СКАЧАТЬ:  kursovaya.zip [258,21 Kb] (cкачиваний: 65)

2. Введение

Заводнение продуктивных пластов с целью интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента нефтеотдачи в настоящее время широко применяется в отечественной и зарубежной практике при разработке нефтяных месторождений.

Многолетний опыт внедрения этого метода показывает его высокую эффективность как на новых, так и на истощенных месторождениях с однородными и неоднородными коллекторами, при малой и повышенной вязкости нефти. Благодаря этому масштабы применения заводнения пластов с каждым годом возрастают. Поэтому в настоящее время в нашей стране и за рубежом заводнение нефтяных пластов является основным методом интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента нефтеотдачи.

Согласованная работа всех звеньев системы ППД, четкая координация управления насосными станциями, установление рациональных режимов работы взаимосвязанных сложных производственных процессов внутри станций и технологических звеньев, возможно только при широком применении современных средств автоматики и телемеханики.

Автоматизация и телемеханизация объектов ППД должны обеспечить надежную их работу при отсутствии оперативного обслуживающего персонала. С этой целью схемой автоматизации должны быть предусмотрены автоматическая защита оборудования от аварийных режимов, автоматическое включение резервного оборудования в случае аварийного отключения основного, централизованное дистанционное управление насосными агрегатами и управляемыми задвижками, сигнализация на диспетчерский пункт об исполнении команд, аварийных ситуациях и передаче измерительной информации.

3. Технологическая часть

3.1. Системы заводнения 

Нефтяные месторождения разрабатываются высокими темпами, достигающими 6-8% отбора нефти в год от промышленных запасов. Однако если при этом не восполнять израсходованный запас пластовой энергии, происходит быстрое падение пластового давления. При падении этого давления ниже давления насыщения из нефти выделяется газ, увеличивается газовый фактор, напорный режим работы залежей переходит в режим растворенного газа, дебиты скважин резко снижаются. В результате не обеспечивается полнота отбора нефти из залежи и на многие годы затягивается ее разработка.

Наиболее эффективное мероприятие по обеспечению высоких коэффициентов нефтеотдачи при высоких темпах отбора нефти и газа из залежей – искусственное поддержание пластовой энергии путем закачки воды в продуктивные пласты. Чтобы не допустить падения пластового давления ниже давления насыщения, с самого начала разработки залежи следует применять методы поддержания давления.  Поддержание пластового давления производят путем законтурного или внутриконтурного заводнения при различных комбинациях этих процессов.

Законтурное заводнение применяют на сравнительно небольших по размерам залежах с однородными литологическими коллекторами и хорошей проницаемостью их в законтурных частях. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200-500 м от внешнего ряда добывающих скважин.

Добывающие скважины располагают внутри контура нефтеносности параллельно внешнему контуру нефтеносности. Одновременно можно эксплуатировать 2-3 ряда добывающих скважин. Если эксплуатировать одновременно большее число таких скважин, энергия напора краевых и нагнетаемых вод будет экранироваться первыми рядами добывающих скважин, а скважины, расположенные во внутренних рядах, будут эксплуатироваться при режиме растворенного газа.

При низкой проницаемости пород продуктивного пласта нагнетательные скважины размещают на небольшом расстоянии от контура нефтеносности или непосредственно на этом контуре в более проницаемых частях залежи. Такой вариант называется приконтурным заводнением.

При разработке значительных по размерам нефтяных залежей применяют внутриконтурное заводнение, сущность которого заключается в том, что площадь залежи разрезается рядами нагнетательных скважин на отдельные участки, которые затем разрабатываются как самостоятельные залежи.

При закачке воды на линии нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. Очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, со временем увеличиваются, в результате чего они сливаются, образуя единый вал воды, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении.

Добывающие скважины располагают рядами, параллельными рядам нагнетательных скважин. Расстояние между рядами, а также между отдельными скважинами определяют в зависимости от геолого-физической характеристики залежи.

В результате этого используют различные комбинации метода поддержания пластового давления: центрального, осевого, кольцевого, очагового, блокового, избирательного.

В системах ППД на нефтяных месторождениях восточных районов применяют две схемы подачи воды. При первой схеме воду забирают из-под русловых скважин и подают непосредственно в магистральный водовод. В процессе фильтрации через пласты (инфильтрационный забор) эта вода очищается, и нет необходимости в дополнительной ее очистке.

