Автоматизация электроцнтробежного насоса кустовой площадки Салымского месторождения нефти

ДипломнаяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Автоматизация электроцнтробежного насоса кустовой площадки Салымского месторождения нефти (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

" Уфимский государственный нефтяной технический университет"

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств УДК 681.5:622.276.054.23

Рецензент к защите допущен Зав. кафедрой АТПП, проф. А. П. Веревкин Дипломный проект Автоматизация электроцнтробежного насоса кустовой площадки Салымского месторождения нефти Студент гр. АГз 06−01

Е.Ю. Чарыкова Руководитель канд. техн. наук, доц.

С.В. Светлакова Консультанты:

С.В. Светлакова, А. А. Гилязов, Е. В. Астафьев, М. Ю. Прахова Уфа, 2012

Реферат

автоматизация насос электроцентробежный нефть

Дипломный проект 105 с., 24 рисунка, 21 таблица, 15 формул, 34 использованных источников, 1 приложение.

Электрический центробежный насос, автоматизация, станция управления, телеметрия, система погружной телеметрии, насос, погружной электрический двигатель, датчик, скважина, «Электрон-ТМС-3»

Объектом исследования является система автоматизации электрического центробежного насоса.

В процессе исследования рассмотрено устройство и технология ЭЦН, выполнен патентный анализ аналогов СУ ЭЦН и ТМС, произведен сравнительный анализ ТМС, изучена возможность применения СПТ в рассматриваемой системе автоматизации ЭЦН.

Цель работы — анализ существующего уровня автоматизации ЭЦН скважины кустовой площадки Салымского месторождения нефти и модернизация системы автоматизации ЭЦН.

В результате исследования рекомендована к применению система погружной телеметрии «Электон-ТМС-3» .

Технико-экономические показатели свидетельствуют об ожидаемом снижении затрат на обслуживание в размере 346,250 тыс. руб./год.

Внедрение отсутствует.

Эффективность проекта основывается на повышении эффективности работы и снижении трудоемкости обслуживания оборудования.

Определение, обозначения и сокращения
Введение
1. Описание технологического объекта ЭЦН

1.1 Описание кустовой площадки Салымского месторождения
1.2 Компоненты ЭЦН
1.3 Преимущества и недостатки ЭЦН
1.4 Описание технологии ЭЦН

2. Патентная проработка
2.1 Выбор и обоснование предмета поиска
2.2 Регламент патентного поиска
2.3 Результаты поиска
2.4 Анализ результатов поиска

3. Описание и работа системы автоматизации ЭЦН

3.1 Структура автоматизации ЭЦН

3.2 Описание и работа станции управления «ЭЦН-8»
3.2.1 Общие принципы работы «ЭЦН-8» в составе системы АСУТП
3.2.2 Описание интерфейса «ЭЦН-8»
3.2.3 Использование СУ ЭЦН
3.2.4 Техническое обслуживание «ЭЦН-8»
3.2.5 Монтаж и подключение «ЭЦН-8»
3.3 Станция управления общекустовая
3.3.1 Устройство и работа общекустовой станции «ДСКМ.421 415.001»
3.3.2 Работа СУ общекустовой в составе АСУТП
3.3.3 Взаимодействие СУ общекустовой с локальной сетью куста скважин
3.3.4 Описание интерфейса обмена с ДП
3.3.5 Монтаж и подключение
3.4 Пункт управления АСУТП
3.5 Система телеметрии
3.6 Система телекоммуникаций
3.7 Система противоаварийной защиты ЭЦН

4. Анализ систем погружной телеметрии ЭЦН

4.1 Анализ неисправностей ЭЦН
4.2 Обоснование необходимости модернизации ЭЦН
4.3 Сравнительный анализ ТМС
4.4 Описание выбранной СПТ «Электон-ТМС-3»

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ потенциальной опасности и производственной вредности при автоматизации скважин ЭЦН
5.1.1 Характеристики добываемой нефти с точки зрения взрывопожароопасности, токсичности и вредности
5.1.2 Опасности, возникающие при обслуживании электрооборудования ЭЦН

5.2 Мероприятия по обеспечению промышленной безопасности и без вредных условий труда при автоматизации ЭЦН

5.2.1 Мероприятия по технике безопасности при автоматизации ЭЦН

5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии
5.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности
5.3 Расчет заземления электрооборудования УЭЦН

6. Оценка экономической эффективности проекта ТМС

6.1 Краткое описание предложения модернизации системы автоматизации ЭЦН
6.2 Методика расчета экономической эффективности
6.3 Исходные данные для расчета эффективности проекта ТМС
6.4 Расчет экономического эффекта проекта ТМС

Заключение
Список использованных источников
Приложение, А (обязательное)
Определения, обозначения и сокращения


ЭЦН	— электрический центробежный насос
СУ	— станция управления
ТМС	— телеметрическая система
СПТ	— система погружной телеметрии
УЭЦН	— установка электрического центробежного насоса
АСУТП	— автоматизированная система управления технологическим процессом
ТП	— технологический процесс
АРМ	— автоматизированное рабочее место
ДП	— диспетчерский пункт
НКТ	— насосно-компрессорная труба
ТМПН	— трансформатор масляный повышающий напряжение
ПЭД	— погружной электродвигатель
АПВ	— автоматическое повторное включение
ДН	— дренажный насос
АСУ	— автоматизированная система управления
АГЗУ	— автоматическая групповая замерная установка
КП	— контрольный пункт
КДУ ИРЗ	— комплекс диспетчерского управления ОАО «Ижевский радиозавод»
ТМС	— телеметрическая система
КПД	— коэффициент полезного действия
ЦН	— центробежный насос
ТМСП	— телеметрическая система погружная
ТМСН	— телеметрическая система наземная
ЧДД	— чистый дисконтированный доход
ВНД	— внутренняя норма доходности

Нефтегазодобывающая промышленность с открытием новых месторождений нуждалась в насосах для отбора из скважины большого количества жидкости. Широкое применение получили скважинные центробежные насосы с электроприводом. При больших отборах жидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемки при обслуживании, по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов.

На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для автоматизации управления УЭЦН: СУ, тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, СПТ и т. д.

АСУТП кустов скважин предназначена для управления общекустовым оборудованием добычи нефти на кусте, при которой обеспечивается наибольшая производительность с наименьшими затратами ресурсов, экономия которых является актуальной проблемой.

Большинство АСУТП состоят из следующих объектов ТП:

— первичные средства автоматизации;

— оборудование с локальными системами автоматизации;

— общекустовая СУ: сбор и первичная обработка информации; реализация алгоритмов автоматического регулирования, программно-логического управления, защит и блокировок; обмен данными с вышестоящим уровнем и реализация команд вышестоящего уровня;

— многофункциональный АРМ оператора (ДП);

— сервер базы данных.

Цель данного дипломного проекта — совершенствование существующей системы автоматизации ЭЦН кустовой площадки Салымского месторождения.

Задачами дипломного проекта являются:

— изучение технологии автоматизации ЭЦН;

— патентный анализ аналогов СУ ЭЦН и ТМС;

— описание устройства и принципа работы СУ ЭЦН, СУ общекустовой, СПТ ЭЦН, систем телеметрии и телекоммуникаций;

— проведение анализа и выбор оборудования для модернизации системы автоматизации ЭЦН;

— расчет эффективности проекта.

Рассматриваемая система автоматизации ЭЦН расположена на кусту № 100 Лемпинской площади Салымского месторождения Ханты-Мансийского автономного округа.

При работе над проектом были использованы материалы ООО «РН-УфаНИПИнефть» .

1. Описание технологического объекта ЭЦН

1.1 Описание кустовой площадки Салымского месторождения

Рассматриваемая в данном дипломном проекте система автоматизации ЭЦН расположена на кусту № 100 Лемпинской площади Салымского месторождения Ханты-Мансийского автономного округа.

В 1990 году началась промышленная разработка месторождений Лемпинской площади Салымского месторождения. Более 20 лет осуществляется разработка по добыче углеводорода. План по добыче нефти растет с каждым годом. Запасы месторождения очень велики.

Вблизи от федеральной трассы Тюмень — Ханты-Мансийск находится село Лемпино. Именно населенный пункт дал название Лемпинской площади Салымского месторождения, на котором ведутся разработки по добыче нефти.

Лемпинская площадь была открыта еще в 1965 году, но промышленная разработка началась лишь в 1990;м.

За эти годы здесь добыто более 11 млн. т. нефти. На Лемпинской площади расположены дожимная насосная станция, кустовая насосная станция по закачке рабочего агента в пласт, 18 кустовых площадок. Действующий фонд — 191 нефтяная скважина. Самой первой из них 22 года.

Согласно статистике, показатели добычи в 2002 году составляли 620 тыс. т., в 2003;м — 840 тыс. Затем произошел небольшой спад, а с 2007;го вновь начался ее рост: в 2007 году — 815 тыс. т., в 2008;м — 887 тыс. т., в 2009;м — 873 тыс. т., в 2010;м — 931 тыс. т., в 2012 году запланировано добыть около 1 млн. т. нефти.

Каждое из месторождений имеет свои особенности. Северо-Салымское — более старое, чтобы увеличить объемы добычи нефти, необходимо постоянно проводить геолого-технологические мероприятия. На Салымском месторождении изначально разработка велась фонтанным способом, а теперь — механизированным способом добычи. Лемпинская площадь — одна из самых молодых территорий по сроку эксплуатации. После построенных двух административно-бытовых корпуса, сюда переехала опорная база цеха, ранее располагавшаяся на Салымском месторождении, где был вахтовый поселок. В цехе работают 55 человек, на Лемпинской площади задействованы 37 — инженерно-технический персонал и сварочное звено. На месторождении трудятся две бригады операторов добычи. С 2006 года темпы бурения на Лемпинской площади начали расти. Так в 2006 году были введены в строй 7 новых скважин, в 2007;м — 14, в 2008;м — 3, в 2009;м — 10, в 2010;м году — 16 скважин, а на 2012 год запланирован ввод еще 20 скважин. Прирост добычи идет по большей части за счет запуска в строй сотого куста, там пробурено уже 15.

В 2008;2009 годах на Лемпинской площади была произведена забурка боковых стволов на пяти скважинах. Средний дебит по скважинам составляет 83 тонны. В 2011 году пробурены три скважины со средним дебитом 79,1 тонны.

1.2 Компоненты ЭЦН

Система ЭЦН состоит из нескольких компонентов, которые вращают последовательно соединенные центробежные насосы для повышения давления скважинной жидкости и подъема ее на устье. Энергия для вращения насоса обеспечивается высоковольтным (от 3 до 5 кВ) источником переменного тока, который приводит в действие специальный двигатель, способный работать при высоких температурах до 150C и высоких давлениях до 34 MПa в скважинах глубиной до 3,7 км с потребляемой мощностью до 750 кВт. В ЭЦН применяется центробежный насос, который соединен с электродвигателем и работает при погружении в скважинную жидкость. Герметично изолированный электродвигатель вращает серию рабочих колес. Каждое рабочее колесо в серии подает жидкость через отвод во входное отверстие рабочего колеса расположенного над ним. На рисунке 1.1 изображено устройство и компоненты ЭЦН.

В типовом 10-и сантиметровом ЭЦН, каждое рабочее колесо дает прибавку давления примерно 60 кПа. Например, типичный 10-ти секционный насос создает давление около 600 кПа на выходе. Лифт и производительность насоса зависят от диаметра рабочего колеса и ширины лопатки рабочего колеса.

1 — гидрозащита; 2 — насос; 3 — кабельная линия; 4 — НКТ; 5 — пояс; 6 — оборудование устья скважины; 7 — СУ; 8 — трансформатор

Рисунок 1.1 — Устройство установки ЭЦН

Давление насоса является функцией количества рабочих колес. В качестве примера, 7-ми секционный насос с мощностью 0,37 кВт может откачивать большой объем воды при низком давлении, тогда как 14-ти секционный насос с мощностью 0,37 кВт откачает меньший объем, но при более высоком давлении. Как во всех центробежных насосах, увеличение глубины скважины или давления на выходе приводит к снижению производительности.

В системах ЭЦН электродвигатель располагается внизу компоновки, а насос сверху. Электрический кабель крепится к наружной поверхности НКТ и компоновка в сборе спускается в скважину таким образом, что насос и электродвигатель находятся ниже уровня жидкости. Система механических уплотнений и выравнивающее/предохранительное уплотнение (равнозначные названия) используются для предотвращения поступления жидкости в электродвигатель и устранения опасности короткого замыкания. Насос может быть подсоединен либо к трубе, к гибкому шлангу, либо спущен по направляющим рельсам или проволоке таким образом, что насос садится на фланцевую муфту с лапой и при этом обеспечивается соединение с компрессорными трубами. При вращении электродвигателя вращение передается на рабочее колесо в батарее последовательных центробежных насосов. Чем больше секций имеет насос, тем выше будет подъем жидкости.

Электродвигатель подбирается с учетом потребностей насоса. Насос проектируется для откачки определенного объема жидкости. Вал может быть изготовлен из монель-металла, а секции из коррозионнои износостойкого материала. Насос имеет роторно-центробежное действие. Защитный узел крепится сверху насоса для изолирования электродвигателя и для обеспечения движения вала в центре для привода насоса.

Кабель проходит из верхней части электродвигателя, сбоку от насоса/уплотнения, и крепится к внешней поверхности каждой НКТ по всей длине лифтовой колонны от электродвигателя до устья скважины, а затем до электрораспределительной коробки. Кабель состоит из трех жил защищенного и изолированного непрерывного провода. Ввиду ограниченного зазора вокруг насоса/уплотнения, в промежутке от электродвигателя до НКТ выше насоса используется плоский кабель. В этом месте он сращивается с менее дорогим круглым кабелем, который проходит до устья. Кабель может иметь металлическую оболочку для защиты от повреждения.

Кабель в сборе состоит из основного кабеля — круглого типа «КПБК» (кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый) или плоского — «КПБП», присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой). Структура «КПБК» и «КПБП» изображена на рисунке 1.2.

Кабель «КФСБ» с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до +60^оС.

а — круглый б — плоский

1 — жила; 2 — изоляция; 3 — оболочка; 4 — подушка; 5 — броня

Рисунок 1.2 — Виды кабелей

Проектирование систем ЭЦН требует всестороннего и тщательного анализа с целью одновременного решения ряда специфических задач их применения. Для проектирования требуется информация по притоку скважины (кривая потока или кривая продуктивности скважины), данные о скважинных жидкостях (дебит по нефти, водонефтяной фактор, газожидкостное соотношение), данные по трубам (глубины и размеры НКТ и обсадных труб), температуры (на забое и на устье), и давления на устье скважины. Для надлежащего проектирования и подбора оборудования также требуется информация по твердой фазе, твердым отложениям, асфальтенам, коррозионно-активным жидкостям, коррозионно-активным газам и т. д.

Оборудование устья требует установки силового трансформатора и щита управления, а также электрораспределительной коробки с воздушным охлаждением. Если требуется использование привода с регулируемой скоростью, тогда необходим дополнительный повышающий трансформатор в цепи до входа кабеля в устье скважины. Трубная головка имеет конструкцию, позволяющую удерживать колонну НКТ и изолировать электрический кабель. Щит управления обычно оборудуется амперметром, плавкими предохранителями, молниезащитой и системой отключения. Он имеет и другие устройства, такие как выключатель при высоком и низком токе и аварийную сигнализацию. Он позволяет эксплуатировать скважину непрерывно, с перерывами или полностью остановить эксплуатацию.

Он обеспечивает защиту от пиков напряжения или разбалансирований, которые могут произойти в источнике электропитания. Трансформаторы, как правило, располагаются на краю кустового основания.

Входящее электрическое напряжение трансформируется в напряжение, требуемое для работы электродвигателя на предполагаемой нагрузке и для компенсации потерь в кабеле. Повышенное напряжение (пониженный ток) снижает потери на скважинном кабеле, но следует учитывать и другие факторы. ЭЦН резко теряют производительность, когда в насос попадает значительный процент газа.

Пороговый уровень для начала возникновения проблемы с газом, как правило, принимается 10% доли газа по объему на входе насоса. Ввиду того, что насосы имеют высокую скорость вращения (до 4000 об/мин.) и малые зазоры, они не являются стойкими к воздействию твердой фазы, например песка. ЭЦН для нефтяных скважин выпускаются для обсадных колонн диаметров от 0,11 до 0,25 м.

Выпускаются насосы для обсадных колонн большего диаметра, однако они используются преимущественно в водяных скважинах.

Для определенного размера обсадной колонны, как правило, более оптимальным выбором является оборудование с большим диаметром.

