Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Автоматизация скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами



Введение

автоматизация штанговый насос

Современный подход к автоматизации процессов нефтедобычи диктует жесткие требования к программно-аппаратным комплексам контроля и управления ШГН. Это обусловлено истощением ресурсов нефтяных пластов, высокой стоимостью электроэнергии, стремлением нефтяных компаний снизить затраты на ремонт скважин и более эффективно использовать свой персонал. Поэтому предприятиям приходится выбирать наиболее оптимальные средства автоматизации.

Целью выпускной квалификационной работы является выбор СУ скважиной, оборудованной ШГН.

Задачами выпускной квалификационной работы являются:

- изучение устройства ШГНУ;

- изучение системы автоматизации скважин, оборудованных ШГН;

- выбор СУ.



1. Общие сведения о штанговых глубинных насосных установках

1.1 Актуальность использования штанговых глубинных насосов

Эксплуатация скважин ШГН широко распространена на большей части нефтедобывающих месторождений мира и России, структура фонда нефтяных добывающих скважин показана на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Структура фонда нефтяных добывающих скважин по состоянию на 2009 год

Штанговые насосы, которые составляют 41% от общей структуры фонда - традиционно эксплуатируются на низкодебитных скважинах (до 40 т в сутки), суммарная добыча с использованием штанговых глубинных насосов составляет около 15%.

В последнее время добыча нефти с помощью фонтанирующих скважин фактически прекратилась. Многие скважины, пробуренные на нефтеносные пласты, сразу после окончания бурения вводятся в эксплуатацию насосным способом. Непрерывно растет фонд малодебитных скважин, доходит до 3-х т/сут.

Мощность насосного оборудования на них в 4-5 раз превышает необходимую. В настоящее время в стоимости нефти эксплуатационные расходы на электроэнергию и обслуживание энергетического комплекса доходят до 45-50%. Процесс добычи нефти после геологических работ и бурения скважин начинается с выбора оборудования. Средний срок эксплуатации нефтяных скважин около 20 лет. За это время оборудование меняется несколько раз. Это объясняется не столько его физическим износом, сколько изменением дебита нефти. Когда дебит скважины становится менее 100 т/сут/, устанавливается ШГНУ. Есть скважины, на которых сразу после бурения устанавливаются СК и до 75% скважин в России оборудованы ими. Если производительность насоса СК превышает нефтеотдачу скважины, то в настоящее время или меняют СК, или переводят ее в периодический режим работы. Причем кажущаяся экономия электроэнергии и моточасов работы оборудования при периодической эксплуатации скважин на самом деле приводит к увеличению удельного расхода электроэнергии на тонну добытой нефти и к усложнению условий эксплуатации оборудования.

Другие виды насосного оборудования имеют сейчас ограниченное применение.

Рынок ШГНУ характеризует общая отрицательная динамика. Штанговые насосы замещаются на УЭЦН, что особенно ярко выражено в Западной Сибири.

Эта тенденция обуславливается комплексом причин:

- в последние годы не было введено ни одного нового крупного месторождения, которое бы оснащалось станками-качалками;

- повышение качества российских УЭЦН, распространение их в сегментах, которые являлись прерогативой использования ШГН (малодебитные скважины);

- малодебитные скважины и скважины с высокой обводненностью (целевой сегмент для ШГНУ) с падением мировых цен ввиду неэффективности выводятся из эксплуатации;

- технологические ограничения: сложность монтажа станков-качалок на новых промыслах в удаленных районах, когда сооружение свайного фундамента дороже самого оборудования;

- высокий период наработки на отказ ШГН (при правильной эксплуатации может прослужить 50 лет), что сокращает потребность в их замене;

- высокая стоимость оборудования, неразвитость сервиса.

Между тем, в ряде нефтедобывающих регионов (Татарстан и Башкортостан) ШГН не имеют альтернативы, что гарантирует стабильный спрос.

Согласно оценкам Research Techart, по итогам 2009 г. продажи УЭЦН в натуральном выражении увеличились. При этом в стоимостном эквиваленте объем рынка уменьшился на 8%, в первую очередь, ввиду сокращения нефтяными компаниями средств на техническое перевооружение. Одним из следствий стало смещение спроса на более дешевые модели.

Обращает на себя внимание существенное увеличение численности скважин, оснащенных винтовыми насосными установками как с погружным двигателем, так и с поверхностным приводом. Данная тенденция характерна для новых месторождений с высоковязкой нефтью, когда применение УЭЦН нецелесообразно.

В долгосрочной перспективе следует ожидать некоторого сокращения доли УЭЦН и распространения других насосных технологий. Связывается это с тенденциями развития отрасли - ростом обводненности скважин и снижением пластового давления, а также ожидаемой разработкой шельфовых месторождений. В подобных условиях применение УЭЦН нецелесообразно.

1.2 Устройство штанговых глубинных насосных установок

ШГНУ (рисунок 1.2) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос со всасывающим клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.

Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШГН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

В наземное оборудование входит станок-качалка, состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Отличительная особенность ШГН обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

СК - индивидуальный механический привод нефтяных штанговых скважинных насосов, применяется в районах с умеренным и холодным климатом.

СК сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы СК - пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т.е. длины хода штанг.

1 - всасывающий клапан; 2 - нагнетательный клапан; 3 - насосные штанги;

4 - тройник; 5 - сальник; 6 - балансир; 7 и 8 - кривошипно-шатунный механизм;

9 - двигатель

Рисунок 1.2 - Схема ШГНУ

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число СК нормального ряда различных типоразмеров грузоподъемностью на головке балансира от 10 до

200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать ШГН.

Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной

(1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода от 0,6 до 6 м. Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.



1.3 Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока.

Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине.

До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».

На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический». Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве.

Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт.

Управление скважиной, оборудованной ШГН, осуществляется станцией управления скважиной типа «СУС-01» (и ее модификациями), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШГН:

- перегрузка электродвигателя (>70% потребляемой мощности);

- короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70% номинального);

- обрыв фазы;

- обрыв текстропных ремней;

- обрыв штанг;

- неисправность насоса;

- повышение (понижение) давления на устье [1].



2. Система автоматизации скважин, оборудованных ШГН

Автоматизация - закономерный процесс развития общественного производства.

Автоматизация производства на предприятии представляет собой самостоятельную комплексную проблему. К ее решению подталкивает вселяющая страх мировая конкуренция, которая как «удав» сжимает предприятия, понуждая их принимать соответствующие меры. Автоматизация создает возможности для улучшения условий и подъема производительности труда, роста качества продукции, сокращения потребности в рабочей силе и в систематическом повышении прибыли, что позволяет изменить тенденцию развития, сохранить старые и завоевать новые рынки и таким образом вырваться из объятий «удава».

Раньше технические средства позволяли лишь периодически проводить измерения технологических параметров на скважинах операторами при помощи переносных комплектов оборудования, а стационарно установленные на месторождениях современные микропроцессорные контроллеры делают возможным непрерывный автоматический их контроль. Применительно к скважинам, эксплуатируемым ШГН, это означает измерение таких технологических параметров, как динамограмма (зависимость усилия на полированном штоке от перемещения точки подвеса штанг), динамический уровень, ваттметрограмма (зависимость потребляемой мощности от перемещения точки подвеса штанг), влияние газового фактора, давление на устье скважины, суточная производительность скважины и других. При этом функции управления должны обеспечивать дистанционное включение и отключение приводного электродвигателя, аварийное отключение установки, периодический режим эксплуатации, плавное регулирование скорости вращения при помощи преобразователя частоты.

К настоящему времени известен целый ряд разработчиков и производителей контроллеров и станций управления для установок ШГН. Среди зарубежных фирм это Lufkin Automation (США), eProduction Solutions (США), «ABB» (США), Automation Electronics (США), DrSCADA Automation (США), R&M Energy Systems (США), International Automation Resources (США) и SPOC Automation (США). Известны также отечественные разработчики, среди которых можно выделить НПФ «Экос» (Уфа), НПФ «Интек» (Уфа) [2], НПО «Интротест» (Екатеринбург) [3], НПФ «Интеграл +» (Казань) [4], «Шатл» (Казань) [5], ЗАО «Линт» (Казань) [6] и других.

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

Системы телемеханики на сегодняшний день строятся, как правило, с использованием радиоканала. Поэтому типичная СУ включает в себя контроллер, силовой коммутатор для включения и отключения электродвигателя, радиомодем и набор датчиков технологических параметров. Отдельные СУ имеют в своем составе преобразователи частоты для регулирования скорости вращения электродвигателя.

Таким образом, целью создания и внедрения системы автоматизации скважин, эксплуатирующихся механизированными способами является повышение эффективности производства за счёт:

- получения максимального объема информации с технологических объектов для решения задач рациональной эксплуатации, оперативного контроля и управления процессами добычи и учета продукции нефтяной скважины;

- оптимизации режимов добычи и внутрипромыслового сбора нефти;

- повышения достоверности и оперативности контроля состояния технологического оборудования;

- внедрения математических методов контроля и управления технологическими процессами и объектами нефтедобычи;

- измерения новых параметров (в том числе, дебита эксплуатационных скважин раздельно по нефти, воде и газу);

- снижения трудоёмкости управления технологическими процессами нефтедобычи;

- замены физически и морально устаревших средств автоматизации;

- повышения безопасности производства, улучшения экологической обстановки в нефтегазодобывающем регионе [7].

Управление любым технологическим процессом или объектом в форме ручного или автоматического воздействия возможно лишь при наличии измерительной информации об отдельных параметрах, характеризующих процесс или состояние объекта. Параметры эти весьма своеобразны. К ним относятся электрические (сила тока, напряжение, сопротивление, мощность и другие), механические (сила, момент силы, скорость) и технологические (температура, давление, расход, уровень и другие) параметры, а также параметры, характеризующие свойства и состав веществ (плотность, вязкость, электрическая проводимость, оптические характеристики, количество вещества и т.д.). Измерения параметров осуществляется с помощью самых разнообразных технических средств, обладающих нормированными метрологическими свойствами. Технологические измерения и измерительные приборы используются при управлении (ручном или автоматическом) многими технологическими процессами в различных отраслях народного хозяйства.

Средства измерений играют важную роль при построении современных автоматических систем регулирования отдельных технологических параметров и процессов и особо автоматизированных систем управления технологическими процессами, которые требуют представления большого количества необходимой измерительной информации в форме, удобной для сбора, дальнейшего преобразования, обработки и представления ее, а в ряде случаев для дистанционной передачи в вышестоящие и нижестоящие уровни иерархической структуры управления различными производствами [1].

Ниже будет рассмотрена структурная схема автоматизации, подробнее расписаны все уровни и требования к техническим средствам и ПО каждого уровня [7].

