СКАЧАТЬ:  gotovyy-otchet.zip [33,71 Kb] (cкачиваний: 30)

ПЛАН. 1

СЕВЕРНЫЙ ТОВАРНЫЙ РЫНОК А ТАКЖЕ ПОЛИГОН «ЕЛХОВНЕФТЬ». 2

ТАТАСУНЕФТЬ. 11

НГДУ «Ямашнефть». 15

Список использованной литературы. 18

СЕВЕРНЫЙ ТОВАРНЫЙ РЫНОК А ТАКЖЕ ПОЛИГОН «ЕЛХОВНЕФТЬ».

Групповая замерная установка ГЗУ «Дельта-М».

Область применения:   Системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

Состав установки: групповая замерная установка состоит из блоков технологических (базового и присоединительного) и блока аппаратурного. В зависимости от числа подключаемых для измерения  массы жидкости скважин возможно изменение количества технологических блоков, соединяемых последовательно. Базовый и присоединительный блоки могут иметь различное число измерительных линий в зависимости от исполнения. Базовый технологический блок состоит из рамы с установленными на ней камерными преобразователями расхода, устройством канализации, предохранительным клапаном, соединенными между собой трубопроводной обвязкой с запорно-регулирующей арматурой. Присоединительный технологический блок состоит из камерных преобразователей, установленных на раме и соединенных между собой трубопроводной обвязкой с запорно-регулирующей арматурой. Камерные преобразователи расхода, входящие в состав базового и присоединительного технологических блоков, состоят из корпуса и блока измерительного СКЖ.

Принцип работы установки заключается в следующем: газожидкостная смесь поступает от скважин по подводящим трубопроводам через обратные клапаны, запорно-регулирующую арматуру в камерные преобразователи расхода, откуда затем попадает в выкидной коллектор и далее в систему сбора, проходя при этом через запорно-регулирующую арматуру. В случае превышения давления установленной нормы в системе сбора срабатывает предохранительный клапан и происходит сброс жидкости в канализацию. В камерных преобразователях расхода осуществляется непрерывное измерение и преобразование расхода газожидкостной смеси одновременно по всем подключенным скважинам в импульсные электрические сигналы. В технологических блоках имеется возможность для выполнения операции очистки и пропаривания внутренних полостей технологического блока от различных отложений. Для эксплуатации ГЗУ  в условиях отрицательных температур окружающей среды имеются варианты базового и присоединительного технологических блоков с устройством саморегулируемого электрообогрева взрывозащищенного исполнения.

Габаритные размеры и масса установки.

Устройство буровой установки.

Современную буровую установку составляет следующее оборудование. Вышка является грузоподъемным сооружением, для чего снабжается специальной полиспастной (талевой) системой. В нее входят: кронблок, талевый блок, крюк и металлический канат. Кронблок и талевый блок - система не перемещающихся и перемещающихся шкивов, через которые переброшен канат. Один конец каната закреплен неподвижно (мертвый конец), второй – укрепляется на барабане лебедки. Работа талевой системы основана на известном правиле механики. При подъеме груза с помощью блока выигрыш в силе равен проигрышу в расстоянии. Нас в данном случае интересует выигрыш в силе, поскольку непосредственный подъем груза значительной массы требует больших затрат мощности. К талевому блоку крепится крюк, на который подвешивается груз, спускаемый в скважину или поднимаемый из нее. В большинстве случаев - это колонна бурильных труб, к самому низу которой крепится долот.

Лебедка - механизм, предназначенный для намотки свободного (ходового) конца талевого каната, и осуществления за счет этого спускоподъемных операций. Главным узлом лебедки является барабан, вращательное движение которому сообщает специальный привод. Скорость вращения барабана регулируется пневматическим или ручным тормозом.                                                         