Оборудование с большим диаметром является более коротким, как электродвигатель, так и насосы являются более эффективными, а электродвигатели легче охлаждаются. Они создают тихое компактное устьевое оборудование.

1.3 Преимущества и недостатки ЭЦН

Вследствие минимальных требований к оборудованию на устье, ЭЦН могут пользоваться спросом для применений на площадках с ограниченными рабочими площадями, как например на морских установках, если затраты на подъем не являются ограничивающим фактором. Они также используются на промыслах, где нет доступного газа для систем газлифта. ЭЦН являются одним из наиболее высокообъемных методов механизированной эксплуатации. ЭЦН имеют преимущество над другими высокообъемными методами, так как они могут создавать более высокую депрессию на пласт и повысить его продуктивность в тех случаях, когда возможно решение проблем с помехой от газа и выноса песка. Диаметр обсадной колонны также не является важным для обеспечения возможности откачки таких больших объемов.

По мере роста объемов заводнения, традиционным становится откачка нескольких тысяч баррелей жидкости в сутки в процессе улучшения эффективности пластового вытеснения. Данная система легко может быть автоматизирована и может проводить откачку периодически или постоянно, но постоянная откачка является предпочтительной для увеличения срока службы. Для неглубоких скважин капитальные затраты являются относительно невысокими.

Существует несколько недостатков ЭЦН. Основной проблемой является ограниченный срок службы. Насос как таковой относится к высокоскоростному центробежному типу, который может быть поврежден абразивными материалами, твердой фазой или обломками. Формирование окалины или минерального осадка может помешать работе электрического центробежного насоса. Экономическая эффективность ЭЦН в большой мере зависит от стоимости электроэнергии. Это является особенно критичным в отдаленных регионах. Система не обладает широкой эксплуатационной гибкостью. Все основные компоненты находятся в призабойной зоне скважины, поэтому, когда возникает проблема или требуется замена какого-либо компонента, приходится извлекать всю систему целиком.

Если присутствует высокий процент газа, принимаются меры для его отделения и возврата назад в обсадную колонну до того как он попадет в насос. Засасывание больших объемов свободного газа может вызвать неустойчивую работу и привести к механическому износу и возможному перегреву. На морских установках, где по правилам требуется применение пакера, весь газ откачивается с жидкостью. В этих особых условиях применяются специальные насосы, в которых возможно создание первичного напора на приеме насоса.

1.4 Описание технологии ЭЦН

На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для автоматизации управления установками ЭЦН: СУ, тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, СПТ и т. д.

Рассмотрим технологию ЭЦН. Установка ЭЦН включает наземное и погружное оборудование. Состав погружной части определяется параметрами скважины, но в нашем случае основным подземным электрооборудованием является электроцентробежный насос и погружной электродвигатель. Если скважина высокодебитная, то для того, чтобы улучшить контроль над состоянием в скважину спускают ТМС. Наличие большого количества газа в нефти заставляет использовать газосепаратор, а отсутствие газа или малое его количество допускает установку модуля. Питание к двигателю подводится погружным кабелем типа КПБП, КРБП, КПБК и КРБК с сечением 10, 16, 25 или 35 мм². В данном случае применяется КПБП 3-х жильный с сечением 16 мм². К наземному оборудованию относят трансформатор питания погружных насосов (ТМПН 63/3), СУ ПЭД и выходной фильтр (L-C фильтр не установлен). Также к наземному оборудованию относятся кабели, играющие роль перемычек между СУ и трансформатором, и питающие кабели, соединяющие СУ с комплектной трансформаторной подстанцией наружной установки. Технологическая схема системы автоматизации ЭЦН представлена на рисунке 1.3.

1 — ТМС; 2 — компенсатор; 3 — ПЭД; 4 — гидрозащита; 5 — ЭЦН; 6 — кабель; 7 — НКТ; 8 — СУ ПЭД; 9 — наземный блок ТМС; 10 — СУ ЭЦН; 11 — трансформатор; 12 — СУ общекустовая

Рисунок 1.3 — Технологическая схема ЭЦН

Для обеспечения нормальной, долгосрочной работы погружного электродвигателя необходимо строгое соблюдение его номинальных параметров, указанных в паспорте. К этим параметрам относится величина тока, напряжения, температура и давление в скважине, подача насоса и другие. При значительном отклонении этих параметров создаются условия, при которых двигатель снижает срок службы или может быстро выйти из строя. Для контроля над основными параметрами двигателя, правильностью его подключения применяется схема управления ПЭД. В данном случае для защиты двигателя применяется СУ «Электон-5» с номинальным током 250 А. К СУ ПЭД подключается наземный блок ТМС. СУ ПЭД скважины подключается к СУ «ЭЦН-8», которая осуществляет управление до 8 станций скважин куста. СУ «ЭЦН-8» передает информацию по интерфейсу RS-485 в СУ общекустовую «ДСКМ.421 415.001» .

Рассмотрим основные функции СУ «Электон-5» :

— включение и отключение электродвигателя в «ручном» или в «автоматическом» режиме;

— работа по программе с отдельно задаваемыми временными интервалами работы и остановки;

— автоматическое включение электродвигателя с заданной задержкой времени после подачи напряжения питания или при восстановлении напряжения питания в соответствии с нормой;

— регулируемая задержка отключения отдельно для каждой защиты (кроме защиты по низкому сопротивлению изоляции);

— регулируемая задержка активации защит сразу после пуска для каждой защиты (кроме защиты по низкому сопротивлению изоляции);

— регулируемая задержка АПВ отдельно после срабатывания каждой защиты (кроме защит по низкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);

— возможность выбора режима с АПВ или с блокировкой АПВ после срабатывания отдельно каждой защиты (кроме защит по низкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);

— возможность выбора активного и неактивного состояния защит отдельно для каждой защиты;

— блокировка АПВ после отключения по защите от недогрузки при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

— блокировка АПВ после отключения по защите от перегрузки при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

— блокировка АПВ после отключения по другим защитам (кроме защит от недогрузки и перегрузки) при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

— измерение текущего значения сопротивления изоляции системы «вторичная обмотка ТМПН-погружной кабель-ПЭД» в диапазоне от 30 кОм до 10 МОм;

— измерение текущей потребляемой мощности;

— измерение текущего коэффициента мощности;

— вычисление текущего значения фактической загрузки двигателя;

— измерение текущего значения частоты вращения электродвигателя;

— определение порядка чередования фаз напряжения питающей сети (АВС или СВА);

— отображение в хронологическом порядке 99 последних изменений в состоянии насосной установки с указанием причины и времени включения или отключения ПЭД;

— запись в реальном масштабе времени в блок памяти информации о причинах включения и отключения электродвигателя с регистрацией текущих линейных значений питающего напряжения, токов фаз электродвигателя, загрузки, сопротивления изоляции, давления, температуры в момент отключения электродвигателя, через 2 секунды после включения и во время работы с двумя регулируемыми периодами записи;

— сохранение заданных параметров работы и накопленной информации при отсутствии напряжения питания;

— световая индикация о состоянии станции («СТОП», «ОЖИД», «РАБОТА»);

СУ устанавливается на площадке механической добычи напротив трансформатора питания погружного насоса соответствующей скважины.

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

Целью данного дипломного проекта является описание и модернизация системы автоматизации ЭЦН. Рассматривается повышенный интерес к мероприятиям, позволяющим диагностировать отказы, повысить срок службы и прогнозировать дальнейшую динамику работы ЭЦН в процессе эксплуатации. Соответствовать этим требованиям может СУ ЭЦН, либо система погружной телеметрии. Поэтому, для оценки перспективности использования выбранного средства при проведении патентных исследований основное внимание было уделено средствам погружной телеметрии.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. По зарубежным фондам поиск не проводился по причине их отсутствия.

Глубина поиска пять лет (2007;2011). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК) раздела E — «Строительство и горное дело», подкласса E21B47 — «Автоматическое управление или регулирование; измерения или испытания» :

— E21B47/00 — «Исследование или инспектирование буровых и других скважин» ;

— E21B47/12 — «Средства передачи сигналов измерения или сигналов управления из скважины на поверхность или с поверхности в скважину» .

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» (1999 г.);

— официальный бюллетень Российского Агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели» (2002;2003 гг.).

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	E21B47/00 E21B47/12	Патенты №№ 2 292 455 — 2 438 015 Патенты №№ 2 295 640 — 2 426 878	№ 2 425 213 «Скважинный контрольно-измерительный комплекс»
	E21B47/00 E21B47/12	Патенты №№ 2 292 455 — 2 438 015 Патенты №№ 2 295 640 — 2 426 878	№ 2 382 197 «Скважинная телеметрическая система»
	E21B47/12	Патенты №№ 2 295 640 — 2 426 878	№ 2 444 622 «Система и способ телеметрии в стволе скважины»

2.4 Анализ результатов поиска

Рассмотрим более подробно аналоги, перечисленные в таблице 2.1.

Скважинный контрольно-измерительный комплекс по патенту № 2 425 213, номер заявки 2 010 109 236/06 от 15.03.2010, патентообладатель ЗАО «ГЕОФИЗМАШ» (RU), относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области геофизических исследований скважин, а именно к устройствам для осуществления измерения и контроля параметров скважины. Техническим результатом изобретения является расширение функциональных возможностей контрольно-измерительного комплекса, снижение количества ошибочных данных за счет автоматизации процесса конфигурации модулей в комплексе. Скважинный контрольно-измерительный комплекс содержит последовательно соединенные между собой модуль телеметрии и, по крайней мере, один связочный модуль. Каждый из модулей включает блок питания, соединенный с блоком обработки информации, блоком памяти и блоком согласования уровней сигнала. Блок обработки информации соединен с блоком памяти и блоком согласования уровней сигнала. При этом, по крайней мере, один из модулей содержит блок датчиков параметров скважины, соединенный с блоком обработки информации. Модуль телеметрии дополнительно содержит блоки выделения и формирования информационного сигнала, каждый из которых соединен с блоками питания и обработки информации. Блоки питания, выделения и формирования информационного сигнала соединены при помощи геофизического кабеля с наземной аппаратурой, включающей источник питания и информационного сигнала. Блоки согласования уровней сигнала модуля телеметрии и соединенного с ним связочного модуля соединены между собой посредством линии питания и/или связи.

Скважинная телеметрическая система по патенту № 2 382 197, номер заявки 2 008 148 991/03 от 12.12.2008, патентообладатель Шлюмберже Текнолоджи Б. В. (NL), Изобретение относится к области геологии, а именно к скважинным телеметрическим системам. Техническим результатом является повышение точности и эффективности способа телеметрии в скважине при отсутствии необходимости герметизации пакера. Для этого скважинная телеметрическая система оборудована, по меньшей мере, одним генератором импульсов давления, по меньшей мере, одним датчиком давления, размещенным во внутреннем межтрубном пространстве в устье скважины, по меньшей мере, одним датчиком давления, размещенным в затрубном пространстве вблизи скважины. Скважинная телеметрическая система снабжена пакером, обеспечивающим гидравлическую изоляцию затрубного пространства, по меньшей мере, одним датчиком, расположенным ниже пакера и реагирующим на одну физическую величину, характеризующую призабойную зону. Скважинная телеметрическая система включает устройство кодирования данных, расположенное ниже пакера. Устройство кодирования данных считывает показания датчика, расположенного ниже пакера и реагирующего на одну физическую величину, характеризующую призабойную зону. Скважинная телеметрическая система включает устройство модулирования импульсов давления, расположенное в затрубном пространстве под пакером, блок сбора данных, расположенный на поверхности. Блок сбора данных преобразует выходные данные датчиков и предоставляет данные для анализа блоку декодирования данных, расположенному на поверхности.

Система и способ телеметрии в стволе скважины по патенту № 2 444 622, номер заявки 2 007 131 279/03 от 16.08.2007, патентообладатель ИНТЕЛЛИСЕРВ ИНТЕРНЭШНЛ ХОЛДИНГ, ЛТД (KY), Группа изобретений относится к телеметрическим системам для использования при осуществлении работ в стволе скважины. Гибридная система связи для буровой установки содержит телеметрическую систему бурильной колонны, и, по меньшей мере, одну гибридную телеметрическую систему. Телеметрическая система бурильной колонны расположена в бурильной колонне, в ходе работы подключена к наземному блоку. Гибридная телеметрическая система в ходе работы подключена к телеметрической системе бурильной колонны и скважинному инструменту для передачи сигналов между ними. Причем гибридная телеметрическая система содержит верхний соединитель, нижний соединитель и кабель. Верхний соединитель подключают к телеметрической системе бурильной колонны. Нижний соединитель подключают к скважинному устройству. Кабель соединяет верхний и нижний соединители. Техническим результатом является повышение надежности, скорости передачи данных.

3. Описание и работа системы автоматизации ЭЦН

3.1 Структура автоматизации ЭЦН

На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для автоматизации управления установками ЭЦН: СУ, тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, системы погружной телеметрии и т. д.

АСУТП кустов скважин (кустовая телемеханика) предназначена для управления общекустовым оборудованием добычи нефти на кусте.

Рассматриваемая система автоматизации ЭЦН кустовой площадки Салымского месторождения нефти состоит из следующих основных компонентов:

— первичные средства автоматизации (датчики, измерительные преобразователи, приборы местного контроля, исполнительные устройства);

— оборудование с локальными системами автоматизации (СУ «ЭЦН-8»);

— общекустовая СУ; основное назначение: сбор и первичная обработка информации; реализация алгоритмов автоматического регулирования, программно-логического управления, защит и блокировок; обмен данными с вышестоящим уровнем и реализация команд вышестоящего уровня; для передачи информации используют выделенные для этого линии связи (проводные и кабельные), радиоканалы, оптические и т. д.;

— многофункциональный АРМ оператора (ДП);

— сервер базы данных.

Структурная схема автоматизации ЭЦН представлена на рисунке 3.1.

ФСА рассматриваемой системы автоматизации ЭЦН представлена на рисунке 3.2. Схема автоматизации выполнена для скважины добывающей N1 с ЭЦН. В таблице 3.1 представлен перечень обозначений ФСА ЭЦН.

Рисунок 3.1 — Структурная схема автоматизации ЭЦН

Таблица 3.1 — Перечень обозначений ФСА ЭЦН


Позиционное обозначение на схеме	Наименование	Количество
PI1, PI2	Манометр показывающий МП4-У
PISA 3	Манометр показывающий сигнализирующий ДМ2005СгIEx, 1ExdIIBT4
PI4	Датчик давления JUMO 4753, EExiaIICT4

В таблице 3.2 представлен порядок и условия срабатывания ПАЗ.

Таблица 3.2 — Порядок и условия срабатывания ПАЗ


Номер сценария на схеме	Позиционное обозначение	Условие срабатывания	Действие защиты
	PISA 3	Аварийное максимальное и минимальное давления на выкиде ЭЦН	Отключение ЭЦН
	СУ «Электон-05»	Аварийная максимальная температура э/д ЭЦН	Отключение ЭЦН
	СУ «Электон-05»	Максимальная сила тока э/д ЭЦН	Отключение ЭЦН
	СУ «Электон-05»	Максимальная мощность э/д ЭЦН	Отключение ЭЦН
	СУ «Электон-05»	Максимальное напряжение ПЭД	Отключение ЭЦН
	СУ «Электон-05»	Сопротивление изоляции кабеля э/д ЭЦН	Отключение ЭЦН

3.2 Описание и работа станции управления «ЭЦН-8»

Станция рассчитана на подключение 8 СУ погружными насосами типа «ШГС-5805», «ШГС-НЭК», «Электон», «Борец», «REDA» посредством дискретных сигналов и цифровых сигналов по интерфейсу RS-485. Подключение посредством дискретных сигналов (состояние и управление) возможно для любых типов СУ насосами. Подключение посредством цифровых сигналов по интерфейсу RS-485 возможно только для СУ насосами поддерживающих протокол Modbus RTU.

Станция осуществляет сбор и первичную обработку данных о состоянии агрегатов и передачу этих данных в локальную сеть куста или другую систему верхнего уровня. Станция обеспечивает управление работой агрегатов, по командам от системы верхнего уровня. СУ конструктивно представляет собой шкаф, в котором размещается электрическое оборудование, контроллер и клеммники для подключения цепей питания, датчиков и цепей управления. В верхней части монтажной панели расположен трансформатор питания контроллера Т1 (220/24 В), клеммник ХТ4 с предохранителями, однофазный автоматический выключатель SF1 питания контроллера и промежуточные реле К1 … К16 управления насосами. Ниже на монтажной панели расположен контроллер (А1), модуль питания 5103 (А2) и модуль вывода 5409 (А3). В нижней части монтажной панели расположены клеммники для подключения внешних цепей:

— XT1 — подключения питания шкафа (220 В);

— XT2 — подключение дискретных сигналов состояния насосов (220 В);

— XT3 — подключение цепей управления насосами (220 В);

— XT5 — подключение интерфейсных цепей (RS-485).

