ИРЗ

Главная / Продукция / Оборудование для нефтедобычи /
Комплекс диспетчерского управления «КДУ ИРЗ»

Назначение

Дистанционный контроль и управление оборудованием, установленным на нефтяном месторождении с целью совершенствования технологического процесса, сокращения затрат и увеличения производительности добычи нефти.

В составе комплекса

  • верхний уровень, который включает в себя программное обеспечение, SCADA-систему InTouch или Trace Mode, базу данных, Web-отчеты, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, резервируемые каналы связи, серверные хранилища
  • средний уровень, который включает станции управления, шкафы телемеханики, средства промышленной коммуникации
  • нижний уровень — всевозможные дискретные, аналоговые, либо с унифицированным протоколом датчики, а также исполнительные механизмы (задвижки, клапаны, насосы)

Принцип работы

Комплекс диспетчерского управления имеет иерархическую трехуровневую структуру:

  • нижний уровень образуют первичные измерительные преобразователи и исполнительные механизмы, участвующие в технологическом процессе, и станции управления локальной автоматики (СУ ЭЦН, СУ ШГН, СУ ГЗУ)
  • средний уровень образуют станции управления технологическим процессом серии ИРЗ-501, которые получают информацию от датчиков и первичных преобразователей нижнего уровня и передают её на центральный контроллер — промежуточное звено системы. Он оптимизирует опрос объектов куста и через коммуникационное оборудование передает информацию на диспетчерский пункт
  • верхний уровень образуют АРМ диспетчера и сервер базы данных с установленным программным обеспечением, на который поступает и архивируется информация о технологических параметрах (давление, температура, расход), охранной сигнализации и наличии сетевого напряжения. При отключении объекта диспетчеру поступает сигнал об отключении с расшифровкой причины отключения. Для аналитической обработки информации отчёты предоставляются через WEB-интерфейс

Обеспечивает

  • управление клапанами, задвижками и насосами в ручном или автоматическом режиме
  • контроль уровней, давлений, вибраций, температур и пр.
  • контроль расхода, обводненности и качества нефти
  • контроль и управление любыми технологическими параметрами согласно требованиям заказчика

Преимущества

  • построение централизованной системы сбора данных и управления удаленными объектами (АСУ, автоматизированной системы управления)
  • гибкая маршрутизация при совместном использовании различного коммуникационного оборудования передачи данных: радиомодемы в диапазоне частот 433—434 МГц, 146—174 МГц, GPRS-модемы, системы широкополосного доступа для высокоскоростной передачи данных по радиоканалу, подключение к сетям Ethernet и т.д.
  • повышение качества ведения технологического режима и его безопасности за счет повышения информационного обеспечения технологического и эксплуатационного персонала, уменьшения количества выполняемых технологическим персоналом функций за счет их автоматизации, повышения оперативности действий персонала
  • сокращение потерь нефти и улучшение экологической обстановки на объекте
  • уменьшение вероятности возникновения аварийных ситуаций
  • снижение эксплуатационных затрат на добычу нефти (затраты на транспорт) за счет своевременного и согласованного выезда ремонтных бригад при аварийных остановах, включения скважин после плановых остановов

Функции АСУ для автоматизируемых объектов

Для дистанционного контроля работы географически распределенного технологического кустового оборудования создается удалённое автоматизированное рабочее место диспетчера. С его помощью осуществляется:

  • управление процессами нефтедобычи на кустах нефтяного месторождения в соответствии с требованиями промышленной безопасности
  • архивирование текущей технологической информации по каждому кусту с целью последующего использования для анализа и формирования отчетной документации

Функции АСУ могут быть реализованы на различных объектах нефтегазодобывающей инфраструктуры.

Функции АСУ при использовании ЭЦН

  • оперативный контроль параметров погружного двигателя
  • дистанционное управление УЭЦН
  • контроль давления на устье скважины

Функции АСУ при использовании ШГН

  • оперативный контроль станка-качалки
  • оперативный просмотр динамограмм и токограмм
  • контроль давления на устье скважины

Функции АСУ на дожимной насосной станции (ДНС)

  • контроль параметров работы насосов и двигателей
  • контроль уровней ёмкостей
  • контроль давления жидкости на всасывающей и нагнетательной линии насосного агрегата
  • контроль расхода нефти
  • управление состоянием клапанов

Функции АСУ для групповой замерной установки (ГЗУ)

