Система автоматического управления технологическими процессами куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

КУСТ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН, КОНТРОЛЛЕР RX3I PACSYSTEM, ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ, ДАТЧИК ТЕМПЕРАТУРЫ TST01-2,0-П, СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРООБОГРЕВОМ

Объектом исследования является система автоматического управления технологическими процессами куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения.

В процессе исследования был выполнен анализ существующей системы автоматического управления и способов контроля технологических параметров, рассмотрен комплекс принятых на объекте технических решений и принципы их работы.

Цель работы - модернизация системы автоматического управления технологическими процессами куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения путем реализации решений повышающих надежность системы защиты от превышения давления в шлейфе общего газового коллектора.

В результате исследования был произведен выбор и обоснование параметров контроля и регулирования. Выбраны средства контроля и автоматизации. Представлен алгоритм управления процессом электрообогрева трубопровода, на основании которого разработано программное обеспечение.

Технико-экономические показатели подтвердили необходимость, актуальность, экономичность и надежность данного проекта.

Внедрение отсутствует.

Эффективность проекта основывается на повышении надежности оборудования и экономичности внедряемой системы.

Содержание

• Определения, обозначения и сокращения
• Введение
• 1. Технологическое описание куста газоконденсатных скважин
• 1.1 Общая характеристика Нижне-Квакчикского месторождения
• 1.2 Характеристика куста газоконденсатных скважин
• 2. Патентная проработка
• 2.1 Выбор и обоснование предмета поиска
• 2.2 Регламент поиска
• 2.3 Результаты поиска
• 2.4 Анализ результатов поиска
• 3. Система автоматизации куста газоконденсатных скважин
• 3.1 Цели создания автоматизированной системы управления
• 3.2 Основные технические решения
• 3.3 Функционирование автоматизированной системы управления
• 3.4 Функции системы телемеханики
• 3.5 Система противоаварийных защит
• 3.6 Основные решения в части автоматизации объекта
• 3.7 Организация канала передачи информации
• 3.8 Оборудование автоматизации объекта
• 3.9 Функции программного обеспечения
• 3.10 Описание алгоритмов регулирования системы
• 4. Разработка системы автоматического регулирования
• 4.1 Гидратообразование в трубопроводах природного газа
• 4.2 Гидратообразование в трубопроводе сброса газа с предохранительного клапана
• 4.3 Борьба с гидратообразованием. Электрическая кабельная система
• 4.4 Алгоритм управления нагревом
• 5. Охрана труда и техника безопасности
• 5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей
• 5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда на площадке куста газоконденсатных скважин
• 5.3 Расчет критериев пожарной опасности и определение категории скважин куста газоконденсатных скважин
• 6. Расчет экономического эффекта внедрения системы
• 6.1 Краткая характеристика предложения
• 6.2 Расчет экономической эффективности
• 6.3 Расчет показателей инвестиционного проекта
• Заключение
• Список использованных источников
• Определения, обозначения и сокращения

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

ГКМ - газоконденсатное месторождение

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

НТС - низкотемпературная сепарация

УСК - установка стабилизации конденсата

ПБТ - пропан-бутан технический

БТП - блочная трансформаторная подстанция

НКУ - низковольтное комплектное устройство

УВН - указатель высокого напряжения

РУНН - распределительное устройство низкого напряжения

ОПНП - ограничитель перенапряжения

ПУЭ - правила устройства электроустановок

ЯТПР - ящик с трансформатором понижающим разделительным

СППК - сбросной пружинный предохранительный клапан

САУ - система автоматического управления

ФГБУ - федеральное государственное бюджетное учреждение

МПК - международная патентная классификация

ПЗУ - постоянное запоминающее устройство

АСУ - автоматическая система управления

ТП - технологический процесс

АРМ - автоматизированное рабочее место

ОПС - оперативная производственная служба

СТМ - система телемеханики

ПРУ - панели резервного управления

ПТК - программно-технический комплекс

РСУ - распределенная система управления

ИУС - информационно-управляющая система

КИП - контрольно-измерительные приборы

ПАЗ - противоаварийная защита

КТП - комплектно-трансформаторная подстанция

НКТ - насосно-компрессорная труба

БРМ - блок регенерации метанола

ВОЛС - волоконно-оптическая линия связи

ВЛ - воздушная линия

АЦП - аналого-цифровой преобразователь

ЦАП - цифро-аналоговый преобразователь

ЖКИ - жидкокристаллический индикатор

МП - микропроцессор

ПО - программное обеспечение

• Введение
• Объекты добычи природного газа Кшукского и Нижне-Квакчикского месторождений имеют огромное социальное значение для населения Камчатского края и способствуют стабильному экономическому развитию Камчатки. Газ, добываемый с месторождений, используется как в промышленных, так и в бытовых целях: в качестве основного вида топлива на ТЭЦ г. Петропавловска-Камчатского, для нужд газоснабжения ряда населенных пунктов Камчатского края. Природный газ позволил снизить затраты населения и края в целом в топливно-энергетических ресурсах. Природный газ позволил отказаться от большей части дорогих (из-за транспортных расходов) и малоэффективных топливно-энергетических источников (уголь, мазут, дизтопливо).
• В мае 2011 года в эксплуатацию был введен первый куст газоконденсатных скважин Нижне-Квакчикского ГКМ, что позволило увеличить объемы добываемого на Камчатке природного газа в два раза по сравнению с уже эксплуатирующимся Кшукским месторождением. Особенностью Нижне-Квакчикского месторождения является наличие значительных объемов попутно добываемого с газом нестабильного конденсата. В связи с чем, после прохождения низкотемпературной сепарации производится стабилизация конденсата с выделением пропан-бутана технического.
• Недавний ввод в эксплуатацию объекта позволяет говорить о высокой степени автоматизации и актуальности принятых технических решений, так как их разработка производилась в соответствии с современными нормативно-техническими документами Российской Федерации и регламентами ОАО «Газпром».
• Автоматизированная система управления технологическими процессами куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского месторождения обеспечивает функционирование технологического оборудования в заданном режиме без постоянного присутствия обслуживающего и эксплуатирующего персонала. Обеспечение непрерывности и безаварийности заданных технологических процессов на объекте, при которых обеспечивается наибольшая производительность с наименьшими затратами ресурсов является актуальной проблемой.
• Целью дипломного проекта является изучение технологии добычи и транспортировки природного газа, принимаемых при этом решений по автоматизации технологических процессов, а также внедрение системы управления обогревом трубопровода сбросной линии газа с предохранительного клапана, установленного на общем газовом коллекторе с целью защиты от превышения давления.