Рисунок 3.2 — Функциональная схема автоматизации ЭЦН Основой СУ является контроллер. Контроллер в соответствие с программой ведет обработку дискретных сигналов, поступающих на его входы, и по командам от общекустовой станции формирует выходные сигналы на коммутацию цепей управления насосами. По интерфейсу RS-485 контроллер ведет опрос микропроцессорных СУ погружными насосами. Сигналы от дискретных датчиков поступают непосредственно на входы контроллера. Сигналы управления формируются как на выходах самого контроллера, так и на выходах модуля 5409. Выходные сигналы контроллера и модуля 5409 поступают на обмотки управления промежуточных реле К1. К16. Выходные цепи промежуточных реле выведены на клеммник ХТ3. Контроллер поддерживает обмен данными с оборудованием верхнего уровня по протоколу Modbus RTU через интерфейс RS-485. По этому каналу контроллер получает команды управления и выдает по запросам данные о текущем состоянии агрегатов, диагностическую информацию. По этому же каналу можно программировать контроллер. Программа и текущие данные контроллера сохраняются в статическом ОЗУ, питающимся от встроенной литиевой батареи. Программа и данные сохраняются в контроллере при отсутствие внешнего питания в течении нескольких лет. Кроме того, копия программы хранится в энергонезависимой FLASH памяти контроллера.

СУ поставляется с отлаженным и записанным программным обеспечением и какое-либо дополнительное программирование не требуется.

3.2.1 Общие принципы работы «ЭЦН-8» в составе системы АСУТП При работе станции «ЭЦН-8» в составе системы АСУТП куста скважин, станция должна быть подключена к локальной сети куста.

Подключение производится по интерфейсу RS-485, протокол Modbus RTU. Мастером в локальной сети куста выступает контроллер общекустовой станции. К локальной сети куста может быть подключено до 8 станций типа ЭЦН (различных модификаций). Идентификация СУ производится по адресу в сети Modbus, который определяется номером станции в локальной сети. Каждая станция ЭЦН должна иметь уникальный номер в пределах локальной сети куста. Номер задается положением переключателей под крышкой контроллера.

После того, как станция подключена к локальной сети куста, ее необходимо описать в системе. Ввод всех привязок и настроек производится с компьютера диспетчерского пульта системы.

Все датчики и цепи управления станции ЭЦН сгруппированы по каналам. В зависимости от модификации, станция ЭЦН рассчитана на разное число каналов:

— «ЭЦН-8» — восемь каналов;

— «ЭЦН-16» — шестнадцать каналов.

Число каналов определяет максимальное число СУ насосами, которые можно подключить к одной станции ЭЦН. Входные цепи подключения датчиков и выходные цепи управления насосами жестко привязаны к номерам каналов, что показано в таблице 3.3. Аналогично для станции «ЭЦН-16». К цепям каждого канала подключаются цепи агрегата одной скважины. Что означает, что к данному каналу станции ЭЦН подключена эта скважина.

Таблица 3.3 — Описание датчиков и цепей по каналам «ЭЦН-8»


Номер канала	Сигналы станции «ЭЦН-8»
	Состояние ЭЦН 1 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 1 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 1
	Состояние ЭЦН 2 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 2 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 2
	Состояние ЭЦН 3 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 3 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 3
	Состояние ЭЦН 4 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 4 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 4
	Состояние ЭЦН 5 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 5 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 5
	Состояние ЭЦН 6 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 6 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 6
	Состояние ЭЦН 7 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 7 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 7
	Состояние ЭЦН 8 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 8 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 8

В системе задаются геологические номера скважин, подключенных к каждому каналу станции ЭЦН и конкретный тип СУ насосом.

По этим данным формируется несколько описателей, первые копии которых сохраняются в конфигурационной базе данных системы.

Описатель подключения станции ЭЦН к локальной сети куста. Копия этого описателя сохраняется в контроллере общекустовой станции. В этом описателе задается номер станции и ее тип. После того, как этот описатель будет записан в контроллер общекустовой станции с ДП, контроллер общекустовой станции включает эту станцию ЭЦН в список опроса и начинает циклически ее опрашивать.

Описатель подключения скважин к каналам станции ЭЦН. Копия этого описателя также сохраняется в контроллере общекустовой станции управления. В этом описателе указывается номер скважины в пределах куста (системный), геологический номер скважины, ее тип, режим замера, номера адресов станций ДН и ЭЦН к которым подключена данная скважина и номера каналов этих станций ДН и ЭЦН.

Описатель типа СУ погружными насосами, подключенных к каждому каналу станции ЭЦН. Этот описатель хранится как в конфигурационной базе данных системы, так и в контроллере станции ЭЦН. В этом описателе задается тип СУ насосом («ШГС-НЭК», «Электон», «Борец», «REDA»), подключенных к каждому из каналов станции ЭЦН. Эта информация используется для формирования запросов на получение данных от микропроцессора СУ насосом и обработки данных, полученных от станции ЭЦН на диспетчерском пульте.

Информация, содержащаяся в этих описателях, используется в системе для следующих целей: для обработки данных, полученных от станции ЭЦН, на компьютере диспетчерского пульта, для выполнения команд с пульта диспетчера на управление насосами, для ведения цикла автоматического замера дебита скважин общекустовой СУ.

При работе станции в составе АСУТП куста, запросы на данные поступают от общекустовой станции. Команды управления насосами, также поступают от общекустовой станции.

3.2.2 Описание интерфейса «ЭЦН-8»

Для обмена данными со станцией ЭЦН используется протокол Modbus RTU. Физический интерфейс — RS-485. Параметры настройки COM-порта приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 — Параметры настройки порта RS-485


Параметры настройки COM-порта контроллера	Значение
Протокол	Modbus RTU
Адресация	стандартная
Режим	полный дуплекс
Скорость обмена. бод	38 400
Число бит данных
Контроль четности	нет
Число стоповых бит
Тип порта	4-х проводный RS-485

Обмен данными сводится к чтению содержимого регистров памяти контроллера и записи в них данных (команд и настроек).

Адрес Modbus станции ЭЦН задается автоматически при задании номера станции ЭЦН. Номер станции задается переключателями, расположенными под крышкой контроллера. Переключатель для выбора номера станции представляет собой DIP переключатель с тремя контактами. Номер станции задается в двоичном коде согласно таблице 3.5.

Для чтения данных от станции ЭЦН используется специально выделенная область памяти контроллера с адресами начиная с 41 000 по 41 124. Область регистров такого размера считывается одной командой Modbus. Назначение регистров области чтения и формат данных приведен в таблице 3.6.

Формат бит-маски состояния ЭЦН с расшифровкой по битам приведен в таблице 3.7. Бит «00» — младший бит. Состояние «0» соответствует отключению агрегата, «1» — агрегат включен.

Таблица 3.5 — Состояние переключателей по номерам и адресу «ЭЦН-8»


Состояние переключателей OPTION	Номер станции в двоичном формате	Номер станции в десятичном формате	Адрес Modbus СУ ЭЦН


Open	Open	Open
Open	Open	Close
Open	Close	Open
Open	Close	Close
Close	Open	Open
Close	Open	Close
Close	Close	Open
Close	Close	Close

Таблица 3.6 — Назначение регистров станции «ЭЦН-8»


Адрес Modbus	Содержимое регистров	Формат данных
	Идентификатор типа станции
	Регистр состояния контроллера	Целое 16 бит
	Ответ о выполнении команды	Целое 16 бит
		Резерв
		Резерв
		Резерв
		Резерв
	Метка времени. Год, месяц.	Десятичное. ГГММ
	Метка времени. День, час.	Десятичное. ДДЧЧ
	Метка времени. Минуты, секунды.	Десятичное. ММСС
	Бит-маска состояния ЭЦН	См. ниже

	Канал 1. Слово состояния ЭЦН
	Канал 2. Слово состояния ЭЦН
	Канал 3. Слово состояния ЭЦН
	Канал 4. Слово состояния ЭЦН
	Канал 5. Слово состояния ЭЦН
	Канал 6. Слово состояния ЭЦН
	Канал 7. Слово состояния ЭЦН
	Канал 8. Слово состояния ЭЦН
	Канал 9. Слово состояния ЭЦН
	Канал 10. Слово состояния ЭЦН
	Канал 11. Слово состояния ЭЦН
	Канал 12. Слово состояния ЭЦН
	Канал 13. Слово состояния ЭЦН
	Канал 14. Слово состояния ЭЦН
	Канал 15. Слово состояния ЭЦН
	Канал 16. Слово состояния ЭЦН

	Номер канала, для которого передаются параметры	Список текущих параметров ЭЦН для выбранного канала (номер канала в 41 029)
	Параметры ЭЦН
	Параметры ЭЦН
	Параметры ЭЦН
	Параметры ЭЦН

Таблица 3.7 — Расшифровка состояний «ЭЦН-8»


№ бита	Данные
	Состояние ЭЦН 1
	Состояние ЭЦН 2
	Состояние ЭЦН 3
	Состояние ЭЦН 4
	Состояние ЭЦН 5
	Состояние ЭЦН 6
	Состояние ЭЦН 7
	Состояние ЭЦН 8

В регистрах 41 012−41 027 передаются «Слово состояния ЭЦН». Эти регистры состояния формируются только для тех каналов, к которым подключены СУ насосами, оснащенные микропроцессором. Формат слова состояния зависит от типа СУ насосом.

В регистрах 41 030−41 124 передаются подробные данные о параметрах состояния агрегата для одного канала. Номер канала указывается в регистре 41 029. При каждом цикле обмена в общекустовую СУ передаются подробные данные для ЭЦН одного канала, в следующем цикле — для следующего канала и т. д. Эти данные передаются только для тех каналов, к которым подключены СУ насосами, оснащенные микропроцессором.

Команды управления записываются в регистр 41 250. Список команд приведен в таблице 3.8.

Таблица 3.8 — Список команд «ЭЦН-8»


Код команды	Действие
	Отключить ЭЦН1
	Отключить ЭЦН2
	Отключить ЭЦН3
	Отключить ЭЦН4
	Отключить ЭЦН5
	Отключить ЭЦН6
	Отключить ЭЦН7
	Отключить ЭЦН8

3.2.3 Использование СУ ЭЦН После монтажа шкафа СУ на месте и подключения внешних цепей ТС, цепей управления агрегатов, заземления и интерфейсных цепей, необходимо подключить цепи питания сети переменного тока.

Для включения станции в локальную сеть куста необходимо задать ее номер (уникальный в данной сети). Для этого инженер АСУ должен определить для этой станции номер в сети куста, сконфигурировать подключение новой станции к системе (с компьютера диспетчерского пульта), задать привязки к скважинам и типы агрегатов, записать эти настройки в контроллер общекустовой станции. Затем, в шкафу СУ, при отключенном питании шкафа, снять крышку контроллера «САВАРаск» (А1) (расположен на монтажной панели слева), и переключателями «OPTION» выставить номер СУ ЭЦН.

Проверка работоспособности станции ЭЦН можно проводить в несколько этапов. Первый этап — проверка работоспособности контроллера СУ ЭЦН. Диагностику работоспособности контроллера станции ЭЦН можно провести по состоянию индикаторов. В верхней левой части контроллера расположены индикаторы, перечисленные в таблице 3.9.

Питание индикаторов может отключаться кнопкой «LED POWER», которая расположена в нижней части платы контроллера. Последовательными нажатиями на эту кнопку питание индикаторов можно включать и выключать. Режим включения питания индикаторов отображается светодиодом «LEDS». Для просмотра состояния индикации контроллера питание индикаторов должно быть включено (светодиод «LEDS» горит).

Таблица 3.9 — Описание индикаторов «ЭЦН-8»


Название индикатора	Цвет	Состояние индикатора
" +5V"	Зеленый	Горит — наличие питания контроллера
" RUN"	Зеленый	Горит — программа контроллера выполняется
" LEDS"	Зеленый	Горит — включено питание индикаторов Не горит — отключено питание индикаторов
" STAT"	Желтый	Не горит — норма Мигает — обнаружена неисправность контроллера
" FORCE"	Желтый	Горит — включена принудительная установка регистров контроллера Не горит — рабочий режим
" DIN 0″	Белый	Состояние дискретного входа 0 контроллера
" DIN 1″	Белый	Состояние дискретного входа 1 контроллера
" DIN 2″	Белый	Состояние дискретного входа 2 контроллера
" COM1 Rx"	Белый	Прием данных по входу СОМ1
" COM1 Tx"	Белый	Передача данных по входу СОМ1
" COM2 Rx"	Белый	Прием данных по входу СОМ1
" COM2 Tx"	Белый	Передача данных по входу СОМ1
" COM2 CTS"	Красный	Состояние линии CTS COM2
" COM2 RTS"	Красный	Состояние линии RTS COM2
" COM2 DCD"	Красный	Состояние линии DCD COM2

Нормальное состояние индикации при подаче питания на шкаф станции ЭЦН следующее:

— горит индикатор «+5V» — наличие питания контроллера;

— горит индикатор «RUN» — программа контроллера загружена и выполняется;

— горит индикатор «LEDS» — включено питание индикаторов;

— индикаторы «STAT» и «FORCE» не горят.

Индикаторы состояния СОМ-портов показывают процесс обмена по портам контроллера, если станция подключена к сети, то индикаторы СОМ1 должны мигать. Наличие в станции ЭЦН питающих напряжений 5 В и 24 В можно проверить по индикаторам «+5V» и «+24V», расположенных на блоке питания (модуль 5103).

Второй этап — проверка станции ЭЦН с подключением компьютера. Для проверки (наладки) станции ЭЦН к порту COM3 контроллера можно подключить компьютер с отладочной программой, например пакетом TelePACE. Проверка станции с использованием пакета программирования контроллеров TelePACE требует определенных навыков работы с этим пакетом. Для упрощенной проверки можно использовать специальную отладочную программу. Работа с программой описана в прилагаемой к ней инструкции.

Необходимость подключения компьютера к контроллеру станции ЭЦН может возникнуть только при замене контроллера станции ЭЦН для записи в него программы. Для тестирования, поиска и устранения других видов неисправности необходимости в подключении компьютера нет. Методика записи программы в контроллер описана в разделе технического обслуживания.

Третий этап — проверка станции ЭЦН по месту. Проверка станции ЭЦН по месту может потребоваться после подключения новых сигналов. В этом режиме, прохождение сигналов состояния агрегатов (Включен/Выключен) можно наблюдать, по индикаторам на входах контроллера. Если индикатор горит, то это означает наличие на дискретном входе напряжения 220 В, т. е. цепь сигнала ТС замкнута.

Четвертый этап — проверка работы станции ЭЦН в составе АСУТП. Проверяются индикация сигналов (ВКЛЮЧЕН/ОТКЛЮЧЕН) состояния агрегатов и наличие дополнительных данных от агрегатов, оснащенных микропроцессорными СУ, на пульте диспетчера. А так же, прохождение команд управления агрегатами от пульта диспетчера. При обнаружении несоответствия данных о состоянии агрегатов и неправильного прохождения сигналов управления, необходимо проверить правильность задания привязок номеров каналов станции ЭЦН к геологическим номерам скважин, типа агрегатов и запись этих данных в контроллер общекустовой станции.

3.2.4 Техническое обслуживание «ЭЦН-8»

Техническое обслуживание станции сводится, в основном, к периодической очистке внешних поверхностей оборудования от пыли и грязи. Очистку производить щетками или мягкой ветошью. Пользоваться для этих целей растворителями, способными повредить лакокрасочное покрытие запрещено.

Все работы по подключению и перекоммутации внешних цепей, и, тем более, ремонтные работы, следует производить при отключении питания СУ и внешних цепей управления.

Техническое обслуживание подключенного полевого оборудования (контакты телесигнализации, исполнительные реле, кабельные связи) производится в соответствии с графиками технического обслуживания, разработанными службой, отвечающей за эксплуатацию этого оборудования и утвержденными техническим руководителем предприятия.

Станции ЭЦН поставляются как законченные изделия, не требующие дополнительного программирования и программных настроек. Поэтому запись программы в контроллер может потребоваться только в случае замены контроллера или для записи обновленной версии программного обеспечения.

Загрузка программы в контроллер производится через СОМ-порт компьютера из пакета программирования TelePACE. Для подключения к контроллеру можно использовать порт СОМ3 контроллера. Для обеспечения связи с контроллером, необходимо знать параметры настройки СОМ-порта контроллера. СОМ-порт компьютера (конфигурируется в TelePACE) должен иметь точно такие же параметры настройки. Если производится загрузка программы в новый контроллер, либо с контроллером не удается установить связь, необходимо произвести инициализацию контроллера.

