Автоматизация скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами

Автоматизация скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами

Введение

автоматизация штанговый насос

Современный подход к автоматизации процессов нефтедобычи диктует жесткие требования к программно-аппаратным комплексам контроля и управления ШГН. Это обусловлено истощением ресурсов нефтяных пластов, высокой стоимостью электроэнергии, стремлением нефтяных компаний снизить затраты на ремонт скважин и более эффективно использовать свой персонал. Поэтому предприятиям приходится выбирать наиболее оптимальные средства автоматизации.

Целью выпускной квалификационной работы является выбор СУ скважиной, оборудованной ШГН.

Задачами выпускной квалификационной работы являются:

изучение устройства ШГНУ;

изучение системы автоматизации скважин, оборудованных ШГН;

выбор СУ.

1. Общие сведения о штанговых глубинных насосных установках

1.1    Актуальность использования штанговых глубинных насосов

Эксплуатация скважин ШГН широко распространена на большей части нефтедобывающих месторождений мира и России, структура фонда нефтяных добывающих скважин показана на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Структура фонда нефтяных добывающих скважин по состоянию на 2009 год

Штанговые насосы, которые составляют 41% от общей структуры фонда - традиционно эксплуатируются на низкодебитных скважинах (до 40 т в сутки), суммарная добыча с использованием штанговых глубинных насосов составляет около 15%.

В последнее время добыча нефти с помощью фонтанирующих скважин фактически прекратилась. Многие скважины, пробуренные на нефтеносные пласты, сразу после окончания бурения вводятся в эксплуатацию насосным способом. Непрерывно растет фонд малодебитных скважин, доходит до 3-х т/сут.

Мощность насосного оборудования на них в 4-5 раз превышает необходимую. В настоящее время в стоимости нефти эксплуатационные расходы на электроэнергию и обслуживание энергетического комплекса доходят до 45-50%. Процесс добычи нефти после геологических работ и бурения скважин начинается с выбора оборудования. Средний срок эксплуатации нефтяных скважин около 20 лет. За это время оборудование меняется несколько раз. Это объясняется не столько его физическим износом, сколько изменением дебита нефти. Когда дебит скважины становится менее 100 т/сут/, устанавливается ШГНУ. Есть скважины, на которых сразу после бурения устанавливаются СК и до 75% скважин в России оборудованы ими. Если производительность насоса СК превышает нефтеотдачу скважины, то в настоящее время или меняют СК, или переводят ее в периодический режим работы. Причем кажущаяся экономия электроэнергии и моточасов работы оборудования при периодической эксплуатации скважин на самом деле приводит к увеличению удельного расхода электроэнергии на тонну добытой нефти и к усложнению условий эксплуатации оборудования.

Другие виды насосного оборудования имеют сейчас ограниченное применение.

Рынок ШГНУ характеризует общая отрицательная динамика. Штанговые насосы замещаются на УЭЦН, что особенно ярко выражено в Западной Сибири.

Эта тенденция обуславливается комплексом причин:

в последние годы не было введено ни одного нового крупного месторождения, которое бы оснащалось станками-качалками;

повышение качества российских УЭЦН, распространение их в сегментах, которые являлись прерогативой использования ШГН (малодебитные скважины);

малодебитные скважины и скважины с высокой обводненностью (целевой сегмент для ШГНУ) с падением мировых цен ввиду неэффективности выводятся из эксплуатации;

технологические ограничения: сложность монтажа станков-качалок на новых промыслах в удаленных районах, когда сооружение свайного фундамента дороже самого оборудования;

высокий период наработки на отказ ШГН (при правильной эксплуатации может прослужить 50 лет), что сокращает потребность в их замене;

высокая стоимость оборудования, неразвитость сервиса.

Между тем, в ряде нефтедобывающих регионов (Татарстан и Башкортостан) ШГН не имеют альтернативы, что гарантирует стабильный спрос.

Согласно оценкам Research Techart, по итогам 2009 г. продажи УЭЦН в натуральном выражении увеличились. При этом в стоимостном эквиваленте объем рынка уменьшился на 8%, в первую очередь, ввиду сокращения нефтяными компаниями средств на техническое перевооружение. Одним из следствий стало смещение спроса на более дешевые модели.

Обращает на себя внимание существенное увеличение численности скважин, оснащенных винтовыми насосными установками как с погружным двигателем, так и с поверхностным приводом. Данная тенденция характерна для новых месторождений с высоковязкой нефтью, когда применение УЭЦН нецелесообразно.

В долгосрочной перспективе следует ожидать некоторого сокращения доли УЭЦН и распространения других насосных технологий. Связывается это с тенденциями развития отрасли - ростом обводненности скважин и снижением пластового давления, а также ожидаемой разработкой шельфовых месторождений. В подобных условиях применение УЭЦН нецелесообразно.

1.2    Устройство штанговых глубинных насосных установок

ШГНУ (рисунок 1.2) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос со всасывающим клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.

Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШГН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

В наземное оборудование входит станок-качалка, состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Отличительная особенность ШГН обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

СК - индивидуальный механический привод нефтяных штанговых скважинных насосов, применяется в районах с умеренным и холодным климатом.

СК сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы СК - пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т.е. длины хода штанг.

- всасывающий клапан; 2 - нагнетательный клапан; 3 - насосные штанги;

- тройник; 5 - сальник; 6 - балансир; 7 и 8 - кривошипно-шатунный механизм;

- двигатель

Рисунок 1.2 - Схема ШГНУ

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число СК нормального ряда различных типоразмеров грузоподъемностью на головке балансира от 10 до

кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать ШГН.

Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной

(1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода от 0,6 до 6 м. Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

1.3    Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока.

Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине.

До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».

На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический». Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве.

Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт.

Управление скважиной, оборудованной ШГН, осуществляется станцией управления скважиной типа «СУС-01» (и ее модификациями), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШГН:

         перегрузка электродвигателя (>70% потребляемой мощности);

         короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70% номинального);

         обрыв фазы;

         обрыв текстропных ремней;

         обрыв штанг;

         неисправность насоса;

         повышение (понижение) давления на устье [1].

2. Система автоматизации скважин, оборудованных ШГН

Автоматизация - закономерный процесс развития общественного производства.

Автоматизация производства на предприятии представляет собой самостоятельную комплексную проблему. К ее решению подталкивает вселяющая страх мировая конкуренция, которая как «удав» сжимает предприятия, понуждая их принимать соответствующие меры. Автоматизация создает возможности для улучшения условий и подъема производительности труда, роста качества продукции, сокращения потребности в рабочей силе и в систематическом повышении прибыли, что позволяет изменить тенденцию развития, сохранить старые и завоевать новые рынки и таким образом вырваться из объятий «удава».

Раньше технические средства позволяли лишь периодически проводить измерения технологических параметров на скважинах операторами при помощи переносных комплектов оборудования, а стационарно установленные на месторождениях современные микропроцессорные контроллеры делают возможным непрерывный автоматический их контроль. Применительно к скважинам, эксплуатируемым ШГН, это означает измерение таких технологических параметров, как динамограмма (зависимость усилия на полированном штоке от перемещения точки подвеса штанг), динамический уровень, ваттметрограмма (зависимость потребляемой мощности от перемещения точки подвеса штанг), влияние газового фактора, давление на устье скважины, суточная производительность скважины и других. При этом функции управления должны обеспечивать дистанционное включение и отключение приводного электродвигателя, аварийное отключение установки, периодический режим эксплуатации, плавное регулирование скорости вращения при помощи преобразователя частоты.

К настоящему времени известен целый ряд разработчиков и производителей контроллеров и станций управления для установок ШГН. Среди зарубежных фирм это Lufkin Automation (США), eProduction Solutions (США), «ABB» (США), Automation Electronics (США), DrSCADA Automation (США), R&M Energy Systems (США), International Automation Resources (США) и SPOC Automation (США). Известны также отечественные разработчики, среди которых можно выделить НПФ «Экос» (Уфа), НПФ «Интек» (Уфа) [2], НПО «Интротест» (Екатеринбург) [3], НПФ «Интеграл +» (Казань) [4], «Шатл» (Казань) [5], ЗАО «Линт» (Казань) [6] и других.

