CC BY
69
-о1
(ИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
УДК 681.5
Контроль, сигнализация, измерение и регистрация нефтяных процессов и их поэтапное развитие
И.И. ХАСАНОВ, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа Е.А. ЛОГИНОВА, инженер
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: [email protected]
В работе рассмотрены контрольно-измерительные приборы и устройства в нефтегазовой отрасли. Кратко представлены этапы их развития, модернизация. Описаны электромеханические приборы (в основном приборы телемеханики), внедрение которых позволило делать измерения ряда параметров на расстоянии. Показаны внедрения данных устройств в нефтегазовую отрасль, что привело к более надежной работе всех систем. Отмечено, что внедрение новых измерительных систем и новых методов контроля параметров привело к созданию многонаправленных и многофункциональных телемеханических комплексов. Представлен датчик измерения частотный (ДДЧ), принцип его работы и возможность использования на нефтепромыслах.
Ключевые слова: контроль, автоматизация, измерительные приборы, датчик, преобразователь.
Исходной элементной базой устройств промышленной телемеханики являются электромеханические приборы, и прежде всего электромагнитные реле, электромоторные или шаговые распределители, на основе которых разработаны самые разнообразные релейные устройства телеуправления и телесигнализации. Внедрение этих устройств позволило измерять на расстоянии числоим-пульсными методами ряд параметров в нефтяной промышленности.
Наиболее важными задачами в области телемеханики, требующими своего решения, являются: оптимальное построение логических и функциональных блоков; оптимизация логических схем на реле; повышение надежности функционирования релейно-контактных элементов в режимах относительно высокой частоты срабатывания, что было принципиально недостижимо для этих элементов, неограниченный срок службы которых в статическом режиме являлся одним из их основных достоинств с точки зрения надежности.
Проблемы помехозащищенности, как правило, не привлекали к себе особого внимания исследователей, так как пропускная способность физических каналов связи практически использовалась в незначительной степени, а энергия сигналов была несоизмеримо велика по сравнению с уровнем помех.
С использованием в промышленной телемеханике уплотненных цепей появились новые проблемы и в области помехозащищенности.
На основе электронных ламп (1950-е годы) позднее получили развитие электронные одноканальные устройства телеизмерения.
Передача измерительной информации частотным методом в диапазоне тональных и даже ультразвуковых частот потребовала проведения многочисленных работ в области теории расчета и построения специфических узлов
частотного преобразования, теории расчета блоков стабилизации измерительных цепей и т. п.
Впервые удалось практически реализовать тот теоретический опыт, который накапливался в предыдущие периоды в области построения кодовых устройств телемеханики. Исчезли границы между передачей дискретной (сигналы положения или состояния двухпозиционных объектов и команды на их включение или отключение) и аналоговой (измерение контролируемых величин) информации, которые ранее развивались не только технически, но даже и организационно как два раздельных направления в технике телемеханики.
Комплексные устройства для автоматической передачи или приема технологической информации (телесигнализация, телеуправление, телеизмерение) стали повсеместно основным направлением развития телемеханики. Переход на новую базу в области логических элементов принципиально изменил подход к надежности. В отличие от реле для элементов нового класса характерно большое число срабатываний, что позволило использовать более сложные алгоритмы обработки сигналов.
В этот период идет поиск наиболее рациональной бесконтактной логики: от феррит-диодных или пермаллоевых элементов до транзисторной логики. С целью повышения надежности функционирования элементов и их помехоустойчивости стали использовать достаточно эффективные методы кодирования, так как возрастающие скорости и объемы передачи информации даже по физическим цепям привели к более эффективному использованию пропускной способности канала.
Переход на новую элементную базу осуществлялся одновременно с переходом на новый уровень алгоритмических и схемно-технических решений. Это связано с тем, что в телемеханике быстрыми темпами шел процесс организации совместной работы средств телемеханики и ЭВМ, образуя своеобразное дистанционное устройство связи с объектом (УСО). Для начальных этапов становления нефтепромысловой телемеханики характерно развитие разнообразных методов передачи сигналов телеуправления (ТУ), телесигнализации (ТС) и телеизмерения (ТИ) при сравнительно небольшом суммарном числе сигналов в одном специализированном устройстве ТУ-ТС или ТИ. Были разработаны десятки специализированных устройств с различными принципами построения и характеристиками, методами передачи и объемами передаваемой информации.