Задачи дипломного проекта:

- изучение технологии добычи природного газа;

• - внедрение системы электрообогрева трубопровода с автоматическим регулированием температуры трубы;

- выбор датчика температуры, греющего кабеля;

• - разработка системы автоматического регулирования электрообогрева трубопровода.
• Необходимость внедрения системы электрообогрева трубопровода обусловлена тем, что в рассматриваемом трубопроводе при отработке сброса газа с предохранительного клапана наблюдается скапливание гидратообразующих веществ. Отлагаясь на внутренних стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность и могут привести к аварийной остановке эксплуатации трубопровода.
• Внедряемая система обеспечит постоянный мониторинг температуры трубопровода, разработанная программа на основании полученных значений температуры примет решение о необходимости включения обогрева и рассчитает количество выделяемой мощности.
• При работе над проектом были использованы материалы ОАО «Газпром промгаз» (рабочий проект «Газоснабжение Камчатской области. Первая очередь - газоснабжение г. Петропавловска-Камчатского. Обустройство Кшукского и Нижне-Квакчикского ГКМ»).
• 1. Технологическое описание куста газоконденсатных скважин

1.1 Общая характеристика Нижне-Квакчикского месторождения

• Кшукское месторождение открыто в 1984 г., Нижне-Квакчикское - в 1985 г. Территориально все объекты обустройства Кшукского и Нижне-Квакчикского месторождений находятся в Соболевском районе Камчатского края (на западном побережье полуострова Камчатка) в 50 км севернее п. Соболево. Ближайшими населенными пунктами являются п. Крутогоровский, расположенный в 45 км к северо-западу, п. Соболево, расположенный в 50 км к югу от месторождений. От г. Петропавловск-Камчатский оба месторождения находятся на удалении 300 км. Расстояние между месторождениями 3 км.
• Разведка запасов газа по Кшукскому месторождению проводилась по горизонтам I-VII. В проектной документации рассматривается добыча газа только с I-V горизонтов, добыча с VII горизонта не рассматривается, относится на перспективу. VI продуктивный горизонт не рассматривается как объект эксплуатации из-за незначительных объемов запасов газа и конденсата и низкой продуктивной характеристики.
• Комплекс объектов обустройства Кшукского и Нижне-Квакчикского газоконденсатных месторождений предназначен для добычи газа и газового конденсата, подготовки (осушки) газа методом низкотемпературной сепарации, стабилизации конденсата (с выделением пропан-бутана технического), подачи газа в магистральный газопровод для газоснабжения г. Петропавловска-Камчатского, годового накопления стабильного конденсата и отгрузки его в морские танкеры в период навигации в г. Петропавловск-Камчатский.
• Компонентный состав природного газа добываемого на Нижне-Квакчикском месторождении представлен в таблице 1.1.
• Газ Нижне-Квакчикского месторождения от куста скважин № 1 под собственным давлением поступает на УКПГ по газопроводам-шлейфам в блок-бокс входных шлейфов и коммерческого замера газа.

Таблица 1.1 - Компонентный состав природного газа Нижне-Квакчикского ГКМ

Компонент	% мольн.	Компонент	% мольн.	Компонент	% мольн.
N2	0,42	C9	0,12178	C21	0,00122
CO2	0,12	C10	0,07733	C22	0,00091
C1	91,78	C11	0,03790	C23	0,00073
C2	4,21	C14	0,01143	C24	0,00067
C3	1,65	C15	0,00866	C25	0,00051
C4	0,86	C16	0,00553	C26	0,00019
C5	0,05262	C17	0,00418	C27	0,00012
C6	0,13699	C18	0,00519	C28	0,00006
C7	0,2877	C19	0,00240	C29	0,00003
C8	0,15877	C20	0,00140

• Далее газ направляется в сепаратор-пробкоуловитель и далее во входной сепаратор на первую ступень сепарации. От входного сепаратора газ поступает в блок-бокс технологический подготовки газа № 2, где происходят процессы осушки газа и выделения жидкой фазы, состоящей из конденсата и метанола насыщенного. После сепарации газ поступает в блок-бокс входных шлейфов и коммерческого замера газа. После коммерческого замера осушенный газ поступает в магистральный газопровод с давлением 6,45 МПа и температурой 20 °С.
• Газовый конденсат, выделенный в процессе НТС, поступает на установку стабилизации конденсата, где стабилизируется до требований ОСТ 51.65-80. Также на УСК происходит выделение пропан-бутана технического.
• Стабильный конденсат после УСК направляется на склад конденсата, где накапливается и хранится в течение года, а также на пункт налива стабильного конденсата на УКПГ для отгрузки в автоцистерны. От склада конденсата конденсат направляется на пункт налива, через который закачивается в танкеры, и вывозится на продажу.
• Пропан-бутан технический после УСК направляется на газонаполнительную станцию на УКПГ, где заправляется в баллоны и отгружается в автоцистерны. Также ПБТ используется в качестве основного топлива для котельной УКПГ. Неиспользуемые остатки ПБТ утилизируются путем смешения с осушенным природным газом и подачей в магистральный газопровод.