2.1 Структурная схема автоматизации

Система автоматизации в общем случае может иметь четырехуровневую структуру - нижний, средний и верхний уровни и уровень канала передачи данных. Структурная схема приведена на рисунке 2.1.

К элементам нижнего уровня системы автоматизации относятся измерительные преобразователи (датчики) технологических параметров оборудования и скважины:

- датчик усилия на полированный шток;

- датчик параметров движения штока;

- датчик давления на устье скважины;

- датчики электрических величин (ваттметрирования);

- датчики защиты.

Датчики защиты обеспечивают сигнализацию и упреждающее отключение питания электродвигателя в случае поломки элементов технологического оборудования. К ним относятся:

- датчик температуры подшипника балансира;

- датчик натяжения цепи.

Элементом среднего уровня системы автоматизации является станция управления, включающая в себя следующие узлы:

- шкаф;

- силовые элементы управления питанием;

- контроллер;

- блок регулировки частоты вращения электропривода;

- источник резервного питания контроллера;

- барьеры искрозащиты.

Для обеспечения локального мониторинга элементов системы среднего и нижнего уровней при выполнении ремонтных, профилактических работ может быть предусмотрено использование сервисного устройства подключаемого к контроллеру или отдельным элементам системы автоматизации.

ЛВС - локальная вычислительная сеть; ОРС - OLE for process control; ДП - диспетчерский пункт; АКД - аппаратура канала данных; КП - контролируемый пункт; К - контроллер станции управления; СЭ - силовые элементы; ИП - источник резервного питания; БРЧЭ - блок регулировки частоты вращения электропривода; БИС - барьер искрозащиты

Рисунок 2.1 - Структурная схема системы автоматизации



Для сопряжения контроллера с датчиками нижнего уровня в шкафу управления либо на элементах конструкции ШГН могут устанавливаться следующие элементы:

- клеммная коробка;

- блок питания;

- барьер искрозащитный;

- интерфейсный адаптер.

К элементам верхнего уровня системы автоматизации относятся сервер с установленным программным обеспечением опроса и обработки информации среднего уровня системы и предоставления сервисов ОРС для АРМ диспетчеров, локальные вычислительные сети АРМ диспетчеров.

К элементам системы передачи данных относятся: аппаратура канала передачи данных, физическая среда передачи данных и программные протоколы канала передачи данных. В общем случае под АКД понимается устройство - адаптер выходного интерфейса управления станцией управления к требованиям среды передачи данных. При этом в зависимости от вида среды передачи данных в качестве АКД могут быть использованы проводные модемы, радио модемы, GSM/GPRS устройства передачи.

Стандартным интерфейсом между АКД системы передачи данных и средним уровнем системы является RS-485. В отдельных случаях, когда к АКД не предусматривается подключение параллельных станций среднего уровня, допускается использование АКД конструктивно встроенных в контроллер станции управления.

2.2 Выбор контролируемых параметров

Система автоматизации скважин, оборудованных ШГН и приводимых в действие СК, должна выполнять следующие функции:

- сбор, первичная обработка и хранение информации о технологических параметрах объекта автоматизации и состоянии оборудования в реальном масштабе времени;

- автоматическое регулирование и управление технологическим оборудованием в соответствии с заданной программой;

- противоаварийную защиту технологического оборудования, контроль срабатывания защит и блокировок;

- исполнение команд с пункта управления;

- контроль работоспособности контроллеров, датчиков и исполнительных механизмов;

- местное управление технологическим оборудованием;

- обмен информацией с пунктами управления;

- дистанционное управление состоянием и режимом работы технологическим оборудования;

- сигнализацию отклонения параметров от заданных значений, отказов технологического оборудования и элементов системы автоматизации;

- регистрацию и хранение информации о контролируемых параметрах, аварийных ситуациях и действиях оперативного персонала;

- ведение архивов и представление информации в виде таблиц и диаграмм, в том числе и по дебиту скважины;

- учёт наработки технологического оборудования;

- оптимизацию режимов работы технологического оборудования и решение задач рациональной эксплуатации скважины.

Для выполнения данных функций, система автоматизации должна обеспечивать контроль и управление параметрами, указанными в таблице 2.1.



Таблица 2.1 - Контролируемые и управляемые параметры скважины,
оборудованной ШГН

Наименования параметров и состояний	Функции системы автоматизации
	Измерение	Управление	Регулирова-ние	Сигнализа-ция	Противо-аварийная защита
Уровень напряжения по каждой фазе и перекос фаз	+	-	-	+	+
Мощность, потребляемая электроприводом	+	-	-	+	+
Коэффициент мощности cosц	+	-	-	+	-
Давление в выкидном коллекторе	+	+	-	+	+
Ватметрограмма	+	+	+	+	+
Динамограмма	+	+	+	+	+
Период качания	+	+	-	-	-
Динамический уровень жидкости в скважине	+	+	-	+	-
Состояние насоса (включен - отключен)	-	+	-	+	-
Периодическая работа по заданной программе	-	+	-	+	-
Температура подшипника балансира	*	-	-	*	*
Датчик натяжения цепи	*	-	-	*	*
Срыв шатуна	*	-	-	*	*
Величина крена	*	-	-	*	*
Уровень масла в редукторе	*	-	-	*	*
Деблокировка аварии	-	+	-	-	-
Счетчик моточасов	+	-	-	-	-
Дебит жидкости	+	-	-	-	-

В таблице знаком «+» отмечены обязательные параметры, символом «*» - рекомендуемые и «-» - необязательные, а «деблокировка аварии» должна применяться только совместно с расшифровкой причины.

