МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВ

ОБЪЕКТЫ И ОБЪЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

РД 39-0137095-001-86

 

 

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО НАУКЕ И ТЕХНИКЕ

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР

МИНИСТЕРСТВО ПРИБОРОСТРОЕНИЯ, СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ И СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ СССР

 

 

Руководящий документ

Автоматизация и телемеханизация нефтегазодобывающих производств

Объекты и объемы автоматизации

Основные положения

РД 39-0137095-001-86

 

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

 

Москва, 1987 г.

 

 

МИНИСТЕСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

 

Первый заместитель Министра
нефтяной промышленности
В.Ю. Филановский
26 XII 1986 г.

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВ

ОБЪЕКТЫ И ОБЪЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

РД 39-0137095-001-86

 

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Научно-производственным объединением
"Нефтеавтоматика"

Заместитель генерального директора, к.т.н.

М.А. Слепян

15 декабря 1986 г.

Заместитель генерального директора, к.э.н.

В.Г. Бабаева

15 декабря 1986 г.

Ответственный исполнитель

И.А. Якушин

15 декабря 1986 г.

СОГЛАСОВАНО:

Начальник Технического

управления Г.И. Григоращенко

Начальник Главного управления
по добыче нефти и газа А.Л. Шкуров

Начальник Управления
автоматизации и средств связи Л.Г. Аристакесян

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВ

ОБЪЕКТЫ И ОБЪЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

РД 39-5-001/38/26-86/86

 

 

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 Н₂S 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;

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.

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;

сепарационные установки;

дожимные насосные станции;

кустовые насосные станции;

водораспределительные блоки;

узлы коммерческого учета нефти;

компрессорные станции;

объекты энергоснабжения.

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.