Для первоначальной загрузки программы в контроллер необходимо при включении питания перевести его в режим «Обслуживание». При этом происходит инициализация коммуникационных портов контроллера с параметрами по умолчанию.

Для этого необходимо выполнить следующие действия:

— отключить питание контроллера;

— нажать и удерживать кнопку «LED POWER» ;

— подать питание на контроллер;

— продолжая удерживать кнопку «LED POWER» дождаться включения светодиода «STAT LED» желтого цвета;

— отпустить кнопку.

При этом для всех коммуникационных портов контроллера устанавливаются параметры по умолчанию: скорость 9600, 8 бит, 1 стоп бит, без четности (none). Протокол Modbus RTU, адрес станции — 1.

Затем следует инициализировать память контроллера, удалить ненужные «C» — программы и программы лестничной логики. Для этого следует выполнить следующие действия:

— соединить контроллер и компьютер кабелем для последовательного порта;

— запустить пакет TelePACE. Пакет запускается из основного меню компьютера «Start/Programm/TelePACE/ TelePACE» (Пуск/Программы/ TelePACE/ TelePACE);

— в меню «Controller» выбрать пункт «Type» и выбрать соответствующий тип контроллера («SCADAPack»);

— в меню «Controller» выбрать пункт «Initialize» ;

— выбрать все опции: «Erase Ladder Logic Program»; «Erase C Program»; «Erase Register Assigment Table» .

— произвести инициализацию, нажав клавишу «OK» .

Далее следует загрузить программу. Последовательность загрузки программы в контроллер следующая. Необходимо запустить пакет TelePACE. Пакет запускается из основного меню компьютера «Start/Programm/TelePACE/ TelePACE» (Пуск/Программы/ TelePACE/ TelePACE) .

Открыть проект с программой для контроллера. В верхнем меню пакета TelePACE выбрать пункт File/Open. Появится меню Open File. В левой части окна выводится список файлов из каталога «D:TelePACEladders». В этом каталоге хранятся программы для контроллеров. В контроллер станции ЭЦН загружается версия программы в зависимости от конкретного типа станции ЭЦН (таблица 3.10).

Таблица 3.10 — Версии программного обеспечения ЭЦН


Тип станции ЭЦН	Программа контроллера
" ЭЦН -8″	ESN8.lad
" ЭЦН-16″	ESN16.lad

После открытия нужного файла, программа будет доступна для просмотра, редактирования и записи в контроллер.

Настроить СОМ-порт компьютера для связи с контроллером. Для этого открыть пункт CommunicationslPS Serial Port Setting верхнего меню. Задать параметры настройки порта компьютера в соответствие с настройками порта контроллера, через который будет вестись программирование.

Убедиться, что контроллер подключен к компьютеру через нужный порт и питание на контроллер подано.

Записать программу в контроллер. Для этого выбрать пункт верхнего меню «Communications->Write to Controller». Ответить на запрос о подтверждении своих действий и указать действия контроллера после записи программы «Restart». После успешной записи программы в контроллер программа должна запуститься на исполнение автоматически. Если этого не произошло, то можно отключить на некоторое время питание контроллера или выбрать пункт меню «Operation->Run» .

3.2.5 Монтаж и подключение «ЭЦН-8»

Шкаф СУ ЭЦН имеет напольное исполнение. Поддон шкафа крепят к основанию способом сварки, или на анкерные болты. Шкаф крепится к поддону болтами, подвод кабелей в шкаф снизу, через поддон. Шкаф одностороннего обслуживания, оборудование размещается внутри шкафа на монтажной панели.

Подключение подводимых кабелей к СУ производится через ряды клеммников в соответствии со схемами подключений.

Место установки СУ должно обеспечивать удобство монтажа и обслуживания в процессе эксплуатации.

Корпус шкафа СУ должен быть соединен с контуром защитного заземления (зануления) гибким неизолированным проводником сечением не менее 6 мм², а шина измерительного заземления должна быть соединена с контуром измерительного заземления, сопротивление заземления которого не должно превышать 1 Ом.

На рисунке 3.3 показан вид монтажной панели.

Порядок подключения цепей:

— подключить защитное и измерительное заземление;

— подключить сигнальные цепи;

— по окончании монтажа перед подачей напряжения выполнить проверку правильности всех электрических соединений.

Представим схемы соединения контроллера на рисунке 3.4, подключение портов на рисунке 3.5. На рисунке 3.6 изображена схема подключения дискретных сигналов, а на рисунке 3.7 — схема шлейфа порта RS-485 для «ЭЦН-16» .

3.3 Станция управления общекустовая

СУ «ДСКМ.421 415.001» предназначена для работы в составе автоматизированной системы управления технологическими процессами промысловых объектов (кустов скважин). Конфигурация входных и выходных сигналов станции рассчитаны на использование на кустах, имеющих нефтесборный и замерной коллекторы.

Станция обеспечивает сбор информации и управление общекустовым оборудованием, реализацию общекустовых алгоритмов, сопряжение с аппаратурой радиосвязи.

Станция осуществляет сбор и первичную обработку сигналов от датчиков общекустового оборудования, СУ типа ДН и ЭЦН, СУ АГЗУ и передачу данных в сеть промысла.

Станция обеспечивает формирование сигналов управления работой общекустового оборудования, по командам от системы верхнего уровня или в автоматическом режиме. Станция обеспечивает автоматическое выполнение процесса замера дебита скважин. Станция размещается в обогреваемом блок-боксе.

Рисунок 3.3 — Вид монтажной панели ЭЦН

Рисунок 3.4 — Компоновка и схема соединений контроллера Рисунок 3.5 — Схема питания СУ Рисунок 3.6 — Схема подключения входных дискретных сигналов Рисунок 3.7 — Схема шлейфа порта RS-485 «ЭЦН-16»

3.3.1 Устройство и работа общекустовой станции «ДСКМ.421 415.001»

СУ конструктивно представляет собой шкаф, в котором размещается электрическое оборудование, контроллер и клеммники для подключения цепей питания, датчиков и цепей управления. Расположение элементов показано на схеме расположения. В верхней части монтажной панели расположен трансформатор питания контроллера Т1 (220/24 В), аккумуляторная батарея резервного питания, радиостанция с блоком питания. Ниже на монтажной панели расположены промежуточные реле для коммутации цепей управления общекустовым оборудованием. В средней части монтажной панели размещен контроллер (А1) с модулем питания (А2) и модемом (А3). В нижней части монтажной панели расположены клеммники для подключения внешних цепей:

— XT1 — подключения цепей управления общекустового оборудования;

— XT2 — подключение аналоговых и дискретных датчиков (24 В);

— XT3 — подключение цепей питания шкафа.

Там же расположен автоматический выключатель питания шкафа SF1 и клеммник с плавкими вставками FU3, FU4 (220 В).

Основой СУ является контроллер. Контроллер в соответствие с программой ведет обработку аналоговых и дискретных сигналов, поступающих на его входы, по командам от пульта диспетчера (а так же, в автоматическом режиме) формирует выходные сигналы на управление общекустовым оборудованием. Контроллер ведет обмен со СУ ДН, ЭЦН и АГЗУ по интерфейсу RS-485, считывает с них данные о состоянии оборудования куста и передает команды управления.

Сигналы от аналоговых и дискретных датчиков поступают непосредственно на входы контроллера. Сигналы управления формируются на выходах контроллера и через промежуточные реле К1 … К5, КО1 … КО7 передаются на внешние цепи управления (клеммник ХТ1). В части цепей управления используются электромеханические реле К1 … К5, в остальных цепях управления используются твердотельные реле на основе симисторов с гальванической развязкой через оптопары (КО1 … КО7).

Контроллер поддерживает обмен данными с оборудованием верхнего уровня (станцией связи диспетчерского пульта) по радиоканалу. Обмен ведется с использованием протокола Modbus RTU. По этому каналу контроллер получает команды управления, настроечную информацию и выдает по запросам данные о текущем состоянии входных сигналов, диагностическую информацию, данные по замерам дебита, архивную информацию. По этому же каналу можно программировать контроллер непосредственно с компьютера инженерной станции, расположенного на ДП.

Программа и текущие данные контроллера сохраняются в статическом ОЗУ, питающемся от встроенной литиевой батареи. Программа и данные сохраняются в контроллере при отсутствии внешнего питания в течение нескольких лет. Кроме того, копия программы хранится в энергонезависимой FLASH памяти контроллера. СУ поставляется с отлаженным и записанным программным обеспечением и какое-либо дополнительное программирование не требуется. В станции предусмотрено резервное батарейное питание. Основным назначением резервного питания является передача на пульт диспетчера аварийного сообщения об отключении основного питания станции.

3.3.2 Работа СУ общекустовой в составе АСУТП В общей сети промысла общекустовая СУ является узлом сети, одним из контрольных пунктов в этой сети. Весь обмен данными системы с оборудованием, размещенным на кусту, проходит через общекустовую СУ. По радиоканалу станция непосредственно связана с ДП (станцией связи ДП).

Общекустовая станция ведет опрос оборудования, подключенного к локальной сети куста, и передает данные на пульт диспетчера. Команды и настроечная информация от пульта диспетчера, также поступает на общекустовую станцию, и затем перенаправляются подчиненным СУ в пределах локальной сети куста (станциям типа ДН, ЭЦН, АГЗУ).

Обмен со станцией связи ДП ведется по радиоканалу по протоколу Modbus RTU. Мастером в сети промысла выступает контроллер станции связи ДП. Идентификация КП в сети промысла производится по адресу Modbus. Каждая Станция должна иметь уникальный адрес в пределах сети промысла. Адрес соответствует номеру КП куста. Для КП кустов в системе АСУТП промысла выделен диапазон адресов от 2 до 100. Адрес станции задается в программе контроллера общекустовой станции при программировании и указывается в паспорте на станцию. Структура подключения оборудования АСУТП на кусту приведена на рисунке 3.8.

Рисунок 3.8 — Структура подключения оборудования АСУТП на кусту После того, как станция подключена к сети промысла, ее необходимо описать в системе. Ввод всех привязок и настроек производится с компьютера диспетчерского пульта системы. При описании станции в системе задаются следующие данные:

— номер куста по плану месторождения;

— адрес КП куста (соответствует номеру общекустовой станции);

— число положений (площадок скважин) на кусту;

— состав общекустового оборудования, подключаемого на этом кусту;

— номера и тип СУ, подключенных к локальной сети куста (станций типа ДН, ЭЦН, АГЗУ);

— пределы шкал датчиков для аналоговых сигналов от датчиков общекустового оборудования.

Кроме того, в системе задаются геологические номера скважин куста, и их подключение к каналам станций ДН и ЭЦН, типы этих скважин, режимы их работы и замера дебита. По этим данным формируется несколько описателей, первые копии которых сохраняются в конфигурационной базе данных системы:

— описатель подключения станции к локальной сети куста; копия этого описателя сохраняется в контроллере общекустовой станции; в этом описателе задаются номера и типы станций, подключенных к локальной сети куста (ДН, ЭЦН, АГЗУ); после того, как этот описатель будет записан в контроллер общекустовой станции с ДП, контроллер общекустовой станции включает эти станции в список опроса и начинает циклически их опрашивать;

— описатель подключения скважин к каналам станций ДН и ЭЦН; копия этого описателя также сохраняется в контроллере общекустовой станции; в этом описателе приведен список всех скважин куста; для каждой скважины указывается номер скважины в пределах куста (системный), геологический номер скважины, ее тип, режим замера, номера станций ДН и ЭЦН к которым подключена данная скважина и номера каналов этих станций ДН и ЭЦН;

— описатель датчиков, подключенных к каналам общекустовой станции; этот описатель хранится только в конфигурационной базе данных системы; в этом описателе задаются шкалы датчиков, подключенных к общекустовой станции; эта информация используется для обработки данных, полученных от станции (для перевода значений аналоговых параметров в инженерные единицы).

Информация, содержащаяся в этих описателях, используется в системе для следующих целей:

— для включения КП куста в список опроса сети промысла;

— для организации работы локальной сети куста по сбору данных и передаче команд управления;

— для обработки полученной информации на ДП;

— для ведения цикла автоматического замера дебита скважин общекустовой СУ.

3.3.3 Взаимодействие СУ общекустовой с локальной сетью куста скважин Обмен данными со станциями ДН и ЭЦН ведется в локальной сети куста. Сеть физически реализована четырехпроводной линией связи по интерфейсу RS-485. Протокол обмена — Modbus RTU. Мастером в этой сети выступает контроллер общекустовой станции. По списку подключенных станций контроллер общекустовой станции ведет опрос подчиненных станций.

Опрос ведется по кольцу. Скорость обмена установлена 38 400 бод. Период полного опроса всех станций в сети куста зависит от числа подключенных станций. Протокол обмена с каждым типом станций описан в руководстве на эту станцию. Данные, полученные от станций, сохраняются в памяти контроллера общекустовой станции, и затем передаются на ДП.

Контроллер общекустовой станции подключается к локальной сети куста через порт COM1 контроллера. К локальной сети куста допускается подключение до 8 станций типа ДН (различных модификаций) и до 8 станций ЭЦН (различных модификаций).

Параметры настройки порта COM1 контроллера станции приведены в таблице 3.11.

Таблица 3.11 — Параметры настройки порта COM1 контроллера


Параметры настройки порта COM1 контроллера	Значение
Протокол	Modbus RTU
Адресация	Стандартная
Режим	Полный дуплекс
Скорость обмена	38 400 бод
Число бит данных
Контроль четности	Нет
Число стоповых бит
Тип порта	4-проводный RS-485

3.3.4 Описание интерфейса обмена с ДП Для обмена данными с ДП используется протокол Modbus RTU.

Распределение адресов КП описано в руководстве по эксплуатации общекустовой станции. Физически обмен ведется по радиоканалу со скоростью 1200 бод. Для сопряжения с радиостанцией используется модем 5902 (модуль А3).

Модем подключен к порту СОМ2 контроллера общекустовой станции.

Для чтения данных от станции используется специально выделенная область памяти контроллера с адресами начиная с 41 000 по 41 124. Область регистров такого размера считывается одной командой Modbus.

Содержимое регистров 41 000−41 124 представляет собой посылку данных. В регистре 41 008 содержится код посылки. Каждая посылка имеет свой код, который наращивается счетчиком посылок. В посылке передаются данные об объекте — источнике посылки, данные о текущем состоянии объекта, данные о текущей телесигнализации состояния насосов скважин, и данные от станций ДН, ЭЦН и АГЗУ. В каждой посылке передаются данные от одной станции ДН, одной ЭЦН и одной станции АГЗУ. В следующей посылке — данные от следующих по номеру станций ДН и АГЗУ.

После того, как посылка принята на ДП, на станцию передается подтверждение об этом. После получения подтверждения, что предыдущая посылка принята, станция помещает в область чтения следующую посылку.

Передача подтверждения от ДП сводится к записи, в специально выделенные регистры контроллера станции, кода принятой посылки. Передача подтверждения производится вещательной командой Modbus, одновременно в контроллеры всех КП сети.

Программа станции контролирует содержимое регистра своего подтверждения, и при появлении в нем кода, совпадающего с кодом текущей посылки, считает, что посылка принята на ДП.

Одновременно с подтверждением передаются данные о системном времени для синхронизации часов контроллеров (регистры 41 200−41 202).

3.3.5 Монтаж и подключение Шкаф СУ имеет напольное исполнение. Поддон шкафа крепят к цоколю высотой 300 мм на анкерные болты. Подвод кабелей в шкаф снизу, через поддон. Шкафы одностороннего обслуживания (оборудование размещается внутри шкафа на монтажной).

Место установки СУ должно обеспечивать удобство монтажа и обслуживания в процессе эксплуатации.

— в первую очередь необходимо подключить искробезопасные цепи, а затем все последующие;

— подключить защитное и измерительное заземление;

3.4 Пункт управления АСУТП

Рассматриваемая кустовая площадка относится к Салымскому месторождению. Система автоматизации куста является частью АСУТП месторождения.

Для дистанционного контроля и управления оборудованием, установленным на нефтяном месторождении, используется ДП с целью совершенствования ТП, сокращения затрат и увеличения производительности добычи нефти. Вид АРМ оператора такого ДП представлен на рисунке 3.9.

Рисунок 3.9 — АРМ оператора ДП

Система автоматизации ЭЦН кустовой площадки, рассматриваемая в данном дипломном проекте, входит в состав АСУТП Салымского месторождения и управляется ДП на базе программно-аппаратного комплекса «КДУ ИРЗ», спроектированного и внедренного компанией ДООО «ИРЗ ТЭК» на месторождении.

