РД 39-0137095-001-86 Автоматизация и телемеханизация нефтегазодобывающих производств. Объекты и объемы автоматизации. Основные положения
МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВ
ОБЪЕКТЫ И ОБЪЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО НАУКЕ И ТЕХНИКЕ
МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР
МИНИСТЕРСТВО ПРИБОРОСТРОЕНИЯ, СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ И СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ СССР
Заместитель Председателя Государственного комитета СССР по науке и технике
Министр нефтяной промышленности СССР
Министр приборостроения, средств автоматизации и систем управления СССР
Автоматизация и телемеханизация нефтегазодобывающих производств
Объекты и объемы автоматизации
Разработан на основе использования современных приборов и технических средств, микропроцессорной техники, других достижений в этой области, обеспечивающих усиление телеметрического контроля за работой добывающих и нагнетательных скважин
Вводится в действие на нефтегазодобывающих предприятиях Министерства нефтяной промышленности СССР с января 1987 г.
Разрешается Министерству нефтяной промышленности СССР вносить изменения в настоящее положение, обеспечивающие повышение уровня автоматизации и телемеханизации нефтегазодобывающих предприятий
Вводится взамен «Основных положений по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий», утвержденных приказом № 99/41/63 от 27.02.69
МИНИСТЕСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Первый заместитель Министра
нефтяной промышленности
В.Ю. Филановский
26 XII 1986 г.
АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВ
ОБЪЕКТЫ И ОБЪЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ
НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:
Научно-производственным объединением
«Нефтеавтоматика»
Заместитель генерального директора, к.т.н.
Заместитель генерального директора, к.э.н.
управления Г.И. Григоращенко
Начальник Главного управления
по добыче нефти и газа А.Л. Шкуров
Начальник Управления
автоматизации и средств связи Л.Г. Аристакесян
АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВ
ОБЪЕКТЫ И ОБЪЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ
Вводится взамен
«Основных положений по обустройству автоматизации нефтедобывающих предприятий», утвержденных приказом
№ 99/41/63 от 27.02.69
Срок введения установлен с 1 января 1987 г.
Срок действия до 1 января 1990 г.
Настоящий руководящий документ (РД) разработан в соответствии с действующими государственными и отраслевыми руководящими документами.
Настоящий РД устанавливает единый подход к автоматизации нефтедобывающих предприятий, определяет объемы автоматизации и телемеханизации основного производства, обеспечивающий повышение производительности труда за счет внедрения малолюдной технологии. Действие руководящего документа распространяется на все работы по созданию технических средств автоматизации и автоматизированного оборудования, проектированию новых и реконструируемых автоматизированных объектов нефтегазодобывающего производства Министерства нефтяной промышленности, их строительству и эксплуатации.
Необходимым условием разработки проектов является экономическое обоснование целесообразности автоматизации данного района или объекта нефтедобычи.
Отклонения от настоящего РД, обусловленные специфическими и нетрадиционными условиями разработки и эксплуатации месторождений (например — шахтный способ добычи нефти, вторичные методы воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи), должны согласовываться с головными организациями по направлениям деятельности и Управлением автоматизации и средств связи Миннефтепрома.
Применение комплекса технических средств, разрабатываемых по программам Государственного комитета по науке и технике, отраслевым и межотраслевым программам, обязательно по мере завершения их разработки, испытаний и освоения серийного производства.
Настоящий РД не распространяется на требования к объемам и средствам автоматизации при обустройстве месторождений с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа (Тенгиз и другие). До утверждения специального РД уровень автоматизации определяется индивидуально по каждому конкретному объекту.
РД «Основные положения по автоматизации объектов обустройства месторождений с содержанием Н2 S и СО2 6% и 25% будут разработаны и утверждены в первом полугодии 1987 г.
Основание для разработки РД:
— постановление ГКНТ СССР «О повышении уровня автоматизации в нефтяной промышленности» от 26 февраля 1986 г. № 48;
— указания директивных органов от 26 ноября 1986 г;
— постановление совместной Коллегии Миннефтепрома и Минприбора СССР № 38/26 от 24.09.86.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Технические средства автоматизации и телемеханизации, включая первичные датчики и приборы, оборудование телемеханики, микропроцессорную технику, должны составлять основу технической базы автоматизированных систем управления технологическими процессами и производствами (АСУ ТП и АСУП) добычи нефти и соответствовать их основным требованиям.