  • автоматическое и дистанционное управление ПСМ
  • контроль давления на выходе ГЗУ
  • определение дебита скважин
  • ретранслирование на АРМ диспетчера технологических параметров и команд управления работой ЭЦН и ШГН
  • охранная сигнализация помещений ГЗУ и КИПиА
  • автоматический опрос подчинённых устройств (скважин) в фоновом режиме

Функции АСУ для установки подготовки нефти

  • автономное поддержание технологического режима в соответствии с требованиями технологических регламентов
  • предотвращение аварийных ситуаций
  • защита от ошибочных действий персонала
  • диагностирование комплекса технических средств
  • автоматический опрос и фиксация в памяти значений главных технологических параметров управляемых объектов (давления, уровни, температуры и т.д.)
  • приём и передача сигналов о возникновении предаварийных и аварийных ситуаций или событий
  • предоставление операторам удалённого управления работой технологических объектов (насосы, электрозадвижки, клапаны и т.д.)
  • ведение архивов данных о ходе процессов, изменениях параметров, событиях и действиях персонала

Функции АСУ для компрессорно-насосных станций (КНС)

  • контроль параметров работы насосов и двигателей
  • контроль уровней ёмкостей
  • контроль давления жидкости на выходе насоса
  • контроль расхода воды
  • управление состоянием насосов

Функции АСУ для водораспределительных пунктов

  • контроль расхода пластовой воды по скважинам
  • контроль давления жидкости на выходе насосного агрегата

Функции АСУ для систем контроля энергоэффективности (СКЭ) оборудования

  • автоматический сбор и архивирование данных о потребленной электроэнергии на кустовых насосных станциях (КНС) и скважинах
  • отображение оперативной информации о потреблении электроэнергии и объему перекаченной жидкости для КНС и скважин
  • формирование отчетной информации
  • определение показателей работы силового оборудования для оценки качества проводимых мероприятий по энергосбережению

Функции АСУ для блока дозирования реагентов (БДР)

  • автоматическое регулирование подачи реагента (по заданию оператора)
  • контроль параметров температуры, предельного давления, уровня реагента в емкости, пожарно-охранной сигнализации, уровня загазованности
  • учет расхода реагента
  • управление насосами, дозаторами, корректировка параметров работы установки как с локального пульта, так и удалённо — с диспетчерского пункта
  • создание архива текущих параметров с выдачей отчетов
НаименованиеЗначение
Максимальное количество подключаемых объектов 10000
Дальность связи, км ≤100
Сетевые протоколы Modbus RTU, Modbus TCP, DNP3

ОАО «Северная нефть»

Начальник отдела автоматизации производства — Яковлев К. В.

В период с 01.09.2009 по 01.04.2010 был разработан и внедрен пилотный проект автоматизированной информационно-аналитической системы учета энергоресурсов (ИАС), который соответствует требованиям Программы «Энергоэффективность в Удмуртской Республике на 2010—2014 годы». Данная система разработана ОАО «Ижевский Радиозавод» на базе ГУЗ «Республиканская Инфекционная Клиническая Больница» в соответствии с техническим заданием, утвержденным АНО «Агентство по энергосбережению УР». По результатам эксплуатации ИАС показала свою работоспособность и эффективность по всем предъявляемым к ней требованиям.

Информационно-аналитическая система представляет собой распределенную трехуровневую систему. Нижний уровень — датчики и счетчики энергоресурсов. Средний уровень — локальный контроллер (устройство) сбора данных и передачи информации. Верхний уровень — центральный сервер с программным обеспечением базы данных, WEB-интерфейса, инструмента аналитической обработки данных. Все подконтрольные системе счетчики автоматически опрашиваются, исключая влияние «человеческого фактора» на достоверность информации. Полученная информация храниться в единой базе данных.

Производится анализ энергоэффективности с учетом технических характеристик зданий, климата и температуры окружающей среды, местонахождения и функционального назначения здания, проведенных энергосберегающих мероприятий, СНИПов и ресурсопотребления на функционально однотипных объектах. Пользователь получает оперативную информацию об объемах потребления энергоресурсов в режиме реального времени по всем объектам, отчеты по динамике потребления ТЭР, сравнительные отчеты по нескольким зданиям или организациям, сравнительные отчеты по одному зданию за разные периоды, зависимости потребления ТЭР от температуры, отчеты об эффективности внедренных энергосберегающих мероприятий.

Результат работы системы — расчет потенциалов сбережения топливно-энергетических ресурсов и воды для организаций, а также оценка результатов проведения энергосберегающих мероприятий.