Основные технические характеристики определяются видом и обустройством нефтяного месторождения:

— максимальное количество подключаемых объектов — 10 000;

— дальность связи — до 100 км;

— сетевые протоколы Modbus RTU, Modbus TCP, DNP3.

Комплекс диспетчерского управления имеет иерархическую трехуровневую структуру.

Нижний уровень состоит из первичных измерительных преобразователей и исполнительных механизмов, участвующих в ТП и СУ локальной автоматики (СУ ЭЦН, СУ ШГН, СУ ГЗУ).

Средний уровень состоит из СУ ТП «ЭЦН-8», «ЭЦН-16» которые получают информацию от датчиков и первичных преобразователей нижнего уровня и передают ее на центральный контроллер. Центральный контроллер, представленный СУ общекустовой «ДСКМ.421 415.001» , — это промежуточное звено системы, он выполняет функции сбора, обработки поступивших сигналов, архивирования на случай пропадания связи и передачи информации через коммуникационное оборудование на ДП.

Верхний уровень состоит из АРМ диспетчера и сервера базы данных с установленным программным обеспечением, на который поступает и архивируется информация о технологических параметрах (давление, температура, расход), охранной, аварийной и противопожарной сигнализаций и наличии сетевого напряжения. При отключении объекта, диспетчеру поступает сигнал об отключении с расшифровкой причины отключения. Для аналитической обработки информации, отчеты предоставляются через WEB-интерфейс.

Обобщенная структурная схема «КДУ ИРЗ» представлена на рисунке 3.10.

Отличительной особенностью данного комплекса является гибкая маршрутизация при совместном использовании различного коммуникационного оборудования передачи данных: радиомодемы в диапазоне частот 433—434 МГц, 146—174 МГц, GPRS-модемы, системы широкополосного доступа для высокоскоростной передачи данных по радиоканалу, подключение к сетям Ethernet и т. д.

Рассмотрим основные функции АСУ для автоматизируемых объектов ЭЦН:

— оперативный контроль параметров погружного двигателя;

— дистанционное управление УЭЦН;

— контроль давления на устье скважины.

На рисунке 3.11 представлена система управления объектов ЭЦН.

На ДП устанавливается АРМ диспетчера (оператора), сервер базы данных и связное оборудование для опроса объектов.

Аппаратура ДП рассчитана на круглосуточное функционирование: используются компьютеры в промышленном исполнении, установленные в шкаф-стойку для удобства обслуживания и снабженные источником бесперебойного питания.

Рисунок 3.10 — Обобщенная структурная схема «КДУ ИРЗ»

Рисунок 3.11 — Вид АСУ для автоматизируемых объектов ЭЦН

На ДП устанавливается АРМ диспетчера (оператора), сервер базы данных и связное оборудование для опроса объектов. Аппаратура ДП рассчитана на круглосуточное функционирование: используются компьютеры в промышленном исполнении, установленные в шкаф-стойку для удобства обслуживания и снабженные источником бесперебойного питания.

Прикладное программное обеспечение «КДУ ИРЗ», разработанное в SCADA-системе InTouch, предоставляет диспетчеру актуальную информацию о ходе технологического процесса в виде мнемосхем, таблиц, графиков-трендов. Для удобства наблюдения за большим количеством объектов компьютер оснащается несколькими мониторами.

Звуковая и световая сигнализации помогают диспетчеру своевременно отреагировать на текущие события (аварии) и принять корректирующие действия: дистанционно настроить установки или подать команды управления, при необходимости — отправить на объект обслуживающий персонал.

Примерные виды окон программного обеспечения ДП представлены на рисунке 3.12.

Программное обеспечение позволяет:

— представить весь ТП на экране монитора в виде мнемосхем, графиков, диаграмм, таблиц;

— круглосуточный, автоматический контроль и формирование предаварийных и аварийных предупреждений;

— дистанционно управлять и настраивать объект;

— применять аналитические и статистические инструменты обработки собранной информации для оптимизации потерь;

— использовать информацию из любой точки локальной вычислительной сети;

— разграничивать доступ к информации по правам доступа между специалистами.

Рисунок 3.12 — Виды окон программного обеспечения «КДУ ИРЗ»

Использование ДП на базе «КДУ ИРЗ» позволяет:

— повысить оперативность управления;

— снизить суточные простои скважин;

— увеличить сроки эксплуатации и ресурс оборудования;

— уменьшить затраты на замену оборудования, расходные материалы, запасные части, топливо, энергию и т. д.;

— обеспечить более оптимальный режим добычи нефти.

Срок окупаемости комплекса составляет от 3 до 18 месяцев, в зависимости от объемов и глубины автоматизации.

3.5 Система телеметрии

Для проверки технического состояния УЭЦН во время работы в промысловой скважине используются СПТ. В общем случае СПТ состоит из погружного блока и наземного блока согласования телеметрии. Погружной блок телеметрии предназначен для измерения и передачи в блок согласования следующих параметров:

— давление на приеме погружной установки;

— температура статорной обмотки ПЭД;

— температура окружающей среды;

— уровень вибрации по трем осям;

— сопротивление изоляции погружного кабеля.

Передача значений контролируемых параметров в контроллер СУ ЭЦН (Электон, Румб, Борец или др.) осуществляется по интерфейсу RS-485 или RS-232 по протоколу Modbus RTU.

СПТ является нижним уровнем АСУТП рассматриваемой скважины на кустовой площадке.

Рассмотрим задачи, решаемые с помощью ТМС:

— вывод скважин на режим в автоматическом режиме без остановки ПЭД на охлаждение, если температура ПЭД не достигает критических величин, либо с минимально необходимым количеством остановок;

— оптимизация режима эксплуатации, включающая определение минимального давления на приеме при котором обеспечивается стабильный режим работы ЭЦН, а так же подбор оптимального периодического режима;

— предупреждение отказов при тепловых обработках скважин АДПМ;

— оперативное принятие превентивных мер при возникновении осложняющих ситуаций;

— проведение гидродинамических исследований скважин.

Перечень измеряемых параметров может несколько отличаться в зависимости от предприятия-изготовителя и требований заказчика. Самыми известными производителями указанных систем являются ОАО «Алнас» [7], ЗАО «Электон» и ООО «Борец» и т. д.

Информация из погружного блока в наземный поступает по силовому кабелю. В наземной части системы происходит обработка полученных данных, а также представление их оператору. По полученным от СПТ данным можно судить о состоянии УЭЦН в реальном масштабе времени и предотвратить отказы установки.

В рассматриваемой системе автоматизации ЭЦН система телеметрии не используется.

3.6 Система телекоммуникаций

В ходе освоения Салымской группы нефтяных месторождений было спроектирована и развернута одна из самых передовых телекоммуникационных систем в Западной Сибири. Разработчики стремились использовать самое современное оборудование связи и наиболее совершенные технологии, существующие на рынке телекоммуникаций.

Основной (опорной) телекоммуникационной инфраструктурой месторождения стала система радиорелейных линий связи пропускной способностью 155 Мбит/с производства компании Nera. Для обеспечения ее работы установлены 7 опор связи высотой до 82 метров. Система обеспечивает надёжную передачу данных между ключевыми промысловыми объектами: установками подготовки нефти Западно-Салымского месторождения, узлами магистральных задвижек трубопровода внешнего транспорта нефти, пунктом сдачи нефти и базовым лагерем управления. В будущем, по мере роста потребностей компании, пропускная способность опорной сети может быть увеличена до 2.4 Гбит/с, что составляет 16-ти кратное увеличение текущей полосы пропускания.

Построена система радиосвязи стандарта TETRA на основе пяти базовых станций Compact TETRA производства компании Motorola. Эта система является одной из первых в России цифровых систем транкинговой радиотелефонной связи и первой, развертываемой в Ханты-Мансийском автономном округе. Система рассчитана на обслуживание до 500 абонентов и имеет выход на телефонные сети общего пользования. На опорных объектах нефтепромысла федеральным оператором «МегаФон» также развернута система сотовой связи стандарта GSM.

В ходе строительства промысловых объектов Западно-Салымского месторождения, смонтировано около 330 км волоконно-оптического кабеля. Волоконно-оптические кабели используются для передачи трафика корпоративной компьютерной сети, а также системы автоматизированного управления технологическими процессами на базе оборудования Rockwell Automation.

На месторождении развернута корпоративная компьютерная сеть, интегрирующая ключевые объекты промысловой инфраструктуры, региональные представительства и головной офис в глобальную компьютерную сеть. С помощью собственной системы широкополосного доступа сотрудники компании имеют возможность работы в корпоративной сети непосредственно с площадки буровой. Это позволяет использовать на месторождении не только офисные приложения, но и обеспечивает эффективную работу системы SAP.

Компьютерная сеть построена с применением передовых технологий в области информационной безопасности, что включает доступ к данным с использованием персональных смарт-карт сотрудников, эффективную аппаратную антивирусную защиту, круглосуточный мониторинг всего сетевого оборудования и централизованную сервисную поддержку пользователей на русском и английском языках. Сотрудники, находящиеся в деловой поездке в любой точке мира, имеют возможность защищенного доступа, как к своим персональным данным, так и общим ресурсам сети.

Важной составляющей инфраструктуры нефтепромысла является интегрированная система безопасности, включающая в себя оборудование круглосуточного видео наблюдения, периметрального контроля и контроля доступа в помещения, а также системы громкого оповещения, пожарной и охранной сигнализации.

Инвестиции в строительство телекоммуникационной инфраструктуры на Салымской группе месторождений обеспечивают потребности компании в передовых средствах связи, информатизации и автоматизации на многие годы вперед.

3.7 Система противоаварийной защиты ЭЦН

ПАЗ — противоаварийная автоматическая защита, базирующаяся на средствах и элементах КИПиА, вычислительной техники и управляемых ими исполнительных устройствах.

Системы ПАЗ выполняются на промышленных предприятиях с опасными производственными процессами.

Основное назначение данных систем предотвратить возникновение аварийной ситуации. Структуру системы ПАЗ можно разделить на три основных ступени:

— диагностика факторов способствующих развитию аварии (контрольно измерительные приборы, анализаторы);

— обработка полученных данных (контроллеры и др. средства обработки данных);

— исполнительные механизмы (электрои пневмоприводы арматуры, электровыключатели и др.).

Теоретически срабатывание исполнительного механизма по ложной команде от контрольно-измерительного прибора или в условиях действия «человеческого фактора» в одной из цепей сложного ТП может повлечь за собой, в лучшем случае выход из строя дорогостоящего оборудования, в худшем аварию с вредом для жизни и здоровья обслуживающего персонала.

Что бы избежать подобных аварий и инцидентов, практически во всех случаях системы ПАЗ интегрированы в систему АСУТП, что позволяет без ущерба для безопасности минимизировать потери от срабатывания таких систем, минимизировать ложные срабатывания.

Сегодня наличие систем ПАЗ является обязательным требованием для опасных производственных объектов.

Погружные ЭЦН являются сильными возбудителями колебаний давления. Так, при включении и выключении ЭЦН возникают гидроудары значительной величины, а при прорыве газа из пласта они могут в 2−3 раза превышать рабочее давление. Интенсивные динамические нагрузки, вызванные гидроударами и вибрацией из-за дисбаланса ротора и консольного крепления агрегата, приводят к разрушению НКТ и выхода из строя насоса. В результате предприятия несут значительные экономические потери, наносится ущерб окружающей среде вследствие утечек водонефтегазовой смеси из разбираемых НКТ, а большинство скважин со сложным профилем становятся непригодными для дальнейшего использования.

Использование стабилизаторов давления для погружных ЭЦН позволяют до 5 раз уменьшить динамические нагрузки на НКТ, а, следовательно, и количество их разрывов с поломкой насоса.

Согласно [13−15] предприятиям, эксплуатирующим взрывопожароопасные и химически опасные производственные объекты, на которых возможны аварии, сопровождающиеся залповыми выбросами взрывопожароопасных и токсичных веществ, взрывами в аппаратуре, производственных помещениях и наружных установках, которые могут привести к разрушению зданий, сооружений, технологического оборудования, поражению людей, отрицательному воздействию на окружающую природную среду, необходимо разрабатывать и использовать план локализации и ликвидации аварийных ситуаций.

План локализации и ликвидации аварийных ситуаций разрабатывается с целью:

— определения возможных сценариев возникновения аварийных ситуаций и их развития;

— определения готовности организации к локализации и ликвидации аварийных ситуаций на опасном производственном объекте;

— планирования действий производственного персонала и аварийно-спасательных служб (формирований) по локализации и ликвидации аварийных ситуаций на соответствующих стадиях их развития;

— разработки мероприятий, направленных на повышение противоаварийной защиты и снижение масштабов последствий аварий;

— выявления достаточности принятых мер по предупреждению аварийных ситуаций на объекте.

Рассматриваемая система автоматизации ЭЦН предусматривает следующие защиты и сигнализации:

— аварийная остановка ЭЦН локальной СУ или оператором ДП;

— пожар на площадке скважины;

— аварийная загазованность;

— неисправность вспомогательных систем;

— минимальное и максимальное давление на приеме насоса;

— минимальное и максимальное давление на выходе насоса;

— минимальная и максимальная температура на приеме насоса;

— минимальная и максимальная температура на выходе насоса;

— максимальное давление масла ПЭД;

— максимальная температура масла ПЭД;

— максимальная осевая среднеквадратная виброскорость ПЭД;

— максимальная радиальная среднеквадратная виброскорость ПЭД;

— повреждение или авария в регулирующих устройствах;

— изменение сопротивления ПЭД;

— измерение вибрации ПЭД;

— контроль целостности кабелей;

— контроль напряжения.

В зависимости от параметра, по которому срабатывает предусмотренная АСУТП защита, система может осуществлять:

— одновременное отключение всех элементов УЭЦН;

— поочередное отключение всех элементов УЭЦН;

— частичное отключение отдельных элементов УЭЦН.

Надежность функционирования систем обеспечения безопасности опасных объектов промышленности целиком зависит от состояния электронных и программируемых электронных систем ПАЗ. Такие системы должны быть способны сохранять свою работоспособность даже в случае отказа других функций АСУТП скважины с ЭЦН.

Главные задачи, возлагаемые на такие системы:

— предотвращение аварий и минимизация последствий аварий;

— блокирование (предотвращение) намеренного или ненамеренного вмешательства в технологию объекта, могущего привести к развитию опасной ситуации и инициировать срабатывание ПАЗ.

Для некоторых защит предусматривается наличие задержки между обнаружением аварийного сигнала и защитным отключением.

Оборудование ЭЦН непрерывно контролируется рядом технических параметров, аварийные значения которых требуют отключения и блокировки работы установки. В зависимости от параметра или условия, по которому сработала защита, может выполняться:

— отключение электродвигателя;

— закрытие или открытие клапанов или задвижек;

— отключение тех или иных вспомогательных систем;

— включение световой и звуковой сигнализации;

— оповещение оператора ДП.

Структурная схема системы ПАЗ представлена на рисунке 3.13.

Рисунок 3.13 — Структурная схема системы ПАЗ

Алгоритмическое содержание функций ПАЗ состоит в реализации следующего условия: при выходе значений определенных технологических параметров, характеризующих состояние процесса или оборудования, за установленные (допустимые) пределы должно проводиться предупреждение, отключение соответствующего элемента или всей установки ЭЦН, регистрация последовательностей событий.

Входную информацию для группы функций противоаварийной защиты содержат сигналы о текущих значениях контролируемых технологических параметров, поступающие на логические блоки (программируемые контроллеры) от соответствующих первичных измерительных преобразователей, и цифровые данные о допустимых предельных значениях этих параметров, поступающие на контроллеры с пульта АРМ оператора ДП. Выходная информация функций ПАЗ представлена совокупностью управляющих сигналов, посылаемых контроллерами на исполнительные органы систем защиты.

В рассматриваемой скважине с ЭЦН почти все функции ПАЗ выполняются локальными и общекустовой СУ.

4. Анализ систем погружной телеметрии ЭЦН

В последние десятилетия в нашей стране постоянно растет количество скважин, которые эксплуатируются посредством УЭЦН. Это объясняется совершенствованием техники и технологии добычи нефти этим способом, возможностями автоматизации и регулирования работы нефтяных скважин. Помимо известных преимуществ УЭЦН (достаточно высокий КПД в области средних и высоких подач по сравнению с другими установками для механизированной добычи, совершенствование и создание ступеней насоса, газосепараторов и диспергаторов новых конструкций, позволяющих использовать установки при высоких газосодержаниях на входе в насос; совершенствование материалов погружного электродвигателя и др.), эти установки меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины по сравнению со скважинной штанговой насосной установкой. Но ЭЦН, как и многие другие, подвержены разным негативным влияниям. Так на качество и надежную работу УЭЦН большое влияние оказывают тяжелые эксплуатационные условия скважинной среды (высокая температура пластовой жидкости, наличие различного рода примесей и т. д.).