При второй схеме вода поступает самотеком из открытых водоемов на станцию I подъема, откуда ее подают на станцию очистки воды. Очищенная вода забирается станцией II подъема и подается в магистральный водовод. По магистральным водоводам вода поступает на кустовые насосные станции, откуда по нагнетательным скважинам закачивается в пласт.

3.2. Источники водоснабжения 

Водозаборные скважины в системе ППД являются источниками подачи воды и разделяются на сифонные и насосные. Водозаборные скважины сифонного типа обычно расположены вдоль реки в нескольких десятках метров друг от друга. Каждая скважина оборудована каркасно-стержневым фильтром с гравийной засыпкой. Высота фильтра – несколько метров, диаметр до 300 м. На устье скважины предусмотрены штуцер для подключения контрольно-измерительных приборов и задвижки, размещенная в железобетонном колодце диаметром 1,5 м. Скважины соединены несколькими сифонными водоводами, присоединенными к вакуумным котлам, расположенным в помещении насосной станции I подъема.

Водозаборные скважины с индивидуальным насосным оборудованием сооружают в тех случаях, когда водоносные пласты залегают ниже поверхности земли более чем на 8 м и поэтому сифоном невозможно поднять воду из скважины или требуется большое заглубление насосной станции, скважин и коллекторов. Скважины оборудованы индивидуальными насосами, развивающими напор от 10 до 50 м.

Насосные станции I подъема предназначены для забора воды от источников водоснабжения. Если прием осуществляется  от инфильтрационного сифонного водозабора, станцию размещают в здании, заглубленном на несколько метров. Оборудование станции состоит из трех или четырех центробежных насосов АЯП или НДВ, двух вакуум-насосов и двух вакуумных котлов, к которым присоединены сифонные водоводы.

Насосные станции II подъема являются промежуточными перекачивающими объектами. Обычно они однотипны и отличаются тем, что они находятся полностью под заливом, другие – частично.

3.3. Подготовка воды 

На станциях очистки воду открытых источников, предназначенную для закачки в пласты, для ускорения осаждения в ней взвешенных веществ предварительно обрабатывают растворами реагентов. Затем она отстаивается в вертикальных, радиальных либо горизонтальных отстойниках. Из отстойников вода с содержанием 12-32 мг/л взвешенных твердых частиц отводится на фильтры.

Станции очистки воды оснащены смесителями, осветлителями, фильтрами и резервуарами чистой воды, которые предназначены для приготовления раствора коагулянта из глинозема (сернокислого алюминия), вызывающего коагулирование механических взвесей в воде при добавлении его в воду. В растворные баки насыпают глинозем, заливают воду и в течение нескольких часов перемешивают воздухом от вакуум-насосов. Смесь отстаивается несколько часов. Затем полученный раствор перекачивают в дозаторные баки, откуда он самотеком поступает в определенной дозе в смесители. Смесители (две конусообразные емкости) представляют собой промежуточное звено, в котором происходит равномерное распределение реагента в воде. Раствор коагулянта в смесителе поступает сверху, а вода – снизу, т.е. навстречу потоку, вследствие чего происходит бурное перемешивание.

Осветлители предназначены для основной очистки воды от механических взвешенных частиц. Вода в них подается по центральной трубе, расходится по радиальным трубам в днище и, проходя через решетчатые листы, равномерно поднимается вверх. Взвешенные частицы в результате коагуляции удерживаются в воде на определенной высоте и служат фильтром, задерживающим взвеси, которые время от времени проваливаются в карманы люка. В осветлителях вода очищается от механических взвесей на 95%. Поднимаясь вверх, вода переливается через борта в желоба и самотеком поступает в фильтры.

Фильтры служат для завершения процесса очистки воды, закачиваемой в пласты. Фильтры представляют собой бетонные емкости, на дне которых лежит двухфракционный слой песка толщиной около 80 см. Вода, проходя через слой песка, по винипластовым трубам самотеком поступает в резервуары чистой воды.

На очистных сооружениях ОАО «Татнефть» применяются преимущественно скоростные гравийно-песчаные фильтры открытого типа, удобные в эксплуатации.

Сточные нефтепромысловые воды образуются в результате обезвоживания и обессоливания обводненной нефти на установках комплексной подготовки нефти. Методы очистки сточных вод не отличаются от методов очистки поверхностных вод, но дополнительно предусматривается извлечение из них нефти.

В последние годы разработаны новые методы очистки сточных вод от нефти и взвешенных твердых частиц: экстракционный, адгезионно-каскадный, с применением коалесцирующих фильтров и др.