Значения параметров, указанных в таблице 2.1, должны архивироваться в базах данных для решения производственно-технологических и технико-экономических задач.

Рекомендуемые параметры и функции, указанные в таблице 2.1, должны включаться в технические задания на проектирование конкретных систем на основе технико-экономического обоснования.

Сформулируем основные требования к элементам системы автоматизации.

2.3 Требования к элементам системы автоматизации

Система в целом должна обеспечивать реализацию функций, изложенных в предыдущем пункте, и быть построена на унифицированных, серийно выпускаемых средствах, опробованных в промышленной эксплуатации.

Система должна удовлетворять дополнительным требованиям:

- соблюдение международных стандартов на электрические, информационные и программные интерфейсы;

- развитие системы, расширение ее функций за счет применения модульного принципа построения;

- в системе должны быть применены средства визуализации состояния технологических объектов и процессов с использованием графических образов и анимации;

- обеспечение диагностики элементов, входящих в ее состав;

- обеспечение автоматического, местного и дистанционного управления технологическими объектами;

- должны быть предусмотрены программные и аппаратные средства защиты от несанкционированного доступа и неквалифицированных действий персонала;

- используемые в системе электротехнические устройства, размещаемые во взрывоопасных зонах, должны иметь разрешение Ростехнадзора РФ на применение и соответствие классу взрывоопасной зоны, категории и группе взрывоопасной смеси;

- оборудование, используемое в системе, должно обеспечивать работоспособность в соответствующих климатических условиях;

- комплексная система защиты от грозовых и коммутационных помех, наводок и перенапряжений, должна гарантировать надежную работу оборудования в жестких промышленных условиях эксплуатации;

- применяемые в системе средства измерений и контроллеры, содержащие измерительные каналы, должны иметь сертификаты и внесены в Государственный реестр;

- для улучшения ремонтопригодности и минимизации ремонта система должна иметь модульную конструкцию и обеспечивать взаимозаменяемость однотипных элементов без дополнительной настройки.

Требования к техническим средствам нижнего уровня.

Технические решения, заложенные в датчиках должны предусматривать обеспечение защиты от перегрузок и импульсных помех. Рекомендуется использовать датчики, построенные на базе программируемых логических контроллеров, что обеспечит их работоспособность как в системе распределенного управления и сбора информации в автономном режиме работе. Программное обеспечение датчиков должно иметь встроенные средства самодиагностики.

Связь между датчиками и контроллером должна быть выполнена с использованием проводных линий связи протяженностью до 100 м. Параметры линии связи не должны влиять на работоспособность элементов и надежность связи. В обоснованных случаях допускается применение радиоканала.

В целях обеспечения программного управления режимом работы датчиков со стороны элементов среднего уровня, а также обменом информацией между собой, выходной сигнал датчиков технологических параметров должен иметь нормированные цифровые значения в формате интерфейса RS-485 с протоколом Modbus RTU или в виде токового сигнала 4…20 мА.

Технические требования к датчику усилия. Датчик усилия должен быть прост в установке, защищен от воздействия условий окружающей среды, иметь взрывозащищенное исполнение.

В связи с необходимостью обеспечения прямого измерения нагрузки на шток рекомендуется размещать датчик усилия между траверсами канатной подвески, что обеспечивает приложение полной нагрузки на шток непосредственно к чувствительным элементам датчика.

Допускается установка датчика усилия между верхней траверсой и ограничителем.

В целях безопасности эксплуатации датчика усилия должны быть предприняты конструктивные меры для предотвращения самопроизвольного выпадения датчика из траверсы.

Рекомендуется использовать датчики нагрузки, рассчитанные на измерении максимальных усилий из ряда 40, 60, 100 кН.

Для подключения датчика усилия к контроллеру в целях удобства монтажа и обслуживания рекомендуется использовать клеммную коробка, размещаемую на элементах конструкции установки. Эта же коробка должна предусматривать возможность подключения к датчику усилия измерительного преобразователя перемещения штока.

Питание датчика усилия должно осуществляться в соответствии с требованиями, предъявляемыми к взрывозащищенному электрооборудованию.

Датчик усилия должен иметь цифровой сигнал, нормированный в кН, обеспечивать полную взаимозаменяемость, предусматривать возможность корректировки смещения нулевого значения непосредственно на объекте.

Выходной сигнал датчика усилия должен быть представлен в формате интерфейса RS-485 с протоколом - Modbus RTU.

Технические характеристики датчиков усилия должны отвечать приведенным в таблице 2.2 требованиям.



Таблица 2.2 - Требования к техническим характеристикам датчика усилия

Наименование параметра	Значение параметра
Номинальный диапазон измеряемых нагрузок, кН	0…40, 0…60, 0…100
Разрешающая способность, % от диапазона, не более	1,0
Основная погрешность измерения, %, не более	+/ - 1,0
Полная приведенная погрешность в рабочем диапазоне температур, %, не более	+/ - 2,5
Диапазон изменения числа качаний, 1/мин	0,5…12
Количество точек регистрации динамограммы: - для внутренней программы датчика усилия - штатный, сжатый формат данных - расширенный формат данных	не нормируется 100 точек 200 точек

Технические требования к измерительному преобразователю параметров движения штока. Основной задачей ИППД является определение моментов прохождения штоком нижней и верхней «мертвых» точек и периода качания. Допускается использование ИППД двух исполнений:

- в виде датчика положения, обеспечивающего фиксацию только моментов прохождения штоком нижней и верхней «мертвых» точек;

- в виде датчика перемещения, выходной сигнал которого пропорционален текущему положению штока с последующим вычислением моментов прохождения штоком нижней и верхней «мертвых» точек и периода качания.