Ротор - механизм, осуществляющий вращение труб при бурении скважин, а также их свинчивание и развинчивание. Состоит из корпуса, в котором на подшипниках установлен вращающийся стол. Стол имеет отверстие квадратной формы, в которое вставляется первая труба бурильной колонны и имеющая квадратное сечение. Такая конструкция трубы и стола обеспечивает их надежный контакт. Вращение стола осуществляется через коническую пару шестерен, одна из которых связана с карданным валом привода, вторая - со столом,
        Насос - гидравлическая машина, осуществляющая подачу жидкости (ее называют промывочной) в скважину в процессе бурения. При этом достигаются следующие цели: напор струи жидкости воздействует на породу в области долота, что способствует ее разрушению; выбуренная порода захватывается струей жидкости и выносится на поверхность. В качестве промывочной жидкости используется вода с различными присадками и глинистый раствор.
Насос состоит из двух узлов - гидравлического и механического.
Гидравлический узел включает в себя два (или три) цилиндра, в которых совершают возвратно-поступательное движение поршни. Клапаны, установленные в цилиндрах, обеспечивают поочередный впуск и выброс жидкости, а воздушный колпак сглаживает пульсирующий характер подачи жидкости.
Перемещение поршней обеспечивает механический узел, представляющий собой редуктор с кривошипно-шатунным механизмом. Последний преобразовывает вращательное движение в возвратно-поступательное движение поршней.
Механический узел включает в себя шкив, кривошип (коленвал), шатун, крейцкопф. Крейцкопф обеспечивает передачу усилий от шатуна к штоку поршня строго по оси поршня. Насос в целях безопасности, обязательно должен быть укомплектован ' предохранительным клапаном, который монтируется на нагнетательном трубопроводе и предотвращает создание в насосе и в трубопроводе давления выше критического.

Вертлюг - узел, обеспечивающий подачу промывочной жидкости к буровому долоту через колонну бурильных труб в процессе ее вращения. Для этой цели вертлюг выполнен из двух частей - неподвижной и подвижной. Неподвижная часть соединена с помощью бурового шланга со стояком, по которому подается промывочная жидкость, а подвижная - через квадрат с вращающейся бурильной колонной. Система очистки промывочной жидкости предназначена для очистки выходящей из скважины промывочной жидкости, несущей частицы выбуренной породы и других примесей и подготовки жидкости для повторного использования. Система укомплектовывается специальными ситами для очистки жидкости от выбуренной породы, дегазаторами для отделения газа, емкостью для сбора очищенной жидкости. Механический ключ обеспечивает свинчивание и развинчивание труб, составляющих бурильную колонну.

Насосно-компрессорные трубы.

Насосно-компрессорные трубы в нефтяных скважинах выполняют следующие основные функции: а) являются каналом для подъема добываемой жидкости; б) служат для подвески глубинного оборудования; в) являются каналом для проведения различных технологических операций; г) являются инструментом для воздействия на забой и призабойную зону.

В зависимости от назначения и условия их применения НКТ называют: а) фонтанными (или лифтовыми) – при применении в фонтанных скважинах для подъема жидкости; б) насосными при эксплуатации в насосных скважинах; в) компрессорными при применении в компрессорных скважинах.

Насосно-компрессорные трубы по конструкции подразделяются на: а) гладкие; б) с высаженными наружу концами. Гладкие НКТ имеют одинаковый внутренний диаметр по всей длине. Они не равнопрочны: прочность их в резьбовой части составляет 80-85% прочности тела трубы. НКТ с высаженными наружу концами – равнопрочны: прочность их в резьбовой части равна прочности в любом сечении трубы.

Резьба в НКТ – коническая. Преимущества таких резьб: а) возможность обеспечить герметичность без уплотняющих средств; б) возможность ликвидации в резьбе зазоров; в) более равномерное распределение нагрузки; г) сокращение времени на сборку – разборку.

Теоретические основы поддержания пластового давления.

Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов.

При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном контроле и регулировании процесса.

При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико-химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон.

Коэффициент нефтеотдачи месторождения, к максимальной величине которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных факторов. Накопленные к сегодняшнему дню материалы позволяют оценить влияние каждого из них.

Значительное место в эффективности процесса ППД занимает размещение скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое подразделяется на несколько видов.

