Переносные и стационарные системы

Комплекс диспетчерского управления имеет иерархическую трехуровневую структуру.

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

Средний уровень состоит  из станций управления технологическим  процессом ИРЗ 501-01, -08, -02, -16, которые  получают информацию от датчиков и  первичных преобразователей нижнего  уровня и передают ее на центральный  контроллер. Центральный контроллер, представленный СУТП ИРЗ 501-04, -23, -26 —  это промежуточное звено системы, он выполняет функции сбора, обработки  поступивших сигналов, архивирования  на случай пропадания связи и передачи информации через коммуникационное оборудование на диспетчерский пункт.

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 сигнализации 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.

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.

Функции АСУ для автоматизируемых объектов ЭЦН:

1. Оперативный контроль параметров погружного двигателя.

2.Дистанционное управление УЭЦН.

3. Контроль давления на устье скважины.

 

Функции АСУ для автоматизируемых объектов ШГН

1. Оперативный контроль станка-качалки.
2. Оперативный просмотр динамограмм и токограмм.

3.Контроль давления на устье скважины.

 

Функции АСУ для автоматизируемых объектов ДНС

1. Контроль параметров работы насосов и двигателей.
2. Контроль уровней емкостей.
3. Контроль давления.
4. Контроль расхода нефти.
5. Управление состоянием клапанов.

 

Функции АСУ для автоматизируемых объектов ГЗУ

1. Автоматическое и дистанционное управление ПСМ.
2. Контроль давления на выходе ГЗУ.
3. Определение дебита скважин.
4. Ретранслирование на АРМ диспетчера технологических параметров

и команд управления работой  ЭЦН и ШГН.

5. Дистанционный контроль за работой географически

распределенного технологического кустового оборудования с единого  удаленного АРМ диспетчера.

6. Управление процессами нефтедобычи на кустах нефтяного

месторождения в соответствии с требованиями промышленной безопасности.

7. Архивирование текущей технологической информации по каждому

кусту с целью последующего использования для анализа и  формирования отчетной документации.

8. Охранная сигнализация помещений ГЗУ и КИПиА.
9. Автоматический опрос подчиненных устройств (скважин) в

фоновом режиме.

 

Диспетчерский пункт.

На диспетчерском пункте устанавливается АРМ диспетчера (оператора), сервер базы данных и связное  оборудование для опроса объектов. Аппаратура диспетчерского пункта 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 уставки или подать команды управления, при необходимости - отправить на объект обслуживающий персонал.

 

Внедрение 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.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