В настоящее время на промыслах ОАО «Татнефть» вся вода, поступающая вместе с нефтью в ЦКПН, после очистки и обработки химическими реагентами закачивается в продуктивные пласты.

3.4. Кустовые насосные станции

Кустовые насосные станции являются основным технологическим объектом системы заводнения. Каждая КНС состоит из машинного зала, в котором расположены насосные агрегаты с обвязкой и арматурой, камеры напорного коллектора, где установлена распределительная гребенка, находящаяся под высоким давлением; помещений распределительного устройства напряжения 6 кВ и обслуживающего персонала; аппаратной с размещенными в ней приборами управления насосными агрегатами; открытой подстанции напряжением 35/6 кВ, монтируемой независимо от самой КНС.

Как правило, в соответствии с подачей насосов и средней приемистостью скважин (Q_с=450 м³/сут) один насос обслуживает до восьми скважин.

Нагнетательная скважина предназначена для закачки воды в пласт. Конструктивно она представляет собой колонну обсадных труб, в которую опущены лифтовые трубы. Через них закачивают воду в пласт.

Блочные кустовые насосные станции (БКНС) предназначены для закачки очищенной воды в продуктивные пласты.

В зависимости от числа скважин на этих станциях устанавливают от двух до восьми центробежных насосов с давлением нагнетания от 4 до 20 МПа (один или два из них резервные). Каждая БКНС обслуживает 15-20 нагнетательных скважин. В зависимости от числа установленных насосных агрегатов БКНС могут обеспечивать подачу воды 3600, 7200, 10800 м³/сут.

Принцип действия БКНС следующий. Из магистрального водовода вода поступает в приемный коллектор, откуда попадает в центробежные насосы, приводимые в движение электродвигателями. Пройдя насосы и дистанционно управляемые задвижки, вода попадает в высоконапорный коллектор-распределитель, где давление доходит до 9,5-19 МПа. Из этого коллектора через задвижки и расходомеры вода направляется в нагнетательные скважины.

На случай вынужденного прекращения подачи воды из магистральных водоводов в системе БКНС предусмотрены металлические резервуары вместимостью 400 м³, обеспечивающие работу насосных агрегатов в течение 2 часов.

В схеме БКНС предусмотрена возможность промывки скважин и разводящих водоводов изливом, а также дренажем призабойной зоны для очистки ее от закупоривающего материала. Для этого задвижки закрывают, грязную воду отводят в пруды-испарители через специальный коллектор.

Современные КНС полностью автоматизированы и работают без обслуживающего персонала.

3.5. Описание технологической схемы  КНС с автоматизацией

Для законтурного и внутриконтурного заводнения нефтяных залежей на промыслах сооружаются мощные насосные станции. В последнее время их стали строить по блочному принципу и полностью автоматизировать, что дает большой экономический эффект. С применением блочных установок сроки обустройства нефтяных промыслов сократилось, если раньше на это требовалось 1,5-2 года при сооружении стационарных насосных станций, то теперь при применении блочных кустовых насосных станций нужно 3-4 месяца.

В настоящее время сооружаются типовые блочные кустовые насосные станции  (БКНС) с насосами типа ЦНС, РЭДА, ПЭ, УЭЦН, АНТ.

В состав типовой БКНС входят: насосная, состоящая из насосных и аппаратурных блоков; камера переключения из одного или двух блоков; напорная гребенка; блок электроснабжения с распределительным устройством 6 кВ.

В БКНС можно комбинировать типы и количество блоков, получая различную производительность, осуществлять глубокие вводы электроэнергии (35 кВ) и т.п.

В НГДУ "Прикамнефть" объектом автоматизации является цех поддержания пластового давления (ЦППД), основной задачей которого является закачка рабочего агента в нефтяные пласты с целью поддержания пластового давления. Технологическими объектами управления (ТОУ) являются кустовые насосные станции.

В качестве рабочего агента используется сточная и пресная вода.

Закачка рабочего агента (пресной или сточной воды) в нефтяные пласты через нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления осуществляется кустовыми насосными станциями (КНС) блочного и стационарного исполнения, а также центробежными погружными установками (УЭЦП).