До начала 1960-х годов такие устройства создавались на базе релейно-контактных и ламповых элементов. Позже стали пользоваться бесконтактными магнитными, транзисторными и другими элементами. Ограниченность сведений о необходимых объектах телемеханических операций и методах телеизмерения технологических параметров привела к тому, что первые устройства были разработаны применительно к условиям отдельных нефтедобывающих районов, участков и даже несовершенных технологических схем.
Эти устройства выполняли сравнительно небольшое число телемеханических операций и отличались лишь отдельными схемами и конструктивными решениями. Не нашел своего решения и вопрос автоматизации групповых замерных устройств (ГЗУ) для измерения дебита нефтяных скважин. Только с разработкой автоматического группового мерника (АГМ) было осуществлено автоматическое программное измерение дебита нефтяных скважин при групповом сборе нефти, нашедшее наиболее широкое применение в южных нефтедобывающих районах страны, где преимущественно используется трапный замер.
С усовершенствованием технологической структуры нефтепромыслов и внедрением перспективных методов контроля параметров нефтяных скважин информационная емкость систем управления и контроля быстро возрастала, что привело к целесообразности создания многонаправленных и многофункциональных телемеханических комплексов, позволяющих на многочисленных территориально рассредоточенных технологических объектах проводить телеизмерение текущих (ТИТ) и интегральных (ТИИ) значений различных режимных и расходных параметров; масштабную телединамометрию (ТД) и др. С другой стороны, эта необходимость была вызвана тем, что создание устройств специализированного применения каждый раз требовало все больших затрат времени и усилий, так как зачастую они успевали морально устареть еще до широкого их внедрения в промышленность.
В начале 1970-х годов происходит интенсивное построение аппаратуры на типовых узлах и блоках; существенное изменение подхода к построению устройства; выработка рациональных методов передачи информации; переход к адресным и комбинированным устройствам; широкое использование полупроводниковой техники.
Однако к достоверности передачи информации возрастали требования, в свою очередь, связанные с выдвижением новых задач передачи и улучшения качества каналов связи нефтепромысловой телемеханики. Ввиду этого большое распространение получили устройства с частотным методом селекции, в которых в качестве избирательных признаков для выбора и исполнения команд использовались импульсы с частотным заполнением.
В качестве канала для передачи информации на сравнительно большие расстояния в устройствах использовали телефонные линии связи.
Создание устройств, удовлетворяющих новым требованиям, оказалось возможным с разработкой новой элементной базы второго поколения - логических и функциональных субблоков комплекса. Первым таким устройством явился созданный в 1965-1968 годах в НИПИ Нефтехимав-томат совместно с Грозненским филиалом ВНИИКАНеф-тегаза (ныне НПО «Промавтоматика») телемеханический комплекс ПАТ «Нефтяник» (ТМ-600). С его установкой, с одной стороны, полностью решались вопросы телемеханизации ГЗУ для измерения дебита нефтяных скважин, с другой - телеуправление скважинами с различными способами эксплуатации, телеконтроль за их функционировани-
ем и управление работой ГЗУ с помощью этого комплекса осуществлялись одновременно. При его эксплуатации был разработан модернизированный вариант с улучшенными техническими характеристиками ТМ-600М и специализированный вариант для морских нефтегазодобывающих предприятий (НГДП) эстакадного типа - комплекс «Каспий».
Телемеханические комплексы автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) подвергались существенным изменениям, так как к ним предъявлялись новые требования:
- осуществление обмена информацией между пунктом управления на уровне цехов по добыче нефти и вычислительной машиной на уровне центральной инженерно-технологической службы НГДП;
- формирование управляющих команд и передача их на контролируемые объекты.
Перспективным становится обеспечение совместной работы телемеханических комплексов и управляющих вычислительных машин с возложением на последние функций обработки информации, формирования управляющих воздействий, стабилизации состояния объектов, оптимизации заданий и др.