1.2 Характеристика куста газоконденсатных скважин

На площадке куста газоконденсатных скважин располагаются:

- блок-бокс линейных потребителей;

- установка горизонтальная факельная;

- мачта прожекторная;

- емкость дренажно-канализационная.

Здания и сооружения на кустовых площадках предусмотрены в основном в блочно-комплектном исполнении.

На кусте скважин № 1 расположены 4 эксплуатационные скважины. Как видно на рисунке 1.1 для обвязки скважин принята фонтанная арматура АФК4-65Ч35 Ш 65 мм, Р_у 35 МПа ОАО «Станкомаш», г. Челябинск. Фонтанная арматура предусмотрена с двумя регулирующими штуцерами. Технологической схемой обвязки эксплуатационных скважин куста предусмотрено:

- регулирование расхода газа (дебита) по каждой скважине;

- автоматическое отключение скважин в случае порыва шлейфа;

- автоматическое отключение кустов скважин при повышении на 10% или при понижении на 20% давления по отношению к рабочему;

- термокарманы для замера температуры газа на устьях (до и после регулятора расхода газа) для контроля за режимом работы скважин;

- возможность проведения работ по глушению скважин, гидравлическому разрыву пласта, соляно-кислотной обработке, а также по исследованию скважин;

- отвод газа на факел при продувке скважин;

- замер дебита каждой скважины.

Электроснабжение потребителей электроэнергии на напряжение 0,4 кВ площадки куста газовых скважин № 1 предусматривается от блочных трансформаторных подстанций БТП 10/0,4 кВ с трансформаторами 25 кВА и НКУ, расположенными непосредственно на площадке.

Конструктивно блок-бокс БТП представляет собой единый блок размером 3 на 7,70 м. Блок-бокс состоит из четырех основных отсеков - отсек с трансформатором, отсек ячейки УВН, отсек РУНН 0,4 кВ и отсек автоматики, разделенных между собой несгораемыми перегородками и с предусмотренными отдельными входами в отсеки. На воздушном вводе установлены опорные штыревые изоляторы, проходные изоляторы и ограничители перенапряжения ОПНП 10 кВ. В отсеке трансформатора расположен силовой понижающий трансформатор. В отсеке ячейки УВН располагается ячейка УВН. В отсеке РУНН 0,4 кВ устанавливаются:

- устройство НКУ;

- устройство катодной защиты.

В отсеке автоматики располагается оборудование КИПиА и связи.

В НКУ на вводе предусмотрен:

- приборный контроль тока и напряжения;

- учет электроэнергии.

Предусмотрены следующие виды защит потребителей электроэнергии:

- защита главной цепи от короткого замыкания;

- защита двигателя от перегрузки;

- защита цепи управления от короткого замыкания.

Блок-бокс изготавливается с естественной вентиляцией согласно требованиям ПУЭ с применением утепленных клапанов с вентиляционной решеткой.

В блок-боксе выполнена система рабочего и ремонтного освещения. Для выполнения ремонтных работ предусмотрен ящик ЯТПР-0,25 с безопасным разделительным трансформатором, установленный в отсеке РУНН-0,4 кВ и отсеке автоматики. В блок-боксе выполнена система обогрева с применением электроконвекторов.

Схема автоматического поддержания заданной температуры внутри помещения на заданном уровне, не ниже плюс 5°С, организована с применением датчиков-реле типа РТ2К. В блок-боксе выполнен внутренний контур заземления с двумя выводами на внешний контур заземления, размещенными по диагонали.

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В дипломном проекте рассматривается автоматическая система обогрева трубопровода сбросной линии газа с предохранительного клапана СППК5 куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ. Обогрев трубопровода необходим для предотвращения протекания в нем процессов гидратообразования и поддержания его температуры в заданном диапазоне.

Гидраты, отлагающиеся на внутренних стенках труб, резко уменьшают их пропускную способность и могут привести к аварийной остановке эксплуатации трубопровода. Затраты нефтегазовых компаний на предупреждение и борьбу с газогидратными пробками составляют значительную часть стоимости эксплуатации месторождений. Поэтому сокращение эксплуатационных затрат на предупреждение и борьбу с гидратообразованием в промысловых системах добычи газа вызывает немалый интерес со стороны многих добывающих и эксплуатирующих компаний нефтегазовой отрасли.

Для обеспечения нормального режима работы защиты шлейфа общего газового коллектора, предложена система автоматического регулирования обогрева сбросной линии газа с предохранительного клапана СППК5. В состав системы входят два датчика температуры (для измерения температуры трубы и наружного воздуха), секции греющего кабеля, кабельные линии электроснабжения и распределительные коробки. Регулирование температуры по заданному алгоритму предусмотрено осуществлять на базе контроллера САУ куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ - Rx3i PACSystem.

Исходя из изложенного выше, при проведении патентного поиска особое внимание было уделено поиску и анализу устройств измерения температуры воздуха и поверхности. При этом учитывается необходимость применения датчика с минимальными габаритами, в связи с чем, наиболее подходящими являются датчики измерения температуры, принцип работы которых, основан на использования термочувствительных электрических или магнитных элементов.

2.2 Регламент поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ и информационного ресурса ФГБУ «Федеральный институт промышленной собственности» по источникам патентной документации Российской Федерации. По зарубежным фондам поиск не проводился по причине их отсутствия.

Глубина поиска составляет три года (2009-2011 гг.). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации:

- G01K 7/01- «Измерение температуры с использованием полупроводниковых элементов с PN-переходом»;

- G01K 7/02 - «Измерение температуры с использованием термоэлектрических элементов, например термопар»;

- G01K 7/16 - «Измерение температуры с использованием резистивных элементов»;

- G01K 7/32 - «Измерение температуры с использованием изменения резонансной частоты кристаллов».

