Студопедия КАТЕГОРИИ: АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция |
АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕДОБЫЧИ
2.1. Автоматизации подлежат: 2.1.1. Скважины, эксплуатируемые механизированным и фонтанным способом. 2.1.2. Скважины нагнетательные. 2.1.3. Индивидуальные и групповые установки для измерения дебита скважин. 2.1.4. Установки распределения газа для газлифтной эксплуатации скважин. 2.1.5. Путевые и устьевые нагреватели. 2.1.6. Блоки дозирования реагента. 2.1.7. При кустовом обустройстве - кусты скважин в составе: скважин (нефтяных, газовых, нагнетательных); групповой установки для измерения дебита скважин (ГЗУ); установки распределения газа (УРГ); сепаратора газа высокого давления; блока дозирования реагента; водораспределительного блока (ВРБ) системы поддержания пластового давления; путевого подогревателя; трансформаторной подстанции. 2.1.8. Сепарационные установки. 2.1.9. Дожимные насосные станции (ДНС), включающие технологические линии в составе сепараторов, отстойников, насосных блоков, установок бригадного и промыслового учета нефти, газа и воды. 2.1.10. Кустовые насосные станции (КНС). 2.1.11. Водораспределительные блоки. 2.1.12. Водозаборные и водоподъемные сооружения. 2.1.13. Установки подготовки нефти, газа и воды. 2.1.14. Узлы коммерческого учета нефти. 2.1.15. Компрессорные станции. 2.1.16. Объекты системы электроснабжения (подстанции 110/35/6 кВ), находящиеся на балансе нефтегазодобывающего предприятия. Примечание. Перечень объектов может быть расширен в зависимости от конкретных условий обустройства и эксплуатации нефтяного месторождения. 2.2. Объемы автоматизации 2.2.1. Технические средства автоматизации должны обеспечивать: работу технологических объектов в автономном режиме, режиме управления с верхнего уровня; местный и дистанционный контроль основных параметров технологических процессов и состояния объектов; сигнализацию несанкционированного доступа в помещения аппаратурных блоков и контрольно-измерительных приборов на промыслах; поддержание заданного технологического режима и возможность оптимизации процессов; возможность эксплуатации технологического оборудования без постоянного присутствия обслуживающего персонала; автоматическое восстановление технологического процесса средствами автоматизации после возобновления подачи электроэнергии; функции защиты от аварийных режимов эксплуатации. 2.2.2. Технические средства, реализованные на базе микропроцессорной техники и рассчитанные для работы в промысловых условиях при наличии необходимого набора датчиков, кроме функций по п. 2.2.1 должны обеспечивать: диагностику состояния оборудования; прогнозирование и локализацию аварийных ситуаций; оптимизацию работы технологического оборудования и процессов. 2.2.3. Объем автоматизации эксплуатационных скважин Измерение дебита скважин обеспечивается автоматизированными замерными установками. Измерение буферного и затрубного давления производится по месту. 2.2.3.1. Скважины с установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими: местное и телемеханическое управление; контроль сопротивления изоляции системы "кабельная линия - погружной электродвигатель"; контроль состояния УЭЦН ("работает", "не работает"); контроль подачи жидкости; защиту электродвигателя от перегрузок и коротких замыканий, от несимметричных включений электродвигателя, недопустимого снижения сопротивления изоляции системы "кабельная линия - погружной электродвигатель", изменения напряжения в питающей сети; защиту УЭЦН и выкидной линии от недопустимого повышения и понижения давления на устье скважины; защиту УЭЦН от недопустимого понижения давления на приеме насоса и повышения температуры погружного двигателя; индивидуальный самозапуск УЭЦН при перерывах в электроснабжении; телесигнализацию об остановке и экстремальных отклонениях параметров работы установки; отключение УЭЦН при срыве подачи и повторное включение; измерение потребления электрической энергии в составе оборудования, малогабаритной комплектной трансформаторной подстанции для куста скважин. 2.2.3.2. Скважины с установками штанговых глубинных насосов должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими: местное и телемеханическое управление; периодическую откачку жидкости скважины по местной программе; индивидуальный самозапуск установки при перерывах в электроснабжении; телесигнализацию об остановке. защиту установки и выкидной линии от недопустимого повышения и понижения давления на устье скважины; защиту установки от недопустимого повышения и понижения нагрузок на балансир; защиту электротехническую (от перегрузок, коротких замыканий и несимметричных включений, изменения напряжения); контроль состояния установки ("работает", "не работает"); измерение потребления электрической энергии в составе куста скважин; диагностику состояния установки. Примечание. Диагностика состояния производится динамометрированием или другими методами. При этом для районов с интенсивным износом глубинного оборудования из-за выноса песка с забоя скважины, либо по другим причинам (районы Азербайджана, Туркмении и др.) рекомендуется применять телединамометрирование, телединамометрирование также рекомендуется применять при кустовом обустройстве месторождений. В остальных районах - диагностирование производится периодически при помощи переносных динамографов или другой аппаратуры. 