В результате эксплуатации системы с 1 января по  1 июня 2010 г. были зафиксированы показатели потребления тепловой энергии и электроэнергии в разрезе каждого здания вплоть до часовых значений. Уже сейчас, рассматривая динамику потребления тепловой энергии, можно говорить о корректности отработки индивидуального теплового пункта в зависимости от температуры наружного воздуха, о фактической экономической и энергетической выгоде проведения мероприятия «установка индивидуального теплового пункта».

В соответствии с требованиями ФГУ «Российское энергетическое агентство» анализ эффективности использования ТЭР по бюджетным организациям должен проводиться за отчетный период не более 1 квартала. Внедрение системы позволило выполнить задачу автоматизации ручкой работы по сбору информации о потреблении ТЭР и предоставило возможность специалистам заниматься непосредственно анализом энергоэффективности, что значительно сократило сроки проведения анализа. Время формирования отчетных форм, как по конкретной организации, так и для всего министерства или МО сократиться с 4—5 месяцев до нескольких минут.

Результатом реализации пилотного проекта стал мониторинг более 60% целевых показателей по бюджетной сфере, установленных Постановлением Правительства РФ № 1225 от 31 декабря 2009 г. № 1225. Система обеспечивает:

  • Вывод объемов потребления ТЭР и воды по каждому зданию, организации в натуральном и стоимостном выражении.
  • Определение величины изменения потребления ТЭР и воды относительно предыдущих периодов.
  • Расчет фактических удельных расходы ТЭР и воды и их изменения относительно предыдущих периодов.
  • Оценка потенциала энергосбережения по каждому виду ТЭР.
  • Проведение анализа выполнения программных мероприятий.

В системе заложены возможности к масштабированию на территорию всей УР, с разделением по муниципальным образованиям, министерствам и т. д. Комплекс диспетчерского управления КДУ-ИРЗ-ЭС введен в эксплуатацию на Сандивейском нефтяном месторождении с марта 2006 года. В соответствии с техническим заданием работы проведены в полном объеме и в рамках правил нефтедобывающих компаний.

Внедрение «КДУ-ИРЗ-ЭС» позволяет диспетчеру с диспетчерского пункта просматривать текущие параметры работы скважины, оперативно реагировать на останов скважины, осуществлять, если требуется, дистанционный пуск/останов скважины, а также просматривать и корректировать параметры защит.

В ходе работы параметры ГЗПУ и скважины архивируются на АРМ диспетчера, что позволяет в любой момент просмотреть историю работы за интересующий промежуток времени. На основе полученных данных скважины составляют графики нагрузки от времени и текстовый отчет по пускам/остановкам скважины с указанием причины и времени отключения. Проанализировав эти данные, проводят технологические мероприятия и предотвращают простои высокодебитных скважин ЭЦН.

С момента установки и по настоящее время система работает в штатном режиме, замечаний и претензий по работе системы нет. Основной экономический эффект от внедрения «КДУ-ИРЗ-ЭС» заключается в снижении времени внутрисуточных простоев скважины, оперативном реагировании, уменьшении количества выездов обслуживающего персонала на объект.

 

АНО «Агентство по энергосбережению Удмуртской Республики»

Директор — П. В. Берлинский

Информационно-аналитическая система, за счет реализации на web-технологии, дала возможность получать отчеты с любых компьютеров, имеющих выход в Интернет, без установки специализированного программного обеспечения.

Удобный интерфейс в сочетании с интерактивной справкой позволил работать с системой любому пользователю ПК без прохождения дополнительного обучения. Для дополнительной обработки данных в системе предусмотрен экспорт любого отчета в Excel.

В ходе реализации пилотного проекта к работе аппаратуры и программного обеспечения среднего уровня (шкафы телемеханики, станции связи) замечаний нет. Замечания к функционалу ПО верхнего уровня за счет наличия на WEB-сервере обратной связи были оперативно устранены в течение апреля-мая 2010 г., с тех пор существенных замечаний нет. На данный момент программное обеспечение работает стабильно. В ходе опытной эксплуатации системы было произведено вынужденное отключение центрального сервера продолжительностью 10 дней. В периоды пропадания связи система успешно работает автономно, а по восстановлению связи все отсутствующие данные были восполнены.

Внедрение пилотного проекта автоматизированной информационно-аналитической системы учета энергоресурсов (ИАС) на примере ГУЗ «Республиканская Инфекционная Клиническая Больница» доказало востребованность системы при сборе и обработке информации, а также ее эффективность при решении текущих задач энергосбережения.

Рекомендуем Автоматизированную информационно-аналитическую систему учета энергоресурсов к масштабированию на территории Удмуртской республики и к использованию в других регионах Российской Федерации.