При этом использовались следующие источники патентной информации:

- полные описания к патентам Российской Федерации;

- документы справочно-поискового аппарата;

- Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения» (2012 г.);

- Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели» (2012 г.).

2.3 Результаты поиска

Результаты поиска приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

Страна	Индекс МПК	Номера просмотренных патентов	Выявленные аналоги
Россия	G01K 7/01 G01K 7/02 G01K 7/16 G01K 7/32	№№ 2207529 - 2448335	№ 2207529 «Цифровой термометр», № 2328710 «Цифровой термометр», № 2373502 «Устройство для измерения температуры теплоносителя», № 2411469 «Телеметрическое устройство для измерения температуры», № 2445589 «Способ измерения температуры поверхности и измеритель температуры», № 2447411 «Способ измерения температуры, термоэлектронно-механический преобразователь с автоэлектронной эмиссией и способ его изготовления», № 2447412 «Устройство для измерения температуры», № 2448335 «Термокоса»

2.4 Анализ результатов поиска

Рассмотрим более подробно аналоги, перечисленные в таблице 2.1.

Цифровой термометр (патент № 2207529) содержит термопреобразователь с частотным выходом, первый и второй генераторы частот, реверсивный и суммирующий счетчики, три элемента «И», триггер, блок индикации и преобразователи частоты в код и кода в частоту. В устройство также введен регистр, кодовый вход которого соединен с выходом реверсивного счетчика, прямой динамический вход записи - с выходом триггера, а выход - с кодовым входом преобразователя кода в частоту. Техническим результатом является повышение быстродействия цифрового термометра.

Изобретение (патент № 2328710) относится к измерительной технике, предназначено для работы с термопреобразователями с частотным выходным сигналом и может быть использовано при измерениях температуры, например, в теплосчетчиках для повышения точности измерения температуры при одновременном упрощении устройства. Цифровой термометр содержит два термочувствительных пьезорезонатора, помещенных в защитные капсулы и включенных в частотозадающие цепи измерительных автогенераторов, выходы которых соединены с первыми входами блоков формирования разностной частоты, вторые входы которых соединены с выходом опорного автогенератора, и третьим с - таймерным входом вычислительного блока. Первый и второй счетные входы, которого соединены с выходами первого и второго блоков формирования разностной частоты, а четвертый вход соединен с выходом ПЗУ, вход которого соединен с первым выходом вычислительного блока, второй выход которого, в свою очередь, соединен с входом блока индикации. Технический результат - повышение точности измерения температуры при одновременном упрощении устройства.

Изобретение (патент № 2373502) относится к термометрии, а именно к контактным датчикам для измерения температуры, и может быть использовано в нефтяной, газовой, химической, пищевой промышленности, а также в коммунальном хозяйстве для измерения температуры среды, находящейся в трубопроводах, независимо от диаметра трубы. Предложено устройство для измерения температуры теплоносителя, включающее расположенную в трубопроводе капсулу, представляющую собой стакан со ступенчатым дном, причем донная ступень выполнена в виде наружного глухого тонкостенного патрубка. На внутренней боковой поверхности патрубка выполнена резьба, на которой жестко закреплена вставка, выполненная в виде снабженного внешней резьбой стержня, снабженного продольной сквозной прямоугольной канавкой, при этом во внутренней полости капсулы установлен измерительно-передающий модуль. Модуль состоит из измеряющей температуру печатной платы, снабженной хвостовиком с закрепленным на нем термочувствительным элементом на конце, и печатной платы беспроводной связи, включающей элемент инициализации. В зоне верхнего основания корпуса установлены элемент питания и антенна для передачи информации на счетчик тепловой энергии и/или индикатор температуры. Технический результат - повышение точности измерения, упрощение конструкции, обеспечение надежности работы устройства и удобство пользования потребителем тепла.

Телеметрическое устройство для измерения температуры (патент № 2411469) предназначено: для измерения температуры и учета теплопотребления в труднодоступных местах и/или опасных местах. Сущность изобретения: телеметрическое устройство для измерения температуры содержит источник постоянного напряжения, термочувствительный элемент, катушку индуктивности, два полевых транзистора разной проводимости. Стоки полевых транзисторов соединены между собой. Изменение температуры контролируемого объекта вызывает изменение емкостной составляющей термочувствительного элемента, выполненного в виде пьезоэлектрика, что приводит к изменению резонансной частоты колебательного контура, образованного термочувствительным элементом и катушкой индуктивности. Телеметрическая информация передается по элементам объекта контроля с помощью акустических волн. Технический результат - создание устройства для измерения температуры, в котором отсутствует необходимость в электрической линии связи с потребителем информации о температуре объекта контроля в контролируемой зоне.

Способ измерения температуры поверхности и измеритель температуры (патент № 2445589). Сущность изобретения заключается в использовании потока электромагнитного излучения видимого диапазона и малой интенсивности от излучателя, например лазера, предварительно расфокусированного устройством и направленного на нагретую поверхность. Часть падающего излучения отражается от поверхности детали, фокусируется устройством на фотоприемник, например фотодиод, где под действием этого излучения вырабатывается сигнал в виде электрического напряжения или тока. Уровень этого сигнала определяется величиной отраженного излучения, которое зависит от температуры поверхности. Сравнивая получаемый с фотоприемника сигнал с эталонным сигналом, определяют температуру исследуемой поверхности. Измеритель температуры содержит излучатель электромагнитных волн, например лазер, расфокусирующее и фокусирующее устройства, фотоприемник, усилитель, компаратор, схему «И», генератор линейно изменяющегося напряжения, генератор импульсов образцовой частоты, двоичный счетчик импульсов, дешифратор, цифровое устройство сравнения, устройство памяти эталонных кодов, устройство индикации. Технический результат - создание измерителя температуры во всем диапазоне возможных температур.

