Объёмы автоматизации объектов добычи, подготовки и транспортировки нефти и газа. Автоматизация транспортировки нефти


Объекты автоматизации при добыче, подготовке и транспортировке нефти и газа.

Характерные особенности нефтедобывающих предприятий и основные принципы их автоматизации. Современноенефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осущест­вляющихдобычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти и газа, а также выпол­няющих технологические процессы поддержания пластовых давлении.

Некоторые из отмеченных особенностей способствовали ус­корению развития автоматизации нефтедобывающих предприя­тий, Такэ непрерывность и однотипность технологических про­цессов, связь их через единый пласт, продукт.и энергетические потоки позволяли решать задачи автоматического управления, используя существующие методы теории автоматического регу­лирования. Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях привела к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дшяганционного контроля и управления* технологическими объектами и процессами- Все это наложило особый отпечаток на характер технических и ор­ганизационных решений вопросов автоматизации нефтедобы­вающих предприятий, обеспечило в ряде случаев ускоре­ние, а иногда затрудняло внедрение по сравнению с авто­матизацией предприятий других отраслей народного хозяй­ства.

Вопросами развития и внедрения автоматизации нефтедо­бывающих предприятий качали активно заниматься в середине 50-х годов. Однако из-за ряда причин эти работы велись мед­ленно и не давали достаточного эффекта. Основными причи­нами, сдерживающими развитие автоматизации, были следую­щие. Автоматизировались не все процессы и не все объекты. Автоматизация осуществлялась некомплексно, из-за чего не высвобождался оперативный обслуживающий персонал, не со­вершенствовалась структура управления предприятием, не обеспечивалась экономическая эффективность. Средства авто­матизации приспосабливались к существующему оборудованию, устаревшему, малонадежному, в ряде случаев непригод­ному для автоматизации. Средства автоматизации не состав­ляли органически целого с автоматизированным оборудова­нием. Заводы изготовляли раздельно оборудование и средства автоматизации. На нефтяных промыслах монтировалось обо­рудование без обязательной установки на нем средств автома­тики. Средства и системы автоматики и телемеханики разра­батывались применительно к большому числу технологических схем промыслового сбора и подготовки нефти и газа. В ряде случаев эти технологические схемы не были оптимальны для автоматизации. Все это приводило к разработке большого числа типов и конструкций средств автоматики и телемеха­ники что затрудняло организацию широкого серийного произ­водства, повышало стоимость при низком качестве приборов и устройств.

Анализ особенностей и существующего положения в обла­сти автоматизации нефтедобывающих предприятий позволил Сработать основные принципы, которые были сформулиро­ваны в виде Основных положений по обустройству и автома­тизации нефтедобывающих предприятий:

унификации схем промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды

рационального размещения технологического оборудования на территории нефтедобывающего предприятия;

создания новых видов нефтепромыслового оборудования, высокопроизводительного, надежного, органически включаю­щего в себя средства автоматики;

определения рациональных объемов автоматизации и теле­механизации объектов добычи, транспортировки и подготовки нефти, попутного газа и воды;

разработки и внедрения новой организационной структуры автоматизированных нефтедобывающих предприятий.

При решении задач автоматизации в качестве руководящих принципов приняты следующие: автоматизацией и телемехани­зацией охватываются все основные и вспомогательные объ­екты; полная местная автоматизация, исключающая необходи­мость постоянного присутствия на объекте оперативного обслу­живающего персонала; минимум информации, поступающей с объекта в пункты управления; автоматический сбор и пере­работка информации; автоматическая аварийная и предупре­дительная сигнализация с объектов. Предусматривается теле­механический контроль по уплотненным каналам связи: груп­повых измерительных установок, кустовых насосных станций, установок подготовки газа для газлифта, электроподстанций, расположенных на промысловой площади. Предусматривается дистанционный контроль по многопроводным каналам связи установок: сепарационных, подготовку нефти, подготовки воды, подготовки газа, сдачи товарной нефти, перекачки товарной

нефти.

Основными положениями определены номенклатура кон­тролируемых параметров, периодичность контроля и сигнали­зация от каждого технологического объекта.