Использование современных интеллектуальных контроллеров обеспечивает решение таких задач, как автоматизация работы СК, оптимизация режимов работы оборудования, оперативное выявление аварийных ситуаций и несоответствия режимов эксплуатации оборудования, оперативная передача информации о состоянии объекта на пульт оператора по системе телемеханики.

Системы телемеханики на сегодняшний день строятся, как правило, с использованием радиоканала. Поэтому типичная СУ включает в себя контроллер, силовой коммутатор для включения и отключения электродвигателя, радиомодем и набор датчиков технологических параметров. Отдельные СУ имеют в своем составе преобразователи частоты для регулирования скорости вращения электродвигателя.

Таким образом, целью создания и внедрения системы автоматизации скважин, эксплуатирующихся механизированными способами является повышение эффективности производства за счёт:

получения максимального объема информации с технологических объектов для решения задач рациональной эксплуатации, оперативного контроля и управления процессами добычи и учета продукции нефтяной скважины;

оптимизации режимов добычи и внутрипромыслового сбора нефти;

повышения достоверности и оперативности контроля состояния технологического оборудования;

внедрения математических методов контроля и управления технологическими процессами и объектами нефтедобычи;

измерения новых параметров (в том числе, дебита эксплуатационных скважин раздельно по нефти, воде и газу);

снижения трудоёмкости управления технологическими процессами нефтедобычи;

замены физически и морально устаревших средств автоматизации;

повышения безопасности производства, улучшения экологической обстановки в нефтегазодобывающем регионе [7].

Управление любым технологическим процессом или объектом в форме ручного или автоматического воздействия возможно лишь при наличии измерительной информации об отдельных параметрах, характеризующих процесс или состояние объекта. Параметры эти весьма своеобразны. К ним относятся электрические (сила тока, напряжение, сопротивление, мощность и другие), механические (сила, момент силы, скорость) и технологические (температура, давление, расход, уровень и другие) параметры, а также параметры, характеризующие свойства и состав веществ (плотность, вязкость, электрическая проводимость, оптические характеристики, количество вещества и т.д.). Измерения параметров осуществляется с помощью самых разнообразных технических средств, обладающих нормированными метрологическими свойствами. Технологические измерения и измерительные приборы используются при управлении (ручном или автоматическом) многими технологическими процессами в различных отраслях народного хозяйства.

Средства измерений играют важную роль при построении современных автоматических систем регулирования отдельных технологических параметров и процессов и особо автоматизированных систем управления технологическими процессами, которые требуют представления большого количества необходимой измерительной информации в форме, удобной для сбора, дальнейшего преобразования, обработки и представления ее, а в ряде случаев для дистанционной передачи в вышестоящие и нижестоящие уровни иерархической структуры управления различными производствами [1].

Ниже будет рассмотрена структурная схема автоматизации, подробнее расписаны все уровни и требования к техническим средствам и ПО каждого уровня [7].

2.1 Структурная схема автоматизации

Система автоматизации в общем случае может иметь четырехуровневую структуру - нижний, средний и верхний уровни и уровень канала передачи данных. Структурная схема приведена на рисунке 2.1.

К элементам нижнего уровня системы автоматизации относятся измерительные преобразователи (датчики) технологических параметров оборудования и скважины:

датчик усилия на полированный шток;

датчик параметров движения штока;

датчик давления на устье скважины;

датчики электрических величин (ваттметрирования);

датчики защиты.

Датчики защиты обеспечивают сигнализацию и упреждающее отключение питания электродвигателя в случае поломки элементов технологического оборудования. К ним относятся:

датчик температуры подшипника балансира;

датчик натяжения цепи.

Элементом среднего уровня системы автоматизации является станция управления, включающая в себя следующие узлы:

шкаф;

силовые элементы управления питанием;

контроллер;

блок регулировки частоты вращения электропривода;

источник резервного питания контроллера;

барьеры искрозащиты.

Для обеспечения локального мониторинга элементов системы среднего и нижнего уровней при выполнении ремонтных, профилактических работ может быть предусмотрено использование сервисного устройства подключаемого к контроллеру или отдельным элементам системы автоматизации.

ЛВС - локальная вычислительная сеть; ОРС - OLE for process control; ДП - диспетчерский пункт; АКД - аппаратура канала данных; КП - контролируемый пункт; К - контроллер станции управления; СЭ - силовые элементы; ИП - источник резервного питания; БРЧЭ - блок регулировки частоты вращения электропривода; БИС - барьер искрозащиты

Рисунок 2.1 - Структурная схема системы автоматизации

Для сопряжения контроллера с датчиками нижнего уровня в шкафу управления либо на элементах конструкции ШГН могут устанавливаться следующие элементы:

клеммная коробка;

блок питания;

барьер искрозащитный;

интерфейсный адаптер.

К элементам верхнего уровня системы автоматизации относятся сервер с установленным программным обеспечением опроса и обработки информации среднего уровня системы и предоставления сервисов ОРС для АРМ диспетчеров, локальные вычислительные сети АРМ диспетчеров.

К элементам системы передачи данных относятся: аппаратура канала передачи данных, физическая среда передачи данных и программные протоколы канала передачи данных. В общем случае под АКД понимается устройство - адаптер выходного интерфейса управления станцией управления к требованиям среды передачи данных. При этом в зависимости от вида среды передачи данных в качестве АКД могут быть использованы проводные модемы, радио модемы, GSM/GPRS устройства передачи.

Стандартным интерфейсом между АКД системы передачи данных и средним уровнем системы является RS-485. В отдельных случаях, когда к АКД не предусматривается подключение параллельных станций среднего уровня, допускается использование АКД конструктивно встроенных в контроллер станции управления.

2.2 Выбор контролируемых параметров

Система автоматизации скважин, оборудованных ШГН и приводимых в действие СК, должна выполнять следующие функции:

сбор, первичная обработка и хранение информации о технологических параметрах объекта автоматизации и состоянии оборудования в реальном масштабе времени;

автоматическое регулирование и управление технологическим оборудованием в соответствии с заданной программой;

противоаварийную защиту технологического оборудования, контроль срабатывания защит и блокировок;

исполнение команд с пункта управления;

контроль работоспособности контроллеров, датчиков и исполнительных механизмов;

местное управление технологическим оборудованием;

обмен информацией с пунктами управления;

дистанционное управление состоянием и режимом работы технологическим оборудования;

сигнализацию отклонения параметров от заданных значений, отказов технологического оборудования и элементов системы автоматизации;

регистрацию и хранение информации о контролируемых параметрах, аварийных ситуациях и действиях оперативного персонала;

ведение архивов и представление информации в виде таблиц и диаграмм, в том числе и по дебиту скважины;

учёт наработки технологического оборудования;

оптимизацию режимов работы технологического оборудования и решение задач рациональной эксплуатации скважины.

Для выполнения данных функций, система автоматизации должна обеспечивать контроль и управление параметрами, указанными в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Контролируемые и управляемые параметры скважины,
оборудованной ШГН

Наименования параметров и состояний	Функции системы автоматизации
	Измерение	Управление	Регулирова-ние	Сигнализа-ция	Противо-аварийная защита
Уровень напряжения по каждой фазе и перекос фаз	+	-	-	+	+
Мощность, потребляемая электроприводом	+	-	-	+	+
Коэффициент мощности cosφ	+	-	-	+	-
Давление в выкидном коллекторе	+	+	-	+	+
Ватметрограмма	+	+	+	+	+
Динамограмма	+	+	+	+	+
Период качания	+	+	-	-	-
Динамический уровень жидкости в скважине	+	+	-	+	-
Состояние насоса (включен - отключен)	-	+	-	+	-
Периодическая работа по заданной программе	-	+	-	+	-
Температура подшипника балансира	*	-	-	*	*
Датчик натяжения цепи	*	-	-	*	*
Срыв шатуна	*	-	-	*	*
Величина крена	*	-	-	*	*
Уровень масла в редукторе	*	-	-	*	*
Деблокировка аварии	-	+	-	-	-
Счетчик моточасов	+	-	-	-	-
Дебит жидкости	+	-	-	-	-

В таблице знаком «+» отмечены обязательные параметры, символом «*» - рекомендуемые и «-» - необязательные, а «деблокировка аварии» должна применяться только совместно с расшифровкой причины.