Способ измерения температуры, термоэлектронномеханический преобразователь с автоэлектронной эмиссией и способ его изготовления (патент № 2447411). Техническое решение заключается в том, что определяют изменения параметров термочувствительного элемента в зависимости от изменения температуры и определяют текущее значение температуры по величине указанных параметров. В качестве термочувствительного элемента используют биморфный элемент, размещенный в электрическом поле, а о текущем значении температуры судят по изменению тока эмиссии в зависимости от механической деформации биморфного элемента от температуры. В качестве биморфного элемента используют преобразователь, первый слой выполнен из окисла ванадия, а второй - из вольфрама. Термоэлектронномеханический преобразователь с автоэлектронной эмиссией содержит один чувствительный элемент с одной полупроводниковой структурой и электронную схему. Чувствительный элемент размещен на основании преобразователя с зазором относительно токопроводящей площадки, на поверхности которой сформирован, по меньшей мере, один вискер. В биморфном элементе выполнены отверстия. Два и более биморфных элемента объединены в матричную структуру на общем кристалле. Электронная схема содержит электронные ключи и мультиплексоры опроса строк и столбцов, связанные с общим видеовыходом.

Устройство для измерения температуры (патент № 2447412). Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в телеметрической системе. Заявлено устройство для измерения температуры, содержащее термометр сопротивления и задающий резистор, общая точка которых соединена с общей шиной, генератор стабильного тока, шесть электронных ключей, генератор прямоугольных импульсов, три усилителя. Дополнительно в устройство введен RC-фильтр. Электронные ключи разбиты на три группы по два ключа в каждой группе. В устройство также введен запоминающий конденсатор, который одним выводом подключен к объединенным между собой выходам электронных ключей второй группы, а другим - к входу первого усилителя. Технический результат: повышение помехоустойчивости устройства.

Термокоса (патент № 2448335). Изобретение относится к термометрии, а именно к датчикам температуры, и предназначено для одновременного измерения температуры в нескольких точках объекта, расположение которых определяется конструкцией объекта. Термокоса содержит последовательно расположенные датчики температуры, соединенные между собой гибким кабелем, обеспечивающим электрическое соединение датчиков температуры, разъем для подключения к устройству считывания, хранения, обработки и отображения данных, при этом каждый датчик температуры заключен в защитный корпус. Технический результат - снижение времени термической реакции, повышение точности измерения и надежности, а также возможность расширенного диапазона использования.

Патентные исследования показали, что на сегодняшний день существует достаточно большое количество устройств измерения температуры различных моделей, отличающихся принципом действия, информативностью и точностью получаемых данных, что свидетельствует о высокой востребованности подобных устройств и развитии исследований в данном направлении.

Сравнение датчиков, рассмотренных при патентных исследованиях с датчиком температуры TST01-2,0-П, показало, что данный датчик температуры является наиболее подходящим для разрабатываемой системы по совокупности причин:

- серийное производство;

- простота конструкции;

- минимальные габаритные размеры;

- наличие цифрового выхода;

- низкая стоимость.

автоматический электрообогрев трубопровод гидратообразование

3. Система автоматизации куста газоконденсатных скважин

3.1 Цели создания автоматизированной системы управления

Основными целями создания автоматизированных систем управления технологическими процессами являются:

- комплексная автоматизация объектов Кшукского и Нижне-Квакчикского газоконденсатных месторождении, создание на базе АСУ ТП малолюдной и энергосберегающей технологий, позволяющих повысить рентабельность и эффективность производства;

- выполнение установленных производственных заданий, снижение непроизводительных потерь материально-технических и топливно-энергетических ресурсов и сокращение эксплуатационных расходов;

- обеспечение противоаварийной и противопожарной защиты объектов с целью повышения экологической безопасности производства;

- обеспечение надежной и эффективной работы основных и вспомогательных производственных объектов за счет оптимального управления режимами их работы.

Основной задачей создания АСУ ТП является превращение технологических объектов в автоматизированные производственные звенья, работающие в заданных режимах под оперативным контролем вышестоящих уровней управления [1]. Структурная схема автоматизации куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ. Основными методами, позволяющими осуществить поставленные цели и задачи, являются [2]:

- оптимизация структуры АСУ, исключающая избыточность технических средств, снижение трудоемкости технического и ремонтного обслуживания систем управления;

- выявление предаварийных и аварийных ситуаций в оперативном режиме;

- автоматизация сбора, обработки и представления информации оперативному персоналу.

АСУ ТП объектов Кшукского и Нижне-Квакчикского газоконденсатных месторождений обеспечивает функционирование технологического оборудования в заданном режиме без постоянного присутствия обслуживающего и эксплуатирующего персонала на объектах.

Отслеживание текущего режима работы оборудования и управление технологическим процессом осуществляется автоматически на основании заложенных алгоритмов управления. При этом оперативному персоналу предоставляется возможность наблюдения за ходом процесса и управления режимами работы оборудования с автоматизированных рабочих мест производственного персонала.

На АРМ персонала отображается текущий режим работы технологического оборудования, аварийные и предупредительные сообщения системы при отклонениях наиболее важных технологических параметров за допустимые границы, диагностическая информация о работоспособности комплекса технических средств, а также отчеты установленной формы.