Приобретает немаловажное значение возможность подключения различных первичных измерительных устройств (вибрационно-массовых расходомеров, плотномеров, датчиков расхода электроэнергии и др.), локальных устройств управления, блоков местной автоматики, разработанных и усовершенствованных в последние годы. В связи с этим по результатам исследований была разработана автоматическая система управления (стабилизации) режимами работы группы газлифтных скважин, подключенных к одной газораспределительной батарее (ГРБ).
Работа системы управления происходит автоматически, то есть по окончании регулирования параметра последнего объекта по сигналу с узла времени начинается второй цикл опроса объектов и т. д. При отклонении параметра от заданных установок на шаговый привод регулирующего вентиля в каждом цикле осуществляется единичное воздействие одинаковой длительности независимо от величины отклонения.
Количество обслуживаемых объектов - до 16; возможность изменения величины установок для каждого объекта - до 1000 с шагом изменения 10; длительность регулирующего импульса - 1,25 или 2,5 с; интервал времени повторения цикла регулирования - 2; 4; 8 мин.
Датчик давления частотный (ДДЧ) предназначен для измерения давления путем преобразования измеряемого давления неагрессивных в отношении медных сплавов и стали газов, паров и некристаллизующихся жидкостей в пропорциональный электрический частотный сигнал.
Основной областью применения ДДЧ являются системы телемеханики для рассредоточенных объектов добычи нефти (ПАТ «Нефтяник» модификация ТМ-600М), управляющий комплекс технических средств для АСУ ТП газлифтной добычи нефти, а также другие устройства, в которых происходит преобразование давления в частоту переменного тока и которые могут устанавливаться во взрывоопасных помещениях всех классов.
Преобразователь перепада давления предназначен для непрерывной выдачи информации об изменяемом перепаде (разности) давления неагрессивных в отношении медных сплавов и стали, газов, паров и некристаллизу-ющихся жидкостей в виде унифицированного частотного сигнала ГСП по ГОСТ 26.010-80.
Преобразователь предназначен для работы в комплекте управляющего комплекса технических средств для АСУ
2 • 2017
НефтеГазоХимия 47
#- ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
ТП газлифтной добычи нефти с УВТК-600, УВК-Газлифт и автоматической системы управления газораспределительной батареи при газлифтном способе добычи нефти «ГАЗЛИФТ-Л».
Преобразователь может быть установлен во взрывоопасных помещениях всех классов и на наружных установках.
Работа преобразователя заключается в том, что под воздействием измеряемого перепада давления (разности) в камерах нижняя мембранная коробка сжимается и жидкость из нее перетекает в верхнюю мембранную коробку, раздувая ее, что вызывает перемещение плунжера дифференциального частотного преобразователя линейных перемещений. С изменением положения плунжера относительно катушек индуктивности изменяются вносимые в эти катушки сопротивления.
При изменении сопротивления катушек меняются частоты генераций измерительных генераторов. Разность их частот, полученная в результате сложения и детектирования и выделенная активным фильтром низких частот на микросхеме, является выходным параметром преобразователя.
Сигнализатор предназначен для сигнализации уровней воды и нефти (или конденсата) при температуре анализируемой среды, не превышающей 80°С. Применяется при двух уровнях жидкости: воды с плотностью в пределах от 1000 до 1100 кг/м3 и нефти (или конденсата) плотностью в пределах от 760 до 920 кг/м3, имеющих четкий раздел (при толщине слоя нефти не менее 0,07 м) и находящихся в емкости под избыточным давлением не более 1,6 МПа.
Сигнализатор может быть применен во взрывоопасных помещениях всех классов и на наружных установках. По принципу действия сигнализатор является поплавковым электромеханическим коммутирующим устройством, обеспечивающим коммутацию сигнальной цепи при взаимодействиях компонентов чувствительного элемента-индикатора с хомутом нулевого уровня и поплавками. Временные интервалы между моментами сигнализации уровней (коммутации цепи уровней) соответствуют высоте уровня жидкости над нулевым уровнем и высоте слоя нефти.
Блок управления пневмоприводами типа БУН-1 предназначен для дистанционного управления распределительными и запорными вентилями, снабженными пневмоприводами, и выдачи информации (в виде кода из электрических сигналов) об адресе управляемого объекта и о его состоянии в системах автоматического измерения дебита нефтяных скважин.