ИППД штока должен удовлетворять следующим эксплуатационным требованиям:

- по устойчивости к климатическим воздействиям ИППД должен обеспечивать работу при температуре окружающей среды от -40 до +50 С при относительной влажности до 95% при 35 С и более низких температурах с конденсацией влаги;

- по устойчивости к механическим воздействиям ИППД должен быть устойчивым к воздействию вибрации (с частотой перехода от 57 до 62 Гц) в диапазоне от 5 до 35 Гц:

а) с амплитудой смещения 0,015 мм для частоты ниже частоты перехода;

б) с амплитудой ускорения 1,96 м/с² для частоты выше частоты перехода;

- по степени защиты, обеспечиваемой оболочкой (КОД IP) ИППД должен соответствовать степени защиты не ниже IP54;

- при размещении устанавливаться на элементы конструкции ШГН стационарно.

Функционально ИППД должен использоваться как для формирования данных динамометрирования (построение динамограммы, отображающей нагрузку на полированный шток), так и ваттметрирования.

ИППД штока должен обеспечивать фиксацию моментов прохождения штоком нижней и верхней «мертвых» точек с абсолютной погрешностью не хуже +/ - 1,0 см.

Конструктивно ИППД может быть выполнен как самостоятельное устройство, устанавливаемое стационарно на элементах конструкции СКН, так и совмещенным с элементами датчика усилия.

При использовании ИППД в виде самостоятельного устройства, он должен иметь стандартный выходной сигнал в виде открытого коллектора или переключающегося контакта.

Должна быть предусмотрена возможность подключение ИППД как к контроллеру, так и непосредственно к датчику усилия.

При использовании ИППД, совмещенным с элементами датчика усилия, последний должен обеспечивать выдачу синхросигнала моментов прохождения штоком верхней и нижней мертвых точек для контроллера с целью возможности формирования им ваттметрограммы.

Подключение ИППД может осуществляться либо к контроллеру, либо непосредственно к датчику усилия.

При подключении ИППД к датчику усилия, в целях удобства монтажа и обслуживания, должна использоваться клеммная коробка, размещаемая на элементах конструкции СКН в удобном месте.

Допускается использовать ИППД с автономным питанием и радиоканалом связи. При этом ИППД в таком исполнении должен иметь все необходимые элементы, обеспечивающие согласование его с контроллером и / или датчиком усилия на уровне стандартных для них условий.

Технические требования к датчику давления. Современные требования по автоматизации ШГН диктуют необходимость установки измерительных преобразователей давления, подключаемых к контроллеру и обеспечивающих постоянный контроль за давлением на устье скважины.

В связи с этим измерительный преобразователь давления (датчик давления) должен отвечать следующим требованиям:

- иметь верхний предел измерения давления заведомо выше максимально возможного давления на устье скважины;

- иметь взрывозащищенное исполнение;

- обеспечивать передачу данных по интерфейсу RS-485 или в стандарте 4…20 мА;

- обеспечивать полную приведенную погрешность измерения давления не хуже 0,25%.

Технические требования к датчикам защиты. Назначение датчиков защиты - обеспечить упреждающее отключение питания электродвигателя в случае поломки элементов технологического оборудования. К датчикам защиты относятся:

- индикатор состояния подшипника балансира;

- индикатор срыва шатуна;

- индикатор уровня масла в редукторе;

- индикатор крена;

- индикатор перегрева сальникового узла.

Все перечисленные датчики должны подключаться к контроллеру посредством дискретных выходов, либо по интерфейсу RS-485 и постоянно опрашиваться им. В случае обнаружения аварийной ситуации контроллер производит немедленное отключение питания электродвигателя и передачу информации о причине отключения на диспетчерский пункт.

Требования к техническим средствам среднего уровня.

Шкаф СУ должен быть напольного исполнения, переднего или двухстороннего обслуживания. Шкаф должен быть выполнен из метала, должен обеспечивать надежную защиту от влаги и пыли при эксплуатации на открытом воздухе. Силовые элементы станции управления и контроллер должны располагаться в отдельных секциях шкафа и отделятся друг от друга перегородкой.

Для удобства обслуживания должен быть реализован прямой доступ ко всем блокам СУ.

Требуется установка защиты обслуживающего персонала от случайного прикосновения к внешним частям силовых элементов станции управления находящихся под напряжением по отношению к корпусу.

Контроллеры СУ должны иметь встроенные средства диагностики исправности элементов станции управления и устройств нижнего уровня, таких как:

- исправность датчиков нижнего уровня;

- состояние и режим работы привода ШГН;

- исправность регулятора вращения привода ШГН;

- уровень заряда аккумуляторных батарей источника резервного питания;

- опционально - исправность контроллера станции управления:

а) оперативное запоминающее устройство;

б) часов реального времени;

в) энергонезависимой памяти уставок и прочее.

В конструкции контроллера станции управления должен быть предусмотрен выход RS-485 для подключения к аппаратуре канала передачи данных. В качестве протокола обмена прикладного уровня, при использовании станций управления различающихся по типу, необходимо использовать протокол прикладного уровня Modbus RTU. При этом контроллер должен иметь программную настройку скорости передачи и сетевого адреса от сервисного устройства.