Поддержание пластового давления, появившееся у нас в стране вначале под названием законтурного заводнения, получило повсеместное распространение. Сегодня оно является вторичным способом добычи нефти
(каким оно именовалось вначале), а непременным условием рациональной разработки залежей с первых дней закладывается в проекты разработки и осуществляется на многих месторождениях страны.

Технологическое схемы ППД.

Технологическая схема ППД определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин.

Можно выделить следующие принципиальные системы ППД: а) автономную систему, когда объект закачки (насосная станция) обслуживает одну нагнетательную скважину и располагается в непосредственной близости от нее; б) централизованную систему, когда насосная станция обеспечивает закачку агента в группу скважин, расположенных на значительном удалении от насосной станции.

В свою очередь, централизованная система ППД подразделяется на групповую и лучевую.

При групповой системе несколько скважин снабжаются одним нагнетательным трубопроводом: разновидностью групповой системы является применение распределительных пунктов (РП), в этом случае группа скважин подключается непосредственно к РП.

При лучевой системе от насосной станции к каждой нагнетательной скважине подводится отдельный нагнетательный водовод.

Автономная система включает в себя водозаборное сооружение, станцию подъема, нагнетательную насосную станцию, нагнетательную скважину.

Водозаборное сооружение является источником водоснабжения: здесь осуществляется добыча воды для целей закачки в пласт.

Водозаборы подразделяются на: а) подрусловые; б) открытые.

В подрусловых водозаборах вдоль русла рек бурятся подрусловые скважины глубиной 12…15 м и диаметром 300 мм до водоносного горизонта. Подъем воды производится спускаемым в скважину артезианским или электрическим насосом.

В сифонных водозаборах откачка воды из скважин производится под действием вакуума, создаваемого специальными вакуум-насосами в вакуум- котле, и откачка поступающей в них воды насосами на насосную станцию подъема и объекта закачки.

В открытых водозаборах насосный агрегат устанавливается вблизи водоисточника и откачивает из него воду на объект закачки.

Могут применяться заглубленные насосные станции с расположением насосов ниже уровня реки. В последние годы все большую долю закачиваемой в пласт воды занимают сточные воды, которые проходят очистку на специальных сооружениях и ими же откачиваются на объекты закачки.

Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины.

Кустовая насосная станция (КНС) представляет собой специальное сооружение, выполненное из бетона или кирпича, в котором размещается насосное и энергетическое оборудование, технологическая обвязка, пусковая и регулирующая аппаратура.

В последние годы получили распространение блочные НКС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде.

Очистка сточных вод.

В настоящее время с целью сокращения потребления пресных вод и утилизации добываемых пластовых вод широко применяется использование для целей ППД сточных вод.

Вода должна пройти предварительную очистку от мехпримесей (до 3- мг/л) и нефтепродуктов (до 25 мг/л).

Наиболее широко распространенный способ очистки – гравитационное разделение компонентов в резервуарах. При этом применяется закрытая схема.
Отточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс.мг/л и мехпримесей до
1000 мг/л поступает в резервуары-отстойники сверху. Слой нефти, находящийся вверху, служит своеобразным фильтром и улучшает качество очистки воды от нефти. Мехпримеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются из резервуара.

Из резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС.

Для накопления и отстоя воды применяют вертикальные стальные резервуары.

На внутреннюю поверхность резервуаров наносятся антикоррозийные покрытия с целью защиты от воздействия пластовых вод.

Насосы ЦНС, ЦНСГ.

Насосы типа ЦНС и ЦНСГ предназначены для перекачивания воды с содержанием механических примесей не более 0,5% по массе с температурой до 45^оС (ЦНС) или до 105^оС (ЦНСГ). Применяются для водоотлива в системах водоснабжения. Помимо основного исполнения насосы ЦНС выпускаются в нескольких модификациях для определенных условий работы. Для откачивания из угольных шахт воды с высокой минерализацией используются насосы типа ЦНСК, проточная часть выполнена из хромоникелевой стали. Для перекачивания масла (трансформаторного) применяются насосы типа ЦНСМ, для перекачивания обводненной газонасыщенной и товарной нефти - ЦНСН.

