Информационно-управляющая система цеха (промысла, УПН-установка подготовки нефти).Структура.

АСУТП ЦЕХА ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА (ЦДНГ)

ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ

ЦДНГ включает в свой состав следующие объекты:

• кусты нефтяных скважин; • водозаборные скважины; • дожимную насосную станцию;

• модульные кустовые насосные станции МКНС-1, МКНС-2; • коммерческий узел учета газа;

• коммерческий узел учета нефти.

Добывающие скважины эксплуатируются как фонтанным, так и механизированным способом (ШГН, ЭЦН). Для измерения дебита кусты скважин оборудованы АГЗУ.

Дожимная насосная станция предназначена для подачи нефти на установку подготовки нефти. ДНС имеет в своем составе два центробежных насоса, два сепаратора, четыре теплообменника, блок дозирования реагента, два резервуара (нефть и пластовая вода), узел оперативного учёта нефти.

Модульные кустовые насосные станции снабжены двумя насосными агрегатами (каждая).

НАЗНАЧЕНИЕ И ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ СИСТЕМЫ

Система предназначена для выполнения функций:

• дистанционного контроля состояния и управления технологическим и электротехническим оборудованием на объектах ЦДНГ (добывающие и нагнетательные скважины, ГЗУ, МКНС, БНГ, ДНС, УПН), а также сбора, хранения, обработки и выдачи технологической информации специалистам функциональных служб; • оперативного учёта добываемых нефти, газа и воды;

• учёта воды, закачиваемой в нагнетательные скважины; • поддержания заданного технологического режима нефтедобычи и анализа причин отклонения от заданного режима; • анализа распределения добычи нефти по фонду нефтяных скважин, продуктивным пластам, по бригадам;

• оценки и анализа недобора нефти из-за простоя технологического оборудования скважин, анализа отказов технологического оборудования, времени наработки.

В структуре системы выделены следующие уровни (рис. 20.1):

• Нижний уровень - первичные приборы (датчики, преобразователи) на контролируемых объектах (скважины, кусты скважин, объекты ППД, технологические объекты на площадках ДНС и УПН);

• Средний уровень - локальные системы контроля и управления (контроллеры);

• Верхний уровень - уровень местного ДП на УПН, уровень местного ДП на ДНС, уровень ДП системы в административно-бытовом комплексе (АБК) ЦДНГ.

Комплекс технических средств (КТС) нижнего уровня представлен датчиками давления, температуры, уровня, расхода различных производителей. В системе управления используются также станции управления ЭЦН «Борец 11ТМ1», станции управления насосным агрегатом МКНС «САУНА-4», вихревой расходомер-счетчик газа «ВРСГ-1» на узле коммерческого учёта газа, установки измерения дебита жидкости типа «Электрон».

Оборудование KTC среднего уровня размещается в специализированных шкафах (КП - контролируемый пункт). В зависимости от количества контролируемых параметров предусматривается использование нескольких модификаций шкафа КП, отличающихся набором модулей ввода/вывода и исполнением. Основным

компонентом шкафа КП является контроллер.Шкафы КП располагаются непосредственно на кустах внутри блоков автоматики, на площадке МКНС, в помещении операторной ДНС. На площадке

водозаборных скважин шкаф КП располагается в блоке гребенок.

Контроллеры –микропроцессорное устройство, имеющее фиксированный набор входных/выходных каналов и состоящее из двух плат: процессорной и платы ввода/вывода. Программа контроллеров в реальном масштабе времени осуществляет сбор, первичную обработку, накопление, хранение текущих технологических данных, выполняет поступающие с верх- него уровня команды управления, выполняет автоматическое управление агрегатами и механизмами, регулирование заданных параметров и производит диагностику состояния оборудования контролируемого пункта.

На верхнем уровне система управления выполняет следующие функции:

- сбор информации с технологических объектов, регистрация текущих значений технологических параметров;

- сигнализация отклонений технологических параметров за аварийные и технологические границы;

- телеуправление; - ведение базы данных;

- наглядное представление хода технологического процесса;

- хранение информации по замерам технологических параметров, по изменению состояния оборудования, аварийной сигнализации;

- обслуживание информационных запросов обслуживающего персонала в диалоговом режиме;

- формирование регламентных отчетных документов;

- интерфейс с другими информационными системами.

КТС верхнего уровня включает в себя:

- основной и резервный сервер ЦДНГ; - рабочую станцию диспетчера ЦДНГ; - рабочую станцию технолога ЦДНГ; - рабочую станцию геолога ЦДНГ; - основной и резервный сервер ДНС; - основную и резервную рабочие станции оператора ДНС; - основной и резервный сервер УПН.

Серверы ЦДНГ, рабочие станции диспетчера, технолога и геолога ЦДНГ размещены в АБК ЦДНГ.

Серверы ЦДНГ, ДНС, УПН включают в себя:

- подсистему управления обменом данными с контролируемыми пунктами (КП)

- подсистему обработки данных, ведение истории технологической информации

Для связи сервера ЦДНГ с рабочей станцией диспетчера, технолога и геолога, для выхода в локальную сеть ЦДНГ используется коммутатор Соединение осуществляется

кабелем типа «витая пара». Связь SCADA-сервера ЦДНГ с технологическим сервером УПН осуществляется с помощью HDSL-модемов М1Д.

Для связи сервера УПН с АРМом КУУН (коммерческий узел учёта нефти), для выхода в локальную сеть ЦДНГ используется коммутатор.

Для связи сервера ДНС с основной и резервной станциями оператора ДНС, для выхода в локальную сеть ЦДНГ используется коммутатор.

Связь между серверами местных ДП и технологическими объектами осуществляется по радиоканалу с использованием радиомодемов

Серверы представляют собой компьютеры промышленного исполнения. Рабочие станции представляют собой компьютеры.

ОРГАНИЗАЦИЯ СБОРА, ПЕРЕДАЧИ И ХРАНЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ

Сбор первичной информации от технологических объектов (кустов скважин) осуществляется программируемыми логическими контроллерами SCADAPack. Эта информация хранится в виде массивов данных в оперативной памяти контроллера (рис. 20.3).

Обмен информацией между контроллером и сервером реализуется при помощи сообщений. Сообщения формируются контроллером в следующих случаях:

- изменение дискретного параметра;

- окончание времени замера интегрального параметра;

- выход значения параметра за пределы уставок (минимальной или максимальной);

- окончание времени измерения аналогового параметра;

- отклонение значения аналогового параметра от предыдущего значения на величину, превышающую уставку (в %).

Сообщения записываются в специальный массив – буфер накапливаемой технологической информации контроллера. Кроме того, в памяти контроллера ведется массив, содержащий

информацию о текущем состоянии параметров. Диспетчерский пункт в автоматическом режиме поочередно опрашивает каждый кустовой контроллер. Контроллер формирует пакеты сообщений из буфера технологической информации и зоны информации о текущем состоянии параметров. Пакеты передаются по каналу связи на ДП и записываются в оперативную базу и базу данных исторической информации (исторический журнал).

Оперативная база данных и исторический журнал представляют собой набор таблиц, содержащих оперативную (текущую), историческую и нормативно-справочную информацию о параметрах системы. Оперативная база данных и исторический журнал построены на основе использования реляционной модели.

Человеко-машинный интерфейс рабочих станций разработан в SCADA-пакете InTouch 8.0. При выборе оператором на мониторе конкретного объекта данные из оперативной базы считываются в

базу данных пакета InTouch. Таким образом, InTouch использует свою базу данных для временного хранения значений параметров, отображаемых в конкретный момент времени.