Типовые КТС для автоматизации объектов нефтедобычи.

Практика работы нефтегазодобывающих компаний, постоянная работа по снижению издержек на подъем эмульсии, поддержание пластового давления, подготовку нефти к товарному состоянию ставит перед руководством компаний много вопросов. Некоторые из этих вопросов относятся и к сфере автоматизации.
Какая модель автоматизации будет наиболее эффективной для данного конкретного производства и почему? Нужно ли, например, для каждого объекта строить свою специфическую систему автоматизации? Имеется в виду, можно ли выбрать некие компоненты и их использовать как для ЦДНГ, так и для ЦППД и ЦППН.
Все ли объекты вообще нужно автоматизировать? Понятно, что автоматизировать объекты, которые никак не влияют на доставку нефти к КУУН надо, видимо, в последнюю очередь. Среди всех прочих объектов автоматизация необходима в той степени, в какой возможны потери от неработоспособности данного объекта.
Чтобы избежать нештатных ситуаций при добыче, подготовке, транспортировке и сдаче товарной нефти, надо устранить причины их возникновения. В рамках АСУ ТП нет возможности устранить причины природного характера, такие как:

• изменение обводненности,
• изменение дебита,
• отложения парафина,
• образование гидратов пр.

Но есть возможность в существенной степени избежать отказов оборудования и минимизировать неправильные решения оператора за счет его своевременного информирования. Относительно каждого вида эксплуатируемого оборудования имеется набор параметров, значения которых должны быть доведены до оператора для анализа. Набор этих параметров определен в документах каждой конкретной нефтяной компании и не является объектом обсуждения в настоящем документе.

КТС для одиночной скважины

Данный КТС работает со станциями управления одиночных скважин, поддерживающими передачу данных по протоколу Modbus (для скважин с ШГН - такие как «МИР», «Ангара» и др., для скважин с ЭЦН – такие как «Борец», «Электон», REDA, ШНК6501 и др.).
КТС не берет на себя задачи СУ, но позволяет, получая информацию с СУ, организовать оперативное информирование диспетчера и специалистов ЦДНГ о параметрических нарушениях в работе оборудования скважины.
Решение реализует передачу информации со станций управления на контроллер TeleSAFE через интерфейс RS – 485 (Modbus). Для принятия информации с датчиков, не подключенных к станции управления, в Блоке Местной Автоматики (БМА) размещается дополнительный модуль аналогового ввода (4-20 мА). В зависимости от требований к уровню автоматизации скважин КТС может быть наращен дополнительными модулями ввода-вывода.
КТС компактен и мобилен (до 10 кг), что позволяет доставлять его на место установки без применения специальных средств. В случае необходимости КТС может быть выполнен в вандало-защищенном варианте.
Средства коммуникации определяются на стадии проектирования в зависимости от необходимой дальности передачи информации. На представленной схеме использован модуль 5902, но для регионов, покрытых сетями GSM, целесообразно подключение и использование недорогого GSM/GPRS-модема Wavecom. Набор программного обеспечения "OPEN AT" позволяет разрабатывать и отлаживать программное обеспечение под конкретные задачи пользователей.

КТС для скопления одиночных скважин

Данное решение целесообразно применять для скопления скважин различной производительности. На БМА, расположенные в непосредственной близости от высокодебитных скважин, помимо параметров со станций управления передаются сигналы также с датчиков, не подключенных к СУ скважин.
В БМА добывающих скважин установлены маломощные радиостанции в случаях, когда расстояние от них до блока автоматики, который собирает сигналы со всех скважин и ГЗУ, не более одного км. В качестве устройств сопряжения с ЦДП желательно использовать устройства, поддерживающие стандарт 802.XX.
С увеличением дебита скважины увеличивается интерес диспетчера к ней. Поэтому особенность ПО контроллера БМА заключается в возможности принятия и обработки директивного указания от диспетчера (со своего АРМа) скважины, которую необходимо поставить на замер, или снятия информации с СУ. Системотехническое решение для скопления скважин различной производительности имеет характерную особенность – использование контроллеров в БМА высокодебитных скважин. Возможность такого решения позволяет оператору получать информацию со своего АРМ о состоянии и технологических характеристиках скважин высокой производительности в реальном режиме времени. Параметры с низкодебитных скважин транслируются на БМА и передаются общим пакетом информации на ДП.

КТС для малых кустов скважин

На вышеприведенном рисунке представлен КТС для малого куста скважин (общее количество добывающих скважин не более 8).
Для низкодебитного куста отличительной особенностью является небольшой объем (не более 20 параметров) собираемой информации, что позволяет использовать обычные модемы в качестве средства связи, сохраняя при этом надежность сбора информации, ее первичной обработки и передачи на ЦДП за счет использования телеметрического протокола DNP3.
В данном двуконтроллерном решении, реализуется два независимых модуля управления, сохраняющих работоспособность системы при различных промысловых технических мероприятиях. КТС, кроме работы с СУ, принимает информацию также от ГЗУ (по протоколу Modbus) и имеет возможности для ее архивирования и долговременного хранения. Кроме того, по запросу оператора накопленные данные могут быть переданы на следующий уровень системы (в диспетчерскую ЦДНГ или любому специалисту, использующему средства «подписки на информацию»). В случае необходимости контроллер КТС может быть сконфигурирован для приема информации от ГЗУ по RS-232.
Для высокодебитного малого куста с увеличением собираемых технологических параметров КТС может быть расширен с помощью дополнительных модулей аналогового ввода в БМА.

КТС для больших кустов скважин (общее количество добывающих скважин до 18)

В данном решении также реализовано двуконтроллерное исполнение. Но в связи со значительным увеличением контролируемых технологических параметров используются контроллеры с процессорами более высокой производительности и дополнительные модули ввода-вывода в БМА. КТС позволяет проводить частый перемонтаж после ГТМ или доразбуривание скважин, не нарушая при этом работу всей системы и, тем самым, минимизируя простои оборудования.
Решение обеспечивает возможность получения своевременной информации об изменении дебита или свойств нефти посредством организации необходимых вычислений на месте и оперативной передачи информации от ГЗУ диспетчеру.
КТС обеспечивает передачу информации при потере связи, сохраняя вычисления и организуя буфер, информация из которого будет считываться по DNP3 после возобновления связи. В данном случае рекомендуется использовать средства связи стандарта 802.XX, так как такой объем информации предполагает наличие канала связи с высокой пропускной способностью.
КТС кустового уровня передает данные в SCADA-пакет, используемый в ДП ЦДНГ. Среди протестированных SCADA-пакетов – InTouch, WinCC, Trace Mode, MasterSCADA новый телемеханический пакет ClearSCADA. Данный список может быть расширен в случае потребностей Заказчика.

В нашей компании разработан альбом типовых решений по автоматизации различных объектов нефтедобычи. Используя его при создании систем автоматизации промыслов, Заказчик легко может построить систему с контролируемыми затратам на ее создание и эксплуатацию, понятным бюджетом и функциональным наполнением.

Жанна Якименко – ведущий инженер компании «ПЛКСистемы»