Значения параметров, указанных в таблице 2.1, должны архивироваться в базах данных для решения производственно-технологических и технико-экономических задач.

Рекомендуемые параметры и функции, указанные в таблице 2.1, должны включаться в технические задания на проектирование конкретных систем на основе технико-экономического обоснования.

Сформулируем основные требования к элементам системы автоматизации.

2.3 Требования к элементам системы автоматизации

Система в целом должна обеспечивать реализацию функций, изложенных в предыдущем пункте, и быть построена на унифицированных, серийно выпускаемых средствах, опробованных в промышленной эксплуатации.

Система должна удовлетворять дополнительным требованиям:

соблюдение международных стандартов на электрические, информационные и программные интерфейсы;

развитие системы, расширение ее функций за счет применения модульного принципа построения;

в системе должны быть применены средства визуализации состояния технологических объектов и процессов с использованием графических образов и анимации;

обеспечение диагностики элементов, входящих в ее состав;

обеспечение автоматического, местного и дистанционного управления технологическими объектами;

должны быть предусмотрены программные и аппаратные средства защиты от несанкционированного доступа и неквалифицированных действий персонала;

используемые в системе электротехнические устройства, размещаемые во взрывоопасных зонах, должны иметь разрешение Ростехнадзора РФ на применение и соответствие классу взрывоопасной зоны, категории и группе взрывоопасной смеси;

оборудование, используемое в системе, должно обеспечивать работоспособность в соответствующих климатических условиях;

комплексная система защиты от грозовых и коммутационных помех, наводок и перенапряжений, должна гарантировать надежную работу оборудования в жестких промышленных условиях эксплуатации;

- применяемые в системе средства измерений и контроллеры, содержащие измерительные каналы, должны иметь сертификаты и внесены в Государственный реестр;

для улучшения ремонтопригодности и минимизации ремонта система должна иметь модульную конструкцию и обеспечивать взаимозаменяемость однотипных элементов без дополнительной настройки.

Требования к техническим средствам нижнего уровня.

Технические решения, заложенные в датчиках должны предусматривать обеспечение защиты от перегрузок и импульсных помех. Рекомендуется использовать датчики, построенные на базе программируемых логических контроллеров, что обеспечит их работоспособность как в системе распределенного управления и сбора информации в автономном режиме работе. Программное обеспечение датчиков должно иметь встроенные средства самодиагностики.

Связь между датчиками и контроллером должна быть выполнена с использованием проводных линий связи протяженностью до 100 м. Параметры линии связи не должны влиять на работоспособность элементов и надежность связи. В обоснованных случаях допускается применение радиоканала.

В целях обеспечения программного управления режимом работы датчиков со стороны элементов среднего уровня, а также обменом информацией между собой, выходной сигнал датчиков технологических параметров должен иметь нормированные цифровые значения в формате интерфейса RS-485 с протоколом Modbus RTU или в виде токового сигнала 4…20 мА.

Технические требования к датчику усилия. Датчик усилия должен быть прост в установке, защищен от воздействия условий окружающей среды, иметь взрывозащищенное исполнение.

В связи с необходимостью обеспечения прямого измерения нагрузки на шток рекомендуется размещать датчик усилия между траверсами канатной подвески, что обеспечивает приложение полной нагрузки на шток непосредственно к чувствительным элементам датчика.

Допускается установка датчика усилия между верхней траверсой и ограничителем.

В целях безопасности эксплуатации датчика усилия должны быть предприняты конструктивные меры для предотвращения самопроизвольного выпадения датчика из траверсы.

Рекомендуется использовать датчики нагрузки, рассчитанные на измерении максимальных усилий из ряда 40, 60, 100 кН.

Для подключения датчика усилия к контроллеру в целях удобства монтажа и обслуживания рекомендуется использовать клеммную коробка, размещаемую на элементах конструкции установки. Эта же коробка должна предусматривать возможность подключения к датчику усилия измерительного преобразователя перемещения штока.

Питание датчика усилия должно осуществляться в соответствии с требованиями, предъявляемыми к взрывозащищенному электрооборудованию.

Датчик усилия должен иметь цифровой сигнал, нормированный в кН, обеспечивать полную взаимозаменяемость, предусматривать возможность корректировки смещения нулевого значения непосредственно на объекте.

Выходной сигнал датчика усилия должен быть представлен в формате интерфейса RS-485 с протоколом - Modbus RTU.

Технические характеристики датчиков усилия должны отвечать приведенным в таблице 2.2 требованиям.

Таблица 2.2 - Требования к техническим характеристикам датчика усилия

Наименование параметра	Значение параметра
Номинальный диапазон измеряемых нагрузок, кН	0…40, 0…60, 0…100
Разрешающая способность, % от диапазона, не более	1,0
Основная погрешность измерения, %, не более	+/ - 1,0
Полная приведенная погрешность в рабочем диапазоне температур, %, не более	+/ - 2,5
Диапазон изменения числа качаний, 1/мин	0,5…12
Количество точек регистрации динамограммы: - для внутренней программы датчика усилия - штатный, сжатый формат данных - расширенный формат данных	не нормируется 100 точек 200 точек

Технические требования к измерительному преобразователю параметров движения штока. Основной задачей ИППД является определение моментов прохождения штоком нижней и верхней «мертвых» точек и периода качания. Допускается использование ИППД двух исполнений:

- в виде датчика положения, обеспечивающего фиксацию только моментов прохождения штоком нижней и верхней «мертвых» точек;

в виде датчика перемещения, выходной сигнал которого пропорционален текущему положению штока с последующим вычислением моментов прохождения штоком нижней и верхней «мертвых» точек и периода качания.

ИППД штока должен удовлетворять следующим эксплуатационным требованиям:

по устойчивости к климатическим воздействиям ИППД должен обеспечивать работу при температуре окружающей среды от -40 до +50 °С при относительной влажности до 95% при 35 °С и более низких температурах с конденсацией влаги;

по устойчивости к механическим воздействиям ИППД должен быть устойчивым к воздействию вибрации (с частотой перехода от 57 до 62 Гц) в диапазоне от 5 до 35 Гц:

а) с амплитудой смещения 0,015 мм для частоты ниже частоты перехода;

б) с амплитудой ускорения 1,96 м/с² для частоты выше частоты перехода;

- по степени защиты, обеспечиваемой оболочкой (КОД IP) ИППД должен соответствовать степени защиты не ниже IP54;

при размещении устанавливаться на элементы конструкции ШГН стационарно.

Функционально ИППД должен использоваться как для формирования данных динамометрирования (построение динамограммы, отображающей нагрузку на полированный шток), так и ваттметрирования.

ИППД штока должен обеспечивать фиксацию моментов прохождения штоком нижней и верхней «мертвых» точек с абсолютной погрешностью не хуже +/ - 1,0 см.

Конструктивно ИППД может быть выполнен как самостоятельное устройство, устанавливаемое стационарно на элементах конструкции СКН, так и совмещенным с элементами датчика усилия.

При использовании ИППД в виде самостоятельного устройства, он должен иметь стандартный выходной сигнал в виде открытого коллектора или переключающегося контакта.

Должна быть предусмотрена возможность подключение ИППД как к контроллеру, так и непосредственно к датчику усилия.

При использовании ИППД, совмещенным с элементами датчика усилия, последний должен обеспечивать выдачу синхросигнала моментов прохождения штоком верхней и нижней мертвых точек для контроллера с целью возможности формирования им ваттметрограммы.

Подключение ИППД может осуществляться либо к контроллеру, либо непосредственно к датчику усилия.

При подключении ИППД к датчику усилия, в целях удобства монтажа и обслуживания, должна использоваться клеммная коробка, размещаемая на элементах конструкции СКН в удобном месте.

Допускается использовать ИППД с автономным питанием и радиоканалом связи. При этом ИППД в таком исполнении должен иметь все необходимые элементы, обеспечивающие согласование его с контроллером и / или датчиком усилия на уровне стандартных для них условий.