В состав технологического оборудования КНС входят:

• насосные агрегаты, могут быть двух классов:

                        а) насосные агрегаты с насосами типа ЦНС 25 - 1400 и высоковольтными (6 кВ) синхронными (типа СТД-1600) или асинхронными (типа АТД-1600) двигателями (количество насосных агрегатов на каждой КНС от 1 до 3);

                 б) насосы импортного производства Reda; их количество может составлять от одного до пяти для каждой КНС; агрегаты Reda в значительной степени отличаются от агрегатов отечественного производства, а именно:

-   имеют свой набор автоматики, отвечающей за аварийное отключение  насосного агрегата в случае возникновения аварийной ситуации;

-   позволяют контролировать причину остановки насосного агрегата; не имеют проточной системы смазки;

-   блочные гребенки (БГ) для распределения и учета воды по водоводам (1-2 БГ на КНС; количество водоводов на одной БГ до 8), кроме того, имеется пять отдельно-стоящих полевых БГ; учет воды производится по каждому водоводу БГ отдельно с помощью расходомеров типа СВУ (0,6-800 м³/час);

-   дренажная система (дренажная емкость с одним или двумя дренажными насосами); контроль уровня в дренажной емкости производится с помощью сигнализаторов уровня (СУ, 0,25-30 м);

-   вентиляторы и электроотопители;

-   удаленные блоки гребенок, которые могут располагаться на значительном удалении от КНС.

Каждый насосный агрегат имеет раздельную систему смазки для насоса и электродвигателя.

Технологический объект БГ позволяет управлять и контролировать  процесс закачки рабочего реагента в пласт, распределением расхода по скважинам.

Для осуществления комплексной  автоматизации БКНС разработан комплект аппаратуры автоматизации водонасосных станций, выполненный как отдельный самостоятельный блок, к которому подводятся проводные связи от всех датчиков, необходимых для автоматического управления насосами. Аппаратура привязывается к любой системе телемеханики.

В насосный агрегат входят:

• датчикb температуры типа ТСМ и ТСМУ - для контроля температуры каждого подшипника двигателя и насоса, температуры обмоток статора электродвигателя, а также температуры воздуха в помещении;
• электрифицированная напорная задвижка на выходе со своим релейным блоком, а также 2 маслонасоса, 2 маслобака, 2 маслоохладителя и вакуумный выключатель;
• датчики давления на входе в насос и выходе из насоса, датчики давления масла в масляной линии (Метран);
• датчики-сигнализаторы уровня (СУ, 0,25-30 м), предназначенные для контроля уровня воды, поступающей в виде утечек через торцевые уплотнители насоса, и контроля уровня масла в маслобаках;
• датчики вибрации электродвигателя и насоса (ВК).

Электродвигатель каждого агрегата присоединяется к сети 6кВ через высоковольтный выключатель, имеющий соленоидный привод типа ПС с включающим соленоидом и отключающей катушкой.

От чрезмерных перегрузок и коротких замыканий электродвигатель защищается максимально-токовым реле типа РТ-80, включенным через трансформатор тока. При срабатывании этого реле оно включает отключающую катушку привода ПС, и электродвигатель останавливается. Одновременно с этим подается команда на закрытие напорной задвижки на насосе.

Схема автоматизации насосной станции допускает возможность проведения ряда автоматических операций без обслуживающего персонала в насосной. Для этого на панелях комплекта аппаратуры для каждого насосного агрегата имеется ключ управления, который может устанавливаться в следующие четыре положения.

«А» Автоматика. При этом положении ключа управления агрегат включается и работает, автоматически поддерживая заданное давление путем изменения проходного сечения напорной задвижки насоса по командам электроконтактного манометра.

«РУ» Ручное. При этом агрегат управляется с помощью местной дистанционной аппаратуры. Этот режим используется, когда обслуживающий персонал присутствует на насосной, он позволяет в случае необходимости вручную пустить и остановить данный насосный агрегат.

 «ТУ» Телеуправление. В этом положении ключа управления агрегат остается в резерве и может включатся и отключатся по командам с диспетчерского пункта.

При помощи комплекса средств автоматизации, установленных на КНС, может осуществляться также аварийная остановка каждого работающего насосного агрегата путем отключения его электродвигателя от сети в следующих случаях:

• при перегреве выше допустимого предела подшипников насоса и его электродвигателя по команде от каждого датчика температуры вследствие нарушения равновесия электрического моста, в плечо которого этот датчик включен;
• при срабатывании релейной защиты электродвигателя независимо от режима работы насоса;
• при отказе в залив насоса водой при его пуске;
• в случае затяжного пуска насоса;
• при пробое сальников уплотнения;
• при отказе масляного выключателя и маслонасоса.