3.2 Основные технические решения

В качестве основных принципов при определении архитектуры построения АСУ ТП приняты следующие:

- децентрализация функций сбора, обработки информации и выработки управляющих воздействий, максимальное их приближение к месту возникновения информации и её использования;

- распределенность и возможность использования информации различными подсистемами;

- модульность построения технических и программных средств;

- создание многоуровневой системы оптимального управления технологическим процессом;

- функционирование без постоянного присутствия обслуживающего персонала для систем управления большинства технологических объектов;

- стандартизация взаимосвязей (функциональная, программная, конструктивная) между уровнями управления.

Структура АСУ ТП обеспечивает выполнение функций контроля и оптимального управления производством в целом, а также управление отдельными установками, как при нормальной работе, так и в нештатных ситуациях.

АСУ ТП построена по иерархическому принципу и включает в себя два взаимосвязанных уровня:

- нижний уровень - уровень систем автоматизированного управления технологическим оборудованием, функционирующий в автоматическом режиме без присутствия человека.

Системы управления данного уровня включают в себя датчики, преобразователи, исполнительные механизмы, системы локальной автоматики и станции автоматического управления, реализуемые на базе программируемых логических контроллеров;

- верхний уровень - уровень операторной, в которой размещается оперативно-производственная служба, реализуется на базе персональных компьютеров с организацией автоматизированных рабочих мест персонала. Уровень ОПС размещаются в операторной служебного корпуса.

Требования к структуре и функционированию системы обусловлены топологическим расположением контролируемых и управляемых технологических объектов обустройства Нижне-Квакчикского месторождения и необходимостью обеспечения высокого уровня надежности систем и объекта управления в целом.

3.3 Функционирование автоматизированной системы управления

АСУ ТП является восстанавливаемой и обслуживаемой многофункциональной системой. АСУ ТП функционирует в режиме реального времени в непрерывном круглосуточном режиме.

АСУ ТП функционирует в одном из следующих режимов:

- автоматический;

- автоматизированный (с рабочего места оператора);

- местный (от местных щитов управления, от местных кнопок при пуско-наладочных, ремонтных работах).

Переключение между местным и дистанционным (от АСУ ТП) режимами работы исполнительных механизмов производится переключателями с силовых щитов управления. Переключение между автоматическим и автоматизированным режимами управления производится оператором с пульта управления.

Система телемеханики газовых скважин и газопроводов функционирует в автоматическом режиме и не требует постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Управление объектами СТМ осуществляется с пульта оператора, который располагается в операторной служебного эксплуатационно-ремонтного блока УКПГ. Передача информации системы телемеханики осуществляется по оптоволоконному кабелю.

АСУ ТП Кшукского и Нижне-Квакчикского ГКМ предназначена для автоматизированного контроля и управления основными и вспомогательными процессами добычи и подготовки газа для обеспечения бесперебойной подачи запланированных объемов газа в межпромысловый газопровод с наименьшими эксплуатационными затратами.

Технологические процессы характеризуются большим количеством переменных состояния и управления, воздействием на объект многочисленных возмущений, связанных с плановыми переключениями технологических аппаратов и применением взрывоопасных и пожароопасных продуктов. Все это в совокупности предъявляет повышенные требования к АСУ ТП.

Технологические процессы являются непрерывными. Однако для выполнения технологического регламента существует возможность осуществления программно - логического управления по пуску и останову объекта.

Управление технологическим процессом добычи и переработки газа связано с получением, переработкой и анализом большого объема информации. Организация потоков информации - одно из необходимых условий рационального функционирования системы управления. Потоки информации замыкаются через производственный процесс и охватывают все элементы производства [3].

Технологический процесс обработки информации в АСУ ТП включает:

- сбор и подготовку данных;

- передачу данных;

- обработку и хранение данных;

- выдачу данных пользователю.

Основным методом сбора данных в АСУ ТП является автоматический. В этом случае осуществляется прямое измерение технологического параметра, преобразование сигнала и передача сигнала в управляющий контроллер.

Информационная модель системы включает:

- график информационной взаимосвязи задач и комплексов задач АСУ ТП;

- состав оперативных документов, необходимых для формирования соответствующих массивов на машинных носителях;

- состав выходных документов, формируемых в результате решения задачи.

Для решения задач всех информационных уровней используется единая система классификации и кодирования информации, единая система документации и единая нормативно - справочная информационная база на машинных носителях.

АСУ ТП УКПГ по выполняемым функциям является интегрированной организационно-технологической системой и функционально состоит из следующих подсистем:

- распределенная система управления УКПГ;

- система противоаварийной защиты УКПГ;

АСУ ТП построена по иерархическому принципу и включает следующие уровни управления:

- уровень оперативно-производственных служб. К нему относятся серверы, АРМы, коммуникационное оборудование уровня ОПС, панели резервного управления, пульт экстренного останова;

- уровень систем автоматического управления.

Ниже приведен перечень функций системы в соответствии с разделением на подсистемы и включает в себя информационные функции и функции управления, которым соответствует функциональность АСУ ТП. Выбор ПТК обусловлен соответствием его мощности объемам автоматизации, а также особенностями функционирования автоматизируемых объектов.

АСУ ТП УКПГ на уровне ОПС выполняет следующие функции:

- дистанционное управление технологическими объектами. Дистанционное управление обеспечивает возможность выполнения с АРМа оператора следующих операций:

1) регулирование расхода газа на выходе УКПГ с автоматическим регулированием на нижнем уровне управления расхода газа по технологическим ниткам, газосборным шлейфам и скважинам;

2) отключение технологического участка (линии) для проведения регламентных и ремонтных работ;

3) управление исполнительными механизмами;

- предоставление оператору информации о состоянии объекта управления. РСУ обеспечивает отображение параметров, принимаемых с уровня САУ и от смежных систем на мнемосхемах со звуковой и световой сигнализацией об отклонении параметров за заданные границы и сигнализацией состояния исполнительных механизмов;

- сбор и архивирование данных о технологическом процессе, и выполнение процедур обмена с вышестоящим уровнем управления;

- автоматическое протоколирование нарушений заданных режимов работы оборудования и отклонений параметров за пределы технологических уставок;

- формирование и печать отчетных документов автоматически (отчеты, протоколы событий, действий оператора, аварийных и предупредительных сигналов) либо по запросу пользователя (отчеты, протоколы, графики, копии экранов);

- ведение технологической базы данных.