В связи с этим, в настоящее время на предприятиях нефтедобывающего профиля повышается интерес к мероприятиям, позволяющим диагностировать отказы, повысить срок службы и прогнозировать дальнейшую динамику работы УЭЦН в процессе эксплуатации. Основными составными компонентами УЭЦН являются ЦН и ПЭД, выполняющий функцию привода установки.

4.1 Анализ неисправностей ЭЦН

К основным неисправностям ЭЦН можно отнести следующие неисправности:

— реже всего выходит из строя гидрозащита, основной поломкой является прорыв резиновой диафрагмы;

— двигатели выходят из строя из-за пробоя статора нижнего или верхнего оснований, а также коррозии корпуса;

— насос выходит из строя чаще всего из-за засорения мехпримесями, быстро изнашивается вал насоса.

Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН отображается следующими показателями:

— до 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин, где нарушаются регламенты спускоподъемных операций; как следствие это приводит к повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ, плохой промывке скважин;

— около 18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызванных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации;

— в 13% отказов причины не были выявлены, т. к. нарушался регламент проведения расследования;

— примерно 10% отказов происходят из-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной;

— около 9% отказов из-за выноса пропана в скважинах после гидравлического разрыва пласта, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов;

— до 8% отказов происходит по причине бесконтрольной;

— только 6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим;

— в 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования;

— на остальные 14% приходятся прочие неисправности.

Рассмотрим другие неисправности, возникающие при использовании скважины с ЭЦН.

В настоящее время ряд крупнейших нефтяных месторождений Российской Федерации находятся на поздних и заключительных стадиях разработки.

Фонд малои среднедебитных скважин составляет около 75%. Несмотря на истощенность и выработанность промышленных запасов эти месторождения, благодаря огромным начальным запасам и совершенствованию технологий продолжают разрабатываться и остаются экономически рентабельными.

В отрасли пока не сложилось единого количественного критерия определения малодебитной скважины. На месторождениях Западной Сибири малодебитной считается скважина с дебитом жидкости менее 25 м³/сут. Так как особенности каждого пласта индивидуальны, поэтому затраты на разработку месторождений определяются по-разному.

В настоящее время основными методами борьбы с негативным влиянием газа на работу УЭЦН являются:

— применение на приеме насоса газосепараторов различных конструкций (гравитационный, вихревой, центробежный); центробежный газосепаратор является самым надежным средством защиты ЭЦН от вредного влияния свободного газа; основным недостатком данного метода является то, что эффективность устройства в моменты поступления на прием насоса большого количества газа мала; кроме того, газовый сепаратор имеет недостаточную пропускную способность по жидкости, что приводит к снижению производительности установки в целом;

— монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств; основным достоинством данного метода является то, что при прохождении жидкости через устройство повышается ее однородность и степень измельченности газовых включений, что приводит к снижению вибрации и пульсаций насоса, однако этот метод не позволяет решить проблему оттеснения динамического уровня газом; применение диспергаторов наиболее рационально для высокопроизводительных установок, так как они обеспечивают наибольший КПД;

— спуск насоса в зону, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения нефти газом; этот метод широко распространен, так как весьма прост технологически и организационно, но является неэкономичным, поскольку требует спуска насоса на большие глубины, что приводит к дополнительному расходу НКТ и электропогружного кабеля, повышению нагрузки на колонну НКТ.

Сложность оперативного управления насосами в условиях повышенной обводненности и высокого газового фактора заключается в том, что в одном случае необходимо использовать насос в условиях повышенной вязкости, в другом — наоборот, т. е. в условиях низковязкой среды. На данный момент влияние вязкости на работу насоса изучено не до конца. Для решения этой проблемы могут использоваться модели и методы, ограниченные двумя противоположными, учитывающими обе эти особенности, условиями.

В качестве решения поставленной задачи может быть предложено поддержание заданного динамического уровня скважины, регулирование которого возможно на основе создания модели, учитывающей технологические параметры системы «УЭЦН — скважина» и электрические параметры погружного электродвигателя. На основе электрических параметров мы имеем возможность косвенно отслеживать нагрузку на валу насоса и отслеживать степень загрузки насоса, а на основе технологических параметров — возможность контролировать производительность установки. Поддержание заданного динамического уровня, таким образом, будет являться компромиссом между бесперебойной работой насоса и обеспечением наибольшей производительности установки.

Опыт эксплуатации УЭЦН показал, что требуется постоянный контроль их технического состояния в связи с частыми поломками и отказами оборудования в процессе добычи. Причинами отказов установки являются особенности ее конструкции:

— протяженность установки при малом диаметре, что повышает ее податливость и снижает динамическую жесткость;

— некачественное изготовление узлов и деталей установки (около 5% всех отказов);

— высокий процент ошибок при сборке установки.

Кроме того, большая доля отказов установки происходит в результате действия дефектов ПЭД и ЦН. Основными дефектами ПЭД являются:

— неуравновешенность (дисбаланс) ротора;

— нарушение центровки валов ротора;

— дефекты подшипниковых узлов (снижение несущей способности смазочного слоя, выработка фрикционного материала и т. д.).

4.2 Обоснование необходимости модернизации ЭЦН

Актуальность усовершенствования ЭЦН высока, так как условия добычи со временем будут только ухудшаться и решением может выступать лишь разработка новых способов эксплуатации скважин, либо адаптация старых способов к новым условиям, либо модернизация используемого оборудования для повышения эффективности добычи и снижения затрат на эксплуатацию скважины.

Как было рассмотрено ранее, в основном, из строя выходят ПЭД и ЦН. Рассмотрим более подробно возможность сокращения отказов ПЭД.

Практика эксплуатации ПЭД показывает, что повышение срока службы, надежности и увеличение межремонтного периода за счет своевременной диагностики, оценки и прогнозирования технического состояния дает значительно больший экономический эффект, чем улучшение других технико-экономических показателей: КПД, коэффициента мощности, коэффициента использования и т. д.

В связи с этим растет интерес к системам, позволяющим оценить техническое состояние оборудования перед спуском его для добычи нефти. В настоящее время существуют системы, предназначенные для диагностики электрических машин, способные производить измерения различных параметров (вибрация, температура) в нескольких точках оборудования. Однако не рассматривались вопросы создания многоканальных и многоточечных систем диагностики ПЭД, которые позволяют осуществить контроль технического состояния непосредственно в рабочей среде. Поэтому разработка и внедрение информационно-измерительной системы диагностики ПЭД на основе распределенных средств измерения является актуальной задачей.

К таким системам относятся СПТ, являющиеся нижним уровнем рассматриваемой системы автоматизации ЭЦН.

В России системы погружной телеметрии разрабатываются и производятся несколькими компаниями. Основные производители — это ООО «Борец», ОАО «Ижевский радиозавод», ЗАО «Электон», Завод «Прибор», ЗАО «Новомет-Пермь» и ОАО «АЛНАС» .

Погружной блок коммутируется с ПЭД: традиционно к основанию и, как вариант, не нашедший широкого применения, в головке ПЭД. Как показала практика наиболее надежный вариант — первый, хотя реальная картина по температуре ПЭД искажена и максимальную температуру мы не фиксируем.

В тоже время рядом предприятий оборонного комплекса предлагаются системы мониторинга, элементная база которых построена на оптоволоконных компонентах. Но о внедрении подобных систем и уж тем более практических результатах говорить пока рано. Существующие зарубежные системы такого класса очень дороги.

Набор измеряемых с помощью ТМС параметров тоже традиционен: давление в скважине в точке установки погружного блока (позиционируемое как давление на приеме), температура окружающей среды, температура в двигателе, вибрация и некоторые другие. Практически все производители оснащают сейчас погружной блок датчиками вибрации, правда, что с ней делать толком пока никто не знает, есть какие-то ориентиры, но четких рекомендаций нет, анализируется пока только динамика значений вибрации.

Большой интерес представляют системы с дополнительным комплексом датчиков, установленных на выкиде насоса разработкой и производством которых в настоящее время занимается ЗАО «Электон». На мой взгляд, это перспективное направление.

4.3 Сравнительный анализ ТМС

В России системы погружной телеметрии разрабатываются и производятся несколькими компаниями — это ООО «Борец», ОАО «Ижевский радиозавод», ЗАО «Электон», Завод «Прибор», ЗАО «Новомет-Пермь» и ОАО «АЛНАС» .

Для сравнительного анализа СПТ выбрали 6 производителей ТМС — это Новомет-Пермь, Ижевский радиозавод, Борец, Электон, Алнас и завод «Прибор». Проанализируем основные технические характеристики рассматриваемых моделей ТМС для модернизации ЭЦН в таблице 4.1.

Таблица 4.1 — Сравнительный анализ ТМС


Характеристика	Модель и производитель ТМС
	ТМС-Новомет-96, ЗАО «Новомет-Пермь»	БП-103М3, ТМС-Э5, ОАО «Ижевский радиозавод»	СПТ1, ООО «Борец»	ЭЛЕКТОН-ТМС-3, ЗАО «Электон»	ТМС-4, ОАО «АЛНАС»	СКАН-120, Завод «Прибор»
Давление на приеме и выходе насоса:
— диапазон измерения, МПа	0−40	0−60	0−35	0−60	0−30	0−32
— разрешающая способность, атм	Нет данных	0,01	Нет данных	0,01	Нет данных	Нет данных
— приведенная погрешность, %	0,5	0,5		0,5
Температура на приеме:
— диапазон измерения, °С	0−150	0−150	0−150	0−150	10−150	0−150
— разрешающая способность, °С	Нет данных		Нет данных		Нет данных	Нет данных
— приведенная погрешность, %	2,5			1,5
Температура на выходе насоса:
— диапазон измерения, °С	Нет данных	0−250	0−250	0−320	Нет данных	Нет данных
— разрешающая способность, °С	Нет данных		Нет данных		Нет данных	Нет данных
— относительная погрешность, %	Нет данных				Нет данных	Нет данных
Температура статорных обмоток ПЭД, °С	0−220±2,5%	0−250±2%	Нет данных	0−200±1,5%	Нет данных	10−400±2%
Осевая среднеквадратная виброскорость ПЭД:
— диапазон измерения, м/с2	0−30	Нет данных	0−10	0−30	Нет данных	Нет данных
— разрешающая способность, м/с2	Нет данных	Нет данных	Нет данных	0,1	Нет данных	Нет данных
— относительная погрешность, %		Нет данных	Нет данных		Нет данных	Нет данных
Радиальная среднеквадратная виброскорость ПЭД:
— диапазон измерения, м/с2	0−30	Нет данных	0−10	0−30	Нет данных	Нет данных
— разрешающая способность, м/с2	Нет данных	Нет данных	Нет данных	0,1	Нет данных	Нет данных
— относительная погрешность, %		Нет данных	Нет данных		Нет данных	Нет данных
Сопротивление изоляции:
— диапазон измерения, кОм	0−9999	0−9999	0−10 000	0−9999	0−9999	0−9999
— разрешающая способность, кОм	Нет данных		Нет данных		Нет данных	Нет данных
— приведенная погрешность, %		2−5				2−10
Измерение вибрации ПЭД (оси Х, Y):
— диапазон измерения, g	Нет данных	0−5	0−10	0−5	0−2	0−5
— разрешающая способность, g	Нет данных	0,1	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нет данных
— приведенная погрешность, %	Нет данных
Измерение вибрации ПЭД (ось Z):
— диапазон измерения, g	Нет данных	Нет данных	Нет данных	0−5	0−2	0−5
— приведенная погрешность, %	Нет данных	Нет данных	Нет данных
Время обновления всех параметров, с, не более			Нет данных
Номинальное напряжение, В	Нет данных	Нет данных	Нет данных	110−220	Нет данных	Нет данных
Потребляемая мощность наземного блока, Вт	Нет данных	22,5	Нет данных
Вес погружного блока, кг					Нет данных
Степень защиты погружных блоков	IP68	Нет данных	Нет данных	IP68	Нет данных	IP60

Исходя из приведенной таблицы видно, что наилучшей по характеристикам СПТ является «Электон-ТМС-3». Ее и будем рекомендовать к применению в рассматриваемой системе автоматизации ЭЦН, как наилучшее решение при модернизации ЭЦН.

4.4 Описание выбранной СПТ «Электон-ТМС-3»

СПТ «Электон-ТМС-3» предназначена для регистрации и передачи внешним устройствам следующих значений:

— давление пластовой жидкости на приеме насосной установки;

— температура масла ПЭД;

— уровень виброускорения ПЭД в радиальном и осевом направлениях;

— температура пластовой жидкости;

— переменное напряжение в точке «0 ТМПН» ;

— сопротивление изоляции или ток утечки (по выбору) системы «ТМПН-погружной кабель-ПЭД» .

Погружной блок рассчитан на подсоединение ко всем серийно выпускаемым ПЭД с диаметром корпуса 103, 117 и 130 мм. Для подключения погружного блока необходимо, чтобы статорная обмотка соединялась в «звезду» в нижней части двигателя.

В комплект поставки СПТ «Электон-ТМС-3» входит:

— погружной блок «Электон-ТМСП-3» ;

— соединительный узел для подстыковки к ПЭД;

— наземный блок «Электон-ТМСН-3» .

Телеметрическая информация с погружного блока передается через силовой кабель питания ПЭД, обрабатывается в наземном блоке и передается в контроллер.

Данные о контролируемых параметрах хранятся в памяти и индицируются на дисплее наземного блока «Электон-ТМСН-3Д» или контроллеров СУ серии «Электон», а с помощью программного обеспечения могут просматриваться в табличном и графическом виде на экране монитора компьютера или передаваться в систему телемеханики по интерфейсу RS-485 (протокол Modbus).

Наземный блок ТМСН-3 совместим с погружными блоками ТМСП-2, ТМСП-3. Наземный блок «Электон-ТМСН-3Д» дополнительно обладает четырёхстрочным ЖК дисплеем и клавиатурой для просмотра параметров и настройки системы без использования контроллера СУ или переносного компьютера и содержит реле с группой переключаемых контактов, выведенных на разъём внешних подключений. Настройка работы реле осуществляется с помощью меню защит, доступ к которому осуществляется с помощью клавиатуры и дисплея, или с помощью компьютера.

Активация реле может происходить по любому измеряемому параметру, как по одному, так и по нескольким. Данную функцию можно использовать в СУ, контроллер которых не имеет интерфейсов RS-485 (RS-232) или аналоговых входов, а также для систем телемеханики. «Электон-ТМС-3» имеет сертификат соответствия РОСС RU. АB57.H01173.

Работы по монтажу системы телеметрии «Электон-ТМС-3» должны проводиться персоналом, прошедшим специальный инструктаж и допущенным к работе, согласно инструкции по монтажу.

По конструктивному исполнению система ТМС состоит из двух блоков:

— наземного блока «Электон-ТМСН-З (Д)» (ТМСН), устанавливаемого в СУ ПЭД;

— погружного блока «Электон-ТМСП-3» (ТМСП), устанавливаемого в нижней части ПЭД.

Блок ТМСП выполнен в виде герметичного цилиндра с элементами электрического подключения и механической стыковки с ПЭД различных типов и габаритов. Блок ТМСП может поставляться как со стыковочным комплектом, так и без него. На рисунке 4.1 представлено изображение погружного блока «Электон-ТМСП-3» .

Рисунок 4.1 — Погружной блок «Электон-ТМСП-3»

Блок ТМСН имеет прямоугольный корпус с разъемами для подключения погружного блока, СУ и при необходимости компьютера или других устройств. Наземный блок устанавливается в СУ на место платы измерения сопротивления изоляции.

На рисунке 4.2 изображены виды наземных блоков ТМСН производства Электон.

Рисунок 4.2 — Виды наземных блоков ТМСН

Передача сигнала от блока ТМСН к блоку ТМСП производится по линии связи «нулевой вывод обмотки высокого напряжения ТМПН — силовой кабель — общий вывод статорной обмотки ПЭД» относительно заземляющей оболочки силового кабеля. Наземный блок имеет один интерфейс RS-485 и два интерфейса RS-232.

Перед спуском ПЭД в скважину необходимо проверить работоспособность погружного блока ТМСП при помощи комплекса оперативной диагностики КОД-3 или автономного наземного блока «Электон-ТМСН-ЗА» в соответствии с руководствами по их эксплуатации.

Рассмотрим электрическую схему погружного блока ТМС на рисунке 4.3. Представим схему внешних подключений системы «Электон-ТМС» к СУ «Электон-5» на рисунке 4.4.

