Источники сбора первичной информации
в нефтегазодобывающих управлениях Западной Сибири.
Большая часть площади Западной Сибири покрыта болотами, добыча нефти и газа
в основном ведется с отсыпных площадок. Площадки строятся на стадии обустройства нефтяных промыслов. При большой заболоченности для строительства площадки и дороги к ней прокладывается гать из бревен, отсыпанных сверху песком. С площадок ведется бурение нескольких скважин наклонным способом. Количество скважин -- от нескольких единиц до нескольких десятков на одной площадке. Такое расположение называется «куст скважин»
При механическом способе добычи нефти куст скважин оборудуется электрической подстанцией 6/04 кВ (ПС), станциями управления скважин, автоматизированной групповой замерной установкой (АГЗУ), блоком водяных гребенок (БВГ) (при наличии скважин поддержания пластового давления). Жидкость со скважин подается на АГЗУ, где производится замер дебита (объема ) жидкости и
попутного газа и далее по нефтесборным трубопроводам через дожимные насосные станции (ДНС) -- в цех подготовки и перекачки товарной нефти.
Для оперативного сбора информации со всех объектов добычи, перекачки и подготовки товарной нефти в НГДУ "Правдинскнефть" применяется SCADA-система «Телескоп плюс» разработки «Прорыв» (г. Жуковский, Московская область).
В режиме реального времени контролируются следующие параметры скважин:
- состояние электрического привода (работает / стоит),
- суточный дебит жидкости,
- давление в трубопроводах,
- параметры электрической сети и электрооборудования.
Для сбора информации и управления электрооборудованием на кустовой площадке в щитовом помещении АГЗУ устанавливается контроллер на базе микроЭВМ. В НГДУ "Правдинскнефть" применяются терминальные контроллеры (ТК) ТК8 и ТК1616М2, изготовленные на СКБ “Промавтоматика”. ТК1616М2 представляет собой одноплатную восьмиразрядную микро-ЭВМ, максимально адаптированную для выполнения задач сканирования объектов, обработки и передачи информации. Статическое ОЗУКбайт, специальные технические решения позволяют сохранять информацию в ОЗУ при пропадании сетевого напряжения. Для подключения к сети передачи данных в ТК1616М2 существуют два независимых последовательных порта (один обеспечивает возможность создания «локального» центра по схеме “токовая петля”, другой служит для подключения различных клеммных устройств к проводной сети по схеме “токовая петля” или «интерфейс 485»), а также встроенный модем стандарта V.21/V.23 МККТТ, подключаемый к радиостанции или выделенной телефонной линии связи. Для съема дискретных сигналов в ТК1616М2 предусмотрено 16 цифровых входов с оптронной развязкой, выполненной на КР3020. Обработка аналоговых сигналов в диапазоне от 0В до 4,096В в ТК1616М2 производится 12-ти разрядным АЦП MAX186. Количество аналоговых входовЗа счет применения различных коммутирующих устройств, подключаемых к ТК1616М2, количество цифровых входов увеличивается до 256, аналоговых -- до 64, телеуправления -- до 64.
В каждом цехе добычи нефти и газа (ЦДНГ) установлен пульт управления (ПУ) на базе IBM-совместимого компьютера с установленной SCADA-системой “Телескоп плюс”, работающей под MS Windows NT4.
Контроллеры объединены в единую сеть телемеханики по радиоканалу. Для работы ТК1616М2 в сети телемеханики задается адрес контроллера в диапазоне от 1 до 255.
В сетях ЦДНГ работают от 35 до 85 контроллеров. Радиоканал диапазона 151-162 МГц построен на радиостанциях Motorola GM350. На кустовой площадке радиостанция располагается в одном шкафу с контроллером и подсоединяется к встроенному в контроллер модему. На IBM ПУ ЦДНГ устанавливается внешний (RS-232) или внутренний (устанавливаемый в свободный слот) модем, через который производится управление радиостанцией и обмен данными «контроллер –ПУ».
ПУ производит сбор и обработку информации в режиме реального времени с 150 –300 скважин ЦДНГ. IBM ПУ ЦДНГ подсоединены к единой корпоративной компьютерной сети НК ЮКОС. В каждом ЦДНГ SCADA-система “Телескоп плюс” создает базу данных, имеется возможность создания баз практически во всех форматах.
У главных специалистов на местах и в аппаратах управления компании имеются автоматизированные рабочие места, которые имеют авторизированный доступ к объединенной базе данных всех ЦДНГ по протоколу TCP/IP. Структурная схема сбора данных приведена в Приложении 1.
Проблема достоверности и своевременности первичной (полевой) информации
Достоверность информации
Так как в состав системы на местах подключаются всевозможные датчики со стандартными электрическими выходами, с которыми работает терминальный контроллер, то сертифицировать всю Систему в масштабах предприятия как Систему коммерческого учета на текущий момент достаточно сложно, поэтому на цеховом уровне Система применяется для внутреннего бригадного учета добычи нефти и закачки воды в пласт.