В функции контроллера входят:

- включение и выключение питания электропривода установки ШГН;

- регулирование производительности установки ШГН при помощи частотного преобразователя;

- периодический опрос датчиков, которыми оснащена установка ШГН;

- периодическое измерение динамограммы работы ШГН, ее предварительный анализ;

- измерение и обработка диаграмм активной мощности, затрачиваемой электроприводом СК на работу по подъему жидкости (ваттметрирование);

- двухсторонний обмен телеметрической информацией с верхним уровнем системы.

Контроллер СУ должен удовлетворять следующим требованиям:

- сохранять работоспособность при отклонении напряжения питания от номинального значения на 10%, то есть при напряжении 220 В ± 10%;

- внутренняя память должна обеспечивать при отсутствии связи с диспетчерским пунктом архивацию и хранение данных не менее чем за последние трое суток;

- при работе станции управления в качестве одиночного узла опроса допускается использование АКД конструктивно совмещенного с контроллером станции;

- используемые клеммные соединения должны иметь коррозионную стойкость к сероводороду;

- шкаф должен бать не менее IP64;

- иметь специальный канал управления преобразователем частоты в стандарте RS-485;

- поддерживать цифровой протокол Modbus RTU для подключения цифровых датчиков;

- иметь не менее 4-х входных аналоговых каналов для подключения датчиков с токовым выходом 4…20 мА;

- иметь не менее 12-ти входных дискретных каналов для подключения датчиков с выходом «открытый коллектор».

Предварительный анализ динамограмм на уровне контроллера должен обеспечивать решение следующих задач:

- измерение текущей динамограммы и ее передача на диспетчерский пункт;

- сравнение текущей динамограммы с принятой за эталонную;

- вычисление расхода скважинной жидкости;

- формирование вычисленного часового и суточного архивов дебита;

- диагностику таких условий работы насоса по изменению формы динамограммы относительно эталонной как утечки, приток, увеличение газового фактора в скважине, обрыв штанг.

Количество точек формируемой динамограммы должно быть не менее 100 точек усилия при каждом направлении движения штока. Таким образом, вся динамограмма должна кодироваться числом точек, не менее 200.

По данным ваттметрирования контроллер должен определять следующие неисправности в механической части:

- обрыв ремней;

- проскальзывание ремней;

- задиры на полированном штоке;

- обрыв штанг;

- биение в редукторе;

- разбаланс противовесов.

По результатам ваттметрирования контроллер должен определять следующие энергетические характеристики:

- технологический учет потребляемой электроэнергии;

- перегрузка по току;

- отклонение напряжения от нормы;

- перекос фаз;

- определение коэффициента гармоник для питающего напряжения;

- определение коэффициента реактивной мощности.

Контроллер станции управления должен иметь изолированный канал управления частотным преобразователем и обеспечивать возможность управления ПЧ с помощью следующих сигналов:

- аналоговое управление частотой (0…5 В, ШИМ-сигнал);

- дискретные сигналы внешнего управления:

- направо / стоп («сухой» контакт);

- налево / стоп («сухой» контакт);

- разрешение / сброс («сухой» контакт).

Контроллер должен обеспечивать опрос информационных сигналов аварийного состояния ПЧ в виде двух «сухих» контактов А и В, работающих в противофазе.

Конструкция СУ и программно-аппаратное обеспечение контроллера должны предусматривать возможность установки стандартных ПЧ мощностью 6 кВт или 22 кВт.

ПЧ должен иметь следующие характеристики:

- электропитание - сеть 3-х фазного тока, напряжение 380…440 В +10 -15%, частота 50 Гц;

- управление 3-х фазным асинхронным двигателем с короткозамкнутым ротором;

- выходная частота от 0,1 до 50 Гц;

- векторное управление без датчика обратной связи;

- обеспечение высокого стартового момента (150% при 1 Гц);

- защитные функции:

а) защита двигателя от перегрузки;

б) от кратковременных бросков тока свыше 180% от номинального;

в) от превышения тока свыше 120% от номинального, в течение 1 мин;

г) от повышения и понижения напряжения сети;

д) от кратковременного отключения питания;

- рабочая температура окружающей среды от минус 10°С до плюс 50°С. При этом блок регулировки частотой конструктивно должен быть размещен в отдельной секции шкафа управления, предусматривающей установку обогревателей.

Требования к техническим средствам на верхнем уровне.

Технические характеристики оборудования опроса должны соответствовать требованиям программного обеспечения верхнего уровня, поставляемого производителем (сервер OPC). При этом сервер опроса должен быть снабжен устройством бесперебойного питания и средствами оперативного контроля и управления на случай сбоев в работе рабочих станций АРМ диспетчеров. Программные уровни интерфейса связи с АКД канала передачи данных реализуются производителем ПО сервера ОРС.

АРМ диспетчера системы может быть выполнено на базе рабочей станции ЭВМ с установленным программным обеспечением АРМ диспетчера. Требования к производительности рабочих станций определяются требованиями ПО АРМ диспетчера.

Требования к аппаратуре канала передачи данных.

Аппаратура канала передачи данных должна соответствовать следующим требованиям:

- обеспечивать электрический интерфейс связи RS-485 и реализовывать прикладной протокол Modbus RTU для связи с оборудованием среднего уровня;

- соответствовать требованиям стандартов уровня среды передачи подразделения (субъекта);

- обеспечивать интерфейс связи RS-232 или Ethernet с оборудованием верхнего уровня и реализацию соответствующего стека протоколов.

Требования к программному обеспечению системы.