Рис. 119. Схема автоматизации нефтяной скважины с электропогружным насосом

Автоматизация I скважины с электропогружным насосом. Схема автоматизации | нефтяной скважины,оборудованной электропогружным насосом (рис. 119), предусматривает уста­новку станции управления 2; типа ПГХ-5071 или ПГФ-5072 электроконтактного манометра 4 типа ВЭ-16РБ, разгружен­ного отсекателя 1 типа РОМ-1 и устройства 3 для запуска ша­ров, очищающих трубы от парафина. Схема автоматизации обеспечивает автоматическое отключение электродвигателя по­гружного насоса при аварийных режимах, пуск и остановку по команде с групповой установки и индивидуальный самоза­пуск при перерывах подачи электроэнергии. Кроме того, обеспечивается защита выкидного коллектора при временном фон­танировании. Предусматриваются автоматическое отключение работающей установки при коротких замыканиях и значитель­ных перегрузках электродвигателя, защита с выдержкой времени около 2 мин при перегрузке двигателя по току, минимальная защита путем отключе­ния установки при снижении тока нагрузки ниже 0,85 от рабочего тока электродвигателя (при срыве подачи) Обеспе­чивается непрерывный контроль изоляции для установок в ком­плекте с повышающим трансформатором при снижении сопро­тивления изоляции «кабель — погружной электродвигатель» менее 30 кОм. С помощью разгруженного отсекателя РОМ-1 обеспечивается перекрытие выкидного коллектора при повыше­нии или резком снижении давления (из-за порыва трубопро­вода).

 

 

studopedia.net

Объёмы автоматизации объектов добычи, подготовки и транспортировки нефти и газа.

Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти и газа, а также выполняющих технологические процессы поддержания пластовых давлений.

Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях привела к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами. Все это наложило особый отпечаток на характер технических и организационных решений вопросов автоматизации нефтедобывающих предприятий, обеспечило в ряде случаев ускорение, а иногда затрудняло внедрение по сравнению с автоматизацией предприятий других отраслей народного хозяйства.

Вопросами развития и внедрения автоматизации нефтедобывающих предприятий начали активно заниматься в середине 50-х годов. Однако из-за ряда причин эти работы велись медленно и не давали достаточного эффекта. Основными причинами, сдерживающими развитие автоматизации, были следующие. Автоматизировались не все процессы и не все объекты. Автоматизация осуществлялась некомплексно, из-за чего не высвобождался оперативный обслуживающий персонал, не совершенствовалась структура управления предприятием, не обеспечивалась экономическая эффективность. Средства автоматизации приспосабливались к существующему оборудованию, устаревшему, малонадежному, в ряде случаев непригодному для автоматизации. Средства автоматизации не составляли органически целого с автоматизированным оборудованием. Заводы изготовляли раздельно оборудование и средства автоматизации. На нефтяных промыслах монтировалось оборудование без обязательной установки на нем средств автоматики. Средства и системы автоматики и телемеханики разрабатывались применительно к большому числу технологических схем промыслового сбора и подготовки нефти и газа. В ряде случаев эти технологические схемы не были оптимальны для автоматизации. Все это приводило к разработке большого числа типов и конструкций средств автоматики и телемеханики, что затрудняло организацию широкого серийного производства, повышало стоимость при низком качестве приборов и устройств.

Анализ особенностей и существующего положения в области автоматизации нефтедобывающих предприятий позволил выработать основные принципы, которые были сформулированы в виде Основных положений по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий:

-унификации схем промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды;

-рационального размещения технологического оборудования на территории нефтедобывающего предприятия;

-создания новых видов нефтепромыслового оборудования, высокопроизводительного, надежного, органически включающего в себя средства автоматики;

-определения рациональных объемов автоматизации и телемеханизации объектов добычи, транспортировки и подготовки нефти, попутного газа и воды;

-разработки и внедрения новой организационной структуры автоматизированных нефтедобывающих предприятий.

Подъем жидкости из скважины следует рассматривать как начальную часть общей системы внутрипромысловой транспортировки нефти, газа и воды. Исходя из этого многие фонтанные скважины с буферными давлениями, не обеспечивающими подачу газонефтяной смеси к пунктам подготовки нефти, газа и воды без промежуточных перекачивающих станций, следовало бы с самого начала эксплуатации переводить на механизированные способы добычи. Стремление максимально использовать энергию пласта приводит к тому, что фонтанную скважину переводят на механизированный способ добычи только тогда, когда полностью прекращается фонтанирование. Это приводит к необходимости сооружать дожимные насосные станции (ДНС), совмещенные с сепарационными и буферными емкостями. С учетом оперативного резерва оборудования ДНС превращаются в громоздкие технологические объекты, рассредоточенные на промысловой площади и требующие повседневного обслуживания. В случае своевременного перевода фонтанных скважин на механизированный способ добычи необходимость в ДНС отпадает, так как напор, развиваемый глубинным насосом, обеспечивает подачу скважины по одному трубопроводу непосредственно к пунктам подготовки нефти, газа и воды.

Предусматривается единый для всего предприятия пункт сбора и подготовки нефти, на котором осуществляются сепарация всех ступеней, подготовка и внешняя перекачка товарной продукции нефти, газа и воды. Число скважин, объединяемых в едином центральном пункте подготовки нефти, выбирается исходя из максимально допустимых давлений на устье скважин.

При решении задач создания новых видов оборудования и технологических объектов необходимо учитывать специфику как нефтедобычи, так и освоения нефтяных месторождений. К специфике нефтедобычи относится прежде всего то, что оборудование работает под открытым небом, под воздействием атмосферных условий и отмечено непостоянство добычи нефти в различные периоды эксплуатации месторождения. Признано целесообразным оснащать нефтедобывающие предприятия оборудованием в блочном транспортабельном исполнении. Это позволяет наращивать или сокращать производственные мощности в зависимости от условий периода разработки нефтяного месторождения, что способствует повышению коэффициента использования оборудования до максимального значения. Вместе с тем блочный принцип позволяет значительно ускорить строительство объектов и ввод в эксплуатацию месторождений за счет применения индустриальных методов и резкого сокращения объема строительно-монтажных работ непосредственно на промысловых площадях. Изготовленное специализированными заводами блочное оборудование поставляется нефтедобывающими предприятиями комплектно со всеми средствами автоматики в опробованном и отлаженном состоянии. Создание технологических установок на специализированных заводах, а не монтаж их на промыслах, как это делалось раньше, позволяет решить проблему организации крупносерийного производства автоматизированного оборудования в объемах, обеспечивающих потребность всей отрасли, что обеспечит высокое качество и надежность его.

При решении задач автоматизации в качестве руководящих принципов приняты следующие: автоматизацией и телемеханизацией охватываются все основные и вспомогательные объекты; полная местная автоматизация, исключающая необходимость постоянного присутствия на объекте оперативного обслуживающего персонала; минимум информации, поступающей с объекта в пункты управления; автоматический сбор и переработка информации; автоматическая аварийная и предупредительная сигнализация с объектов. Предусматривается телемеханический контроль по уплотненным каналам связи: групповых измерительных установок, кустовых насосных станций, установок подготовки газа для газлифта, электроподстанций, расположенных на промысловой площади. Предусматривается дистанционный контроль по многопроводным каналам связи установок: сепарационных, подготовки нефти, подготовки воды, подготовки газа, сдачи товарной нефти, перекачки товарной нефти.

 

studopedia.net

«Компьютеризация процессов транспортировки и хранения нефти и газа»

Федеральное агентство по образованию

Государственное профессиональное учреждение

Высшего профессионального образования

Томский политехнический университет

Кафедра информатики

и проектирования систем

Реферат на тему «Компьютеризация процессов транспортировки и хранения нефти и газа»

Выполнили студенты группы 2Б53

Мошкин А.П. и Горохов А.А.

Принял: доцент, к.т.н Хамухин А.А.

Томск - 2006

Оглавление

Введение. 3

Автоматизация и компьютеризация строительства газонефтепроводов. 4

Заключение. 8

Список использованных источников. 9

Введение

К магистральным нефте- и нефтепродуктопроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 мм и выше, предназначенные для транспортировки нефти из районов добычи, а нефтепродуктов из районов производства или хранения до мест потребления. Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым определяются условиями работы, объемом неразрушающего контроля сварных соединений и величиной испытательного давления. Категория участка трубопровода учитывается при выполнении механического расчета.[ 3 ]

Нефтегазовые трубопроводные проекты занимают важное место в современной российской и международной экономике и политике. В России накоплен большой опыт сооружения трубопроводных систем для транспортировки природного газа, нефти и нефтепродуктов в сложных природно-климатических условиях на территории своей страны и за рубежом.

Отличительная черта настоящего периода - участие нефтегазостроительных организаций не только в российских, но и в больших Международных нефтегазовых трубопроводных проектах. Отношение к международным проектам таково, что от них ожидается не просто высокое качество, а качество международного уровня, т.е. уровня значительно выше, нежели требования национального рынка. В международных проектах качество сооружения трубопроводов имеет не только маркетинговые, но и экономические, технологические, социальные, экологические составляющие. Высокий уровень технической сложности, международный и межгосударственный характер, большая капиталоемкость и высокие риски таких проектов выдвигают повышенные требования, увеличивают значение подсистемы управления качеством проекта. На рынке трубопроводных проектов наличие сертифицированной системы менеджмента качества является практически обязательным. При этом необходимо иметь не просто сертифицированную систему менеджмента качества, но сертифицированную авторитетным международным органом, что должно подтверждать реальное наличие системного подхода к управлению качеством, доказательством эффективности предприятия и его стремления к непрерывному развитию.[ 2 ]

Оглавление

Автоматизация и компьютеризация строительства газонефтепроводов

Качество строительства объектов во многом определяет качественное выполнение технологических операций и процедур.

При этом особая роль принадлежит дефектоскопии, которая включает: - нормативные требования; - современные методы контроля; - автоматизированные приборные комплексы; - мерительный инструмент; - компьютерные способы обработки данных и представления информации в законченном графическом виде; - метрологическое обеспечение; - подготовку квалифицированных операторов, контролеров, дефектоскопистов. В последние годы контроль качества строительства трубопроводов стал одной из самых приоритетных и продвинутых его составляющих. Это касается выработки форм оптимальной организации, служб контроля качества, технического надзора, в том числе независимого, оснащение служб контроля современной контролирующей и измерительной техникой высокого класса, введение системы сертификации качества и международных стандартов качества по системе ISO 9001-2000("Система менеджмента качества. Требования" (устанавливает минимально необходимый набор требований к системам качества и применяется для целей сертификации и аудита)), организация обучения инженерных и рабочих кадров по международным программам и международной аттестации по системе EN 473 и другим. С целью обеспечения надлежащего уровня контроля качества в стране создана и функционирует Система неразрушающего контроля качества. При создании технологий контроля качества приборных комплексов используются последние достижения физики, химии, механики, математики, интеллектуальные технологии. Общая тенденция - компьютеризация оборудования для контроля и автоматизация обработки и хранения информации. Технология и техника контроля качества непрерывно совершенствуется и российские трубостроительные компании не вправе отставать от передовых направлений.[ 1 ] В последние годы за рубежом при контроле сварных соединений все большее значение приобретает автоматические ультразвуковые установки с многоэлементными акустическими системами, на долю которых приходится до 80% от общего объема контроля, причем ультразвуковой контроль выполняется без дублирования. В России до сих пор основным видом контроля сварных соединений остается радиографический метод, который уступает по производительности и достоверности обнаружения дефектов ультразвуковому.[ 3 ] Но и радиографический

метод претерпел серьезные усовершенствования, отказ от применения радиографической пленки, метод компьютерной радиографии. По пути отказа от пленки при радиографии ведет работы и филиал ОАО "Стройтрансгаз" -"Нефтегазстройконтроль".

Недостаточно используется акустико-эмиссионная технология для выявления опасных развивающихся дефектов, ГИС-технологии с электронной идентификацией, аэрокосмические методы, привязка дефектов с использованием систем JPS, составление визуальных документов "как построено".

Начиная с первого крупного линейного проекта - газопровода Ямал-Европа, руководством компании ОАО "Стройтрансгаз" была поставлена задача - обеспечить объективный, достоверный контроль качества на всех этапах строительства, в соответствии с разработанным специально для данного проекта ассоциацией "Высоконадежный трубопроводный транспорт" Сводом Правил. Проанализировав техническое состояние полевых лабораторий наших основных подрядчиков, возникла необходимость их срочного переоснащения современным контрольным оборудованием и приборами. На выделенные специально для этой цели средства были закуплены оборудованные современными приборами и аксессуарами полустационарные вагон-лаборатории, самоходные рентгеновские установки "Кроулер", ультразвуковые дефектоскопы, панорамные и направленные рентгеновские аппараты последнего поколения. Все это, наряду с применением высококачественной рулонной рентгеновской пленки позволило осуществить контроль с требуемой чувствительностью и производительностью. Однако оснастить лаборатории за счет участия в крупных проектах конца 90-х годов (Ямал-Европа, КТК) удалось только нескольким крупным строительным подрядчикам, большинство же трестов, осуществляя контроль качества строительства физическими методами, используют оборудование, материалы и методики контроля 20-30-летней давности и практически не способны осуществлять контроль на требуемом современном уровне.

Необходимо отметить, что, к сожалению, существенно отстали наши соотечественники от зарубежных фирм в части применения автоматизированного ультразвукового контроля. За рубежом на многих проектах применяется 100% автоматизированный У.З. контроль, рентгенографический метод используется в качестве дублирующего контроля до 10-15%. Так был организован контроль при строительстве системы Ямал-Европа (на зарубежных участках), на Голубом потоке по территории Турции и на морском участке при пересечении Черного моря. Современные автоматические У.З. комплексы в купе с компьютерной техникой позволяют контролировать сварные швы сразу после завершения сварки и сварщики практически сразу получают результаты контроля, что обеспечивает быструю и эффективную обратную связь в процессе строительства. Это особенно важно при применении автоматических методов сварки (CRC AW и др.), обеспечивающих высокую производительность сварочных работ и где в некоторых случаях требуется срочная корректировка параметров процесса сварки. К сожалению, до настоящего времени нет нормативных документов, позволяющих использовать данный эффективный метод контроля, что не позволяет заниматься его практическим внедрением.[ 1 ]

mirznanii.com

Система автоматики и учета нефти и нефтепродуктов, Транспортировка нефти и нефтепродуктов, Решения по направлениям, Инжиниринг, Компания ЭлеСи: промышленная автоматизация технологических процессов

Комплексная система автоматики резервуарных парков и учета нефти и нефтепродукта

Назначение:

Комплексная система автоматики резервуарных парков и учета нефти и нефтепродукта предназначена для обеспечения стабильного и безопасного функционирования оборудования резервуарных парков, а так же реализации функции товарного учета продукта.

В качестве объектов автоматизации выступают следующее оборудование:

  • резервуары хранения продукта;
  • устройства размыва донных отложений;
  • технологические задвижки резервуарного парка;
  • оборудование системы измерения уровня.

Система выполняет следующие функции:

Реализация системы

Комплексная система автоматики резервуарных парков реализована на современной базе из комплектующих лучших мировых производителей и строится по централизованному принципу на базе ПЛК с функцией горячего резервирования центрального процессора. Для обеспечения связи между элементами системы применены резервированные сети передачи данных с конвертацией в оптоволоконную среду для связи с удаленными объектами.

Особенности:

  • экономическая выгода от внедрения

Реализация системы позволяет сократить эксплуатационные расходы, повысить эффективность работы эксплуатационного персонала, обеспечить снижение потерь нефтепродуктов на этапах приема, хранения и отгрузки за счёт повышения точности измерения и учета.

  • удобство эксплуатации

Система обеспечивает централизацию и повышение эффективности управления и контроля технологических процессов в резервуарном парке, а так же информационное обеспечение персонала в штатных режимах и в аварийных ситуациях.

  • широкий функционал

Возможность выявления неконтролируемых потерь продукта благодаря расчету и учету нормативных потерь при хранении и отпуске продуктов.

  • гарантированное качество

Система имеет все необходимые сертификаты и разрешения на применение, соответствует требованиям ОАО «АК «Транснефть».

Структурная схема:

www.elesy.ru

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ - PDF

ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ

УТВЕРЖДЕН приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 2016 г. ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ Оператор нефтепродуктоперекачивающей станции магистрального трубопровода нефти и нефтепродуктов

Подробнее

Молодежный Вестник УГАТУ

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Уфимский государственный авиационный технический

Подробнее

Система «Сириус-СКАДА»

QNX Photon ООО «НПА Вира Реалтайм» Система «Сириус-СКАДА» Назначение Система реального времени «Сириус-СКАДА» была разработана ООО «Реалтайм» и представляет собой комплекс программ реального времени для

Подробнее

1.1. Область применения программы

АННОТАЦИЯ К РАБОЧЕЙ ПРОГРАММЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО МОДУЛЯ СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ ТРАНСПОРТА, ХРАНЕНИЯ, РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА, НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ 1.1. Область применения программы Программа профессионального

Подробнее

Позолотина Н.А. doi: /lj

Позолотина Н.А. НГТУ Новосибирск, Россия doi: 10.18411/lj2016-1-12 SCADA-системы в пожарной безопасности ВВЕДЕНИЕ Системы обеспечения пожаробезопасности включает в себя такие подсистемы как: пожарная сигнализация,

Подробнее

ШКОЛА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ МГИМО

ШКОЛА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ МГИМО ГУЛИЕВ ИГБАЛ АДИЛЕВИЧ кандидат экономических наук, Руководитель Центра стратегических исследований и геополитики в области энергетики ЛИТВИНЮК ИГОРЬ ИГОРЕВИЧ ведущий

Подробнее

Автоматизированные системы управления

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ для НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Автоматизированные системы управления Москва 2016 г. Автоматизированные системы управления ИМС осуществляет комплексную автоматизацию, разрабатывает

Подробнее

Безопасный интеллектуальный квартал

Пилотный проект Безопасный интеллектуальный квартал квартал ПОЛЮСТРОВО 36, Калининский район, Санкт-Петербург 2013 год. Нормативно-правовая база Федеральный закон от 21.12.1994 N 68-ФЗ (ред. от 29.12.2010)

Подробнее

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

Титульный лист методических рекомендаций и указаний, методических рекомендаций, методических указаний Форма Ф СО ПГУ 7.18.3/40 Министерство образования и науки Республики Казахстан Павлодарский государственный

Подробнее

ПРИБОРЫ КОНТАР ДЛЯ ТИПОВЫХ ЗАДАЧ

ПРИБОРЫ КОНТАР ДЛЯ ТИПОВЫХ ЗАДАЧ Приборы КОНТАР Для типовых задач автоматизации систем теплоснабжения ОАО «МЗТА» разработан ряд функциональных алгоритмов для приборов комплекса КОНТАР. Эти алгоритмы загружаются

Подробнее

Scada-система Flygt AquaView

Flygt Scada-система Flygt AquaView Более надежный мониторинг и простое управление Эффективное управление, низкие рассходы Точное и простое управление благодаря удобной для оператора системе AquaView Инновационные

Подробнее

Лекция 7 ТРАНСПОРТ НЕФТИ

Лекция 7 ТРАНСПОРТ НЕФТИ Проблемы моделирования транспортных сетей 05.12.2016 1 Виды транспорта нефти и нефтепродуктов водный (морской и речной): сырая нефть и многие нефтепродукты (бензин, керосин, дизельное

Подробнее

/index.php?phpsessid=c3ae391e76b139a96c1ba83750d69849&topic=2580.0

Таким образом, на данный момент считаем автоматизацию перевода чертежей неэффективной из-за ее несовершенства, невозможности адекватного представления текста продукта данных средств в виде, требуемом для

Подробнее

docplayer.ru

СОЗДАНИЕ МНЕМОСХЕМЫ ПРОЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОЦЕССОВ ТРАНСПОРТИРОВКИ И ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ В СРЕДЕ DATARATE

Позолотина Н.А. doi: /lj

Позолотина Н.А. НГТУ Новосибирск, Россия doi: 10.18411/lj2016-1-12 SCADA-системы в пожарной безопасности ВВЕДЕНИЕ Системы обеспечения пожаробезопасности включает в себя такие подсистемы как: пожарная сигнализация,

Подробнее

2. Архитектура комплекса

1. Назначение Многофункциональная информационно-диагностическая система представляет собой распределенный комплекс, основной задачей которого является уменьшение времени на поиск и локализацию неисправностей.