Процесс добычи нефти очень динамичен, поэтому для снижения потерь от отсутствия или запаздывания информации состояние скважин (останов или запуск) передаются на ПУ ЦДНГ немедленно, а замер дебитов -- с заданной периодичностью. Обычно для оперативной информации достаточно иметь замеры за 2 часа для принятия оперативных решений по конкретной скважине или по динамике добычи ЦДНГ на бригадных узлах учета нефти и газа, расположенных на цеховых ДНС. Для измерения малодебитных скважин время замера увеличивается до 24 часов. Источником информации о дебите скважины является АГЗУ, от настройки ее системы измерения зависит достоверность данных. Основные составляющие погрешностей измерения:
- негерметичность в переключателе скважин и задвижек на входной гребенке АГЗУ, при этом часть жидкости с измеряемой скважины перетекает в общий коллектор, снижая замер дебита.
- неверно выбранный уровень и диапазон срабатывания клапана-регулятора уровня в замерном нефтяном сепараторе, при этом в конце цикла замера дебита нефти уровень в нефтяном сепараторе снижается ниже приемного патрубка турбинного объемного счетчика (ТОР), и через него прорывается попутный газ,
завышая замер дебита нефти.
- износ вращающихся механизмов ТОР: попадание механических примесей
значительно снижает достоверность замеров дебитов скважинной жидкости.
Аппаратная и программная часть SCADA-системы практически не вносит заметных погрешностей в измерения, ошибки бывают только при неверном подборе коэффициентов преобразования сигналов датчиков администратором системы. Для подтверждения достоверности первичной информации применяются контрольные замеры дебитов скважин с помощью расходомеров, погружаемых в скважину, или косвенными методами, например, по кривой восстановления уровня жидкости в скважине после откачки на определенную глубину. Для исключения больших погрешностей в замере дебитов скважин по лицензионному соглашению каждая скважина должна иметь не менее 4-х автоматизированных замеров жидкости в месяц. Строго отслеживается динамика работы скважины со времени пуска до останова, и разрабатываются критерии достоверности информации. По итогам четырех замеров выбирается средняя величина, заведомо ложные значения исключаются из анализа.
Своевременность
Основные перерывы в обмене данными ПУ-ТК в большинстве случаев связаны с отказом аппаратной части Системы. Программная часть (ПО) в начале внедрения (10 лет назад) страдала от неквалифицированного пользователя, вирусов и всем известных недостатков DOS 6.22 .
Слабые места аппаратной части Системы:
- радиостанция, особенно работающая на ПУ, ведет обмен в постоянном режиме, поэтому имели случаи выхода из строя устройств коммутации прием-передача. Радиостанция остается в режиме передачи, и радиосеть обмена с контроллерами нарушается. Немного лучше обстоит дело при постоянном режиме передачи несущей радиостанции на кусте скважин, при этом нарушается обмен данными с дальними контроллерами, ближние к пульту контроллеры могут работать. На текущий момент эти случаи практически исключены, местные умельцы применяют много “примочек”, которые отключают радиостанции при длительном режиме передачи.
- радиомодем, особенно установленный на ПУ, периодически выходит из строя от разрядов статического электричества зимой в морозы и летом в грозы. Бороться со статическим электрическим зимой сложно, так как контур заземления в мерзлом грунте становится неэффективным. Со статикой приходится бороться организационным методом -- долгими разговорами с операторами пультов телемеханики о вредности ношения синтетики и способах “разрядки” статики у ближайшей батареи отопления.
- В IBM ПУ чаще всего выходят из строя вентиляторы процессоров и блоков питания, реже -- приводы жестких дисков: круглосуточный непрерывный режим дает о себе знать.
- межсетевые каналы передачи данных между ЦДНГ и аппаратами управления компании. Это наиболее надежное звено в цепи сбора и передачи информации. Каналы организованы по радиорелейным линиям связи в параллельных с телефонией потоках. Сбои возникают на уровне модулей линейного окончания или модемов. Устраняются холодным резервированием каналообразующей аппаратуры.
Поддержание в рабочем состоянии аппаратной и программной части Системы сбора информации требует значительных финансовых затрат и организационных мероприятий, так как в процессе участвует множество организаций (подрядчиков), обеспечивающих техническое обслуживание и ремонт аппаратной и программной части Системы. Но наиболее важным, на мой взгляд, является обеспечение надежными и точными датчиками источников первичного сбора информации, иначе большие затраты и надежды на современное оборудование “верхнего” уровня будут омрачены ложной или несвоевременной информацией с источников “нижнего” уровня. Подробности прошу на мой e-mail: *****@***
Владимир Кузьмин
Зам. гл. инженера по автоматизации
НГДУ "Правдинскнефть"
НК ЮКОС
Приложение1.
Организационная схема сбора информации с объектов добычи нефти и газа
НГДУ"Правдинскнефть"