 

НГДП «УН-Юг» ТНК-ВР

Заместитель руководителя УДНГ-1 — Половинкин А. П.

Комплекс диспетчерского управления работает на Лиственском нефтяном месторождении с августа 2004 года и в ходе эксплуатации показал свою работоспособность.

На возникавшие в ходе опытной эксплуатации (август-сентябрь2004 года) замечания специалисты Ижевского радиозавода выезжали оперативно. В соответствии с пожеланиями, выработанными в ходе эксплуатации, разработчиками была произведена доработка программного обеспечения диспетчерского пункта. С тех пор и по настоящее время система работает в штатном режиме.

Внедрение «КДУ ИРЗ» позволило диспетчеру просматривать текущие параметры работы скважины, оперативно реагировать на останов скважины, осуществлять дистанционный пуск/останов скважины, просматривать и корректировать параметры защит.

Параметры работы скважин архивируются. На основе собранных данных по каждой скважине получены графики нагрузки от времени и текстовый отчет по пускам/остановкам скважин с указанием причины отключения. На основании анализа этих данных были заблаговременно проведены технологические мероприятия и предотвращены простои высокодебитных скважин ЭЦН.

Основной экономический эффект от внедрения «КДУ ИРЗ» заключается в снижении времени внутрисуточных простоев скважин. В течение первых 3 месяцев эксплуатации была проведена оценка экономической эффективности комплекса. Период окупаемости комплекса составил около 6 месяцев.

В настоящий момент ОАО «Ижевский радиозавод» поставляет оборудование для автоматизации всех скважин ЭЦН Лиственского месторождения.

 

НГДУ «Гремиха» ОАО «Удмуртнефть»

Начальник НГДУ «Гремиха» ОАО «Удмуртнефть» — Обухов С. Л.

Комплекс диспетчерского управления (КДУ) работает на Гремихинском Ижевском, Северо-Ижевском, Мещеряковском месторождениях НГДУ «Гремиха» в течение 3-х лет с 2005 г. и показал свою работоспособность. Разработка и внедрение КДУ выполнено поэтапно.

Внедрение КДУ позволяет предоставить специалистам ОАО «Удмуртнефть» информацию о работе таких объектов нефтедобычи как скважины с ЭЦН и ШГН, ГЗУ, ВРП, КНС.

Для скважин с ЭЦН и ШГН реализован дистанционный пуск/останов, оперативное оповещение об останове, просмотр электрические параметров и показаний датчиков линейного и затрубного давления, просмотр и корректировка защит. Для скважин с ШГН производится дистанционный сбор динамограмм, а также отработка защит при превышении максимального усилия или давления. Для ГЗУ осуществляется дистанционное управление приводом ПСМ, измерение дебита скважин, просмотр и корректировка защит. Для КНС производится оперативное оповещение о пусках/остановах насосов, перегреве подшипников, просмотр показаний датчиков давления и расхода, просмотр и корректировка защит.

Информация с указанных объектов нефтедобычи архивируется на АРМ диспетчера, что позволяет в любой момент просмотреть историю событий и параметры работы оборудования. На основе полученных данных составляются отчеты в виде графиков и таблиц, по которым можно определить состояние фонда скважин, фонда ГЗУ, простои за указанный период, дебиты скважин, электрические, технологические, динамометрические параметры. Анализ данных позволяет своевременно производить технологические мероприятия и предотвращать простои и аварии.

Основной экономический эффект от внедрения КДУ заключается в снижении времени внутрисменный простоев скважин, оперативном реагировании, уменьшении количества выездов обслуживающего персонала на объект.

 

Компания «Absheron Operating Company», г. Баку, Азербайджан

Президент компании — Латыпов Т. М.

Комплекс диспетчерского управления (КДУ) за четыре месяца эксплуатации показал свою работоспособность по всем предъявляемым к нему требованиям. КДУ обеспечивает в оперативном порядке специалистов компании информацией о работе таких объектов нефтедобычи как АГЗУ Озна-Массомер, расходомеры воды, скважины с ЭЦН, газлифтовые скважины, своевременно оповещает о любых предаварийных и аварийных ситуациях на объектах.

По АГЗУ Озна-Массомер предоставлено в полном объеме наблюдение за ходом работы установки, осуществляется дистанционное управление процессом замера, регистрируются все предоставляемые АГЗУ параметры. Для скважин с ЭЦН реализован дистанционный пуск/останов, оперативное оповещение об остановах, просмотр и настройка всех предоставляемых станцией параметров и защит. В контроллерах, установленных на кустах, заложена возможность подключения аналоговых и дискретных сигналов с различных датчиков и установок, в том числе газлифтовых скважин. КДУ позволяет своими силами специлистам КИПиА добавлять в систему новые устройства, а информационно-техническому персоналу выводить с них данные в общую информационную базу.

