Билет вопрос Объемы автоматизации скважин, с установками 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.

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 С У 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 2.1 Структурная схема автоматизацииСистема 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 искрозащитыРисунок 2.1 — Структурная схема системы автоматизацииДля 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 вопрос Приборы для измерения параметров, характеризующие свойства нефти и газа в процессе добычи,подготовки и транспортировки.

Контроль за изменением свойств нефти проводится после отбора глубинных проб специальными пробоотборниками.В лаборатории отобранные глубинные пробы исследуют на установках для анализа проб пластовых (газонасыщенных) нефтей. Нефть из глубинного прибора в установку переводят с помощью блока перевода без нарушения естественных условий. Пробу в установке перемешивают. Установка позволяет определять давление насыщения нефти газом, коэффициент сжимаемости, газосодержание, плотность, объемный коэффициент и усадку нефти, температуру начала кристаллизации парафина, исследовать процессы разгазирования нефти при разных температурах.Глубинный пикнометр предназначен для оперативного измерения прямым методом плотностей нефти и воды. Принцип его действия состоит в том, что пробу пластовой жидкости забирают на заданной глубине скважины в специальную пикнометрическую капсулу известного объема, которую после извлечения прибора из скважины взвешивают на рычажных весах. При этом отпадает необходимость в лабораторной имитации пластовых условий.Глубинный вискозиметр предназначен для измерения динамической вязкости пластовых нефти и воды непосредственно в условиях НГДУ.Глубинный экспансиметр предназначен для оперативного измерения в условиях НГДУ коэффициента объемной упругости (коэффициента сжимаемости) пластовой нефти и воды. Действие его основано на принципе сообщающихся сосудов, согласно которому изменение давления в одном сосуде вызывает соответствующее изменение давления в смежном сосуде.Глубинный сатуриметр предназначен для оперативного измерения величины давления насыщения непосредственно в скважинных условиях. Он выполнен в виде трубы, объединяющей пробозаборную камеру и регистрирующий манометр. На заданной глубине в пробозаборную камеру поступает проба нефти и герметично отсекается в ней. Специальное устройство производит расширение нефти в пробозаборной камере, а регистрирующий манометр фиксирует соответствующее давление.Контроль изменения свойств воды в процессе разработки.Контроль изменения свойств воды в процессе разработки осуществляется путем отбора проб глубинными пробоотборниками или на устье скважины с последующим их анализом. Анализы вод производят как в стационарных, так и в полевых гидрохимических лабораториях.При исследовании вод в первую очередь определяют ионы СН , HCOi, SO²,-, Ca²⁺, Mg²⁺, Na⁺, а также плотность и рН воды.Для изучения изменения газовой фазы пластовой воды (С0₂, H₂S и др.) пробы необходимо отбирать глубинными пробоотборниками и исследовать в стационарной лаборатории.Сравнение ряда анализов пластовой воды на различные даты позволяет охарактеризовать происходящие в пласте процессы и предпринять меры для предотвращения нежелательных явлений, таких, как выпадение гипса в призабойной зоне скважины.Контроль изменения свойств газа в процессе разработки.Для определения состава газа пробы его, отобранные пробоотборниками непосредственно из скважины или из газосепаратора на устье скважины, анализируют в лабораторных условиях. Для покомпонентного анализа газа, не содержащего конденсат, используют газовые хроматографы.Хроматография заключается в разделении сложных смесей газов на индивидуальные компоненты при их движении вдоль слоя сорбента. Сорбент, находящийся в хроматографической колонке, разделяет сложную анализируемую газовую смесь на временную последовательность бинарных смесей газа-носителя с одним из анализируемых компонентов (метаном, этаном, пропаном, бутаном, пентаном, гексаном). После прохождения бинарных смесей через газоанализатор получают хроматограмму - последовательность пиков, каждый из которых характеризует содержание оп­ределенного компонента в анализируемой смеси в %. Время хроматографического анализа одной пробы газовой смеси на современных хроматографах около 6 мин.При разработке газоконденсатных месторождений кроме контроля динамики состава газа необходимо проводить контроль за газоконденсатной характеристикой (ГКХ). При контроле за ГКХ пробы газа отбирают с помощью передвижных стационарных установок и затем исследуют на лабораторной установке фазовых равновесий, основной частью которой является термостатируемый сосуд высокого давления изменяемого внутреннего объема - бомба PVT. После исследования рекомбинируемой пробы пластового газа начального состава, полученной соединением проб газа сепарации и нестабильного конденсата в заданных соотношениях, на бомбе PVT на различных режимах строят кривую потенциального содержания группы компонентов С_5+в (пентан+вышекипящие) в добываемом газе q (в см³/м³ или г/м³) в зависимости от текущего пластового давления. Контроль за составом газа при разработке газоконденсатных месторождений проводят периодически.Узел учета (СИКН, СИКНП, СИКНС) – это автоматизированная система учета нефти (нефтепродуктов, сырой нефти), которая предназначена для автоматизированных измерений в соответствии с требованиями действующей нормативной документацией (НД) при проведении коммерческого учета или оперативного учета между принимающей и сдающей сторонами.Основные функции, выполняемые Системой измерений количества и показателей качества нефти, (нефтепродуктов, сырой нефти):автоматизированное измерение массы брутто нефти (нефтепродуктов/сырой нефти) и вычисление массы нетто нефти (нефтепродуктов/сырой нефти);автоматизированное измерение технологических параметров;автоматизированное измерение качественных показателей нефти (нефтепродуктов/сырой нефти),отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517;отображение (индикацию), регистрацию и архивирование результатов измерений;поверка рабочих и эталонных средств измерений (СИ) на месте эксплуатации без нарушения технологических процессов;контроль метрологических характеристик (КМХ) СИ на месте эксплуатации без нарушения технологического процесса;передачу данных на верхний уровень.