Рисунок 4.3 — Схема электрическая принципиальная погружного блока «Электон-ТМС-3»

Рисунок 4.4 — Схема внешних подключений системы «Электон-ТМС» к СУ «Электон-5»

5. Охрана труда и техника безопасности

В данном дипломном проекте рассматривается система автоматизации ЭЦН. С точки зрения безопасности труда использование ЭЦН в нефтедобыче характеризуется рядом специфических особенностей. Доля травматизма, приходящаяся на способ эксплуатации скважин с помощью ЭЦН, составляет около 7%. Однако тяжесть травматизма при этом способе добычи нефти — самая высокая (около 20% - тяжелые случаи травматизма с потерей трудоспособности и 10%-смертельные случаи).

Травматизм при добыче нефти ЭЦН причиняет экономический ущерб, значительно превышающий ущерб от травматизма при других способах добычи нефти, хотя частота их сравнительно меньше.

Каждая технологическая операция вредна и потенциально опасна, поэтому для повышения уровня безопасности при работе на скважинах одним из оптимальных вариантов будет увеличение межремонтного периода скважины, что позволяет значительно сократить частоту технологических операций и вероятность воздействия на работника вредных и опасных факторов производства.

Основное условие безопасности при обслуживании нефтяных скважин — соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них.

Все работы связанные с эксплуатацией УЭЦН (обслуживание, перевозка, монтаж, демонтаж) должны выполняться в соответствии с правилами безопасности и инструкциям по охране труда для рабочих цехов добычи нефти и ППД, а также следующими документами:

— правило безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

— правила технической эксплуатации электроустановок;

— правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭ);

— правила устройства электроустановок (ПУЭ);

— руководство по эксплуатации УЭЦН.

Корпуса компонентов станции должны быть заземлены через общую шину защитного заземления. Сопротивление защитного заземления не должно превышать 4 Ом.

По способу защиты человека от поражения электрическим током станция относится к 1 классу согласно ГОСТ 12.2.007.0−75.

Элементы электрической схемы СУ во включенном состоянии находятся под высоким напряжением, прикасаться к ним опасно для жизни. Категорически запрещается работа при снятом кожухе любого из устройств.

На работу следует принимать лиц не моложе 18 лет, годных по состоянию здоровья, соответственным образом обученных и прошедших инструктаж по технике безопасности.

5.1 Анализ потенциальной опасности и производственной вредности при автоматизации скважин ЭЦН

Эксплуатация ЭЦН подвергает обслуживающий персонал ряду опасностей, которые обусловлены наличием на устье скважины вредных для организма человека газы и жидкости.

5.1.1 Характеристики добываемой нефти с точки зрения взрывопожароопасности, токсичности и вредности Нефть обладает вредным действием в зависимости от состава и наличия легких и тяжелых углеводородных фракций. Также большую опасность представляет попутный газ, добываемый вместе с нефтью. Характеристики нефти с точки зрения опасности следующие:

— категория взрывопожароопасной и пожарной опасности — АН по нормам пожарной безопасности;

— класс взрывоопасной и пожарной опасности — В1г, согласно [26, 27];

— категория взрывоопасных смесей — ПА, согласно ГОСТ 12.1.011−78;

— группа взрывоопасных смесей — ТЗ, согласно ГОСТ 12.1.011−78.

В таблице 5.1 приведены показатели взрывопожарной и пожарной опасности в скважинах с ЭЦН.

Таблица 5.1 — Краткая характеристика веществ с точки зрения взрывопожароопасности и вредности для организма человека


Наименование вещества	Агрегатное состояние	Класс опасностей веществ	Температура, °С	Концентрационный предел взрываемости, % объем	Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)	Предельно допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны, мг/м
			вспышки	воспламенения	самовоспламенения	нижний предел	верхний предел
Нефть сырая	Ж (п)		— 35	;		1,1	6,4	В больших количествах обладает наркотическим действием
Газ нефтяной	Г		;	;			13,5	Обладает наркотическими свойствами	(ОБУВ) 50,0
Сероводород	Г		;	;		4,3		В больших количествах обладает наркотическим действием

5.1.2 Опасности, возникающие при обслуживании электрооборудования ЭЦН При работе с наземным оборудованием УЭЦН существует вероятность поражения обслуживающего персонала электрическим током напряжением до 1000 В. Опасность электрического тока усугубляется тем, что во многих случаях его действия являются неожиданными, так как визуально его наблюдать невозможно, и он не имеет ни цвета, ни запаха, также возможно появление напряжения шага вследствие обрыва кабеля и замыкания его на землю.

Кроме того опасности и вредности могут быть обусловлены:

— отравлением обслуживающего персонала, обуславливается наличием в производственной среде, где установлены электроустановки, взрывопожароопасных газов, паров, жидкостей и веществ; рабочие могут подвергаться воздействию вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры (щели по шву вследствие внутренней коррозии или износа, превышения максимально допустимого давления, отказы или выходы из строя регулирующих и предохранительных клапанов); пары нефти и газа при определенном содержании их в воздухе могут вызвать отравления и заболевания; при постоянном вдыхании нефтяного газа и паров нефти поражается центральная нервная система, снижается артериальное давление, становится реже пульс и дыхание, понижается температура тела; особенно опасен сероводород — сильный яд, действующий на нервную систему;

— с возможностью получения травм при спускоподъемных операциях УЭЦН в скважину;

— наличием высокого давления в трубопроводах, аппаратах (Р < 4.0 МПа);

— опасностью пролива сточной воды, в результате чего увеличивается риск оказаться под напряжением, увеличивается риск падения персонала на рабочих местах;

— взрывом, при наличии источника зажигания;

— возможностью возникновения пожара из-за короткого замыкания в цепях питания;

— проведением обслуживающего персоналом работ в неблагоприятных санитарно — гигиенических и метеорологических условиях (на открытом воздухе и при плохой освещенности в зимнее время года), метеорологические условия особенно влияют на общее состояние здоровья работников;

— воздействием атмосферного электричества, на СУ УЭЦН, в летнее время ища: при прямом ударе молнии ток может достигать 200 кА, напряжение 1,5 мВ, температура 20 000 °C, а разрушения могут быть большой силы;

— высокой температурой, в летний период (до +50°С), снижаются внимание и скорость реакции работающего, что может послужить причиной несчастного случая и аварии, возможны перегревания организма, солнечные и тепловые удары.

5.2 Мероприятия по обеспечению промышленной безопасности и без вредных условий труда при автоматизации ЭЦН

5.2.1 Мероприятия по технике безопасности при автоматизации ЭЦН Все работы, связанные с монтажом, эксплуатацией и ремонтом электрооборудования ЭЦН необходимо выполнять в соответствии с требованиями ПБ 08−624 и ПУЭ, ПТЭЭП и «Межотраслевых правил по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок» — МПОТ РМ -016−2001, РД 153−34.0−03.150−00 [26−30].

В соответствии с осуществлять мероприятия по обеспечению промышленной безопасности при автоматизации ЭЦН.

Скважины, эксплуатируемые с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойными клапанами — отсекателями, позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения.

При отсутствии клапана-отсекателя или его отказе скважина перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью.

Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой либо специальным устьевым устройством, обеспечивающего герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, проведение технологических операций, включая глушение скважины.

Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметическое уплотнение.

Силовой кабель должен быть проложен от СУ или от ближайшей клемной коробки к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках — опорах.

Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.

Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске и страховаться тросом диаметром 8−10 мм.

Кабель, пропущенный через ролик, при спусках — подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.

При свинчивании и развенчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом чтобы он не был помехой работающему персоналу.

Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должно превышать 0,25 м/с. В наклонно — направленных скважинах с набором кривизны 1,5° на 10 м скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

Наземное оборудование УЭЦН должно быть установлено в специальной будке, закрытой на замок, на расстоянии не менее 20 м от устья скважины.

При установке наземного оборудования в будке СУ должна быть расположена так, чтобы при открытых дверцах обеспечивался свободный выход из будки.

При установке электрооборудования на открытой местности оно должно иметь ограждение и предупреждающий знак «Осторожно! Электрическое напряжение!» .

Намотка и размотка кабеля на барабан кабеленаматывателя должна быть механизирована. Производить намотку (размотку) кабеля вручную, а также тормозить барабан руками, доской или трубой запрещается.

Все открытые движущиеся части механизмов кабеленаматывателя могущие служить причиной травмирования должны иметь ограждения.

Работать следует в диэлектрических перчатках, поверх которых для защиты от механических повреждений одеваются брезентовые рукавицы. Площадка дня размещения наземного электрооборудования УЭЦН должна иметь контурное заземление согласно с ПУЭ и ГОСТ 12.1.030−96 [27, 31].

5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии Для предупреждения загрязнения кожи и защиты органов дыхания, эксплуатационный персонал обеспечен соответствующей спецодеждой, рукавицами, обувью, шланговыми и изолирующими противогазами в соответствии с требованиями:

— ГОСТ 12.4.011−89 (2001)-ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация;

— ГОСТ 12.4.010−75 (2001)-ССБТ. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия;

— ГОСТ 12.4.016−83 (2001)-ССБТ. Одежда специальная защитная. Номенклатура показателей качества;

— ГОСТ 12.4.034−2001;ССБТ. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка (взамен ГОСТ 12.4.034−85);

— ГОСТ 12.4.041−2001 (с поправкой 2003)-ССБТ. Средства индивидуальной защиты органов дыхания фильтрующие. Общие технические требования (взамен ГОСТ 12.4.041−89);

— ГОСТ 12.4.103−83 (2002)-ССБТ. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация (взамен ГОСТ 12.4.103−80)

На каждом рабочем месте находятся в необходимом количестве дежурные противогазы, диэлектрические перчатки, резиновые коврики и другие средства защиты.

5.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности Пожарная безопасность на кусту соблюдается в соответствии с требованиями «Правил пожарной безопасности в Российской Федерации» .

Для защиты от атмосферного электричества применяют молниеотводы выполненные согласно СО 153−34.21.122−2003. Запрещается вводить в работу электроустановку с нарушенным заземлением, неисправной системой коммутации и защиты, применять режим работы не предусмотренный техническими данными оборудования.

Системой средств измерения и автоматики, производится постоянный контроль температуры электродвигателей, а также за системой смазки подшипников.

5.3 Расчет заземления электрооборудования УЭЦН

Для предохранения рабочих от поражения электрическим током электрооборудование УЭЦН должно быть надежно заземлено. В данном случае

заземление производится через колонну обсадных труб, для наземного оборудования УЭЦН — СУ и трансформатора мощностью 100 кВА в цепи с изолированной нейтралью напряжением до 1 кВ.

Исходные данные для расчета:

а) величине наибольшего допустимого сопротивления заземляющего устройства СУ и ТМПН мощностью 100 кВА в цепи с изолированной нейтралью напряжением до 1 кВ с малыми токами замыкания на землю (Iз < 500 А), в соответствие с требованиями правил устройства электроустановок принимаем допустимое нормативное сопротивление заземляющего устройства Rз < 0,5 Ом. Размеры заземлителей: диаметр J = 0,328 м; длина l = 100 м;

б) удельное сопротивление грунта (чернозем);

в) климатический коэффициент сезонности для вертикального электрода Выполним следующие расчеты:

а) определим расчетное значение удельного сопротивления грунта для вертикального электрода по формуле:

где — коэффициент сезонности.

Тогда получим.

б) рассчитаем сопротивление растекания тока одиночного вертикального заземлителя (круглого сечения) по формуле:

тогда получится:

Условие RЗ < 0,5 выполняется, так как общее сопротивление растеканию тока заземляющего устройства не превышает допустимых значений ПУЭ. Заземляющее устройство выбрано верно.

Принципиальная схема защитного заземления наземного оборудования УЭЦН представлена на рисунке 5.1.

1 — трансформатор; 2 — СУ; 3 — установка дозировочная электронасосная; 4 — заземляющий проводник; 5 — ПЭД; 6 — погружной ЭЦН; 7 погружной кабель Рисунок 5.1 — Принципиальная схема защитного заземления наземного оборудования УЭЦН

6. Оценка экономической эффективности проекта ТМС

6.1 Краткое описание предложения модернизации системы автоматизации ЭЦН

Скважина с ЭЦН представляет собой комплекс сложного оборудования и автоматизированной системы управления, работающий круглосуточно на протяжении долгого времени, обеспечивая добычу нефти. Оборудование ЭЦН подвержено многим негативным факторам. Важными задачами в обеспечении функционирования ЭЦН является достижение максимально оптимальных параметров оборудования для увеличения объема добычи нефти. Эти задачи выполняют СУ ПЭД, ЭЦН, ТМС, которые позволяют осуществить контроль технического состояния непосредственно в рабочей среде. Другими задачами эффективной работы ЭЦН являются создание условий охраны окружающей среды и поддержание высокого уровня технологической безопасности процесса добычи.

К оборудованию ЭЦН предъявляются самые жесткие требования по безотказной работе. Между тем насос ЭЦН, ПЭД имеют весьма определенный ресурс наработки на отказ и большую частоту выхода из строя. Вследствие возникновения аварийных выходов из строя оборудования ЭЦН предприятие несет убытки, как по восстановлению работоспособности ЭЦН, так и упущенные выгоды и потери неустоек ввиду отсутствия добычи нефти или уменьшения дебета скважины.

Внедрение ТМС позволит автоматически в режиме реального времени осуществлять контроль характеристик рабочей среды и своевременную диагностику оборудования ЭЦН, что позволит увеличить безотказную работоспособность ЭЦН и осуществлять быстрое принятие решений оператором ДП по изменению параметров ЭЦН с возможным сокращением аварий и увеличением объемов добычи нефти.

6.2 Методика расчета экономической эффективности

Экономический эффект от использования рассматриваемого мероприятия рассчитывается в соответствии с требованиями РД 39−01/06−0001−89 по следующей формуле:

Э = Рt — Зt, (6.1)

где Э — экономический эффект от использования мероприятия, тыс. руб.;

Рt — эффект экономии на упущенной выгоде, неустоек, аварийного восстановления производительности ЭЦН, тыс. руб.;

Зt — затраты на внедрение ТМС, тыс. руб.

Экономический эффект в основном определяется сокращением затрат на аварийные ремонты, а также уменьшением неустоек за счет внедрении ТМС, способствующих сохранению бесперебойной работы ЭЦН и увеличения дебета скважины.

Для оценки эффективности инвестиционных проектов применяются методы дисконтированной оценки, которые базируются на учете временного фактора. Они учитывают временной фактор с позиции стоимости денег в будущем.

Экономический смысл ЧДД можно представить как результат, полученный немедленно после применения решения об осуществления данного проекта. ЧДД рассчитывается по формуле:

(6.2)

где ЧДД — это разница между выгодами и затратами в течение t за весь жизненный цикл проекта;

Вt — полные выгоды или полные результаты за t-ый год;

Зt — полные инвестиционные затраты за t-ый год;

r — ставка дисконтирования.

Если ЧДД инвестиционного проекта положителен, проект является эффективным (при данной норме дисконта). Чем больше ЧДД, тем эффективнее проект.

Поэтому наряду с расчетом ЧДД проводится расчет внутренней нормы доходности. ВНД характеризует тот уровень, когда ЧДД затрат и выгод равна нулю. ВНД позволяет найти тот предел, при котором сумма дисконтированных притоков денежных средств равна сумме дисконтированных оттоков денежных средств.

Индекс доходности тесно связан с ЧДД. Он строится из тех же элементов и его значение тесно связано со значением ЧДД: если ЧДД положителен, то ИД больше единицы. ИД показывает во сколько раз проект окупается при полной реализации.

Индекс доходности находится отношением суммы ЧДД к осуществленным инвестициям по формуле:

(6.3)

где K — величина капиталовложений реализации проекта.

Срок окупаемости показывает, за какое время предприятие вернет денежные средства, вложенные в инвестиционный проект за счет дополнительно получаемых выгод.

Момент окупаемости — это тот наиболее ранний момент, когда поступления от производственной деятельности предприятия начинают покрывать затраты на инвестиции.

Объектом расчета экономического эффекта является ТМС ЭЦН добывающей скважины на кустовой площадке Салымского месторождения.

6.3 Исходные данные для расчета эффективности проекта ТМС

В таблице 6.1 приведены исходные данные для расчёта экономической эффективности внедрения ТМС «Электон-ТМС-3» .

Таблица 6.1 — Исходные данные для расчёта экономического эффекта


Показатель	Значение
Суточная добыча нефти, тонн
Стоимость добычи нефти, руб./т.
Ставка неустойки за отсутствие добычи нефти (от стоимости добычи), %
Ставка налога на прибыль, %
Стоимость восстановления работоспособности ЭЦН при отключении — аварийный ремонт, тыс. руб.
Средняя продолжительность ремонта, час.
Срок службы ТМС, лет	5,5
Стоимость монтажа ТМС, тыс. руб.
Стоимость приобретения ТМС, тыс. руб.