Область применения насосов: водоснабжение чистой холодной и горячей

Насосы ЦНС центробежные многоступенчатые многосекционные ЦНС 13-70... 350, ЦНС 38-44... 220, ЦНС 60-66... 330 предназначены для перекачивания воды с водородным показателем pH 7-8,5, с массовой долей механических примесей не более 0,1% и размером твердых частиц не более 0,1 мм и температурой от 1 до 45 °C.

Насосы ЦНСГ выпускаются с подачей от 13 до 60 м³/час c температурой воды до 105°С
ЦНСГ 13-70...350,
ЦНСГ 38-44...220,
ЦНСГ 60-66...330

Конструкция и материалы насосов ЦНС, ЦНСГ.

В многоступенчатых насосах ЦНС поток перекачиваемой жидкости перемещается последовательно несколькими рабочими колесами, смонтированными на одном валу, в одном корпусе.

Корпус многоступенчатого секционного насоса ЦНС состоит из отдельных секций (камеража), число которых равно числу рабочих колес минус один, так как одно колесо расположено в передней крышке. Секционная конструкция корпуса насоса позволяет увеличить или уменьшить напор, не изменяя подачи. Напор будет равен сумме напоров, создаваемых каждым рабочим колесом.

Условия для нормальной работы насосов ЦНС, ЦНСГ.

Насосы ЦНС стабильно и долговечно работают с подпором 2-6 м. При отсутствии подпора кавитация быстро разрушает эти быстроходные насосы. При установке их для перекачивания воды с температурой более 45°С необходимо повышать подпор.

Насосы типа ЦНСГ должны работать с подпором до 10 м. Корпуса подшипников этой модификации имеют камеры охлаждения.

Установка для текущего капитального ремонта скважин УПА-60.

Установка для текущего капитального ремонта скважин УПА-60  предназначен для разбуривания цементной пробки в трубах диаметром 5 – 8" и связанных с этим процессом операций (ремонтных и буровых работ, спуска и подъема бурильных труб, промывки скважин, ликвидации аварий). Агрегат состоит из следующих узловых частей: монтажно-транспортной базы, коробки отбора мощности, раздаточного редуктора с двумя гидронасосами, буровой и вспомогательной лебедки, компрессора, мачты и пульта управления.

Характеристики установки:

- установка оснащена гидравлическими опорными домкратами с механическими замками, передней и задней фундаментальными балками;
- на платформе установки смонтирован отвес для выравнивания шасси в гори­зонтальное положение;
- изменена пневмосистема установки: на установке компрессор отсутствует, осушитель воздуха выполнен в составе шасси автомобиля;
- инно пневматические муфты заменены на пневматические фрикционные диа­фрагменного типа и не требуют дополнительного компрессора;
- в трансмиммию установки установлен ограничитель грузоподъемности (муфта предельного момента);
- передняя опора мачты исключена, оттяжки мачты переустановлены на опору, находящуюся за кабиной, что позволяет улучшить обзор водителю;
- управление подъемом мачты выполнено дистанционно с расстояния 20 метров;
- на нижней секции мачты установлен балкон верхового рабочего, который ос­нащен устройством аварийной эвакуации;
- мачта установки оснащена звуковой и визуальной сигнализацией посадки верх­ней секции;
- талевый блок заменен на универсальный крюкоблок;
- светильники выполнены во взрывобезопасном состоянии;
- установка оснащена искрогасителем, выпрямителем для подзарядки аккмуля­торных батарей, устройством для охлаждения ободов лебедки.

Добыча нефти установками штанговых насосов.

Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения.

Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН).

УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком-качалкой.
Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

Осуществление способа производится с помощью установки, схема которой приведена. Подземное оборудование составляют: насосно-компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями.

К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий монифольд.

Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний
(нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд (процесс нагнетания).

При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Цепной привод штангового насоса.

Одним из направления повышения эффективности работы насосной установки, особенно при эксплуатации скважин с высоковязкой продукцией, является использование длинноходовых тихоходных режимов откачки. Для этого разработан цепной привод штангового насоса. Преобразование вращения двигателя в поступательное движение штанг в нем осуществляется с помощью цепи.

Основными преимуществами цепных приводов являются:

-   Постоянная скорость подвески штанг на 90-92% длины хода;

-   Максимальная скорость штанг за цикл в 1,6-1,7 раза меньше чем у станка – качалки;

-   Существенно меньшая, чем для обычных станков-качалок, зависимость габаритов и массы от длины хода;

-   Слабая зависимость крутящего момента на редукторе (а следовательно, мощности электродвигателя) от длины хода;

-   Спокойные длинноходовые режимы откачки, реализуемые при применении цепных приводов (способствуют увеличению надёжности и долговечности всех составных частей УСШН, в частности, снижению динамических и гидродинамических нагрузок на штанги и привод, сокращению числа аварий со штангами);                                                                 

-   Сокращению энергетических затрат на подъем продукции из скважин;

-   Повышение коэффициента использования мощности за счет обеспечения равномерной нагрузки электродвигателя привода.

-   Для реализации этого направления разработаны два варианта цепного привода – с длиной хода 3 и 6 метров. Привод с ходом 3 метра внедрен на 71 скважине, а 6-метровый находится в стадии опытно-промышленных работ и испытывается в настоящее время на трёх скважинах. Разработка заняла первое место на республиканском конкурсе инноваций в 2004 году.

ТАТАСУНЕФТЬ.

SAP R/3 -  инструмент повышения экономической эффективности.

С 2000 года ОАО «Татнефть» для построения единой системы управления компанией реализует проект внедрения системы SAP R/3. Стратегическая цель проекта – обеспечение эффективного управления компанией – должна быть достигнута путём решения четырёх основных задач:

-   Создание инструмента поддержки принятия управленческих решений;

-   Сокращение затрат;

-   Оптимизация процесса управления ресурсами;

-   Создание единого информационного пространства.

В январе 2001 года были завершены проектные работы по автоматизации крупной области управления – финансовой деятельности компании на базе SAP S/3, и начата опытно-промышленная, а затем и продуктивная эксплуатация системы.

В авгуте 2001 года стартовал второй крупный проект по оптимизации управления материально-техническим обеспечением на базе SAP R/3. Он начался с Управления «Татнефтеснаб», где в июле 2002 года началась опытно-промышленная, а с января 2003 года – промышленная эксплуатация системы. В результате были реорганизованы и автоматизированы следующие бизнес-процессы: учет складских запасов, движение товарно-материальных ценностей,

бухгалтерский учет и учет управленческих затрат «Татнефтеснаба».

В настоящее время проект внедрения SAP R/3 развивается как функционально, охватывая все новые области управления, так и количественно – происходит тиражирование разработанных решений в подразделениях компании.  

Диспетчерская Интегрированная Система Контроля и управления сетевым электроснабжением (ДИСК-110).

"Ожидаемая эффективность от внедрения ДИСК-110 - снижение потребляемой электроэнергии на 10-15%, и, как следствие, снижение затрат на единицу добытой тонны нефти", - отметил начальник управления "ТатАСУнефть" Самойлов Владимир Васильевич.

Отличительная особенность системы ДИСК 110 - независимость от способа и среды передачи телеметрических данных. В настоящее время в качестве среды передачи используется транкинговая сеть ОАО "Татнефть" Actionet от Nokia, однако, любые последующие модернизации системы связи никак не повлияют на работу "ДИСК-110". Кроме этого, система ввода/вывода выделена в отдельную подсистему, не завязанную ни на одну конкретную SCADA-систему, что обеспечивает необходимый уровень масштабируемости и поддержку работы разнообразных периферийных устройств.

Корпоративная система ДИСК-110 централизованно обрабатывает телеметрическую информацию, поступающую от подстанций с напряжением 110-0,4 кВ и распределительных устройств, и далее передает ее на соответствующий уровень управления. Существуют два уровня контроля и управления: диспетчерская служба Главного энергетика НГДУ и диспетчерская служба главного энергетика объединения - начальника Управления главного энергетика ОАО "Татнефть". В системе имеется более

Сотни предварительно разработанных форм выходных документов, кроме того, для удобства заказчика предусмотрена возможность оперативно формировать любые необходимые виды отчетов.

Техническое обеспечение системы представлено стандартными датчиками и преобразователями с цифровым интерфейсом АББ Альфа фирмы АББ ВЭИ Метроника, а также различными счетчиками с импульсным выходом отечественного производства и преобразователями электрических величин. На уровне технологического объекта управления имеются программируемые логические контроллеры от фирмы Allen Bradley семейства SLC-500 и модули ввода/вывода. На уровне SCADA-системы в качестве технического обеспечения для сервера ввода/вывода используются серверы Hewlett Packard LC или LH, а на рабочих местах станции HP Kayak XA-XS.

Диспетчерская Интегрированная Система Контроля и управления сетевым электроснабжением (ДИСК-110) сертифицирована как система для коммерческих расчетов предприятий с поставщиками и потребителями электроэнергии следующими центрами сертификации: Госэнергонадзор, Госстандарт и ВНИИМС (Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии и сертификации).

Структура системы ДИСК-110 имеет четыре уровня:

-   Уровень возникновения информации - на этом уровне формируется первичная информация, поступающая в АСУ ТП, также на этот уровень адресуются управляющие воздействия.

-   Уровень контроллеров - контроллеры реализуют функции сбора, первичной обработки, анализа ситуации на объекте, выдачу блокировок и защит.

-   Уровень SCADA-системы - SCADA-система реализует функции: визуализации технологического процесса; предупредительную и аварийную сигнализацию; протоколирование хода процесса; накопление данных; формирование и вывод отчётов.

-   Уровень информационной системы - информационная система реализует функции: накопление данных, анализ данных, планирование, формирование и вывод различных отчетов.

Программно-техническое обеспечение системы:

-   В качестве измерительного оборудования для организации коммерческого учета используются счетчики АЛЬФА совместного производства фирмы ABB и российского предприятия АББ ВЭИ Метроника, для технического учета используются счетчики с импульсным выходом, стандартные преобразователи тока.

-   В основе оборудования системы телемеханики используются программируемые логические контроллеры компании Allen-Bradley семейства SLC-500, построенные по модульному принципу. Применение модульных контроллеров позволило подобрать оптимальную конфигурацию аппаратных средств для каждого конкретного объекта.

-   Для создания средств человеко-машинного интерфейса (Man-Machine Interface - MMI) для системы АСУ ТП использовалась система Factory Suite 2000 фирмы Wonderware.

Результаты:

Созданная система выполняет все функции системы сбора данных АСКУЭ и контроля технологического процесса электроснабжения:

-   сбор и первичная обработка сигналов;

-   контроль параметров, предупредительная и аварийная сигнализация, выдача блокировок и защит;

-   отображение состояний электрохозяйства в виде мнемосхем и видеограмм;

-   протоколирование работы подстанций и действий персонала;

-   накопление данных, графическое отображение оперативных и исторических трендов сигналов;

-   формирование и выдача сменно-суточных документов;

-   оперативный контроль за технологическим процессом электроснабжения;

-   оперативный контроль за потреблением электроэнергии;

-   сбор и передача данных АСКУЭ в информационную систему.

"Ожидаемая эффективность от внедрения "ДИСК-110" - снижение потребляемой электроэнергии на 10-15 проц., и, как следствие, снижение затрат на единицу добытой тонны нефти", - отметил начальник управления "ТатАСУнефть" Владимир Самойлов.

Диспетчерская Интегрированная Система Контроля и управления сетевым электроснабжением ("ДИСК-110") сертифицирована как система для коммерческих расчетов предприятий с поставщиками и потребителями электроэнергии следующими центрами сертификации: Госэнергонадзор, Госстандарт и ВНИИМС (Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии и сертификации).

Снижение издержек на потребляемую электроэнергию может позитивно повлиять на курс акций ОАО "Татнефть". Сейчас котировки находятся в нейтральном тренде с диапазоном 20,5-21,5 руб.

Основные задачи, которые заказчик собирается решить с введением в эксплуатацию новой системы, - это оптимизация режимов работы технологического оборудования и снижение эксплуатационных затрат, а также ведение многотарифного учета и расчетов с поставщиками и потребителями электроэнергии по документам, генерируемым системой ДИСК-110.

Корпоративная система ДИСК-110 централизованно обрабатывает телеметрическую информацию, поступающую от подстанций и распределительных устройств и передает ее на соответствующий уровень управления: либо в диспетчерскую службу главного энергетика НГДУ, либо в диспетчерскую службу начальника управления ОАО «Татнефть». По расчетам специалистов Sterling Group, внедрение системы ДИСК-110 позволит снизить потребление электроэнергии на 10-15% и, как следствие, уменьшить себестоимость нефти.

Как рассказал IT-daily заместитель директора департамента промышленной автоматизации компании Sterling Group Евгений Елагин, в рамках выполнения проекта на «Татнефти» было автоматизировано 218 подстанций, установлено восемь автоматизированных рабочих мест для диспетчеров структурного подразделения предприятия, два места - для диспетчеров предприятия и 10-12 - для инженеров по учету электроэнергии.

В качестве оборудования для реализации проекта Sterling Group поставила «Татнефти» контроллеры и модули ввода/вывода от фирмы Allen Bradley семейства SLC-500. Кроме того, заказчик самостоятельно закупил несколько серверов Hewlett-Packard LC и LH, а также компьютеры HP Kayak XA-XS для автоматизации рабочих мест. Стоимость выполненного проекта Елагин оценил в 2 млн $.

В настоящее время обсуждается внедрение ДИСК-110 в шести других НГДУ «Татнефти».

НГДУ «Ямашнефть».

НГДУ «Ямашнефть» создано 20 января 1969 года для разработки месторождений южного купола Татарского свода. На балансе «Ямашнефти» десять мелких месторождений. Нефть здесь отличается трудной извлекаемотью, вязкостью и высоким содержанием сернистых соединений. Сложные геологические условия и разбросанность местарождений предопределили дальнейшую судьбу управления. В 1979 году «Ямашнефть разделили на два управления, а через 10 лет – ещё раз на двое. Чтобы выжить пришлось интенсивнее наращивать производственные мощности, активнее испытывать и применять новые технологии. Повсеместно внедрялась автоматизация. Таким образом, за сравнительно короткий срок была создана бесперебойная цепочка: скважина – групповая замерная установка – групповая замерная насосная установка – дожимная насосная станция – установка подготовки высокосернистой нефти. Дальнейшее планомерное внедрение новейших методов повышения нефтеотдачи не замедлило сказаться на результатах производственной деятельности: в 1988 году из недр было извлечено более двух миллионов тонн труднодоступной нефти.

За тридцать четыре года деятельности НГДУ из недр извлечено около шестидесяти миллионов тонн углеводородного сырья. Пик нефтедобычи пришелся на 1988 год – более двух миллионов тонн. Нынешние годовые объёмы составляют свыше полутора миллиона тонн.

Управление «Ямашнефть» является стабильно работающим предприятием. Сегодня «Ямашнефть» - крупное современное предприятие, в девятнадцати подразделениях которого трудятся около трёх тысяч человек.

Автоматизированные системы управления технологическими процессами.

Одним из современных и быстрорастущих направлений прогресса является автоматизация и компьютеризация промышленного производства. Основой технологического перевооружения является использование специализированных датчиков всевозможного типа (давления, температуры, уровня, скорости потока, массы, веса, химического состава, других параметров), выдающих результаты измерений в виде электрических сигналов, которые могут быть переданы по тем или иным системам связи в управляющие промышленные компьютеры. В результате анализа получаемых параметров специализированные программно-технические комплексы могут либо выдавать оператору визуализацию технологического процесса, либо принимать заранее запрограммированные решения и вмешиваться в процесс посредством связанных с системой управляющих механизмов. Таким образом, промышленные системы становятся качественно иными, более управляемыми, стабильными, менее зависимыми от «человеческого фактора».

В рамках структуры ЗАО «Линт» создано и набирает обороты специализированное подразделение, активно занимающееся внедрением АСУ ТП. Основные работы развернуты в подразделениях АО «Татнефть», где современные технологии активно внедряются в нефтедобыче и переработке нефти. Специалисты фирмы имеют опыт по монтажу датчиков, привязке датчиков к специализированным контроллерам, организации передачи данных от контроллеров на более высокий уровень (ЦАП НГДУ, а затем и АО «Татнефть»), пуско-наладке, программированию и эксплуатации системы. Фирма предлагает так же построение подобных автоматизированных систем сбора информации и оперативного контроля в других отраслях промышленности: энергетике, машиностроении, пищевой промышленности.

Сокращение потерь углеводородов системами улавливания легких фракций.

Сокращение потерь сырья, в первую очередь невозобновляемого, и охрана окружающей среды являются обязательными элементами модели устойчивого развития человечества.

Основными источниками потерь легких углеводородов на нефтяных промыслах являются резервуары, что объясняется длительным контактом в них нефти с атмосферой, повышенной ее температурой и газосодержанием на установках ее подготовки. Потери углеводородов от испарения нефти в атмосферу составляют до 1,0% от уровня добычи нефти или почти 90 % от уровня общих потерь, имеющих место при сборе, подготовки и ее транспорте.
Наиболее эффективным и радикальным средством сокращения потерь нефти из резервуаров, позволяющим практически полностью ликвидировать выбросы углеводородов в атмосферу на промысловых объектах, является система улавливания легких фракций нефти (УЛФ). Система предназначена для отбора избыточного количества легких фракций нефти (паров нефтепродуктов) из резервуаров по газоуравнительной системе компрессором блочной установки улавливания легких фракций с последующим отделением конденсата и подачей скомпримированных газообразных углеводородов потребителю. При уменьшении давления в резервуарах предусмотрена возможность возврата в них газа. Применение систем УЛФ, наряду с сокращением потерь углеводородов и улучшением экологической обстановки, позволяет повысить пожарную безопасность промысловых объектов и снизить коррозию внутренней поверхности резервуаров.

К настоящему времени системы УЛФ компрессорного типа нашли широкое применение на объектах нефтедобычи Татарстана и Башкортостана. На промысловых товарных парках Татарстана внедрено 37 систем УЛФ. Все товарные парки при установках предварительной и глубокой подготовки нефти оснащены этими системами. Осуществляется внедрение систем УЛФ на крупных узлах при дожимных насосных станциях с установками предварительного сброса пластовой воды и на узлах подготовки высокосернистой нефти. Потери нефти из резервуаров, оснащенных системами УЛФ, сокращены до 0,1 % масс. В результате внедрения систем УЛФ за последние 12 лет сохранено около 1,0 млн. тонн нефти.
В ОАО «Татнефть» вопросы сокращения потерь нефти из резервуаров решаются также в направлении герметизации резервуаров на нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах. Компрессорная система УЛФ внедрена по рекомендациям института «ТатНИПИнефть» на Ново-Куйбышевском НПЗ и эксплуатируется с 1994 г. Но при этом выбор технологии зависит от условий эксплуатации конкретного объекта. На нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах чаще всего целесообразно использовать абсорбционный или холодильный методы. Система УЛФ абсорбционного типа внедрена на Бугульминской нефтебазе. Сокращение потерь бензинов составляет 80 %.

Системы УЛФ экономически эффективны, поскольку решают важную экологическую проблему. С учетом интересов будущих поколений системы сокращения потерь углеводородов должны быть внедрены на всех объектах нефтедобычи, нефтепереработки, транспорта и хранения нефтепродуктов.

Список использованной литературы.

1.  «Нефть и жизнь» журнал ОАО «Татнефть». №4(10) июль-август 2004.
2.  «Татнефть. История компании». Казань «Рухият», 2003.
3.  «Нефтегазовая вертикаль» аналитический журнал 12’03.
   1.  «Нефть и жизнь» журнал ОАО «Татнефть». №4(10) июль-август 2003.