Технические требования к датчику давления. Современные требования по автоматизации ШГН диктуют необходимость установки измерительных преобразователей давления, подключаемых к контроллеру и обеспечивающих постоянный контроль за давлением на устье скважины.

В связи с этим измерительный преобразователь давления (датчик давления) должен отвечать следующим требованиям:

иметь верхний предел измерения давления заведомо выше максимально возможного давления на устье скважины;

иметь взрывозащищенное исполнение;

обеспечивать передачу данных по интерфейсу RS-485 или в стандарте 4…20 мА;

обеспечивать полную приведенную погрешность измерения давления не хуже 0,25%.

Технические требования к датчикам защиты. Назначение датчиков защиты - обеспечить упреждающее отключение питания электродвигателя в случае поломки элементов технологического оборудования. К датчикам защиты относятся:

индикатор состояния подшипника балансира;

индикатор срыва шатуна;

индикатор уровня масла в редукторе;

индикатор крена;

индикатор перегрева сальникового узла.

Все перечисленные датчики должны подключаться к контроллеру посредством дискретных выходов, либо по интерфейсу RS-485 и постоянно опрашиваться им. В случае обнаружения аварийной ситуации контроллер производит немедленное отключение питания электродвигателя и передачу информации о причине отключения на диспетчерский пункт.

Требования к техническим средствам среднего уровня.

Шкаф СУ должен быть напольного исполнения, переднего или двухстороннего обслуживания. Шкаф должен быть выполнен из метала, должен обеспечивать надежную защиту от влаги и пыли при эксплуатации на открытом воздухе. Силовые элементы станции управления и контроллер должны располагаться в отдельных секциях шкафа и отделятся друг от друга перегородкой.

Для удобства обслуживания должен быть реализован прямой доступ ко всем блокам СУ.

Требуется установка защиты обслуживающего персонала от случайного прикосновения к внешним частям силовых элементов станции управления находящихся под напряжением по отношению к корпусу.

Контроллеры СУ должны иметь встроенные средства диагностики исправности элементов станции управления и устройств нижнего уровня, таких как:

исправность датчиков нижнего уровня;

состояние и режим работы привода ШГН;

исправность регулятора вращения привода ШГН;

уровень заряда аккумуляторных батарей источника резервного питания;

опционально - исправность контроллера станции управления:

а) оперативное запоминающее устройство;

б) часов реального времени;

в) энергонезависимой памяти уставок и прочее.

В конструкции контроллера станции управления должен быть предусмотрен выход RS-485 для подключения к аппаратуре канала передачи данных. В качестве протокола обмена прикладного уровня, при использовании станций управления различающихся по типу, необходимо использовать протокол прикладного уровня Modbus RTU. При этом контроллер должен иметь программную настройку скорости передачи и сетевого адреса от сервисного устройства.

В функции контроллера входят:

включение и выключение питания электропривода установки ШГН;

регулирование производительности установки ШГН при помощи частотного преобразователя;

периодический опрос датчиков, которыми оснащена установка ШГН;

периодическое измерение динамограммы работы ШГН, ее предварительный анализ;

измерение и обработка диаграмм активной мощности, затрачиваемой электроприводом СК на работу по подъему жидкости (ваттметрирование);

двухсторонний обмен телеметрической информацией с верхним уровнем системы.

Контроллер СУ должен удовлетворять следующим требованиям:

сохранять работоспособность при отклонении напряжения питания от номинального значения на 10%, то есть при напряжении 220 В ± 10%;

внутренняя память должна обеспечивать при отсутствии связи с диспетчерским пунктом архивацию и хранение данных не менее чем за последние трое суток;

при работе станции управления в качестве одиночного узла опроса допускается использование АКД конструктивно совмещенного с контроллером станции;

используемые клеммные соединения должны иметь коррозионную стойкость к сероводороду;

шкаф должен бать не менее IP64;

- иметь специальный канал управления преобразователем частоты в стандарте RS-485;

поддерживать цифровой протокол Modbus RTU для подключения цифровых датчиков;

иметь не менее 4-х входных аналоговых каналов для подключения датчиков с токовым выходом 4…20 мА;

иметь не менее 12-ти входных дискретных каналов для подключения датчиков с выходом «открытый коллектор».

Предварительный анализ динамограмм на уровне контроллера должен обеспечивать решение следующих задач:

измерение текущей динамограммы и ее передача на диспетчерский пункт;

сравнение текущей динамограммы с принятой за эталонную;

формирование вычисленного часового и суточного архивов дебита;

диагностику таких условий работы насоса по изменению формы динамограммы относительно эталонной как утечки, приток, увеличение газового фактора в скважине, обрыв штанг.

Количество точек формируемой динамограммы должно быть не менее 100 точек усилия при каждом направлении движения штока. Таким образом, вся динамограмма должна кодироваться числом точек, не менее 200.

По данным ваттметрирования контроллер должен определять следующие неисправности в механической части:

обрыв ремней;

проскальзывание ремней;

задиры на полированном штоке;

обрыв штанг;

биение в редукторе;

разбаланс противовесов.

По результатам ваттметрирования контроллер должен определять следующие энергетические характеристики:

технологический учет потребляемой электроэнергии;

перегрузка по току;

отклонение напряжения от нормы;

перекос фаз;

определение коэффициента гармоник для питающего напряжения;

определение коэффициента реактивной мощности.

Контроллер станции управления должен иметь изолированный канал управления частотным преобразователем и обеспечивать возможность управления ПЧ с помощью следующих сигналов:

аналоговое управление частотой (0…5 В, ШИМ-сигнал);

дискретные сигналы внешнего управления:

направо / стоп («сухой» контакт);

налево / стоп («сухой» контакт);

разрешение / сброс («сухой» контакт).

Контроллер должен обеспечивать опрос информационных сигналов аварийного состояния ПЧ в виде двух «сухих» контактов А и В, работающих в противофазе.

Конструкция СУ и программно-аппаратное обеспечение контроллера должны предусматривать возможность установки стандартных ПЧ мощностью 6 кВт или 22 кВт.

ПЧ должен иметь следующие характеристики:

электропитание - сеть 3-х фазного тока, напряжение 380…440 В +10 -15%, частота 50 Гц;

управление 3-х фазным асинхронным двигателем с короткозамкнутым ротором;

выходная частота от 0,1 до 50 Гц;

векторное управление без датчика обратной связи;

обеспечение высокого стартового момента (150% при 1 Гц);

защитные функции:

а) защита двигателя от перегрузки;

б) от кратковременных бросков тока свыше 180% от номинального;

в) от превышения тока свыше 120% от номинального, в течение 1 мин;

г) от повышения и понижения напряжения сети;

д) от кратковременного отключения питания;

рабочая температура окружающей среды от минус 10°С до плюс 50°С. При этом блок регулировки частотой конструктивно должен быть размещен в отдельной секции шкафа управления, предусматривающей установку обогревателей.

Требования к техническим средствам на верхнем уровне.

Технические характеристики оборудования опроса должны соответствовать требованиям программного обеспечения верхнего уровня, поставляемого производителем (сервер OPC). При этом сервер опроса должен быть снабжен устройством бесперебойного питания и средствами оперативного контроля и управления на случай сбоев в работе рабочих станций АРМ диспетчеров. Программные уровни интерфейса связи с АКД канала передачи данных реализуются производителем ПО сервера ОРС.

АРМ диспетчера системы может быть выполнено на базе рабочей станции ЭВМ с установленным программным обеспечением АРМ диспетчера. Требования к производительности рабочих станций определяются требованиями ПО АРМ диспетчера.

Требования к аппаратуре канала передачи данных.

Аппаратура канала передачи данных должна соответствовать следующим требованиям:

обеспечивать электрический интерфейс связи RS-485 и реализовывать прикладной протокол Modbus RTU для связи с оборудованием среднего уровня;

соответствовать требованиям стандартов уровня среды передачи подразделения (субъекта);

обеспечивать интерфейс связи RS-232 или Ethernet с оборудованием верхнего уровня и реализацию соответствующего стека протоколов.

Требования к программному обеспечению системы.

Назначение ПО системы - обеспечение эффективного функционирования аппаратной части системы, своевременная передача команд и данных между уровнями системы, обработка поступающей информации на каждом уровне, подготовка и архивация отчетов о работе нефтедобывающего оборудования и взаимодействие с оператором диспетчерского пункта.

ПО системы подразделяется на 3 уровня:

ПО нижнего уровня (уровня датчиков);

ПО среднего уровня (уровень контроллеров);

ПО верхнего уровня (уровень диспетчерского пункта).

ПО системы должно обеспечивать многозадачный режим работы, быть гибким, иметь широкие функциональные возможности и базироваться на со-временных программных продуктах.

В ПО нижнего уровня входят программы датчиков системы, которые позволяют производить предварительную обработку информации и осуществлять работу датчиков по заданным алгоритмам. В связи с этим в системе рекомендуется использовать датчики усилия и давления на базе микропроцессорной техники.

К ПО среднего уровня относятся программы контроллеров, которыми оборудованы станции управления. Функции ПО среднего уровня:

сбор информации с элементов нижнего уровня системы;

передача обработанной информации на верхний уровень системы (диспетчерский пункт);

управление электроприводом ШГН.

Для выполнения этих функций ПО системы среднего уровня должно осуществлять:

прием и передачу информации о нагрузке на штангу СКН и параметрах движения штока по каналам телемеханики от датчиков усилия и положения на диспетчерский пункт;

опрос информации с других датчиков, которыми оборудована установка ШГН:

а) устьевого датчика давления;

б) аварийных датчиков;

в) датчиков электрических величин;

накопление и хранение замеров при отсутствии радиосвязи диспетчерского пункта с контроллером в течение времени, не менее 7 суток;

при пропадании сетевого напряжения вышеперечисленные данные должны сохраняться в энергонезависимой памяти. При восстановлении связи и электропитания все накопленные данные предаются на диспетчерский пункт;

управление электроприводом ШГН на пуск и остановку;

регулирование производительности установки ШГН посредством частотного регулятора;

чтение текущего состояния работы скважины;

формирование запроса на замер текущей динамограммы;

формирование запроса на тарировку датчика усилия;

формирование минимизированного пакета данных для передачи информации на верхний уровень системы.

Взаимодействие между ПО АРМ диспетчера и сервером опроса системы должно осуществляется с использованием технологии OPC - клиент - сервер. Аналогичным образом должен быть реализован интерфейс с надуровнями системы.

ПО сервера опроса системы должно быть функционально отделено от ПО визуализации и представления.

В данной ВКР основное внимание будет уделено выбору оптимальной СУ, удовлетворяющей вышеперечисленным требованиям.

3. Выбор СУ ШГНУ

В предыдущих разделах было рассмотрено устройство ШГНУ, структурная схема систем автоматизации скважин, которые оборудованы ШГН, требования к ее элементам. Целью же данной работы является выбор СУ ШГНУ, которая максимально удовлетворяет заданным в разделе 2 требованиям, что более подробно будет рассмотрено ниже.

Основным элементом СУ является скважинный контроллер, обеспечивающий соблюдение технологических режимов работы объекта и содержащего необходимый функционал и алгоритмическую обработку данных, силового коммутатора для включения и отключения электродвигателя, радиомодема и набора датчиков технологических параметров. Требования, предъявляемые к СУ, заключаются в обеспечении возможности изменения режима работы ШГН посредством изменения частоты с помощью ПЧ [8].

В настоящее время компаниями, которые занимаются разработкой и внедрением средств автоматизации, также производством средств АСУ ТП, а именно СУ, являются такие компании как НПФ «Экситон-автоматика» [9], ОАО «Нефтеавтоматика» [10], ЗАО «ЭЛЕКТОН» [11], НПО «МИР» [12], НПФ «Интек» [2], Danfoss [13], Lufkin Automation (США) [14] и другие.

ООО «РН-Краснодарнефтегаз» провели испытания СУ трех производителей: СУ SAM Well Manager фирмы Lufkin Automation, СУ «Мега-СУС» производства НПФ «Интек» и СУ VLT Salt фирмы Danfoss. Сформулируем критерии выбора СУ и подробнее рассмотрим эти СУ.

3.1 Критерии выбора СУ

Критериями выбора СУ являются следующие критерии:

нижнего уровня:

а) тип датчиков усилия;

б) тип датчиков положения;

среднего уровня:

а) наличие дисплея и клавиатуры (аппаратуры);

б) разрядность АЦП;

в) динамограммы (сбор / обработка);

г) алгоритмы откачки;

д) количество аналоговых и цифровых входов / выходов;

уровня среды передачи даннях:

а) интерфейсы (RS-232, RS-485, Ethernet);

б) протокол связи;

верхнего уровня:

а) управление ПЧ;

контроль параметров работы электродвигателя;

эксплуатационные характеристики:

а) напряжение питания от сети переменного тока частотой 50 Гц;

б) относительная влажность воздуха без конденсации влаги;

в) диапазон рабочих температур;

г) габариты;

д) масса;

е) наличие голосовой связи с диспетчерским пунктом;

ж) гарантии поставщика;

стоимость.

3.2 Анализ и сравнение характеристик СУ скважиной, оборудованной ШГН

Выделим три СУ различных производителей (НПФ «Интек», Lufkin Automation, Danfoss), функциональные возможности которых позволяют:

подобрать оптимальную производительность для пласта;

снизить нагрузки на штанги, износ штанг;

уменьшить эффект «выталкивания» штанг при добыче высоковязкой нефти;

увеличить добычу нефти;

снизить эксплуатационные затраты, затраты на электроэнергию.

Технические характеристики СУ ШГН различных производителей приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Характеристики СУ ШГН

Комплектность и параметры СУ	«Мега-СУС», НПФ «Интек» (Уфа)	VLT SALT, Danfoss (Дания)	SAM Well Manager, Lufkin Automation (США)
Тип датчиков усилия	ДДС-04 ДПН-Т50	-	Loadtrol ДДБ
Тип датчиков положения	ДП-04 ДУН	Нет данных	ДХ ДУН ПДУ
Напряжение питания от сети переменного тока частотой 50 Гц, В	380	380	380…480
Мощность электродвигателя, кВт	30	15…250	42
Управление ПЧ	-	+	+
Возможность обслуживания нескольких скважин	Нет данных	Нет данных	-
Наличие дисплея и клавиатуры (аппаратуры)	-	Графическая панель местного управления	Графический ЖК-дисплей, клавишная панель
Интерфейсы: - RS-232 - RS-485 - Ethernet	+ + -	+	+ + -
Разрядность АЦП	12	Нет данных	12
Динамограммы: сбор / обработка	+	Нет данных	+
Контроль параметров работы двигателя	+	Нет данных	+
Алгоритмы откачки	Периодическая	Нет данных	Периодическая
Скорость передачи данных по GPRS каналу, бод	9600	Нет данных	300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400 или 115200
Протокол связи	РТМ-64-Var	Нет данных	Modbus RTU
Количество аналоговых входов	4	2	2…32
Относительная влажность воздуха без конденсации влаги при температуре 25°С, %	20…95	20…95	0…95
Диапазон рабочих температур,°С	-40…+60	-60…+40	-40…+85
Степень защиты от воздействия внешней среды	IP54	IP43	IP57
Габариты, не более, мм	1345х600х250	955х515х1125	389х338х170
Масса, кг	85	80	10
Гарантии поставщика, год	1	1	Нет данных
Стоимость, руб.	150 000	Нет данных	400 000

Примечания к таблице:

ДДС-04 - датчик усилия ДДС-04 производства НПП «Грант» [16];

ДП-04 - датчик положения ДП-04 производства НПП «Грант», используется датчик Холла, устанавливаемый на выходном валу редуктора, фиксирует нижнюю и верхнюю мертвые точки;

ДУН - датчик угла наклона балансира;

ДДБ - датчик деформации балансира;

ДХ - датчик Холла, устанавливаемый на выходном валу редуктора;

ДУН - датчик угла наклона балансира;

ПДУ - потенциометрический датчик угла.

По данным таблицы 3.1 появилась возможность более подробно изучить и сравнить характеристики рассматриваемых СУ отечественного и иностранного производства. Рассмотрены типы датчиков, некоторые функции контроллеров, диапазон рабочих условий (температура, относительная влажность воздуха), габариты, масса самих СУ, а также примерная стоимость. Исходя их этих данных можно сравнить СУ и выявить среди них самую оптимальную и более надежную.