Кустовые насосные станции являются объектами телемеханики, от них на диспетчерский пункт поступает информация о количестве воды, закачанной в пласт, и обобщенный аварийный сигнал при нарушении работы насосной станции.

2.2 КОМПЛЕКС ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

На основании сигналов ТИТ, ТИИ, ТС, формируемых в блоке насосов, блоке приема утечек и блоке напорной гребенки, и поступающих в контроллер, выбираются соответствующие средства контроля, измерения, регулирования и управления.

Для измерения температуры подшипников электродвигателя (переднего и заднего), подшипников насоса применяется термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ, также измеряется и температура статора электродвигателя и линии разгрузки, для этого используется термопреобразователь сопротивления медный ТСМ, который работает в комплекте с измерительным преобразователем модульным ИПМ. В машинном зале КНС температура измеряется с помощью термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом ТСМУ.

Насосный агрегат и электродвигатель имеют раздельную систему смазки. Для измерения давления масла в маслосистеме электродвигателя и насоса, воды на приеме и выкиде насоса применяется датчик избыточного давления МЕТРАН. На прямом участке приемного водовода устанавливается датчик разности давлений на фильтре приемного водовода.

Расход воды на приеме насосного агрегата, а также на блоке гребенок измеряется ультразвуковым счетчиком воды ВЗЛЕТ, имеющим блок преобразующий интегрирующий. Технологический объект БГ позволяет управлять и контролировать процесс закачки рабочего реагента в пласт, распределением расхода по скважинам.

Вибрацию насоса и электродвигателя измеряют датчиками вибрации ВК, осевое смещение вала насоса датчиком осевого сдвига вала.

Вследствие возникновения утечек через торцевые уплотнения насоса есть необходимость установить сигнализаторы уровня (стержневые) воды.

В маслосистемах насоса и электродвигателя также измеряется уровень: высокий и низкий уровень масла в масляных баках.

Потребляемый ток измеряется датчиком измерения тока статора электродвигателя.

В распределительном устройстве устанавливается счетчик электроэнергии Альфа.

Для сигнализации опасных концентраций сероводорода и углеводорода используются датчик-газоанализатор ДАХ и датчик-сигнализатор ДАТ соответственно.

Также предусмотрена сигнализация о несанкционированном доступе в технологическое помещение КНС.

1.3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

1.3.1 СИСТЕМА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

ОАО «Татнефть» является крупнейшим потребителем электроэнергии. В составе энергетического комплекса функционируют линии электропередач (ЛЭП) 110/35 кВ, обеспечивающие межсистемную связь, а также кольцевые, магистральные и радиально-магистральные, образующие промысловые распределительные сети. Указанные ЛЭП оснащаются устройствами автоматического повторного включения (АПВ), автоматического ввода резерва (АВР), автоматической частотной разгрузки (АЧР) и автоматического повторного включения после АЧР (ЧАПВ). Среди электроустановок имеются потребители первой, второй и третьей категории по надёжности и бесперебойности электроснабжения.

Контроль количества потребляемой электрической энергии в масштабе реального времени в темпе производства для такого потребителя позволяет снижать затраты производства.

Автоматизированная система контроля и учёта потребления электроэнергии (АСКУЭ) позволяет повысить точность и достоверность учёта электроэнергии. Система должна с достаточной точностью выполнять сбор информации о величине потоков энергии, потребляемой ОАО «Татнефть» из энергосистемы и выдаваемой сторонним потребителям. Система должна обеспечивать сбор этой информации от электросчётчиков, её обработку, архивирование на объектах и возможность выдачи этой коммерческой информации в масштабе реального времени.

В настоящее время объекты обустройства и эксплуатации нефтяных месторождений  ОАО «Татнефть» обеспечиваются электроэнергией от следующих генерирующих источников электроэнергии: Заинской ГРЭС, Нижнекамской ГЭС, Нижнекамской ТЭЦ и от подстанций «Бугульма-500» через сети предприятий электрических сетей: Альметьевских, Бугульминских, Чистопольских, Нижнекамских и Елабужских ОАО «Татэнерго», а также через подстанции: 110/35/6 кВ, 110/6/10 кВ, находящиеся на балансе и обслуживании предприятий ОАО «Татнефть».