Назначение ПО системы - обеспечение эффективного функционирования аппаратной части системы, своевременная передача команд и данных между уровнями системы, обработка поступающей информации на каждом уровне, подготовка и архивация отчетов о работе нефтедобывающего оборудования и взаимодействие с оператором диспетчерского пункта.

ПО системы подразделяется на 3 уровня:

- ПО нижнего уровня (уровня датчиков);

- ПО среднего уровня (уровень контроллеров);

- ПО верхнего уровня (уровень диспетчерского пункта).

ПО системы должно обеспечивать многозадачный режим работы, быть гибким, иметь широкие функциональные возможности и базироваться на со-временных программных продуктах.

В ПО нижнего уровня входят программы датчиков системы, которые позволяют производить предварительную обработку информации и осуществлять работу датчиков по заданным алгоритмам. В связи с этим в системе рекомендуется использовать датчики усилия и давления на базе микропроцессорной техники.

К ПО среднего уровня относятся программы контроллеров, которыми оборудованы станции управления. Функции ПО среднего уровня:

- сбор информации с элементов нижнего уровня системы;

- передача обработанной информации на верхний уровень системы (диспетчерский пункт);

- управление электроприводом ШГН.

Для выполнения этих функций ПО системы среднего уровня должно осуществлять:

- прием и передачу информации о нагрузке на штангу СКН и параметрах движения штока по каналам телемеханики от датчиков усилия и положения на диспетчерский пункт;

- опрос информации с других датчиков, которыми оборудована установка ШГН:

а) устьевого датчика давления;

б) аварийных датчиков;

в) датчиков электрических величин;

- накопление и хранение замеров при отсутствии радиосвязи диспетчерского пункта с контроллером в течение времени, не менее 7 суток;

- при пропадании сетевого напряжения вышеперечисленные данные должны сохраняться в энергонезависимой памяти. При восстановлении связи и электропитания все накопленные данные предаются на диспетчерский пункт;

- управление электроприводом ШГН на пуск и остановку;

- регулирование производительности установки ШГН посредством частотного регулятора;

- чтение текущего состояния работы скважины;

- формирование запроса на замер текущей динамограммы;

- формирование запроса на тарировку датчика усилия;

- формирование минимизированного пакета данных для передачи информации на верхний уровень системы.

Взаимодействие между ПО АРМ диспетчера и сервером опроса системы должно осуществляется с использованием технологии OPC - клиент - сервер. Аналогичным образом должен быть реализован интерфейс с надуровнями системы.

ПО сервера опроса системы должно быть функционально отделено от ПО визуализации и представления.

В данной ВКР основное внимание будет уделено выбору оптимальной СУ, удовлетворяющей вышеперечисленным требованиям.

3. Выбор СУ ШГНУ

В предыдущих разделах было рассмотрено устройство ШГНУ, структурная схема систем автоматизации скважин, которые оборудованы ШГН, требования к ее элементам. Целью же данной работы является выбор СУ ШГНУ, которая максимально удовлетворяет заданным в разделе 2 требованиям, что более подробно будет рассмотрено ниже.

Основным элементом СУ является скважинный контроллер, обеспечивающий соблюдение технологических режимов работы объекта и содержащего необходимый функционал и алгоритмическую обработку данных, силового коммутатора для включения и отключения электродвигателя, радиомодема и набора датчиков технологических параметров. Требования, предъявляемые к СУ, заключаются в обеспечении возможности изменения режима работы ШГН посредством изменения частоты с помощью ПЧ [8].

В настоящее время компаниями, которые занимаются разработкой и внедрением средств автоматизации, также производством средств АСУ ТП, а именно СУ, являются такие компании как НПФ «Экситон-автоматика» [9], ОАО «Нефтеавтоматика» [10], ЗАО «ЭЛЕКТОН» [11], НПО «МИР» [12], НПФ «Интек» [2], Danfoss [13], Lufkin Automation (США) [14] и другие.

ООО «РН-Краснодарнефтегаз» провели испытания СУ трех производителей: СУ SAM Well Manager фирмы Lufkin Automation, СУ «Мега-СУС» производства НПФ «Интек» и СУ VLT Salt фирмы Danfoss. Сформулируем критерии выбора СУ и подробнее рассмотрим эти СУ.

3.1 Критерии выбора СУ

Критериями выбора СУ являются следующие критерии:

- нижнего уровня:

а) тип датчиков усилия;

б) тип датчиков положения;

- среднего уровня:

а) наличие дисплея и клавиатуры (аппаратуры);

б) разрядность АЦП;

в) динамограммы (сбор / обработка);

г) алгоритмы откачки;

д) количество аналоговых и цифровых входов / выходов;

- уровня среды передачи даннях:

а) интерфейсы (RS-232, RS-485, Ethernet);

б) протокол связи;

- верхнего уровня:

а) управление ПЧ;

- контроль параметров работы электродвигателя;

- эксплуатационные характеристики:

а) напряжение питания от сети переменного тока частотой 50 Гц;

б) относительная влажность воздуха без конденсации влаги;

в) диапазон рабочих температур;

г) габариты;

д) масса;

е) наличие голосовой связи с диспетчерским пунктом;

ж) гарантии поставщика;

- стоимость.

3.2 Анализ и сравнение характеристик СУ скважиной, оборудованной ШГН

Выделим три СУ различных производителей (НПФ «Интек», Lufkin Automation, Danfoss), функциональные возможности которых позволяют:

- подобрать оптимальную производительность для пласта;

- снизить нагрузки на штанги, износ штанг;

- уменьшить эффект «выталкивания» штанг при добыче высоковязкой нефти;

- увеличить добычу нефти;

- снизить эксплуатационные затраты, затраты на электроэнергию.