Блок состоит из следующих основных частей: распределителя шагового пневматического ПШР-4; двух электропневматических клапанов ЭПК-ВЗГ; двух редукторов давления воздуха с фильтрами РДФ-ЗГТ; основания и крышки.
Работа блока осуществляется следующим образом. На вход блока подается сжатый воздух или газ давлением от 0,25 до 0,6 МПа (от 2,5 до 6 кгс/см2). Редукторами давления воздуха устанавливается давление на выходе из редуктора, равное 0,14 ± 0,014 МПа(1,4 ± 0,14 кгс/см2).
При возникновении необходимости постановки под замер дебита той или иной скважины на электропневматический клапан, управляющий ПШР-4, подаются электрические импульсы. При этом происходит переключение распределителя и установка его в положение, при котором обслуживаемый исполнительный механизм сообщается с каналом пневмопитания.
В результате попадания сжатого воздуха на исполнительный механизм происходит переключение управляе-
мого им вентиля и открытие линии, связывающей замеряемую скважину с замерной установкой. ПЩР-4, входящий в состав блока, снабжен кодовым преобразователем, выдающим данные (в виде закодированных электрических сигналов) об адресе управляемого объекта и о его состоянии на вторичный прибор.
Для управления запорным вентилем в блоке предусмотрен второй электропневматический клапан, при подаче на который электрического импульса происходит поступление сжатого воздуха или газа на исполнительный механизм запорного вентиля, в результате открывается сливная линия замерной установки. Запорный вентиль будет находиться в открытом положении на протяжении всего времени подачи электрического импульса на электропневматический клапан, управляемый им.
Блок предназначен для применения во взрывоопасных помещениях всех классов и на наружных установках.
Вентиль регулирующий типа ВРЭ-1 (в дальнейшем - вентиль) в АСУ ТП газлифтной добычи нефти предназначен для регулирования расхода воздуха и неагрессивных газов (по отношению к стали 35, алюминиевому сплаву АОМ и маслобензостойкой резине), подаваемых в скважину.
Вентиль является комплектующим изделием для автоматизированных газораспределительных батарей (БГРА).
Условное давление рабочей среды - 16 МПа. Условная пропускная способность ^1/ вентиля - от 0,63 до 6,3, а проход - 25 мм. Внутренняя расходная характеристика линейная.
Полный ход штока - от 10 до 16 мм, а величина хода штока при длительности электрического импульса, равного 2 с, находится в пределах 0,05-0,08 мм.
Принцип действия вентиля заключается в изменении его проходного сечения за счет перемещения клапана, что влечет за собой изменение расхода рабочей среды, проходящей через вентиль.
Вентиль состоит из основных частей: корпуса, клапана, седла, штока, винта, гайки, цилиндра, шестерни, колеса и электропривода.
Работа вентиля осуществляется следующим образом: при возникновении необходимости изменения расхода рабочей среды, проходящей через вентиль, на двигатель электропривода подается напряжение, в результате чего он начинает вращаться. Через кинематическую цепь шестерня-колесо вращает гайку, ограниченную от осевого перемещения. Гайка, вращаясь в подшипниках, перемещает винт, ограниченный от вращательного движения, и связанный с ним шток с клапаном в осевом направлении. При этом происходит изменение проходного сечения седла.
Для перемещения клапана в обратном направлении необходимо изменить направление вращения вала двигателя, что достигается путем его переключения.
Вентиль может эксплуатироваться как в помещениях, так и на наружных установках при температуре окружающего воздуха от -30°С до +50°С и относительной влажности до (9,5+3)% при 35°С (и более низких температурах, без конденсации влаги) в условиях вибрации с частотой до 30 Гц и виброперемещениях до 0,1 мм в макроклима-тических районах с умеренным, сухим тропическим и умеренно холодным морским климатом.
Актуальность развития газлифтного способа добычи в нефтяной промышленности и высокая эффективность внедрения АСУ ТП газлифтной добычи обусловили широкий фронт внедрения на нефтепромыслах страны, особенно в труднодоступных условиях, как, например, морская добыча, в Западной Сибири, на Мангышлаке и др. Несмотря на относительно небольшой срок с начала
разработки, был издан ряд директивных документов (постановления, планы развития народного хозяйства и т. д.), ставящих задачу широкого внедрения на нефтепромыслах АСУ ТП газлифтной добычи нефти.