Испытания СУ на месторождениях ООО «НК «РОСНЕФТЬ».

Рассмотрим испытания систем автоматизации скважин, эксплуатируемых ШГН на месторождениях ООО «НК «РОСНЕФТЬ» [15].

Проводились испытания СУ с частотними преобразователями: SAM Well Manager (производитель Lufkin Automation), «Мега-СУС (НПФ «Интек») и VLT Salt (Danfoss). Целью проекта являлось подтверждение возможностей СУ: изменение режима работы ШГНУ с целью поддержки заданного параметра (динамический уровень, коэффициент наполнения), автоматический вывод скважин на режим, удаленный мониторинг и управление. СУ позволяет изменять режим работы скважины за счет использования ПЧ на основе данных, поступающих в контроллер. Заложенные в контроллер алгоритмы обеспечивают возможность анализа работы оборудования и оптимизации технологического режима работы скважины. Удаленное управление скважиной осуществляется по различным каналам связи. Были рассмотрены несколько поставщиков данного оборудования. Основные критерии, по которым были выбраны вышеуказанные поставщики, - возможность СУ подстраиваться под. изменяющийся режим работы скважины с применением ПЧ, согласие поставщиков на опытно-промысловые испытания, экономия электроэнергии.

Система управления скважин с ШГН производства Lufkin Automation состоит из контроллера и трех датчиков (датчик нагрузки, датчик давления, датчик двигателя и кривошипа). После установки СУ с коэффициентом наполнения 0,5 дебит резко начал снижаться и скважину перевели на более агрессивный режим откачки с коэффициентом наполнения 0,4. Дебит установился практически на том же уровне, что и был до установки данной станции. Через два месяца произошел отказ станции и также вышел из строя сервер, где хранилась проектная информация. Поэтому на этом испытания данной станции завершились.

Следующей испытываемой СУ была станция «Мега-СУС» производства НПФ «Интек». На первом этапе проведенных испытаний станция подстраивалась под заданное условие - коэффициент наполнения 0,5. Станция снижала число качаний, для того чтобы увеличивать коэффициент наполнения до заданного. На втором этапе СУ снизила число качаний до минимума, но коэффициент наполнения при этом продолжал снижаться. Было принято решение перенести СУ на другую скважину. Считается, что это было связано с геологическими причинами, с недостаточностью притока. Также было влияние газа, то есть, откачка динамического уровня.

Проект был не закончен, не удалось оценить такие показатели, как прирост дебитов и экономию электроэнергии. Первый из них не удалось оценить, так как одна станция отказала, а по второй было получено снижение дебита из-за геологических условий. Что касается экономии электроэнергии, то на момент начала испытаний в компании не было счетчиков, для того чтобы замерить расход электроэнергии до установки станций и после, поэтому данное исследование решено было отложить до следующего этапа.

Промежуточные итоги испытаний СУ показали следующие результаты:

СУ с ПЧ с комплектом ПО обеспечивают простой и эффективный способ контроля работы скважин, позволяющий регулировать дебит жидкости и другие параметры эксплуатации ШГН;

СУ могут успешно применяться для автоматизации вывода скважины на режим;

СУ позволили увеличить дебит скважин в среднем на 5-10%.

Третья станция управления VLT Salt фирмы Danfoss работает по бездатчиковой технологии. СУ использует двигатель в качестве датчика нагрузки для определения режима работы насоса. После установки СУ на скважине ее дебит вырос. Затем произошло снижение числа качаний и снизился дебит. Это связано с влиянием газа. После прокачки газового пузыря СУ начала увеличивать число качаний до установленного максимума и, соответственно, дебит вырос.

Тем не менее, к достижениям проекта можно отнести успешные испытания функции автоматического вывода скважины на режим, функции удаленного мониторинга и управления СУ и функции автоматического изменения числа качаний ШГН при меняющихся условиях в скважине для поддержания оптимального режима работы установки.

Описание СУ, которые участвовали в проведеннях испытаниях приведены ниже.

3.3 Система управления скважиной с ШГН «Мега-СУС»

Рассмотрим СУ скважиной с ШГН КП СУС-09Р64GД11Т50 (КП «СУС-09») с брендовым названием «Мега-СУС» производства ООО НПФ «Интек» Уфа [16].

Внешний вид СУ скважиной с ШГН «Мега-СУС» показан на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Автоматизированная СУ скважиной с ШГН «Мега-СУС»

«Мега-СУС» представляет собой шкаф состоящий из двух отсеков: верхний отсек предназначен для размещения в нем электронных модулей контроллера «Мега09», блоков искрозащиты, блока питания датчиков, выключателя автоматического, розетки и блока зажимов, нижний отсек (силовой) предназначен для размещения в нем силового коммутационного оборудования.

Рассматриваемая СУ обеспечивает дистанционный контроль состояния и выполняет функции управления технологическим оборудованием скважины. «Мега-СУС» в комплекте с датчиками - давления, динамометрирования, тока и напряжения, с устройствами коммутирования составляет СУ скважиной, осуществляющую:

автономное управление работой электродвигателя;

контроль состояния электродвигателя и станка-качалки;

снятие динамограммы;

снятие ваттметрограммы;

обмен данными с центральным сервером системы телемеханики «МЕГА» в диспетчерском пункте, по радиоканалу с помощью GPRS модема.

СУ «Мега-СУС» предназначена для автоматизации работы установок скважин ШГН, оборудованных станком качалкой или цепным приводом, оптимизации режимов работы оборудования, оперативного выявления аварийных ситуаций и несоответствия режимов эксплуатации оборудования, передачи оперативной информации о состоянии объекта в диспетчерскую.

Контролируемый пункт «Мега-СУС» системы радиотелемеханики выполнен на базе серийного модульного контроллера «Мега-09» и состоит из модуля центрального процессора, модуля питания, модуля связи УКВ/GPRS и модулей дискретно-аналогового ввода и вывода. Контроллер и силовой блок системы автоматики скважины с ШГН конструктивно размещены в едином шкафу антивандального исполнения. При наличии второй выделенной радиочастоты и переговорной трубки связи имеется возможность применения голосовой связи с диспетчерским пунктом.

Основным управляющим элементом СУ является контроллер «Мега09», обеспечивающий контроль состояния и управление технологическим оборудованием СК, при подключении соответствующих датчиков, выполнение функций ретранслятора пакетного обмена; опрос, регистрацию и архивирование технологических параметров в памяти контроллера; дистанционное конфигурирование контроллера. Контроллер может работать в автономном режиме круглосуточно.

Более полные технические характеристики СУ «Мега-СУС» представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Технические характеристики СУ «Мега-СУС»

Параметры	Значение
Напряжение питания от сети переменного тока частотой 50 Гц, В	380
Номинальный ток подключаемого электродвигателя станка-качалки, А	63
Подключаемые датчики, шт.: - датчик силы ДПН-Т50; - блок токовых трансформаторов; - замыкающий повторитель пускателя; - счетчик количества жидкости; - датчик давления.	1 1 1 1 1
Скорость передачи данных по GPRS каналу, бод	9600
Тип модуляции	GMSK
Диапазон рабочих частот, МГц	146…174
Протокол связи	РТМ-64-Var
Длительность работоспособности СУ при пропадании сетевого питания и частоте опроса 1 раз в минуту, час, не менее	12
Диапазон рабочих температур,°С	-40…+60
Относительная влажность воздуха без конденсации влаги при температуре 25°С, %	20… 95
Атмосферное давление, кПа	84 … 107
Степень защиты от воздействия внешней среды	IP54
Габаритные размеры, мм	1380х700х275
Масса, кг	85

Датчик ДПН-Т50 предназначен для измерения усилия в траверсе СК ШГН в зависимости от ускорения движения траверсы, а также для графического представления циклического изменения веса от перемещения штока станка-качалки (динамограмма), которое характеризует состояние насосного агрегата и другие параметры.