Сформировав исходные данные можно переходить к расчету экономического эффекта от внедрения ТМС на рассматриваемой скважине с ЭЦН.

6.4 Расчет экономического эффекта проекта ТМС

Для начала на основании исходных данных рассчитаем общую величину затрат на возможное внедрение ТМС (Зt) по формуле:

(6.4)

где Зпр — величина затрат на приобретение ТМС, тыс. руб.;

Зм — затраты на монтаж ТМС, тыс. руб.

Затраты на доставку примем условно равными нулю, так как они имеют небольшие габаритные и массовые параметры и могут быть привезены в рамках текущего материально-технического снабжения куста.

Вычислим величину затрат на внедрение ТМС по формуле (6.4):

тыс. руб.

Таким образом, общая величина затрат на предлагаемое проектное решение — установку ТМС составит 200 тыс. руб.

Далее определим величину полученных результатов от внедрения как экономию на аварийных пусках насосов, ремонтов ПЭД и упущенной выгоды от отсутствия добычи нефти (Рt) по формуле:

(6.5)

где Сдоб — объем суточной добычи нефти, тонн;

24 — часов в сутках, час;

Трем — продолжительность ремонтных работ — аварийного пуска насосов, ПЭД, измерение в часах;

Цдоб — цена добычи предприятием одной тонны нефти, руб./т.;

Ндоб — неустойка за отсутствие добычи нефти, руб.;

Црем — средняя сметная стоимость на проведение работ по аварийному пуску ЭЦН.

Итак, величина экономии составит:

руб.

С учетом того, что аварийные отключения случаются не реже 1-го раза в течение 3-х лет, определим годовую экономию как:

руб.

Таким образом, общая величина годового экономического эффекта составит:

руб.

Чистая прибыль предприятия рассчитывается по следующей формуле:

(6.6)

где Н — налог на прибыль предприятий и организаций.

Вычислим чистую прибыль предприятия:

руб.

Представим полученные данные в таблице 6.2.

Таблица 6.2 — Сводные показатели расчета экономического эффекта


Показатель	Значение
Общая величина затрат на внедрение ТМС, тыс.руб.
Общая величина полученных результатов от внедрения ТМС, руб.
Годовая величина полученных результатов от внедрения ТМС, руб.
Годовой экономический эффект внедрения, руб.
Чистая прибыль предприятия, руб.

Годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием и эксплуатацией приборов, средств или систем автоматизации, рассчитываются по следующей формуле:

(6.7)

где Звспом — затраты на вспомогательные материалы;

Зрем — затраты на ремонт;

Зобор — затраты на обслуживание оборудования, т. е. на заработную плату работника (работников), занимающегося обслуживанием;

Зам — амортизационные отчисления по приборам, средствам автоматизации, внедряемому оборудованию;

Зпот — затраты, связанные с потреблением электроэнергии;

Зпр — прочие затраты.

Благодаря качеству исполнения и высокой точности ТМС «Электон-ТМС-3» расходы на его эксплуатацию значительно ниже, чем у аналогичных приборов.

Затраты на вспомогательные материалы составляют 5% от стоимости капитальных вложений и рассчитываются по формуле:

(6.8)

где К — капитальные вложения.

Затраты на ремонт оборудования составляют 10% от капитальных вложений по формуле:

(6.9)

Затраты на содержание и эксплуатацию нового оборудования составляют 10% от капитальных вложений, рассчитываются по формуле:

(6.10)

Затраты на амортизацию составляют 16,7% от капитальных вложений, т. к эксплуатационный срок оборудования 6 лет, рассчитываются по формуле:

(6.11)

где Nа — норма амортизации.

Максимальные затраты на электроэнергию рассчитываются по формуле:

(6.12)

где Сэ — стоимость электроэнергии (2,4 руб/кВт· ч);

Р — потребляемая мощность (0,01 кВт);

Величина прочих затрат принимается равной 10% от суммы численных выше затрат и находится по формуле:

(6.13)

Результаты расчета эксплуатационных затрат приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 — Эксплуатационные затраты ТМС


Наименование затрат	Сумма, тыс. руб.
Вспомогательные материалы
Ремонт
Содержание и эксплуатация
Затраты на электроэнергию	0,210
Амортизация	33,4
Прочие	8,361
Эксплуатационные затраты	91,971

Использование ТМС в системе автоматизации ЭЦН ведет к снижению эксплуатационных издержек, благодаря высокой точности измерения характеристик ЭЦН и рабочей среды. Применение ТМС позволяет оперативно диагностировать возможные неисправности, проводить геофизические исследования скважины, что помогает снизить расходы на обслуживание, ремонт, комплектующие и увеличить объем добычи нефти на скважине. Годовое содержание и эксплуатация скважины без ТМС обходится в 1038,75 тыс. рублей, в то время эксплуатационные издержки ТМС составляют 91,971 тыс. рублей. Выгода от проекта составляет:

тыс. руб.

Рассчитаем налог на имущество. Ставка налога на имущество примем 20%. На предприятии используется линейный метод начисления амортизации. Результаты расчета налога на имущество представим в таблице 6.4.

Таблица 6.4 — Показатели налога на имущество внедряемой ТМС


Показатель	Год

Стоимость основных фондов на начало года, тыс. р.		166,6	133,2	99,8	66,4
Амортизационные отчисления, тыс. р.	33,4	33,4	33,4	33,4	33,4
Стоимость основных фондов на конец года, тыс. р.	166,6	133,2	99,8	66,4
Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. р.	183,3	149,9	116,5	83,1	49,7	16,5
Налог на имущество, тыс. р.	36,66	29,98	23,3	16,62	9,94	3,3

Ставку налога на прибыль примем 20%. Далее представим расчет показателей эффективности инвестиционного проекта в таблице 6.5.

По результатам расчета экономической эффективности построим графики показателей инвестиционного проекта. Индекс доходности равен 10,55.

Срок окупаемости — это период времени, отсчитываемый от начала внедрения, за которое доход от внедрения начнет покрывать затраты на капиталовложения. На рисунке 6.1 показано определение срока окупаемости.

Как видно из графика срок окупаемости проекта внедрения ТМС составляет полгода.

Таблица 6.5 — Расчет эффективности проекта внедрения ТМС


Показатель	Год	Итого

Капитальные вложения, тыс.р.		;	;	;	;	;	;
Выгоды, тыс. руб.	;	946,779	946,779	946,779	946,779	946,779	946,779	5680,7
Эксплуатац-ные затраты, тыс. руб.	;	91,971	91,971	91,971	91,971	91,971	91,971	551,8
Амортизация, тыс. руб.	;	33,4	33,4	33,4	33,4	33,4
Налог на имущество, тыс.р.	;	36,66	29,98	23,3	16,62	9,94	3,3	119,8
Валовая прибыль, тыс. руб.	;	818,148	824,828	831,508	838,188	844,868	851,508	5009,1
Налог на прибыль, тыс. руб.	;	163,63	164,966	166,302	167,638	168,974	170,302	1001,8
Чистый операционный доход, тыс. руб.	;	654,518	659,862	665,206	670,55	675,894	681,206	4007,3
Чистая прибыль, тыс. руб.
Коэффициент дисконтирования.		0,9	0,8	0,7	0,6	0,5	0,4
Чистые дисконтированные денежные поступления проекта, тыс. руб.	— 200	430,604	254,577	287,719	327,417	375,497	434,443	1910,3
Чистые дисконтированные денежные поступления проекта нарастающим итогом, тыс. руб.	— 200	230,604	485,181	772,9	1100,32	1475,81	1910,3

Изменение денежных потоков наличности изображено на рисунке 6.2

Вычислим ВНД, то есть ставку дисконтирования, при которой сумма ЧДД за все годы расчетного периода, включая 0 год, обратится в нуль. В таблице 6.6 представлены расчеты ЧДД при различных ставках дисконтирования, которые позволяют определить ВНД проекта.

На рисунке 6.3 показан график зависимости ЧДД от нормы дисконта.

Рисунок 6.1 — Определение срока окупаемости Рисунок 6.2 — Изменение денежных потоков наличности проекта Таблица 6.6 — Расчет ВНД проекта внедрения ТМС


Год	Ставка дисконта
	0,2	0,5	0,9	1,3
	— 200	— 200	— 200	— 200	— 200	— 200	— 200
	681,79	545,432	430,604	355,717	272,716	163,63	136,358
	572,797	366,59	228,484	155,922	91,6476	32,9931	22,9119
	481,197	246,373	121,229	68,3413	30,7966	6,65 206	3,84 957
	404,219	165,568	64,3172	29,9523	10,348	1,3411	0,64 675
	339,534	111,258	34,1209	13,1265	3,47 682	0,27 036	0,10 865
	285,168	74,7552	18,0995	5,75 204	1,16 805	0,0545	0,1 825
ЧДД	2564,7	1309,98	696,855	428,811	210,153	4,94 074	— 36,107

Рисунок 6.3 — Определение внутренней нормы доходности В таблице 6.7 показаны основные показатели эффективности внедрения ТМС для системы автоматизации ЭЦН.

Таблица 6.7 — Показатели эффективности проекта внедрения ТМС


Показатель	Значение
Инвестиции, тыс.руб.
Расчетный период, лет
Годовые выгоды, тыс.руб.	346,25
Ставка дисконтирования, %
Чистый дисконтированный доход за 6 лет, тыс.руб.	1910,3
Индекс доходности, дол. ед.	10,55
Внутренняя норма доходности, %	41,0
Срок окупаемости, лет	0,5

Как следует из расчетов, внедрение нового оборудования ТМС для предприятия целесообразно, т.к. дисконтированный денежный поток по проекту положительный, внутренняя норма доходности выше цены капитала, а индекс доходности больше 1.

Таким образом, предложенное решение установить ТМС может быть рекомендовано к внедрению, что подтверждено расчетами экономической эффективности.

Заключение

В данном дипломном проекте рассматривалась система автоматизации ЭЦН кустовой площадки Салымского месторождения Ханты-Мансийского автономного округа.

В процессе исследования рассмотрено устройство ЭЦН и технология автоматизации ЭЦН, выполнен патентный анализ аналогов СУ ЭЦН и ТМС, произведен сравнительный анализ ТМС, изучена возможность применения СПТ «Электон-ТМС-3» в рассматриваемой системе автоматизации ЭЦН, описаны основные мероприятия обеспечения безопасных условий работы персонала при обслуживании скважин с ЭЦН, рассчитаны показатели экономической эффективности проекта ТМС.

В процессе выполнения дипломного проекта было предложено внедрение ТМС, позволяющее автоматически в режиме реального времени осуществлять контроль характеристик рабочей среды и своевременную диагностику оборудования ЭЦН, что позволяет увеличить безотказную работоспособность ЭЦН и осуществлять быстрое принятие решений оператором ДП по изменению параметров ЭЦН с возможностью увеличения дебета скважины.

Технико-экономические показатели эффективности от внедрения ТМС свидетельствуют об ожидаемом снижении затрат на обслуживание в размере 346,250 тыс. руб./год.

Эффективность проекта основывается на повышении эффективности работы ЭЦН, преждевременной диагностики оборудования и снижении трудоемкости обслуживания оборудования.

Список использованных источников

1. Голубов А. С. Отечественный опыт повышения качества эксплуатации УЭЦН // НефтьГазПромышленность. — 2006. — № 3. — С. 23: [Электронный ресурс]. — URL http://www.oilgasindustry.ru

2. Агроводком: [Электронный ресурс]. — URL http://www.agrovodcom.ru

3. Григоренко, З. «Черного золота» и нашим детям хватит! // Нефть и время. — 2010. — № 6. — С. 33−35.

4. Станции управления ЭЦН-8, ЭЦН-16. Руководство по эксплуатации. «ДСКМ.421 414.010.01» РЭ: [Электронный ресурс]. — URL http://www.industrialsystems.ru

5. Станция управления общекустовая. Руководство по эксплуатации. «ДСКМ.421 415.001» РЭ: [Электронный ресурс]. — URL http://www.industrialsystems.ru

6. Ижевский радиозавод: [Электронный ресурс]. — URL http://www.irz.ru

7. Алнас: [Электронный ресурс]. — URL http://www.alnas.ru

8. Электон: [Электронный ресурс]. — URL http://www.elekton.ru

9. Производственная компания «Борец»: [Электронный ресурс]. — URL http://www.boretscompany.ru

10. «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.»: [Электронный ресурс]. — URL http://www.salympetroleum.ru

11. АЛЬФАПРОЕКТ: [Электронный ресурс]. — URL http://www.apgc.ru

12. Применко Н. В., Заматаев М. В. Новые технологии противоаварийной защиты трубопроводов // НефтьГазПромышленность. — 2007. — № 2. — С. 30: [Электронный ресурс]. — URL http://www.oilgasindustry.ru

13. РД 09−536−03. Методические указания о порядке разработки плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС) на химико-технологических объектах: [Электронный ресурс]. — URL http://www.docload.ru

14. Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ О промышленной безопасности опасных производственных объектов: [Электронный ресурс]. — URL http://www.docload.ru

15. ПБ 09−540−03. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств: [Электронный ресурс]. — URL http://files.stroyinf.ru

16. Донской Ю. А., Дарищев А. Ю. О применении УЭЦН для добычи высокогазированных жидкостей // Нефтепромысловое дело. — 2009. — № 2. — С. 31

17. Абдулин Ф. С. Добыча нефти и газа: учеб. пособ. М.: Недра, 1983. 256 с.

18. Габдрахманов Н. Х. Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений: Дис. д.т.н. Уфа, 2005. 250 с.

19. Ивановский, В. Н. Вопросы эксплуатации малодебитных скважин механизированным способом // Инженерная практика. — 2010. — № 7. — С. 45−46

20. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». — 2011. — № 2: [Электронный ресурс]. — URL http://www.ogbus.ru

21. Китабов А. Н., Токарев В. П. Информационно-измерительные системы диагностики погружного электродвигателя // Вестник УГАТУ. Уфа, 2011. — № 1. — С. 41.

22. Иконников Ю. А. Отечественные системы погружной телеметрии для электропогружных установок: преимущества, недостатки, возможные пути развития [Электронный ресурс]. — URL http://neftegas.info

23. Система погружной телеметрии ЭЛЕКТОН-ТМС. Руководство по эксплуатации ЦТКД 228 РЭ. ЗАТО г. Радужный, 2012

24. Система погружной телеметрии ЭЛЕКТОН-ТМС. Инструкция по монтажу ЦТКД 228 ИМ. ЗАТО г. Радужный, 2012

25. ГОСТ 12.2.007.0−75. ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности: [Электронный ресурс]. — URL http://www.docload.ru

26. ПБ 08−624−03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: [Электронный ресурс]. — URL http://files.stroyinf.ru

27. ПУЭ. Правила устройства электроустановок, 7 издание, 2001: [Электронный ресурс]. — URL http://www.docload.ru

28. ПТЭЭП. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей: [Электронный ресурс]. — URL http://files.stroyinf.ru

29. МПОТ РМ-016−2001. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок: [Электронный ресурс]. — URL http://www.stroyoffis.ru

30. РД 153−34.0−03.150−00. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок: [Электронный ресурс]. — URL http://www.docload.ru

31. ГОСТ 12.1.030−96. ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление: [Электронный ресурс]. — URL http://www.docload.ru

32. ППБ-01−03. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации: [Электронный ресурс]. — URL http://www.docload.ru

33. СО 153−34.21.122−2003. Инструкция по устройству молниеотводов зданий, сооружений и промышленных коммуникаций: [Электронный ресурс]. — URL http://files.stroyinf.ru

34. РД 39−01/06−0001−89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности: [Электронный ресурс]. — URL http://www.docload.ru

Приложение, А (обязательное)

Перечень демонстрационных листов

1 Титульный лист

2 Цели и задачи дипломного проекта

3 Устройство ЭЦН (копия рисунка 1.1)

4 Структурная схема системы автоматизации ЭЦН (копия рисунка 3.1)

5 Структурная схема противоаварийной защиты (копия рисунка 3.13)

6 Технологическая схема ЭЦН (копия рисунка 1.3)

7 Функциональная схема автоматизации ЭЦН (копия рисунка 3.2)

8 Неисправности ЭЦН

9 Сравнительный анализ ТМС

10 «Электон-ТМС-3»

11 Показатели экономической эффективности от возможного внедрения ТМС ЭЦН

12 Выводы

13 Спасибо за внимание

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой