Требования к техническим средствам автоматизации и телемеханизации.
АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕДОБЫЧИ
2.1. Автоматизации подлежат:
2.1.1. Скважины, эксплуатируемые механизированным и фонтанным способом.
2.1.2. Скважины нагнетательные.
2.1.3. Индивидуальные и групповые установки для измерения дебита скважин.
2.1.4. Установки распределения газа для газлифтной эксплуатации скважин.
2.1.5. Путевые и устьевые нагреватели.
2.1.6. Блоки дозирования реагента.
2.1.7. При кустовом обустройстве - кусты скважин в составе:
скважин (нефтяных, газовых, нагнетательных);
групповой установки для измерения дебита скважин (ГЗУ);
установки распределения газа (УРГ);
сепаратора газа высокого давления;
блока дозирования реагента;
водораспределительного блока (ВРБ) системы поддержания пластового давления;
путевого подогревателя;
трансформаторной подстанции.
2.1.8. Сепарационные установки.
2.1.9. Дожимные насосные станции (ДНС), включающие технологические линии в составе сепараторов, отстойников, насосных блоков, установок бригадного и промыслового учета нефти, газа и воды.
2.1.10. Кустовые насосные станции (КНС).
2.1.11. Водораспределительные блоки.
2.1.12. Водозаборные и водоподъемные сооружения.
2.1.13. Установки подготовки нефти, газа и воды.
2.1.14. Узлы коммерческого учета нефти.
2.1.15. Компрессорные станции.
2.1.16. Объекты системы электроснабжения (подстанции 110/35/6 кВ), находящиеся на балансе нефтегазодобывающего предприятия.
Примечание. Перечень объектов может быть расширен в зависимости от конкретных условий обустройства и эксплуатации нефтяного месторождения.
|
|
|
2.2. Объемы автоматизации
2.2.1. Технические средства автоматизации должны обеспечивать:
работу технологических объектов в автономном режиме, режиме управления с верхнего уровня;
местный и дистанционный контроль основных параметров технологических процессов и состояния объектов;
сигнализацию несанкционированного доступа в помещения аппаратурных блоков и контрольно-измерительных приборов на промыслах;
поддержание заданного технологического режима и возможность оптимизации процессов;
возможность эксплуатации технологического оборудования без постоянного присутствия обслуживающего персонала;
автоматическое восстановление технологического процесса средствами автоматизации после возобновления подачи электроэнергии;
функции защиты от аварийных режимов эксплуатации.
2.2.2. Технические средства, реализованные на базе микропроцессорной техники и рассчитанные для работы в промысловых условиях при наличии необходимого набора датчиков, кроме функций по п. 2.2.1 должны обеспечивать:
диагностику состояния оборудования;
прогнозирование и локализацию аварийных ситуаций;
|
|
|
оптимизацию работы технологического оборудования и процессов.
2.2.3. Объем автоматизации эксплуатационных скважин
Измерение дебита скважин обеспечивается автоматизированными замерными установками.
Измерение буферного и затрубного давления производится по месту.
2.2.3.1. Скважины с установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:
местное и телемеханическое управление;
контроль сопротивления изоляции системы "кабельная линия - погружной электродвигатель";
контроль состояния УЭЦН ("работает", "не работает");
контроль подачи жидкости;
защиту электродвигателя от перегрузок и коротких замыканий, от несимметричных включений электродвигателя, недопустимого снижения сопротивления изоляции системы "кабельная линия - погружной электродвигатель", изменения напряжения в питающей сети;
защиту УЭЦН и выкидной линии от недопустимого повышения и понижения давления на устье скважины;
защиту УЭЦН от недопустимого понижения давления на приеме насоса и повышения температуры погружного двигателя;
индивидуальный самозапуск УЭЦН при перерывах в электроснабжении;
|
|
|
телесигнализацию об остановке и экстремальных отклонениях параметров работы установки;
отключение УЭЦН при срыве подачи и повторное включение;
измерение потребления электрической энергии в составе оборудования, малогабаритной комплектной трансформаторной подстанции для куста скважин.
2.2.3.2. Скважины с установками штанговых глубинных насосов должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:
местное и телемеханическое управление;
периодическую откачку жидкости скважины по местной программе;
индивидуальный самозапуск установки при перерывах в электроснабжении;
телесигнализацию об остановке.
защиту установки и выкидной линии от недопустимого повышения и понижения давления на устье скважины;
защиту установки от недопустимого повышения и понижения нагрузок на балансир;
защиту электротехническую (от перегрузок, коротких замыканий и несимметричных включений, изменения напряжения);
контроль состояния установки ("работает", "не работает");
измерение потребления электрической энергии в составе куста скважин;
диагностику состояния установки.
Примечание. Диагностика состояния производится динамометрированием или другими методами. При этом для районов с интенсивным износом глубинного оборудования из-за выноса песка с забоя скважины, либо по другим причинам (районы Азербайджана, Туркмении и др.) рекомендуется применять телединамометрирование, телединамометрирование также рекомендуется применять при кустовом обустройстве месторождений. В остальных районах - диагностирование производится периодически при помощи переносных динамографов или другой аппаратуры.
|
|
|
2.2.3.3. Скважины с газлифтным способом эксплуатации должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:
контроль буферного и рабочего давления;
измерение и регулирование режима работы скважины (на уровне установки распределения газа).
2.2.3.4. Фонтанные скважины должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:
контроль давления на устье скважины, затрубном пространстве и в выкидной линии;
регулирование расхода и давления в выкидной линии скважины (быстросменный штуцер).
Примечание. Оснащение средствами автоматизации фонтанных скважин рассматривается в каждом конкретном случае в зависимости от требований эксплуатации и безопасности работы.
2.2.4. Нагнетательные скважины должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:
контроль давления на устье скважины и в затрубном пространстве;
местное и телеизмерение расхода, регулирование количества закачиваемой жидкости по каждой скважине; (на уровне ВРБ).
2.2.5. Автоматизированная групповая установка для измерения дебита скважин должна обеспечивать:
местное и телеизмерение дебита скважин по нефти, воде и газу;
контроль давления в общем коллекторе ГЗУ;
телесигнализацию предельных значений давления в общем коллекторе и в газосепараторе;
местное и дистанционное управление работой ГЗУ.
Примечание. Для месторождений с высокой обводненностью продукции скважин или находящихся на поздней стадии разработки, разрешается производить на ГЗУ измерение только дебита по жидкости (например для ряда месторождений Туркмении, Узбекистана, Гурьевской области и т.д.).
2.2.6. Установка распределения газа для газлифтной эксплуатации.
Технические средства автоматизации УРГ должны обеспечивать:
регулирование расхода или давления газа по скважинам;
телеизмерение суммарного расхода газа, приведенного к нормальным условиям в целом по установке и по каждой скважине;
контроль давления газа в общем коллекторе и по каждой скважине;
телесигнализацию об отклонении давления и общей неисправности работы установки;
контроль входной отсекающей задвижкой;
автоматическое управление и защиту блока реагентного хозяйства;
управление системами отопления и вентиляции;
контроль загазованности помещения.
2.2.7. Путевые подогреватели нефти
Технические средства автоматизации путевых подогревателей нефти должны обеспечивать:
местный автоматический контроль, регулирование и защиту нагревателей;
телеизмерение температуры, давления и телесигнализацию их предельных значений.
2.2.8. Блочная установка дозирования химреагентов и ингибиторов коррозии
Технические средства автоматизации блочной установки дозирования химреагентов и ингибиторов коррозии должны обеспечивать:
измерение количества закачиваемого реагента;
контроль состояния насосного агрегата ("работает", "не работает");
сигнализацию предельных значений температуры в реагентной емкости;
сигнализацию и отключение двигателя насоса по нижнему уровню жидкости в емкости.
2.2.9. Сепарационная установка
Технические средства автоматизации сепарационной установки должны обеспечивать:
местный контроль давления и уровня жидкости в аппаратах, для трехфазных сепараторов - также уровня раздела фаз;
автоматическое регулирование давления газа и уровня жидкости;
телеизмерение производительности по жидкости и газу;
сигнализацию предельно-допустимых значений давления и уровня;
защиту технологического оборудования при нарушениях технологического режима;
учет и регулирование сброса пластовой воды при наличии предварительного сброса воды;
дистанционное автоматическое зажигание факела, сигнализацию погасания факела и предельного уровня конденсата.