Обеспечена автоматическая запись параметров поступающих с уровня САУ и действий оператора, которые фиксируются в соответствующем журнале;

- конфигурирование ПТК АСУ ТП УКПГ;

- синхронизация времени всех компонентов системы, использующих временные отметки и характеристики с привязкой к шкале единого времени U.T.C.;

- комплексный контроль состояния работоспособности объектов и инженерных сооружений на основе организации и построения единого информационного пространства для всех ключевых служб и подразделений, участвующих в процессе управления, контроля состояния и эксплуатации объектов (наработки, количество пуском, отказов, ремонтов, данные по учету ресурсов, паспортизация, анализ эффективности производства);

- ключевым компонентом информационно-аналитической системы является формируемая в процессе реализации проекта Единая информационная база данных, содержащая всю необходимую информацию для организации процесса планирования, контроля и оперативного управления производственным процессом обеспечения экономической эффективности и экологической безопасности проводимых мероприятий по обслуживанию компонентов ИУС, полевого КИПиА и технологического оборудования.

АСУ ТП на уровне САУ выполняет следующие функции:

- сбор и обработку информации, поступающей от датчиков и исполнительных механизмов, в том числе:

1) циклический опрос входов модулей ввода-вывода системы;

2) аналогово-цифровое преобразование сигналов;

3) первичную обработку сигналов для компенсации воздействия помех;

4) определение достоверности информации по диапазонам измерения;

- регулирование параметров технологического процесса. Данная функция должна выполняться автоматически на основе уставок и текущей величины регулируемого параметра;

- взаимообмен информацией с уровнем ОПС.

Система противоаварийной защиты выполняет следующие функции:

- выявление предаварийных ситуаций;

- автоматическая блокировка технологического оборудования в соответствии с алгоритмами блокировок и защит;

- предоставление оператору информации о состоянии датчиков и исполнительных механизмов системы ПАЗ, а также выдача аварийных и предупредительных сигналов.

3.4 Функции системы телемеханики

Программно-технические средства автоматизации и диспетчерского управления для территориально - распределенных объектов системы телемеханики (кусты газовых скважин, газопроводы) обеспечивают:

- телемеханический контроль основных параметров (температуры, давления, дебита скважин, параметров тока и напряжения секций комплектно-трансформаторной подстанции, параметров тока и напряжения, а также регулирование напряжения станции катодной защиты), характеризующих технологический процесс и состояние объекта;

- работу технологических объектов в условиях нормальной эксплуатации в автоматическом режиме с заданными параметрами технологического процесса без постоянного присутствия обслуживающего персонала;

- автоматическое управление электроприводными кранами по резкому понижению давления (порыв трубопровода) с одновременным отключением соответствующих скважин;

- телеуправление с пульта управления УКПГ отдельными объектами;

- телесигнализацию об отклонениях основных технологических параметров от заданных значений, аварийного отключения выключателей КТП;

- телесигнализацию недопустимо низкой температуры, пожара и несанкционированного доступа в блок-боксы телемеханики;

- автоматизированный контроль функционирующих объектов и оборудования, анализ режимов работы, оценку работы и состояния технологического оборудования, оперативное обнаружение и локализацию неисправностей и аварийных ситуаций, реализацию поступающих команд.

3.5 Система противоаварийных защит

Алгоритмы работы объектов предназначены для автоматического, дистанционного управления и регулирования технологических процессов. Система позволяет сократить трудозатраты и минимизировать численность эксплуатационного персонала, предотвратить возможность неправильных или несанкционированных действий оператора, а также выполняет функции оперативного контроля технологического режима установок, высокоэффективного и безопасного управления технологическими процессами объектов системы телемеханики, обеспечения противоаварийной и противопожарной защиты, повышения экологической безопасности производства.

АСУ ТП Кшукского и Нижне-Квакчикского газоконденсатных месторождений выполняются как единые, законченные, управляющие и информационные системы для объектов основного и вспомогательного технологического процесса, предназначенные для работы как в автоматическом режиме без присутствия обслуживающего персонала, так и в режиме управления с диспетчерского пункта.

Система противоаварийных защит включает в себя:

- систему противоаварийных защит по технологическим параметрам;

- систему противопожарной защиты;

- систему экстренного останова.

Система противоаварийных защит реализуется системами автоматического управления с использованием программно-технических средств и интерфейсных (цифровых) каналов связи, функционирующих в нормальном режиме. Для системы противоаварийной защиты все контроллеры, модули ввода/вывода используются в резервированном исполнении, работают в режиме on-lain.

Функции противоаварийной защиты предлагается осуществлять на принципах:

- многоуровневой противоаварийной защиты, верхний уровень которой ориентируется на остановку в целом;

- взаимного влияния отдельных агрегатов и установок;

- диагностики приборов и технологического оборудования.

Многоуровневая противоаварийная защита подразумевает разграничение защит технологического оборудования по уровням, каждый из которых определяется своими условиями запуска и процедурой выполнения. Концептуально (структурно или функционально) выделяются следующие уровни:

- первый уровень - остановка технологического комплекса в целом;

- второй уровень - остановка отдельных технологических блоков;

- третий уровень - остановка отдельного технологического оборудования (технологической линии или агрегата).

Указанные уровни предусматривают иерархическую соподчиненность, когда запуск противоаварийной защиты первого уровня предусматривает автоматическую инициализацию уровней 2 и 3. Условия запуска того или иного уровня определяются таким образом, что если при остановке отдельного агрегата необходимо отключить технологическую линию, запускается защита второго уровня.