АСУ ТП газлифтной добычи в разные годы экспонировалась на специализированных выставках. В 1978 году в Москве АСУ ТП была представлена на выставках «Ав-
томатизация процессов управления отраслями промышленности, предприятиями, технологическими процессами и непромышленными объектами» и «Измерительная техника, автоматизация контроля и управления» на ВДНХ. АСУ ТП газлифтной добычи нефти также была выставлена в 1983 году в Москве (выставка «Автоматизация-83») и в 1984 году в Осло (Норвегия).
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
1. Мовсумзаде Э.М., Муртазин М.Б. Очерки истории развития нефтяной промышленности Урало-Поволжского региона.уфа: Реактив,1996. 112 с.
2. Нефтяная промышленность Азербайджана за 50 лет советской власти. Баку: АзНТИНОТ, 1970. 57 с.
3. Абдуллаев А.А., Джавадов А.А., Левин А.А., Набиев И.А Телемеханические комплексы для нефтяной промышленности. М.: Недра, 1982. 198 с.
4. Абдуллаев А.А. Из опыта проектирования комплексной автоматизации нефтедобывающих предприятий Азербайджана // Нефтяное хозяйство. 1960. № 7.
5. Кублановский Л.Д. Автоматизация и телемеханизация добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1958.
6. Абдуллаев А.А., Джавадов А.А., Кязимов Н.М., Мустафаев М.М. Устройство обработки телемеханической информации // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: РТМС. М.: ВНИИОЭНГ. 1973. № 1.
MONITORING, SIGNALING, MEASURING AND RECORDING OF PETROLEUM PROCESSES AND THEIR PHASED DEVELOPMENT
KHASANOV I.I., Cand. Sci. (Tech.), Associate Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas LOGINOVA E.A., Engineer.
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia) E-mail: ilnur.mt® mail.ru
ABSTRACT
Control measuring instruments and devices in the oil and gas industry are considered in this paper. The stages of their development, modernization are briefly presented. Electromechanical devices (mainly telemechanics) are presented, the introduction of which made it possible to measure a number of parameters at a distance. The introduction of these devices into the oil and gas industry is shown, which led to a more reliable operation of all systems. It is shown that the introduction of new measuring systems and the introduction of new methods for monitoring parameters led to the creation of many directed and multifunctional telemechanical complexes. The example of the pressure sensor is frequency, the principle of its operation and the possibility of its use on oil field.
Keywords: control, automation, measuring instruments, sensor, converter.
REFERENCES
1. Movsumzade E.M., Murtazin M.B. Ocherki istorii razvitiya neftyanoy promyshlennosti Uralo - Povolzhskogo regiona [Essays on the history of devel-opment of the oil industry of the Ural-Volga region]. Ufa, Reaktiv Publ., 1996. 112 p.
2. Neftyanaya promyshlennost Azerbaydzhana za 50let Sovetskoy vlasti [Oil industry of Azerbaijan for 50 years of Soviet power]. Baku, AzNTINOT Publ., 1970. 57 p.
3. Abdullaev A.A., Dzhavadov A.A., Levin A.A., Nabiev I.A. Telemek-hanicheskiye kompleksy dlya neftyanoy promyshlennosti [Telemechanical com-plexes for the oil industry]. Moscow, Nedra Publ., 1982. 198 p.
4. Abdullaev A.A. From the experience of designing the complex automation of oil-producing enterprises in Azerbaijan. Neftyanoye Khozyaistvo, 1960, vol. 9, no. 7 (In
Russian).
5. Kublanovskiy L.D. Avtomatizatsiya i telemekhanizatsiya dobychi nefti [Automation and telemechanization of oil production]. Moscow, Gostoptekhizdat Publ., 1958.
6. Abdullaev A.A., Dzhavadov A.A., Kyazimov N.M., Mustafayev M.M. Ustroystvo obrabotki telemekhanicheskoy informatsii // Avtomatizatsiya i telemek-hanizatsiya neftyanoy promyshlennosti: RTMS [The device for processing telemechanical information. Automation and telemechanization of the oil industry RTMS]. Moscow, VNIIOENG Publ., 1973.
2 • 2017
НефтеГазоХимия 49