Преимущества СУ:

единый конструктив антивандального исполнения для силовой части и системы автоматики;

простота обслуживания - одна служба эксплуатации;

наличие комбинированных каналов связи (проводная, радио-УКВ и GSM/GPRS) и многоступенчатой ретрансляции;

дистанционное конфигурирование, настройка и установка режимов работы контролера;

встроенные алгоритмы обработки данных, позволяющие получить высокую точность измерений;

автоматический расчет фактического суточного дебита скважины с учетом простоев и остановов позволяет иметь четкую информацию по потерям в добыче и причинам потер;

технический учет потребляемой электроэнергии;

определение неисправностей насосного оборудования по форме динамограммы позволяет прогнозировать очередность ремонтных и профилактических работ на скважинах, формировать список аварийных скважин, оптимизировать работу скважины в целом.

Основными функциями СУ «Мега-СУС» следующие функции:

дистанционное включение и отключение электродвигателя ШГНУ из диспетчерского пункта;

контроль состояния ШГНУ (работает/не работает);

обеспечение функций защиты электродвигателя от перегруза, недогруза, работы на двух фазах, коротких замыканий, недопустимых отклонений напряжения в питающей сети;

измерение давления в нефтепроводе с сигнализацией отклонения параметра за пределы установленных значений;

программная работа ШГНУ (время работы и паузы от 0 до 720 часов) с настройкой алгоритмов из диспетчерского пункта;

автоматическое снятие динамограммы с периодом от 1 до 250 минут, и возможностью использования как стационарного датчика на балансире станка-качалки, так и датчика в траверсе канатной подвески;

автоматический анализ неисправностей насосного оборудования ШГНУ по форме динамограммы;

вычисление фактической потери хода (влияние газового фактора) по динамограмме;

измерение периода качания СК;

автоматическая остановка скважины на накопление при срыве подачи;

вычисление фактического дебита (количества добытой жидкости) с учетом потери хода по динамограмме;

автоматическое снятие ваттметрограмм с периодом от 1 до 250 минут;

измерение тока потребления двигателя ШГН, напряжения электрической сети;

вычисление потребляемой электроэнергии;

вычисление фактических удельных затрат электроэнергии на тонну добытой нефти;

самозапуск ШГНУ в дистанционном и автоматическом режимах работы с регулируемой задержкой от 0 до 180 с;

учет времени работы скважины;

контроль несанкционированного доступа к объекту;

обеспечение голосовой связи оператора с диспетчерским пунктом.

3.3 СУ скважиной SAM Well Manager

СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager производства Lufkin Automation представляет собой предварительно программируемый контроллер, устанавливаемый в месте расположения скважины для того, чтобы собирать, обрабатывать, хранить и анализировать или аналоговые данные, получаемые от датчиков нагрузки и положения, или цифровые данные, получаемые от датчиков числа оборотов двигателя в минуту и датчиков, установленных на плече кривошипа. SAM Well Manager использует эти данные для контроля и управления работой насосной установки и для визуального отображения графических данных на ЖК-дисплее или на экране компактного портативного компьютера в формате, легком для понимания.

СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager показана на рисунке 3.2.Well Manager получает информацию от датчиков, чтобы определить, достаточно ли жидкости присутствует в стволе скважины. Если блок управления определит, что скважина находится в состоянии опустошения, он отключит двигатель, чтобы остановить насосную установку, и тем самым перевести ее в режим ожидания. Режим ожидания позволит жидкости снова скопиться в стволе скважины. По окончании периода ожидания блок управления включит двигатель и насосная установка снова начнет работать.Well Manager также использует эту информацию для обнаружения неисправностей и проблем с насосной установкой и датчиками нагрузки и положения. По требованию может быть получена текущая информация о работe насосной установки. На месте расположения скважины также могут быть в любое время получены «архивные» данные, которые могут быть представлены в виде диаграмм и отчетов.

Рисунок 3.2 - СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager производства Lufkin Automation

Well Manager фирмы Lufkin Automation является на сегодняшний день самым распространенным во всем мире, он предусматривает подключение аналоговых датчиков усилия и положения, а также дискретных датчиков положения, расположенных на валу электродвигателя и выходном валу редуктора. Данные с этих датчиков используются для контроля и управления работой насосной установки и для визуального отображения графических данных на жидкокристаллическом дисплее или на экране портативного компьютера в легком для понимания формате.Well Manager по формируемой динамограмме определяет степень заполнения жидкостью ствола скважины. Если анализ покажет, что скважина опустошена, то насос отключается и скважина переводится в режим накопления. В этом режиме она снова заполняется жидкостью, после чего блок управления включает двигатель насоса и начинает откачку.

Программное обеспечение контроллера СУ обеспечивает обнаружение по динамограмме отдельных неисправностей в насосной установке. Непосредственно на скважине могут быть просмотрены «архивные» данные в виде диаграмм и отчетов на встроенном дисплее.

СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager предусматривает возможность работы с двумя конфигурациями датчиков динамометрирования:

датчик усилия располагается на штоке над верхней траверсой (датчик типа Loadtrol), датчик положения, работающий на эффекте Холла, устанавливается на выходном валу редуктора;

датчик деформации балансира совмещен с датчиком угла наклона балансира.

Динамометрический датчик, устанавливаемый на полированном штоке, осуществляет количественное измерение нагрузки на колонну насосных штанг. Он устанавливается над держателем под зажимом для насосных штанг. Этот датчик непосредственно измеряет вес колонны насосных штанг и столба жидкости на плунжере насоса. Комплект сферических шайб, установленный между динамометрическим датчиком и держателем, обеспечивает концентрическую нагрузку даже при наклоне держателя. Из двух вариантов измерения нагрузки он является наиболее точным и при установке не требует калибровки в полевых условиях. Его недостатком является большая длина сигнального кабеля, возможность его повреждения обслуживающей бригадой и потенциальное снижение точности вследствие «толчения» жидкости или «плавания» насосных штанг [17].

Рассмотрим датчик типа Loadtrol подробнее [18]. Датчики усилия Loadtrol, которыми комплектуются системы динамометрирования Lufkin Automation, выпускаются фирмой Interface (США). Датчик показан на рисунке 3.3.

Датчик Loadtrol представляет собой стальной полый цилиндр, на наружную поверхность которого наклеены тензорезисторы. Для монтажа такого датчика на шток требуется полная разборка траверсканатной подвески, что является достаточно трудоемкой операцией. По типу чувствительных элементов датчик усилия Loadtrol представляет собой пассивный тензометрический мост с выходным маломощным аналоговым сигналом напряжением до 10 мВ. Естественно, что столь слабый сигнал подвержен воздействию помех от мощных электродвигателей, преобразователей частоты, пускателей, и для повышения помехозащищенности при передаче сигнала по длинному кабелю требуется применение специальных мер. Кроме того, показания датчика подвержены воздействию параметров самого кабеля: его длины, абсолютного сопротивления и температурного изменения сопротивлений жил кабеля. Полная погрешность таких датчиков во всем температурном диапазоне может достигать 5%.

Рисунок 3.3 - Датчик усилия Loadtrol (США)

Контроллер предусматривает 3 режима работы:

все включения и отключения электродвигателя производятся по командам с диспетчерского пункта;

включения и отключения электродвигателя производятся по заданным временным уставкам (периодическая эксплуатация);

управление осуществляется автоматически по результатам анализа динамограмм.

Контроллер имеет аналоговый выход для подключения частотного преобразователя для плавной регулировки скорости вращения электродвигателя.

Недостатком данной системы является высокая стоимость. Так, например, стоимость только контроллера фирмы Lufkin Automation в комплекте с датчиками динамометрирования, соизмерима с ценой целой СУ в полной комплектации отечественного производства.