2.2.10. Дожимная насосная станция
Технические средства автоматизации ДНС в дополнение к требованиям поз. 2.2.9. должны обеспечивать:
телеизмерение количества нефти, газа и воды по каждой технологической линии на бригаду с последующим суммированием по ДНС в целом и давления в общем коллекторе;
телесигнализацию предельных значений давления на выкиде станции и состояния насосов;
местное и дистанционное управление насосами;
защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем;
самозапуск электроприводов насосов после перерывов в электроснабжении;
автоматическое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего;
телеизмерение потребления электрической энергии;
автоматический отбор проб;
защиту технологического оборудования, сооружений и окружающей среды при нарушении технологического режима.
2.2.11. Кустовые насосные станции
Технические средства автоматизации КНС должны обеспечивать:
местное и дистанционное управление, контроль состояния и защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем;
местное и телеизмерение количества воды по каждому агрегату или напорным коллекторам в целом;
телеизмерение и местный контроль давления на приеме и выкиде насосов;
автоматическое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего;
телесигнализацию об остановке и экстремальных отклонениях параметров работы станции;
измерение потребляемой электроэнергии по каждому насосному агрегату;
защиту оборудования, сооружений и окружающей среды при отклонениях технологического режима.
2.2.12. Водораспределительные блоки
Технические средства автоматизации ВРБ должны обеспечивать:
местное и телеизмерение количества закачиваемой воды по отходящим водоводам;
местный контроль и телесигнализацию снижения давления на приемном коллекторе и по отходящим водоводам.
2.2.13. Водозаборные и водоподъемные сооружения
Технические средства автоматизации водозаборных и водоподъемных сооружений должны обеспечивать:
местное и дистанционное управление, регулирование технологических параметров и защиту основных и вспомогательных агрегатов;
измерение количества воды, подаваемой из отдельных источников и насосной станции в целом;
местный контроль и измерение давления на приеме и выкиде насосов;
измерение потребляемой электроэнергии по агрегатам и в целом по станциям.
2.2.14. Установки подготовки нефти, газа и воды, насосные внутренней и внешней перекачки, резервуарные парки
Технические средства автоматизации установок должны обеспечивать:
контроль и регулирование технологического процесса;
защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем;
дистанционный контроль и регистрацию текущих значений основных параметров технологического процесса и состояния технологического оборудования и управляющих механизмов;
измерение и регистрацию расходов нефти, газа и воды на технологических потоках;
измерение потребления электрической энергии, включая энергию на перекачку нефти до приемных резервуаров, управления магистральных нефтепроводов.
Конкретный объем автоматизации технологических процессов подготовки нефти, газа и воды определен РД 39-5-591-81.
2.2.15. Узлы коммерческого учета нефти
Технические средства автоматизации коммерческих узлов учета нефти должны обеспечивать:
местное и телеизмерение количества нефти в единицах массы брутто (измерение объема и плотности);
автоматический отбор проб;
автоматическое регулирование давления (расхода);
местное и дистанционное управление технологическим оборудованием;
сигнализацию предельных значений расходов нефти, давления и температуры в выходном коллекторе, а также сигнализацию наличия свободного газа в нефти и сигнализацию о загрязненности фильтров.
Примечание. 1. Измерение содержания воды, соли, серы, мехпримесей в нефти производить в лабораториях методом экспресс-анализа.
2. Поверочные средства для аттестации и поверки коммерческих узлов учета нефти рекомендуются стационарные.
Конкретный объем автоматизации узлов учета нефти должен соответствовать РД 39-5-770-82.
2.2.16. Комплекс технических средств автоматизации компрессорных станций состоит из технических средств автоматизации газокомпрессорных агрегатов и технических средств автоматизации общестанционных установок.
Технические средства автоматизации газокомпрессорных агрегатов должны поставляться комплектно с агрегатами и обеспечивать в полном объеме защиту, контроль и управление их работой.
Объем автоматизации и управления определяется в каждом конкретном случае отдельно, в соответствии с действующими правилами.
2.2.17. Объекты системы электроснабжения
Технические средства автоматизации объектов электроснабжения должны обеспечивать:
телеизмерение нагрузки по фидерам;
релейную защиту и автоматизацию подстанций и распределительных устройств в соответствии с действующими "Правилами устройства электроустановок" и "Правилами технической эксплуатации";
местное и телеизмерение потреблений активной и реактивной электроэнергии на вводах от энергосистемы на подстанции 110/35/6 кВ;
местное и телеизмерение потреблений электроэнергии на отходящих линиях нефтепромысловых потребителей;
телесигнализацию положения коммутационного аппарата;
местную и телесигнализацию аварийных ситуаций.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 516; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!