2.2.3.3. Скважины с газлифтным способом эксплуатации должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими: контроль буферного и рабочего давления; измерение и регулирование режима работы скважины (на уровне установки распределения газа). 2.2.3.4. Фонтанные скважины должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими: контроль давления на устье скважины, затрубном пространстве и в выкидной линии; регулирование расхода и давления в выкидной линии скважины (быстросменный штуцер). Примечание. Оснащение средствами автоматизации фонтанных скважин рассматривается в каждом конкретном случае в зависимости от требований эксплуатации и безопасности работы. 2.2.4. Нагнетательные скважины должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими: контроль давления на устье скважины и в затрубном пространстве; местное и телеизмерение расхода, регулирование количества закачиваемой жидкости по каждой скважине; (на уровне ВРБ). 2.2.5. Автоматизированная групповая установка для измерения дебита скважин должна обеспечивать: местное и телеизмерение дебита скважин по нефти, воде и газу; контроль давления в общем коллекторе ГЗУ; телесигнализацию предельных значений давления в общем коллекторе и в газосепараторе; местное и дистанционное управление работой ГЗУ. Примечание. Для месторождений с высокой обводненностью продукции скважин или находящихся на поздней стадии разработки, разрешается производить на ГЗУ измерение только дебита по жидкости (например для ряда месторождений Туркмении, Узбекистана, Гурьевской области и т.д.). 2.2.6. Установка распределения газа для газлифтной эксплуатации. Технические средства автоматизации УРГ должны обеспечивать: регулирование расхода или давления газа по скважинам; телеизмерение суммарного расхода газа, приведенного к нормальным условиям в целом по установке и по каждой скважине; контроль давления газа в общем коллекторе и по каждой скважине; телесигнализацию об отклонении давления и общей неисправности работы установки; контроль входной отсекающей задвижкой; автоматическое управление и защиту блока реагентного хозяйства; управление системами отопления и вентиляции; контроль загазованности помещения. 2.2.7. Путевые подогреватели нефти Технические средства автоматизации путевых подогревателей нефти должны обеспечивать: местный автоматический контроль, регулирование и защиту нагревателей; телеизмерение температуры, давления и телесигнализацию их предельных значений. 2.2.8. Блочная установка дозирования химреагентов и ингибиторов коррозии Технические средства автоматизации блочной установки дозирования химреагентов и ингибиторов коррозии должны обеспечивать: измерение количества закачиваемого реагента; контроль состояния насосного агрегата ("работает", "не работает"); сигнализацию предельных значений температуры в реагентной емкости; сигнализацию и отключение двигателя насоса по нижнему уровню жидкости в емкости. 2.2.9. Сепарационная установка Технические средства автоматизации сепарационной установки должны обеспечивать: местный контроль давления и уровня жидкости в аппаратах, для трехфазных сепараторов - также уровня раздела фаз; автоматическое регулирование давления газа и уровня жидкости; телеизмерение производительности по жидкости и газу; сигнализацию предельно-допустимых значений давления и уровня; защиту технологического оборудования при нарушениях технологического режима; учет и регулирование сброса пластовой воды при наличии предварительного сброса воды; дистанционное автоматическое зажигание факела, сигнализацию погасания факела и предельного уровня конденсата. 2.2.10. Дожимная насосная станция Технические средства автоматизации ДНС в дополнение к требованиям поз. 2.2.9. должны обеспечивать: телеизмерение количества нефти, газа и воды по каждой технологической линии на бригаду с последующим суммированием по ДНС в целом и давления в общем коллекторе; телесигнализацию предельных значений давления на выкиде станции и состояния насосов; местное и дистанционное управление насосами; защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем; самозапуск электроприводов насосов после перерывов в электроснабжении; автоматическое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего; телеизмерение потребления электрической энергии; автоматический отбор проб; защиту технологического оборудования, сооружений и окружающей среды при нарушении технологического режима. 