Локальные системы контроля, регулирования и управления (ЛСКР и У)

Локальные системы контроля, регулирования и управления эффективны при автоматизации технологически независимых объектов с компактным расположением оборудования и несложными целями управления (стабилизация, программное управление)

ЛПР - лицо, принимающее решение, оператор.

УСО - устройство связи с оператором (состоит из измерительных, сигнализирующих и регистрирующих приборов).

Локальные регуляторы могут быть: аналоговыми, цифровыми, одно или многоканальными. Наличие человека-оператора (ЛПР) в системе позволяет использовать эту структуру на объектах с невысоким уровнем механизации и надежностью технолог оборудования, осуществляет общий контроль за ходом ТП и ручного управления (РУ).

Структура ЛСКРиУ содержит

- датчики измеряемых переменных (Д) на выходе ТОУ;

- автоматические регуляторы;

- ИУ, передающие команды управления (в том числе и от ЛПР в режиме ручного управления) на регулирующие органы ТОУ.

Централизованные системы контроля, регулирования и управления(ЦСКР и У)

Появление таких СУ связано с увеличением числа контролируемых и регулируемых параметров с территориальной рассредоточенностью ТОУ. Для ЦСКРиУ характерны дистанционный контроль, регулирование и управление, что позволило территориально отделить наблюдение и управление за ТП от ТОУ.

Автоматические и автоматизированные ЦСКРиУ предназначены для сбора и обработки данных об объекте управления и выработки на основе их анализа в соответствии с целями системы управляющих воздействий. Первоначально в данной системе на центральном пульте управления применялись одноточечные измерительные и регистрирующие приборы и одноканальные регуляторы. В дальнейшем для сокращения числа необходимого оборудования и линий связи стали применять многоканальные средства контроля и регулирования.

В многоканальных системах некоторые функциональные устройства являются общими для всех каналов системы и с помощью коммутаторов и распределительных каналов (КК и РК) подключенных к индивидуальным устройствам канала, образуя замкнутый контур управления. В СУ ТП используется многоканальный вторичный преобразователь (МВП), автоматические контрольно-измерительные и регистрирующие приборы (МКИП), многоканальные регулирующие устройства (МРУ), многоканальные устройства логико-командного управления (МЛКУ), задающее устройство (ЗУ).

Функции ЛПР: оценка функционирования ЦСКРиУ и формирование оптимального управления путем изменения уставок в ЗУ.

Автоматизация нефтяных скважин: фонтанных; скважин с ЭЦН, скважин с ШГН.

На нефтяных промыслах в зависимости от пластового давления добыча нефти может осуществляться фонтанным, газлифтным способами, с помощью скважинных насосов (ШГН, ЭЦН). Задача автоматизации: автоматическая защита оборудования в аварийных случаях, контроль технологического режима и состояния оборудования. Независимо от способа добычи скважины оснащены средствами местного контроля давления на выкидной линии и затрубном пространстве.

Автоматизация фонтанной скважины (подъем продукции за счет пластовой энергии). Заключаетсявавтоматическом перекрытие выкидной линии отсекателем, при превышении давления на 0,5 МПа (из-за образования парафиновой пробки) и внезапного пони­жения давления до 0,15 МПа (например, при порыве трубопро­вода).

Автоматизация скважи­ны, оборудованной погружным электронасосом.Заключается в автоматическом отключение элект­родвигателя погружного насоса при аварийных случаях; пуск и остановку по команде с групповой установки и при перерывах подачи электроэнергии самозапуск, перекрытие выкидного коллектора при повы­шении и резком снижении давления.

Автоматизация скважины, оборудованной штан­говым насосом. Заключается в автоматическом управление электродви­гателем станка-качалки в аварийных случаях, отключение электродвигателя по импульсу от электроконтактного манометра при аварийных ситуациях и самозапуск станка-качалки пос­ле перерыва в подаче электроэнергией.

Обьем контроля и управления (ШГН и ЭЦН):1) измерение дебита по жидкости – на щите; 2) включение и отключение насоса – по месту и на щите; 3) измерение давления выкидной линии – по месту; сигнализация предельных отклонений давления – на щите; 5) защита установки и выкидной линии от недопустимого повышения и понижения давления – по месту; 6) защита от перегрузок недопустимых отклонений напряжения, короткого замыкания – по месту: 7) индивидуальный самозапуск установки после перерывов в работе – по месту; 8) контроль состояния, работает или не работает – на щите; 9) сигнализация понижения давления на приеме насоса и повышение температуры электродвигателя – на щите (только ЭЦН); 10) сигнализация предельных значений тока и напряжения - на щите (только ЭЦН).

Автоматизированные ГЗУ «Спутник», АГЗУ «Дельта».

Автоматизированные ГЗУ «Спутник» пред­назначены для измерения дебита каждой в отдельности из подключенных к ней групповых нефтяных скважин. Производительность скважины является наиболее информативным параметром. Значение этого параметра позволяет оценить:

- степень приближения реального режима эксплуатации к оптимальному

- состояние оборудования

- состояние призабойной зоны в скважине

“Спутник-Б” имеет следующие функциональные узлы:

1. Блок переключения - по заданной программе подключает каждую скважину к измерительному блоку;

2. Измерительный блок - измеряет дебит каждой скважины. Состоит из сепаратора и дебитомера;

3. Блок автоматики и управления - управляет переключением скважин, следит за работой измерительного устройства и осуществляет ПАЗ.

Автоматизированные групповые измерительные установки пред­назначены для измерения дебита подключенные в отдельности к ней группы нефтяных скважин. Существуют следующие типы групповых измерительных устано­вок — “Спутник-А”, “Спутник-Б” и “Спутник-ВМР”.

Автоматизированная установка “Спутник-Б” более совершенен и предназначена не только для измерения дебита, но и для определения содержания воды и газа в нефти.

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Во время измерения жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод.

Групповые замерные установки ГЗУ-Дельта предназначены для непрерывного измерения количества жидкости (массовым методом) одновременно во всех подключенных скважинах и оперативного контроля за работой нефтяных скважин по их дебиту.

Область применения установок - системы сбора продукции скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.