1.2. Требования к выбору технических средств автоматизации и телемеханизации, автоматизированного оборудования при проектировании:
технические средства автоматизации и автоматизированное оборудование должны соответствовать требованиям государственных и отраслевых стандартов или технических условий, утвержденных и прошедших регистрацию в установленном порядке;
рекомендуется применять технические средства автоматизации и телемеханизации, базирующиеся на микропроцессорной технике;
необходимо повсеместно применять серийно выпускаемое оборудование, а в отдельных случаях допускается применение технических средств автоматизации и автоматизированного оборудования, находящихся в стадиях разработки или промышленного освоения, при условии согласования их поставки с соответствующими органами;
технические средства сбора и передачи информации должны обеспечивать нормальное функционирование в работе по каналам связи, соответствующим общесоюзным нормам и учитывать возможность их стыковки с действующими системами телемеханики.
Применение импортных технических средств автоматизации и автоматизированного оборудования должно быть согласовано с соответствующими организациями Миннефтепрома.
1.3. Технические средства автоматизации и телемеханизации должны обеспечивать управление технологическими объектами нефтегазодобычи:
местное — непосредственно на технологическом объекте;
дистанционное — из помещения аппаратурного блока или операторной;
телемеханическое или в сетевом режиме — с верхнего уровня управления (диспетчерского пункта промысла или района);
1.4. Объем и порядок приема и передачи информации между уровнями управления производится по установленному регламенту в соответствии с РД 39-5-1075-84.
2. 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;
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.
3. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕДОБЫЧИ
3.1. Телемеханизации подлежат следующие нефтепромысловые объекты:
все эксплуатационные скважины при кустовом обустройстве месторождения, а в других случаях — при наличии технико-экономического обоснования;
автоматизированные групповые и индивидуальные установки по замеру дебита скважин;
установки для распределения газа при газлифтной эксплуатации;
путевые и устьевые нагреватели;
установки дозирования химреагентов и ингибиторов коррозии;
дожимные насосные станции;
кустовые насосные станции;
узлы коммерческого учета нефти;
3.2. Общие требования
3.2.1. Для телемеханизации технологических объектов цехов нефтегазодобывающего производства должны применяться технические средства сбора, передачи и обработки информации, предназначенные, в основном, для:
обеспечения производственных служб цеха информацией о ходе технологического процесса;
оперативного изменения режимов работы технологических объектов в автоматическом режиме с помощью систем управления;
формирования информации для передачи ее в систему обработки данных предприятия.
3.2.2. В целях телемеханизации следует применять сопрягаемый комплекс технических средств сбора, передачи и обработки информации для комплекса добычи, поддержания пластового давления и энергоснабжения промыслов с отображением информации на районный диспетчерский пункт. Допускается применение индивидуальных телемеханических устройств для цехов со сложившейся структурой управления.
3.2.3. Диспетчерский пункт промысла, должен, как правило, размещаться в здании аппарата управления цеха добычи нефти и газа или на его территории.
3.2.4. Система сбора, обработки и передачи информации на уровне районного диспетчерского пункта должна обеспечивать возможность решения задач контроля и управления технологией добычи нефти и газа, поддержания пластового давления и энергоснабжения нефтепромысловых объектов, формирования и обмена информацией с уровнем управления предприятием в объеме, определенном условиями функционирования АСУТП.
3.2.5. Телесигнализация о текущем состоянии объектов и возникновении аварийных ситуаций, а также о несанкционированном доступе в станции управления и помещения контрольно-измерительных приборов на промыслах, должна поступать от всех телемеханизированных объектов: добычи и сбора нефти и газа; поддержания пластового давления; подготовки и сдачи нефти, газа и воды; энергоснабжения и компрессорных станций соответствующим диспетчерским и технологическим службам, а также АСУ ТП.
Примечание. Конкретно объемы телемеханизации должны соответствовать предусмотренным в разделе 2.2 объемам телеизмерения, телесигнализации и телеуправления с учетом требований и объемов, проектируемых на этой базе АСУ ТП.