Связь ДП с кустами реализована с помощью ШПД, регистрация изменений в системе происходит с задержкой менее десяти секунд, ширина канала позволяет провести до кустов телефонную и видео связь.

Оператор, мастер смены, руководящий состав компании на своих местах получают полную информацию по нефтедобыче напрямую с КДУ в реальном времени. Осуществлятся одновременный доступ к интерфейсу оператора с различных компьютеров в сети компании. Система отчетов, реализованная на web-технологии, дает возможность получать отчеты с любых компьютеров, имеющих связь с КДУ.

Информация в системе предоставляется в виде графиков реального времени, различных отчетов, таблиц, круговых диаграмм и графиков за временной период, что снижает затраты на ее обработку персоналом и уменьшает период принятия ответных решений.

 

ОАО «Северное», г. Новосибирск

Заместитель генерального директора по производству — Погребняк В. А.

Комплекс диспетчерского управления, принят в промышленную эксплуатацию с октября 2005 года. За прошедшие полгода все оборудование комплекса работало штатно, отказов не было. После сбоя программного обеспечения КДУ на диспетчерском пункте программное обеспечение было оперативно восстановлено с резервной копии специалистами службы КИПиА предприятия,

При разработке системы разработчиками была заложена возможность ее расширения, что позволило при выводе из консервации скважины подключить её к системе за счет зарезервированного комплекта связного оборудования. На данный момент дополнительно подключены 8 счетчиков количества жидкости. Расширение системы было осуществлено силами собственной службы КИПиА по документации разработчиков.

Внедрение «КДУ ИРЗ» позволило дежурному персоналу в реальном времени следить за работой скважин: оперативно реагировать на останов скважины и при необходимости — осуществлять дистанционный пуск/стоп, контролировать текущие параметры работы скважины (электрические и технологические параметры, в том числе — давления буфер, затруб, линия), просматривать и изменять параметры защит, следить за дебитом. Это значительно снизило трудоемкость контроля за работой скважин (особенно заметен эффект для скважины №9, которая расположена в болотистой местности и удалена от базы на расстояние 9 км дорога к которой отсутствует в летний период и доступ возможен только на спецтехнике).

В ходе пуско-наладочных работ разработчиками комплекса было дополнительно подключено нестандартное оборудование (отсекатель скважный) на скважине №9, что позволяет удаленно оперативно закрывать скважину.

Вся собираемая комплексом информация архивируется в базе данных и может быть просмотрена за любой период времени. В результате анализа работы скважин за прошедшие полгода были заблаговременно проведены технологические мероприятия для предотвращения простоев высокодебитных скважин ЭЦН. Важным достоинством является возможность просмотра из офиса в Новосибирске, удаленного с расстояния 550 км от месторождения, данных о работе оборудования нефтедобычи.

Основной экономический эффект от внедрения «КДУ ИРЗ» заключается в оперативном реагировании на остановы скважин и в снижении числа выездов персонала на объекты.

 

НГДУ «Воткинск» OAO «Удмуртнефть»

Инженер КИПиА ПТО НГДУ «Воткинск» — М. И. Клоков

С 2004 г. по 2008 г. в НГДУ «Воткинск» предприятием ДООО «ИРЗ ТЭК» ОАО «Ижевский радиозавод» были реализованы проекты по внедрению АСУ ТП.

В 2004—2005 г.г. был выполнен пробный проект АСУ ТП, который охватил 30 свкажин ЭЦН Лиственского м/н. В 2006 г. были реализованы проекты АСУ ТП 2-х площадных объектов: КНС-1, ДНС-КНС-3 Мишкинского н/м. По положительным результатам эксплуатации внедренных систем АСУ ТП, было принято решение по расширению системы АСУ ТП. В 2007—2008 годах был реализован проект АСУ ТП под «ключ», который включал: проектирование, поставку оборудования, проведение монтажных и пусконаладочных работ. Данный проект АСУ ТП охватил высокодебитный фонд скважин Лиственского и Мишкинского н/м и большую часть ГЗУ, к КДУ ИРЗ было подключено суммарно — 300 скважин и 96 ГЗУ. Ранее автоматизированные площадные объекты КНС-1, ДНС-КНС-3 также были выведены на центральный диспетчерский пункт НГДУ «Воткинск».

