сек, включает в себя оба направления связи — uplink/downlink; соотношение downlink/uplink — конфигурируемое, по умолчанию установлено 50% uplink, 50% downlink (>3.5 Мбит/сек downlink; > 3.5 Мбит/сек uplink)

В декабре 2004 года компания «Motorola Inc.» объявила о появлении на европейских рынках новых беспроводных широкополосных радиоустройств на платформе Canopy Advantage, которые являются логичным продолжением технологической линейки Canopy и последним шагом на пути плавной миграции от простого оборудования Canopy к системе Canopy Wi-MAX.

Платформа Advantage имеет следующие отличительные характеристики:

— Увеличена в два раза — до 20 Мбит/с, — канальная скорость передачи информации (14 Мбит/с — полезная скорость)

— Интегральная задержка теперь составляет — 5−7 мс

— Высокая гибкость при организации сервиса: параметры CIR / MIR позволяют индивидуально определять уровень сервиса для каждого абонента

— Предоставление мультисервисных услуг: малое время задержки позволяет предоставлять высококачественные услуги типа VoIP.

Таблица 2.3 — Технические характеристики

2.4 Выбор программных средств Существует ряд общепромышленных HMI таких как: Trace Mode V6 (AdAstra Research Group, Ltd), InTouch V10 (Wonderware), Genesis 32 V9 (Iconics), CitectSCADA V7.0 (Citect), iFix V4.0 (GE Fanuc), MasterSCADA (InSAT), RS View32 (Rockwell Software).

Кроме общепромышленных HMI существуют так же и специализированные для нефтедобычи, для газодобычи и др. Например, некоторые специализированные HMI для нефтедобычи: АДП-мт; АСОТИ; Юниор; СКАТ; Радиус; Кристалл.

Для анализа рассмотрим 3 SCADA-пакета: Trace Mode V6, InTouch V10, RS View32.

TRACE MODE — SCADA-система, предназначенная для разработки крупных распределенных АСУТП широкого назначения. Система TRACE MODE создана в 1992 году и к настоящему времени имеет свыше 6500 инсталляций. Проекты, разработанные на базе TRACE MODE, работают в энергетике, металлургии, атомной, нефтяной, газовой, химической, космической и других отраслях промышленности, в коммунальном и сельском хозяйстве России.

TRACE MODE — основана на инновационных, не имеющих аналогов технологиях. Среди них: разработка распределенной АСУТП как единого проекта, автопостроение, оригинальные алгоритмы обработки сигналов и управления, объемная векторная графика мнемосхем, единое сетевое время, уникальная технология playback — графического просмотра архивов на рабочих местах руководителей. TRACE MODE — это первая интегрированная SCADAи SOFTLOGIC-система, поддерживающая сквозное программирование операторских станций и контроллеров при помощи единого инструмента.

InTouch — это флагманский пакет мощных и гибких средств разработки операторских интерфейсов для создания АСУТП дискретных и непрерывных производств, распределенных систем управления, диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) и других областей промышленного применения. Он позволяет следить за работой предприятия, наблюдая за процессами, графически отображенными на экранах в реальном масштабе времени.

Приложения, созданные с помощью Wonderware InTouch™, успешно используются в энергетике и автомобилестроении, добыче и переработке нефти и газа, производстве продуктов питания и полупроводников, в химической, фармацевтической и целлюлозно-бумажной промышленности.

RSView® Enterprise™ Series — это линейка продуктов программного обеспечения человеко-машинного интерфейса (HMI), разработанных с общими возможностями поиска, разведки и навигации для помощи в разработке и обучении быстродействующих приложений человеко-машинного интерфейса (HMI). Поддерживая интегрированную архитектуру Rockwell Automation Integrated Architecture и стратегию ViewAnyWare, RSView Enterprise Series является частью масштабируемого и единого комплекса программно-аппаратных средств мониторинга и управления, разработанных для расширения автономных приложений машинного уровня посредством приложений человеко-машинного интерфейса (HMI) контролирующего уровня по всей сети. Этот комплекс предлагает вам общую среду разработки.

RSView Enterprise Series включает средство разработки RSView Studio, основанное на использовании ПК, также как RSView Machine Edition и RSView Supervisory Edition.

Таблица 2.4 — Сравнительный анализ SCSDA-пакетов

Конкурентные преимущества SCADA-системы Trace Mode V6:

— Гибкая система лицензирования (разделение на базовую и профессиональную линию продуктов);

— Библиотека встроенных бесплатных драйверов для оборудования различных фирм производителей (свыше 2000 поддерживаемых устройств), среди которых есть SCADAPack. В таблице 2.5 приведены параметры поддержки контроллера;

— Бесплатная высококвалифицированная техническая поддержка;

— Прозрачная номенклатура программных продуктов (использование единого инструментария для разработки);

— Наиболее полная поддержка функциональности необходимой для реализации АСУ ТП в различных областях промышленности;

— Сравнительно небольшая стоимость программных продуктов;

Таблица 2.5 — Поддержка контроллера SCADAPack SCADA-пакетом TRACE MODE 6.0.5

Для ведения базы данных в системе использован пакет Microsoft SQL Server. Microsoft SQL Server — реляционная система управления базами данных (СУБД), разработанная корпорацией Microsoft. Основной используемый язык запросов — Transact-SQL, создан совместно Microsoft и Sybase. Transact-SQL является реализацией стандарта ANSI/ISO по структурированному языку запросов (SQL) с расширениями. Используется для небольших и средних по размеру баз данных, и в последние 5 лет — для крупных баз данных масштаба предприятия, конкурирует с другими СУБД в этом сегменте рынка.