Запуск противоаварийных защит предусматривается:

- вручную оператором;

- автоматически при подтверждении оператором;

- автоматически без подтверждения оператора.

Подтверждение оператором предполагает учет временной задержки, после которой противоаварийная защита будет запущена автоматически. Предусматривается также режим отключения автоматического запуска противоаварийных защит, что должно быть зафиксировано в журнале действий оператора. Запуск противоаварийной защиты отключает режим регулирования (осуществляется в рамках комплексного управления технологическим оборудованием). Данное решение обуславливает требование к обеспечению устойчивости технологического процесса при решении задач комплексного управления.

Необходимость в наличии комплексных противоаварийных защит определяется:

- взаимосвязанностью основного технологического оборудования;

- возможностью возникновения аварии на объекте, обеспечивающем непрерывную работу основного технологического оборудования.

Источниками автоматического запуска противоаварийных защит являются:

- обнаружение подтвержденного пожара (срабатывание двух шлейфов пожарной сигнализации в одной защищаемой зоне) в основных блоках технологического оборудования;

- обнаружение второго порога загазованности в блоках технологического оборудования.

Системы управления технологическими процессами осуществляют контроль за технологическими параметрами на предмет соответствия условиям запуска противоаварийных защит, как отдельных агрегатов, блоков так и установки в целом и выполнение противоаварийных защит.

Система пожарогазобезопасности осуществляет пожарообнаружение, газообнаружение, пожаротушение и выдает в АСУ ТП сигналы на запуск противоаварийных защит тех или иных установок.

3.6 Основные решения в части автоматизации объекта

Технологической схемой обвязки эксплуатационных скважин куста предусмотрено:

- регулирование расхода газа (дебита) по каждой скважине;

- автоматическое отключение скважин в случае порыва шлейфа;

- автоматическое отключение кустов скважин при повышении на 10 % или при понижении на 20 % давления по отношению к рабочему;

- термокарманы для замера температуры газа на устьях (до и после регулятора расхода газа) для контроля за режимом работы скважин;

- возможность проведения работ по глушению скважин, гидравлическому разрыву пласта, соляно-кислотной обработке, а также по исследованию скважин;

- отвод газа на факел при продувке скважин;

- замер дебита каждой скважины.

Для выполнения этих требований в обвязке скважин кустов предусматриваются следующие технические решения.

Выкидные линии скважин подключаются к коллектору и оборудуются замерными устройствами для замера дебита каждой скважины.

В обвязке каждой скважины куста после замерного устройства предусматривается регулятор расхода газа, позволяющий производить регулирование дебита скважины.

Для проведения газодинамических исследований скважин на факельной линии куста предусматривается узел подключения передвижной установки для исследования скважин, производства экспериментального завода ООО «ТюменНИИгипрогаз». Для подключения замерного сепаратора предусматриваются задвижки с ручным управлением. Подключение выполняется быстроразъемными соединениями. После окончания работ и отключения замерного сепаратора указанные задвижки пломбируются в закрытом положении.

Подача газа после замерной установки производится в выходной коллектор куста скважин, освобождение от давления газа сепаратора, входящего в состав этой установки, производится на горизонтальный факел. Сброс жидкости при исследовании скважин от сепаратора производится в специальный контейнер.

Предусматривается местный и дистанционный контроль давления и температуры потока в трубопроводе.

С целью предупреждения возможного гидратообразования в шлейфах и обвязке скважин в период их ввода в эксплуатацию предусматривается подача метанола через блоки дозирования ингибитора БРМ 4 во все шлейфы, НКТ и в затрубное пространство каждой скважины. БРМ 4 предназначен для ручного и дистанционного управления расходом метанола. Метанол подается от насосной, расположенной на площадке УКПГ.

Для удобства проведения ремонтных работ на трубопроводах обвязки фонтанной арматуры предусмотрена установка фланцевых разъемов.

Продувка скважин и трубопроводов при ремонтных и профилактических работах предусматривается на горизонтальный факел. Для перевода жидкой части потока в газообразное состояние и для регулирования скорости продувки на факельном трубопроводе на расстоянии 10 метров от факела устанавливается дроссель с ручным управлением. В качестве горизонтального факела предусматривается горизонтальная горелка с ручным розжигом.

При глушении скважин подача задавочной жидкости предусматривается от передвижного задавочного агрегата. Для снижения расчетного давления шлейфа на общем газовом коллекторе на кустовой площадке предусмотрена установка регулятора давления и предохранительного клапана (для защиты шлейфа от превышения давления).Газ от предохранительного клапана сбрасывается в амбар. Давление настройки предохранительного клапана 15,8 МПа.

Спецификация оборудования автоматизации куста скважин № 1 представлена в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Спецификация оборудования автоматизации куста скважин № 1

Позиция	Наименование	Кол-во	Примечание
1 - 8	Термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р	8
9 - 16	Преобразователь температуры Метран-286-06	8	1ExdIICT5X
17 - 20	Преобразователь температуры Метран-286-04	4	1ExdIICT6
21	Преобразователь температуры Метран-286-01	1	Устанавливается в БТП
22	Манометр показывающий МП4-У-У2-40 МПа	1
23	Манометр показывающий МП4-У-У2-10 МПа	1
24 - 34	Датчик избыточного давления Метран-150TG-5	11	1ExdIICT5
35-1 - 38-1	Устройство сужающее БСУ 100/25 УХЛ1	4
35-2 - 38-2	Датчик разности давлений Метран-150CD-2	4	1ExdIICT5

В таблицах 3.2 и 3.3 описан объем автоматизации объекта и перечни выходных и входных сигналов.