Система АСУ ТП КДУ ИРЗ осуществляет сбор данных о текущем состоянии объектов (добывающих скважин, ГЗУ, ДНС, КНС) с выводом на АРМ диспетчера ЦДНГ и ЦИТС. Также реализована система контроля давления в нефтесборных трубопроводах, на АРМ диспетчера отображается схема трубопроводов месторождений, с выводом показаний текущего давления, при изменении предельных значений подаётся сигнал о нарушении работы трубопровода. Комплекс предоставляет диспетчерам информацию об аварийных отключениях оборудования, что является ключевым фактором для снижения простоев скважин, тем самым снижаются потери нефти. Активно используется функция дистанционного управления режимом работы оборудования; переключения ПСМ на ГЗУ, отключение скважин ЭЦН, ШГН и запуск скважин ЭЦН. Собранная информация о состоянии объектов архивируется в базу данных. На основании полученных данных для каждого объекта можно сформировать отчеты по историям событий и параметрам работы оборудования в виде графиков и таблиц за указанный период времени, что позволяет легко проводить анализ, своевременно реализовывать необходимые технологические мероприятия, предотвращать простои и аварии. На сервере базы данных работает Веб-портал, который позволяет специалистам просматривать отчеты с любого компьютера локальной сети. Процедура формирования отчетов Веб-портала понятна и проста, поэтому дополнительного обучения для сотрудников не потребовалось. Из базы данных КДУ ИРЗ настроена передача данных в смежные корпоративные системы (электронная шахматка, «Oil Info System»).

Программный комплекс АСУ ТП КДУ ИРЗ разработан на базе лицензионного программного обеспечения SCADA In Touch. Программное обеспечение создано таким образом, что при изменении конфигурации на одном АРМ автоматически корректируется конфигурафия по остальным АРМ, что позволяет существенно экономить время при сопровождении системы.

По проектам АСУ ТП на скважинах и ГЗУ были дополнительно установлены датчики давления, скважины ШГН оснастили стационарными динамографами с реализацией функции локальной защиты по превышению нагрузок СК, что позволило осуществлять контроль нагрузок в автоматическом режиме.

Сбор данных с объектов выполнен с использованием радиоканала по кустовому принципу, базовой станцией опрашиваются кустовые контроллеры ГЗУ, которые являются ретрансляторами и на которые поступают данные о работе скважин через маломощные радиомодемы. Цикл опроса объектов составляет: по Лиственскому м/н — 15 минут (ЦДНГ-З), по Мишкинскому м/н — 30 минут (ЦДНГ-1,2). В целом качество связи устойчивое, имеются кратковременные сбои по удаленным объектов (3—5% от общего числа).

В ходе эксплуатации системы возникали единичные случаи аппаратных сбоев на компьютерах диспетчерского пункта. Специалисты Ижевского радиозавода по вызову выезжали оперативно, информация с компьютеров была сохранена, работоспособность компьютеров восстановлена по гарантии. Сейчас обслуживание КДУ ИРЗ производится специалистами дочернего предприятия 000 «Ойл-Телеком», которые прошли обучение в ДООО «ИРЗ ТЭК». В зимнее время и грозовые периоды полевое оборудование работает стабильно, отказов не было.

Система АСУ ТП КДУ ИРЗ в полном объеме работает с апреля 2008 года и за прошедший период эксплуатации 2008—2010 г.г. показала свою работоспособность и надежность. КДУ ИРЗ является востребованным комплексом, необходимо его расширение — подключить к системе оставшийся фонд ГЗУ и высокодебитных скважин.

 

НГДУ «Гремиха» ОАО «Удмуртнефть»

Инженер по КИПиА НГДУ «Гремиха» — К. Ю. Зорин

Комплекс диспетчерского управления (КДУ) работает на Гремихинском, Ижевском, и Мещеряковском месторождениях НГДУ «Гремиха» в течение 5 лет (с 2005 года) и показал хорошую работоспособность. Разработка и внедрение КДУ выполнялось поэтапно в период с 2005 по 2008 годы. По состоянию на сегодняшний день к КДУ подключено: на Гремихинском н/м — 63 ГЗУ, 178 скважин, 2 КНС, 2 ДНС, 4 ВРП, 1 ПНТВ; на Ижевском н/м — 15 ГЗУ, 8 скважин, 1 КНС, 1 ДНС, 1 водозабор, 2 РП-10; на Мещеряковском н/м — 6 ГЗУ, 4 скважины, 1 КНС.

Внедрение КДУ позволяет предоставить специалистам ОАО «Удмуртнефть» достаточно объемную информацию о работе вышеуказанных объектов.

Для скважин с ЭЦН и ШГН реализован дистанционный пуск/останов, оперативное оповещение об останова, просмотр электрических параметров и показаний датчиков линейного и затрубного давления, просмотр и корректировка защит. Для скважин с ШГН производится дистанционный сбор динамограмм, а также отработка защит при превышении максимального усилия или давления. Для ГЗУ осуществляется дистанционное управление приводом ПСМ, измерение дебита скважин, просмотр и корректировка защит. Для насосных станций производится мониторинг состояния технологических агрегатов, оперативное оповещение о пусках/остановах насосов, перегревах подшипников, визуализация показаний датчиков давления и расхода, просмотр и корректировка технологических защит.

Информация с указанных объектов нефтедобычи архивируется, что позволяет в любой момент просмотреть историю событий и параметры работы оборудования. На основании полученных данных составляются отчеты в виде графиков и таблиц, по которым можно определить состояние фонда скважин, фонда ГЗУ, простои за указанный период, дебиты скважин, электрические, технологические, динамометрические параметры. Анализ этих данных позволяет своевременно проводить необходимые технологические мероприятия и предотвращать простои и аварии. Основной экономический эффект от внедрения КДУ заключается в снижении времени внутрисменных простоев скважин, оперативном реагировании, сокращении количества выездов обслуживающего персонала на объекты.

 

НГДУ «Игра» ОАО «Удмуртнефть»

Инженер КИПиА ПТО НГДУ «Игра» — В. В. Лекомцев

Комплекс КДУ ИРЗ был принят в промышленную эксплуатацию в декабре 2008 года. Автоматизированы объекты нефтедобычи Чутырского, СундуроНязинского, Михайловского, Есенейского, Кезского н/м. Также в состав КДУ ИРЗ была интегрирована и расширена существовавшая система автоматизации Карсовайского н/м (скважин после бурения, емкости, пункт налива нефти).

На текущий момент в состав КДУ ИРЗ по НГДУ «Игра» входят 55 ГЗУ, 125 высокодебитных скажин ЭЦН и ШГН, 4 диспетчерских пункта (по одному на каждом цехе) и центральный сервер БД в здании НГДУ в Игре.

Из КДУ ИРЗ диспетчеры получают оперативные (цикл опроса 10—12 минут) данные о текущем состоянии скважин и о дебитах с ГЗУ, копия информации по дебитам и простоям автоматически передаётся в централизованную систему ОАО «Удмуртнефть» «Oil Info System». При необходимости диспетчеры производят дистанционный пуск/останов скважин, управляют переключением ГЗУ на другой коллектор.

Руководящий состав и специалисты просматривают отчеты через браузер (доступ возможен с любого компьютера корпоративной локальной сети). Собираются следующие данные: состояние скважин, электрические параметры, давление, дебит, динамограммы, токограммы.

Для обслуживающего персонала формируются отчеты с диагностической информацией (качество связи, обрывы датчиков и т. д.). Для специалистов по ЭЦН реализована возможность дистанционной настройки уставок СУ ЭЦН. В контроллерах для ЭЦН и ШГН обеспечена защита по давлению и усилию на скважи нах.

Для обслуживания КДУ ИРЗ в ходе пуско-наладки были обучены специалисты подрядной организации ООО «Ойл-Телеком». В настоящее время они выполняют все текущие работы по обслуживанию, в том числе перемещение оборудования с бездействующих скважин и конфигурирование справочника объектов. В первые месяцы эксплуатации часто возникали проблемы с динамографами и датчиками давления. Основная причина — повреждение оборудования или кабелей при проведении капитального/профилактического ремонта скважин. Потребовалось внести изменения в регламент проведения работ на скважинах и провести дополнительный инструктаж персонала (в настоящее время демонтаж/монтаж датчиков давления и динамографов осуществляется исключительно специалистами КИПиА).

К работе аппаратуры и программного обеспечения среднего уровня (контроллеры ГЗУ, ЭЦН, ШГН) замечаний нет. Замечания к функционалу ПО верхнего уровня были устранены в течение февраля-мая 2009, с тех пор существенных замечаний нет. На данный момент программное обеспечение диспетчерских пунктов работает стабильно.