Исходя из вышесказанного ОАО «Татнефть» имеет огромный объем энергохозяйства, и эта система электроснабжения требует контроля и учёта электроэнергии, как с технической стороны, так и с коммерческой. Для того чтобы, осуществлялся точный, полномасштабный учёт электроэнергии, необходимо наличие технических и экономических средств.

На сегодняшний день, в ОАО «Татнефть», полностью организована система учёта электрической энергии благодаря установленным счётчикам серии «АЛЬФА» и «ЕвроАЛЬФА», которые установлены на подстанциях балансовой принадлежности 35/6 кВ и ниже.

Однако, для получения информации о потреблении электрической энергии, необходимо снятие показаний со счётчиков. Это влечёт за собой необходимость наличия «связующего звена» между точками учёта и «предприятием». Таким «связующим звеном», на сегодняшний день в ОАО «Татнефть», являются сотрудники предприятия, которые вынуждены выполнять плановые посещения точек учёта, с целью снятия показаний. Все эти плановые посещения требуют дополнительных затрат. Сокращение этих затрат было достигнуто благодаря внедрению автоматизированной системы контроля и учёта электрической энергии (АСКУЭ) на базе программного пакета «Диск-110», который на данный момент обеспечил связь счетчиков и центрального компьютера - Энергосервер. Энергосервер, на основе полученных показаний со счётчиков, создаёт базу данных энергопотребления, и ведёт запись событий, происходящих в каждой точке учёта. Связь между компьютером (коммуникационный сервер) и счётчиком осуществляется системой телеметрии, на основе модемной связи (рисунок 1.1).

Возможны два варианта получения информации от счётчика:

- запрос на получение информации об измеренных величинах электропотребления и диагностики работоспособности счётчика за один дозвон до удалённого модема. В этом случае инициатором запроса является коммуникационный сервер.

- счётчик, через канал модемной связи, осуществляет дозвон до коммуникационного сервера по определённому графику. В этом случае инициатором установления связи является счётчик электрической энергии.

Рисунок 1.1 Структурные схемы связи с удалёнными счётчиками

1.3.2 ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

В системе электроснабжения НГДК основную нагрузку несут распределительные подстанции 35/6 кВ, распределительные устройства. От них получают питание кустовые насосные станции (КНС), дожимные насосные станции (ДНС), КТП станков-качалок, КТППН установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), сборные пункты (СП), установки по подготовке высокосернистой нефти (УПВСН), установки внутрискважинной перекачки (УВСП), а также другие маломощные потребители электрической энергии (ГЗУ, совхозы, колхозы и т.п.).

Объекты электроснабжения можно разделить на следующие типы - головные подстанции 110/35/6кВ, подстанции 35/6кВ и распределительные устройства РУ6кВ. Объекты в основном типовые, располагаются в закрытых не отапливаемых помещениях. На объектах организованы узлы коммерческого учета на счетчиках «Альфа». Часть объектов территориально совмещена с объектами ППД.

Каждая секция шин 6кВ оборудована интеллектуальным счетчиком Альфа, передающего, помимо параметров расхода, качественные характеристики электроэнергии.

Вывод

Стабилизация добычи нефти и уменьшение её себестоимости главная задача ОАО «Татнефть». Для успешного поставленной задачи в первую очередь, необходимо совершенствовать систему ППД путем увеличения плотности нагнетательных скважин, разукрупняя КНС, изменяя частоту и направление циклирования и т.д. это позволяет вовлечь в разработку трудноразрабатываемые пласты и обеспечить экономичный режим работы насосов при различных режимах работы.

Автоматизация кустовой насосной станции допускает возможность проведения ряда автоматических операций без обслуживающего персонала в насосной. При помощи комплекса средств автоматизации, установленных на КНС, может осуществляться также аварийная остановка каждого работающего насосного агрегата путем отключения его электродвигателя

Кустовые насосные станции являются объектами телемеханики, от них на диспетчерский пункт поступает информация о количестве воды, закачанной в пласт, и обобщенный аварийный сигнал при нарушении работы насосной станции.

АСУ ТП КНС представляет собой систему управления насосными агрегатами, реализованную на программно-технических средствах производства фирм Rockwell Software и Allen Bradley (контроллер SLC 500).

АСУ ТП КНС предназначена для целенаправленного ведения технологического процесса поддержания пластового давления в автоматическом режиме и режиме местного ручного управления, улучшения эксплуатационных характеристик технологического оборудования и повышения уровня автоматизации операций контроля, управления и учета за счет применения современных аппаратных и программных средств.