Болеее подробные технические характеристики СУ SAM Well Manager приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Технические характеристики СУ SAM Well Manager

Параметры	Значение
Напряжение питания от сети переменного тока частотой 50 Гц, В	85…264
Расчетная мощность источника питания, Вт	Непрерывно 42
Номинальное выходное напряжение, В	460
Диапазон выходной частоты, Гц	0,01…500
Показатели тока перегрузки	150% в течение 60 сек.; 165% в течение 2 сек.
Прерыватель цепи типа «включено / выключено» в линии подачи переменного тока, А	2,0
Диапазон рабочих температур,°С	-40…+60
Влажность без образования конденсата, %	95
Флэш-память (Flash ROM), Мб	4…32
Скорость передачи, бод	300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400 или 115200
Протокол связи	Modbus RTU
Степень защиты от воздействия внешней среды	IP57	389х338х170
Масса, кг	10

Рассмотрев описание и технические характеристики СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager производства Lufkin Automation, к ее главным функциям можно отнести:

сотни регистров состояния (число ходов в минуту, макс./мин. нагрузка, об/мин, наполнение насоса);

управление по глубинной динамограмме, поверхностной динамограмме или по мощности электродвигателя;

стандартные 60-дневные графики (расчетная добыча, общее время работы,

макс./мин. нагрузки, нагрузка в л. с. на полированной шток);

график последних 400 значений загрузок;

автоматическое определение времени накопления;

рассчитывает добычу нефти с точностью до 2%;

легко интегрируются со SCADA-системами;

управление в режиме электроэнергии;

определение пиковой и минимальной загрузки;

определение загрузки жидкости;

сигнализация проскальзывания ремня;

возможность призводить проверки утечки клапанов;

подсчитывает цикл работы установки с момента установки новых штанг или насоса;

база данных штанг и насосных установок;

флэш-память;

графический ЖК-дисплей с клавишной панелью [19].

3.4 СУ VLT Salt

СУ серии VLT Salt предназначены для частотного регулирования привода ШГНУ для добычи нефти.

СУ показана на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 - СУ VLT Salt производства Danfoss (Дания)

СУ VLT Salt выполнены на базе частотного преобразователя Danfoss FC302 с векторным управлением и контроллера MCO 360. ПО контроллера позволяет реализовать бездатчиковый режим автоматической подстройки частоты привода насоса к притоку скважины, что позволяет повысить производительность погружного насоса. Алгоритмы SALT позволяют снизить энергопотребление до 20% и защитить насос от механических перегрузок.

Основные характеристики СУ приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Основные характеристики СУ VLT Salt

Параметры	Значение
Напряжение питания от сети переменного тока частотой 50 Гц, В	380
Мощность включаемого двигателя, кВт	15…250
Схема управления	микропроцессорный контроллер
Количество встроенных цифровых / аналоговых входов	4…6/2
Количество встроенных цифровых / аналоговых выходов	2/1
Диапазон рабочих температур,°С	-60…+40
Относительная влажность воздуха без конденсации влаги при температуре 25°С, %	0…95
Наличие дисплея и клавиатуры (аппаратуры)	графическая панель местного управления
Степень защиты	IP43
Габариты, мм	955х515х1125
Масса, кг	80

СУ VLT Salt обладает рядом преимуществ:

увеличение дебита, это достигается за счет поддержания максимального числа качаний при неизменном заполнении насоса. При этом поддерживается минимальный динамический уровень, обеспечивающий максимальный приток;

снижение энергопотребления достигается за счет регулирования скорости насоса, быстродействующего алгоритма векторного управления магнитным потоком Flux, плавного пуска;

уменьшение вероятности механических повреждений штанги и двигателя. Достигается за счет плавного пуска двигателя ПЧ. СУ уменьшает скорость ход штанги при высоких нагрузках и увеличивает ее при низких. При работе станции в четырехквадрантом режиме возможно установить определенную скорость хода штанги при разных направлениях хода, а также дополнительно ограничить максимальную перегрузку в указанном диапазоне работы станка, например, для защиты штанг от резкого сжатия;

простота монтажа, настройки и высокая надежность. Простота монтажа обеспечивается за счет отсутствия датчиков усилия, положения, угла наклона и т.д. В четырехквадрантном режиме используется один единственный датчик положения, который может быть установлен в любом удобном месте. Для настройки необходимо задать только паспортные данные двигателя, передаточное число редуктора и диапазон регулирования числа ходов. Высокая надежность обеспечивается за счет применения в данной СУ преобразователя частоты Danfoss FC-302 Automation Drive со встроенным контроллером Salt MCO-360 [20].

3.5 Выбор оптимальной СУ скважиной, оборудованной ШГН

В результате изучения принципа действия и основных технических характеристик, выбранных для анализа СУ скважиной с ШГН, самым оптимальным решением стала СУ SAM Well Manager производства Lufkin Automation (США).

СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager имеет более оптимальные показатели:

более широкий диапазон рабочих температур;

меньшие габариты и маса;

наличие графического ЖК-дисплея с клавишной панелью;

удобное программирование и мониторинг по протоколу Modbus RTU;

удобное расположение в одном силовом корпусе контролера с ПЧ;

идеально подходит для условий, когда откачка из скважины не должна останавливаться;

может использоваться для работы с более чем 3500 скважин;

графики любых параметров контролера;

программируемая скорость хода штанги вверх / вниз.

Недостатком можно считать лишь дорогую стоимость, превышающую в несколько раз СУ такого типа отечественного производства, но качество важнее.

Заключение

В нефтегазовой отрасли нельзя обходиться без достаточно точных, простых в эксплуатации, не требующих постоянного контроля элементов автоматизации. Также с каждым годом увеличивается их интеллектуальность для упрощения измерений, обработки данных в технологических процесах.

В данной выпускной квалификационной работе были получены следующие результаты:

изучены общие сведения об устройстве ШГНУ, приведена схема ШГНУ;

рассмотрена по уровням структурная схема систем автоматизации скважин, которые оборудованы ШГН, и сформулированы требования к ее элементам;

проанализированы и сравнены характеристики трех СУ скважиной, оборудованной ШГН различных производителей, а также произведен выбор СУ.

Выбранная СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager производства Lufkin Automation более всех удовлетворяет заданным критериям и требованиям, а также позволяет максимально автоматизировать труд человека.

Список использованных источников

1 Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть». РД 153-39.1-2852-02. - Альметьевск: ОАО «Татнефть», - 229 с.

ООО Научно-производственная фирма Интек [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.intekufa.ru, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. рус.

ЗАО НПО Интротест [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.introtest.com, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. рус.

ЗАО НПФ Интеграл + [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.integralplus.ru, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. рус.

Фирма Шатл [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://shuttle.kazan.ru, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. рус.

ЗАО Линт [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.lint.ru, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. рус.

Система автоматизации скважин, эксплуатирующихся механизированными способами. Основные положения. Стандарт ОАО «Татнефть». - ОАО «Татнефть», - 31 с.

Испытание систем автоматизации скважин, эксплуатируемых скважинными штанговыми насосами, на месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз» / В. Горбунов [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». - 2010. - №2. - С. 39-41.

НПФ Экситон-автоматика [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.eksiton.ru, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. рус.

ОАО Нефтеавтоматика [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.nefteavtomatika.ru, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. рус.

ЗАО Электон [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.elekton.ru, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. рус.

НПО МИР [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.mir-omsk.ru/products/equipment/for_oil/isy_07, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. рус.

Danfoss [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.danfoss.com, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. англ.

Lufkin Automation [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.lufkinautomation.com/default.asp, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. англ.

Интеллектуальные системы управления / М. Игнатьев // Нефтегазовая вертикаль. - 2010. - №13-14. - С. 92-93.

Станция управления скважиной со штанговым глубинным насосом КП СУС-09Р64GД11Т50. Руководство по эксплуатации ИНТ.111.000.000-17 РЭ. - Уфа. -

с.

Lufkin Automation MPC [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.lufkinautomation.com/downloads/brochures/mpc_rpc_eng_full.pdf, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. англ.

Хакимьянов, М.И. Сравнительный анализ возможностей отечественных и импортных систем автоматизации скважин, эксплуатируемых ШГН / М.И. Хакимьянов, С.В. Светлакова, Б.В. Гузеев, Я.Ю. Соловьев, И.В. Музалев // Нефтегазовое дело [электронный ресурс]. - Электрон. журн. - 2008. - №2. - http://www.ogbus.ru/authors/Hakimyanov/Hakimyanov_4.pdf

SAM - Станция управления скважиной. Частотно регулируемый привод [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.ngmh.ru/docs/SAM % 20_VSD.pdf, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. рус.

Станция управления насосами нефтедобычи VLT Salt [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.s-tec.ru/catalog/51, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. рус.