В периоды пропадания связи по локальной сети (цеха территориально удалены друг от друга, резервных линий связи нет) системы на каждом цехе успешно работают автономно. После восстановления связи, данные передаются в центральную БД на сервере посредством репликации (задержка передачи данных может достигать 1 часа). Также наличие репликации обеспечило дополнительную защиту данных: в августе 2009 года в результате аварии электропитания в здании вышел из строя блок питания сервера БД. Локальные системы продолжили свою работу, все данные были сохранены и после ремонта сервера добавлены в центральную БД.

За прошедший период в 2009—10 гг. эксплуатации, КДУ ИРЗ показал свою надежность и работоспособность.

Предложения по повышению эффективности работы системы:

  1. Необходимо продолжить внедрение АСУ ТП на объектах добычи НГДУ «Игра», в том числе на Лозолюкско-Зуринском месторождении и Красногорском месторождениях.
  2. Для обеспечения качественной связи с объектами необходимо строительство каналов связи нового типа — системы широкополосного радиодоступа (СШРД).
  3. Необходимо обеспечить возможность выгрузки в OIS динамограмм.

 

ОАО «Удмуртнефть»

Заместитель генерального директора по производству — Е. П. Масленников

Основной экономический эффект от внедренных систем АСУ ТП КДУ ИРЗ заключается в снижении потерь нефти за счет сокращения времени простоев скважин.

На основании проведенного анализа и расчета снижение потерь нефти по 2010 г. от внедренных систем АСУ ТП КДУ ИРЗ составляет:

  • по НГДУ «Игра» — 3008 тн/год (к КДУ ИРЗ подключено: 125 скважин, 55 АГЗУ);
  • по НГДУ «Воткинск» — 7119 тн/год (к КДУ ИРЗ подключено: 300 скважин, 96 АГЗУ, 2 КНС, 1 ДНС);
  • по НГДУ «Гремиха» — 13 321 тн/год (к КДУ ИРЗ подключено: 190 скважин, 84 АГЗУ, 4 ВРП, 4 КНС, 2 ДНС, 1 УПСВ, 1 водозабор, 1 ПНТВ, 2 РП);
  • по НГДУ «Сарапул» — 536 тн/год (к КДУ ИРЗ подключено: 28 скважин, 15 АГЗУ).

За время эксплуатации системы АСУ ТП КДУ ИРЗ показали свою работоспособность и надежность.

 

НГДУ «Сарапул» ОАО «Удмуртнефть»

Инженер КИПиА ПТО НГДУ «Сарапул» — С. В. Жильцов

В 2008 г. были проведены работы по разработке и внедрению АСУ ТП КДУ ИРЗ. В состав работ входило: проектирование, поставка оборудования и строительство под «ключ», которые проводились специалистами ОАО «Ижевский радиозавод». В 4 квартале 2008 года комплекс АСУ ТП КДУ ИРЗ был введен в промышленную эксплуатацию, в его составе подключены скважины и ГЗУ Котовского, Заборского н/м, в количестве 15 ГЗУ, 28 скважин. В 2009 году комплекс был расширен (установлен дополнительный диспетчерский пункт, подключены Ончугинское, Ломовское н/м). За прошедший период комплекс зарекомендовал себя хорошо, существенных замечаний по аппаратной либо программной части нет. Сбор данных с объектов осуществляется в реальном времени, цикл опроса не превышает 5 минут. На данный момент в КДУ ИРЗ входят 20 ГЗУ, 37 скважин. на 2010 год запланировано дальнейшее расширение комплекса.

Программа «АРМ диспетчера» написана в SCADA-системе InTouch, интерфейс эргономичен, понятен и удобен в эксплуатации. Комплекс предоставляет диспетчерам информацию об остановах, что является главным фактором для снижения длительности внутрисменных простоев скважин. Также активно используется дистанционное управление режимом ГЗУ и запуск скважин ЭЦН.

Собранные КДУ ИРЗ данные сохраняются в базе данных и выгружаются в систему сбора и обработки геолого-промысловой информации «OIS». Доступ к архиву параметров работы объектов сделан через веб-отчеты. Обработка архивной информации позволяет более точно проводить анализ работ проводимых на объектах.

Комплекс достаточно прост в обслуживании, консультации разработчиков требуются редко (1 раз в 2—3 месяца). В большинстве случаев текущие вопросы легко решаются местным персоналом обслуживающей организации.

О производителе

Телефон службы поддержки: 8 800 100-63-93
Отдел сбыта: +7 3412 65-83-05, +7 3412 65-80-59, +7 3412 50-06-26
Главный конструктор: +7 3412 50-03-53
Факс: +7 3412 63-65-85

Google Translate Evernote pocket Instapaper