Технические характеристики СУ ШГН различных производителей приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Характеристики СУ ШГН

Комплектность и параметры СУ	«Мега-СУС», НПФ «Интек» (Уфа)	VLT SALT, Danfoss (Дания)	SAM Well Manager, Lufkin Automation (США)
Тип датчиков усилия	ДДС-04 ДПН-Т50	-	Loadtrol ДДБ
Тип датчиков положения	ДП-04 ДУН	Нет данных	ДХ ДУН ПДУ
Напряжение питания от сети переменного тока частотой 50 Гц, В	380	380	380…480
Мощность электродвигателя, кВт	30	15…250	42
Управление ПЧ	-	+	+
Возможность обслуживания нескольких скважин	Нет данных	Нет данных	-
Наличие дисплея и клавиатуры (аппаратуры)	-	Графическая панель местного управления	Графический ЖК-дисплей, клавишная панель
Интерфейсы: - RS-232 - RS-485 - Ethernet	+ + -	+	+ + -
Разрядность АЦП	12	Нет данных	12
Динамограммы: сбор / обработка	+	Нет данных	+
Контроль параметров работы двигателя	+	Нет данных	+
Алгоритмы откачки	Периодическая	Нет данных	Периодическая
Скорость передачи данных по GPRS каналу, бод	9600	Нет данных	300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400 или 115200
Протокол связи	РТМ-64-Var	Нет данных	Modbus RTU
Количество аналоговых входов	4	2	2…32
Относительная влажность воздуха без конденсации влаги при температуре 25°С, %	20…95	20…95	0…95
Диапазон рабочих температур,°С	-40…+60	-60…+40	-40…+85
Степень защиты от воздействия внешней среды	IP54	IP43	IP57
Габариты, не более, мм	1345х600х250	955х515х1125	389х338х170
Масса, кг	85	80	10
Гарантии поставщика, год	1	1	Нет данных
Стоимость, руб.	150 000	Нет данных	400 000

Примечания к таблице:

- ДДС-04 - датчик усилия ДДС-04 производства НПП «Грант» [16];

- ДП-04 - датчик положения ДП-04 производства НПП «Грант», используется датчик Холла, устанавливаемый на выходном валу редуктора, фиксирует нижнюю и верхнюю мертвые точки;

- ДУН - датчик угла наклона балансира;

- ДДБ - датчик деформации балансира;

- ДХ - датчик Холла, устанавливаемый на выходном валу редуктора;

- ДУН - датчик угла наклона балансира;

- ПДУ - потенциометрический датчик угла.

По данным таблицы 3.1 появилась возможность более подробно изучить и сравнить характеристики рассматриваемых СУ отечественного и иностранного производства. Рассмотрены типы датчиков, некоторые функции контроллеров, диапазон рабочих условий (температура, относительная влажность воздуха), габариты, масса самих СУ, а также примерная стоимость. Исходя их этих данных можно сравнить СУ и выявить среди них самую оптимальную и более надежную.

Испытания СУ на месторождениях ООО «НК «РОСНЕФТЬ».

Рассмотрим испытания систем автоматизации скважин, эксплуатируемых ШГН на месторождениях ООО «НК «РОСНЕФТЬ» [15].

Проводились испытания СУ с частотними преобразователями: SAM Well Manager (производитель Lufkin Automation), «Мега-СУС (НПФ «Интек») и VLT Salt (Danfoss). Целью проекта являлось подтверждение возможностей СУ: изменение режима работы ШГНУ с целью поддержки заданного параметра (динамический уровень, коэффициент наполнения), автоматический вывод скважин на режим, удаленный мониторинг и управление. СУ позволяет изменять режим работы скважины за счет использования ПЧ на основе данных, поступающих в контроллер. Заложенные в контроллер алгоритмы обеспечивают возможность анализа работы оборудования и оптимизации технологического режима работы скважины. Удаленное управление скважиной осуществляется по различным каналам связи. Были рассмотрены несколько поставщиков данного оборудования. Основные критерии, по которым были выбраны вышеуказанные поставщики, - возможность СУ подстраиваться под. изменяющийся режим работы скважины с применением ПЧ, согласие поставщиков на опытно-промысловые испытания, экономия электроэнергии.

Система управления скважин с ШГН производства Lufkin Automation состоит из контроллера и трех датчиков (датчик нагрузки, датчик давления, датчик двигателя и кривошипа). После установки СУ с коэффициентом наполнения 0,5 дебит резко начал снижаться и скважину перевели на более агрессивный режим откачки с коэффициентом наполнения 0,4. Дебит установился практически на том же уровне, что и был до установки данной станции. Через два месяца произошел отказ станции и также вышел из строя сервер, где хранилась проектная информация. Поэтому на этом испытания данной станции завершились.

Следующей испытываемой СУ была станция «Мега-СУС» производства НПФ «Интек». На первом этапе проведенных испытаний станция подстраивалась под заданное условие - коэффициент наполнения 0,5. Станция снижала число качаний, для того чтобы увеличивать коэффициент наполнения до заданного. На втором этапе СУ снизила число качаний до минимума, но коэффициент наполнения при этом продолжал снижаться. Было принято решение перенести СУ на другую скважину. Считается, что это было связано с геологическими причинами, с недостаточностью притока. Также было влияние газа, то есть, откачка динамического уровня.