Интеллектуальные системы управления нефтяными полями

Интеллектуальные системы управления нефтяными полями


Автоматизация скважин заключается, прежде всего, в контроле таких технологических параметров, как динамограмма, динамический уровень жидкости, ваттметрограмма, потребляемый ток, частота качаний, влияние газового фактора, давление на устье скважины, суточная производительность скважины. Функции управления должны обеспечивать дистанционное включение и отключение приводного электродвигателя, аварийное отключение установки, периодический режим эксплуатации, плавный пуск и плавное регулирование скорости вращения электродвигателя при помощи преобразователя частоты.

Существующая на сегодняшний день система управления отдельной скважиной, предназначением которой является управление эффективностью отдельной скважины, проста в применении. Но она также имеет некоторые недостатки: по каждой скважине требуется проводить необходимые измерения и пробы, недостаток автоматизированных средств, велика трудоемкость наладочных операций, кроме того, необходимы специалисты, которые бы давали указания на объекте. В соответствии с фактическим положением на нефтяных полях, нефтяные скважины чаще расположены группами. Если применять централизованное управление, интеллектуальный контроль и также осуществлять раздельное управление, то можно заметно облегчить наладку и уменьшить объем работ по обслуживанию.

В решении этого вопроса неотвратимой тенденцией развития является создание
цифровых интеллектуальных систем управления нефтяными полями.

Внедрение системы позволит:
- Увеличить добычу на 20%  при условии существования потенциала для увеличения добычи за счет непрерывного анализа дебитов, отсечек, давлений, температур и других данных.
- Уменьшить энергопотребления на 40% за счет оптимизации работы в зависимости от реальной обстановки в скважине и применения частного преобразователя.
- Увеличить межремонтного периода и продление срока службы оборудования на 25% за счет исключение «тяжелых» пусков, оптимизации рабочих режимов оборудования и своевременного диагностирования неисправностей.
- Уменьшить времени простоев на 40% за счет предотвращения прогнозируемых аварий, быстрого информирования диспетчеров о факте аварии и заведомо имеющейся информации о типе неисправностей по последней динамограмме.
- Уменьшить затрат на сервисное обслуживание хорошо работающих скважин на 80% за счет дистанционного мониторинга хорошо работающих скважин и минимизации выездов специалистов на месторождения.
- Централизованно управлять до 10 000 скважин с помощью систем дистанционного инженерного анализа и управления.
- Автоматизировать учет производства.
- Эффективно использовать ресурсы нефтяной компании.
Интеллектуальная цифровая система управления предполагает установку на каждой скважине одного шкафа управления для сбора параметров физических величин, расчета рабочих диаграмм, размещения блоков дистанционного управления, беспроводных терминалов и др.

Система управления группой нефтяных скважин


После объединенного управления сервером, командный сигнал через беспроводной мост передается на каждый беспроводной терминал. Беспроводной терминал проводит распознавание адреса и сигнал, касающийся данной скважины, передается на блок удаленного управления, а блок удаленного управления управляет частотно-регулирующим устройством привода. Здесь частотно-регулирующее устройство привода ассоциируется с системой управления одной скважины. Частотно-регулирующее устройство привода приводит во вращение электродвигатель. В конечном итоге нагрузка движущихся частей опять фиксируется датчиками.

Таким образом, формируется один закрытый контур управления, сосредоточивающий управление, интеллектуализацию, рабочее место без участия человека, всепогодную систему управления. Расширенное внедрение данной системы полезно для повышения автоматизации нефтяных полей, их модернизации и серьезного увеличения эксплуатационной эффективности.
1.    Аппаратная часть:

•    Датчики;
•    Станции управления, включающие 4-х квадрантный преобразователь частоты с управляемым выпрямителем;
•    Система телемеханики для связи с сервером.

2.    Программная часть:
•    Программное обеспечение верхнего уровня.

Станции управления могут быть укомплектованы двумя типами преобразователей частоты (ПЧ):
1.    2-х квадрантами ПЧ с тормозными резисторами.
2.    4-х квадрантными ПЧ с управляемым выпрямителем тока с бездатчиковым векторным управлением со встроенным программным обеспечением для управления насосом.

Типовая архитектура интеллектуального месторождения
 
Обратная связь
Наши специалисты ответят на Ваш вопрос в течение 3 часов
Отправить