Руководящий документ РД-39-0137095-001-86 "Автоматизация и телемеханизация нефтегазодобывающих производств. Объекты и объемы автоматизации. Основные положения" (утв. Заместитель Председателя Государственного комитета СССР по науке и технике 20 января 1987 г., Министр нефтяной промышленности СССР 15 января 1987 г., Министр приборостроения, средств автоматизации и систем управления СССР 19 января 1987 г.) (прекратил действие)

Руководящий документ РД-39-0137095-001-86
"Автоматизация и телемеханизация нефтегазодобывающих производств. Объекты и объемы автоматизации. Основные положения"
(утв. Заместитель Председателя Государственного комитета СССР по науке и технике 20 января 1987 г., Министр нефтяной промышленности СССР 15 января 1987 г., Министр приборостроения, средств автоматизации и систем управления СССР 19 января 1987 г.)

ГАРАНТ:

Настоящий руководящий документ фактически прекратил действие в связи с истечением срока

Срок введения установлен с 1 января 1987 г.

Срок действия до 1 января 1990 г.

Вводится взамен

"Основных положений по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий", утвержденных приказом N 99/41/63 от 27 февраля 1969 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 и СО2 6% и 25%" будут разработаны и утверждены в первом полугодии 1987 года.

Основание для разработки РД:

- постановление ГКНТ СССР "О повышении уровня автоматизации в нефтяной промышленности" от 26 февраля 1986 г. N 48;

- указания директивных органов от 28 ноября 1986 г.;

- постановление совместной Коллегии Миннефтепрома и Минприбора СССР N 38/26 от 24 сентября 1986 г.

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 стадии 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.

1.5. При проектировании сооружений связи необходимо учитывать требуемый объем информации.

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 (Г3У);

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 Т 10/35/6 кВ), находящиеся на балансе нефтегазодобывающего предприятия.

Примечание. Перечень объектов может быть расширен в зависимости от конкретных условий обустройства и эксплуатации нефтяного месторождения.

2.2. Объем 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 групповыми 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 перегрузов 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 скважин;

защиту УЭЦН от недопустимого понижения давления на приеме насоса и повышения температуры погружного двигателя;

индивидуальный самозапуск УЭЦН при перерывах в алектроснабжении;

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 скважин, 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 выхода из строя рабочего;

телеизмерение потребления электрической анергии;

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 и КНС 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, насосы внутренней и внешней перекачки, резервуарные парки

Технические средства автоматизации установок должны обеспечивать:

контроль и регулирование технологического процесса;

защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем;

дистанционные 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.

Примечания:

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 должен 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 ПО/35/6 кВ;

местное и телеизмерение потребления 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 в 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 АСУ ТП.

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. Конкретные 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.