2.2.11. Кустовые насосные станции Технические средства автоматизации КНС должны обеспечивать: местное и дистанционное управление, контроль состояния и защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем; местное и телеизмерение количества воды по каждому агрегату или напорным коллекторам в целом; телеизмерение и местный контроль давления на приеме и выкиде насосов; автоматическое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего; телесигнализацию об остановке и экстремальных отклонениях параметров работы станции; измерение потребляемой электроэнергии по каждому насосному агрегату; защиту оборудования, сооружений и окружающей среды при отклонениях технологического режима. 2.2.12. Водораспределительные блоки Технические средства автоматизации ВРБ должны обеспечивать: местное и телеизмерение количества закачиваемой воды по отходящим водоводам; местный контроль и телесигнализацию снижения давления на приемном коллекторе и по отходящим водоводам. 2.2.13. Водозаборные и водоподъемные сооружения Технические средства автоматизации водозаборных и водоподъемных сооружений должны обеспечивать: местное и дистанционное управление, регулирование технологических параметров и защиту основных и вспомогательных агрегатов; измерение количества воды, подаваемой из отдельных источников и насосной станции в целом; местный контроль и измерение давления на приеме и выкиде насосов; измерение потребляемой электроэнергии по агрегатам и в целом по станциям. 2.2.14. Установки подготовки нефти, газа и воды, насосные внутренней и внешней перекачки, резервуарные парки Технические средства автоматизации установок должны обеспечивать: контроль и регулирование технологического процесса; защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем; дистанционный контроль и регистрацию текущих значений основных параметров технологического процесса и состояния технологического оборудования и управляющих механизмов; измерение и регистрацию расходов нефти, газа и воды на технологических потоках; измерение потребления электрической энергии, включая энергию на перекачку нефти до приемных резервуаров, управления магистральных нефтепроводов. Конкретный объем автоматизации технологических процессов подготовки нефти, газа и воды определен РД 39-5-591-81. 2.2.15. Узлы коммерческого учета нефти Технические средства автоматизации коммерческих узлов учета нефти должны обеспечивать: местное и телеизмерение количества нефти в единицах массы брутто (измерение объема и плотности); автоматический отбор проб; автоматическое регулирование давления (расхода); местное и дистанционное управление технологическим оборудованием; сигнализацию предельных значений расходов нефти, давления и температуры в выходном коллекторе, а также сигнализацию наличия свободного газа в нефти и сигнализацию о загрязненности фильтров. Примечание. 1. Измерение содержания воды, соли, серы, мехпримесей в нефти производить в лабораториях методом экспресс-анализа. 2. Поверочные средства для аттестации и поверки коммерческих узлов учета нефти рекомендуются стационарные. Конкретный объем автоматизации узлов учета нефти должен соответствовать РД 39-5-770-82. 2.2.16. Комплекс технических средств автоматизации компрессорных станций состоит из технических средств автоматизации газокомпрессорных агрегатов и технических средств автоматизации общестанционных установок. Технические средства автоматизации газокомпрессорных агрегатов должны поставляться комплектно с агрегатами и обеспечивать в полном объеме защиту, контроль и управление их работой. Объем автоматизации и управления определяется в каждом конкретном случае отдельно, в соответствии с действующими правилами. 2.2.17. Объекты системы электроснабжения Технические средства автоматизации объектов электроснабжения должны обеспечивать: телеизмерение нагрузки по фидерам; релейную защиту и автоматизацию подстанций и распределительных устройств в соответствии с действующими "Правилами устройства электроустановок" и "Правилами технической эксплуатации"; местное и телеизмерение потреблений активной и реактивной электроэнергии на вводах от энергосистемы на подстанции 110/35/6 кВ; местное и телеизмерение потреблений электроэнергии на отходящих линиях нефтепромысловых потребителей; телесигнализацию положения коммутационного аппарата; местную и телесигнализацию аварийных ситуаций. |
||
Последнее изменение этой страницы: 2018-05-10; просмотров: 252. stydopedya.ru не претендует на авторское право материалов, которые вылажены, но предоставляет бесплатный доступ к ним. В случае нарушения авторского права или персональных данных напишите сюда... |