Подробнее

Система «Сириус-СКАДА»

QNX Photon ООО «НПА Вира Реалтайм» Система «Сириус-СКАДА» Назначение Система реального времени «Сириус-СКАДА» была разработана ООО «Реалтайм» и представляет собой комплекс программ реального времени для

Подробнее

ИНТЕГРАЦИЯ АСУ ТП В АСУ ПРЕДПРИЯТИЯ

ИНТЕГРАЦИЯ АСУ ТП В АСУ ПРЕДПРИЯТИЯ Ведущий специалист Департамента системного ПО Гурьянов Л.В. (к.т.н.) Рациональное управление современным предприятием это сложная задача, на эффективное решение которой

Подробнее

SIMP Light. Настройка сетевых подключений

SIMP Light Настройка сетевых подключений Руководство версия 4.1 2010, ООО «Симп Лайт» Настройка сетевых подключений стр. 1 Содержание стр. Описание... 3 Способы настройки: 1. Посредством WEB-интерфейса...

Подробнее

Технические характеристики

По вопросам продаж и поддержки обращайтесь: Архангельск (818)63-90-7 Астана +7(717)77-13 Белгород (47)40-3-64 Брянск (483)59-03-5 Владивосток (43)49-8-31 Волгоград (844)78-03-48 Вологда (817)6-41-59 Воронеж

Подробнее

SCADA системы. Обзор SCADA систем

В этой статье мы поговорим о SCADA системах получивших наибольшее распространение при разработке автоматизации процессов. SCADA системы сейчас, являются неотъемлемой частью современных автоматизированных

Подробнее

Proficy Change Management

Proficy Change Management Система управления изменениями Техническая презентация План Знакомство с Change Management (что это такое) Описание продукта > архитектура > основные функции > технические характеристики

Подробнее

Как и положено тому, что принято

Отечественные SCADA-системы есть, "КОНТУР II" Никитин А.В., СКАДА-системы Украины, г. Киев 32 Как и положено тому, что принято называть SCADA-системой, КОНТУР II - это совокупность инструментальных средств

Подробнее

SCADA/HMI DataRate 4.0 в ногу со временем

SCADA/HMI DataRate 4.0 в ногу со временем Четвертая версия пакета программ SCADA/HMI DataRate, выпущенная компанией «Круг-СОФТ», создана на базе самых лучших и современных решений, позволяет эффективно

Подробнее

Учебные лабораторные стенды и комплексы

Учебные лабораторные стенды и комплексы Одним из лучших способов обучения, несомненно, является применение специальных учебных лабораторных стендов и комплексов. С их помощью проведение практических и

Подробнее

Система газового пожаротушения МИЖУ.

ООО НПФ КРУГ, ЗАО АРТСОК Система газового пожаротушения МИЖУ. Установка и настройка Руководство Пользователя Система газового пожаротушения МИЖУ. Установка и настройка. Руководство Пользователя/2-е изд.

Подробнее

DR. BOB DAVIDOV LabView ОРС клиент

DR. BOB DAVIDOV LabView ОРС клиент Цель работы: освоение правил подключения LabView к ОРС серверу. Задача работы: построение канала передачи данных LabView - ОРС сервер. Приборы и принадлежности: Персональный

Подробнее

Пример применения продукта:

продукта: Мониторинг проходческой техники Отрасль Горнодобывающая промышленность Заказчик Машиностроительная компания «Ильма» Аппаратура Интегрированные в горнопроходческие комбайны KП21 специализированные

Подробнее

Building Technologies

Building Technologies DESIGO PX Система для отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха и инженерного оборудования зданий DESIGO PX разработан на основе многолетних исследований. Мы являемся мировым

Подробнее

ООО НПП Автоматика-С SCADA СТАТУС-4.

ООО НПП Автоматика-С SCADA СТАТУС-4 www.avts.ru 2 SCADA СТАТУС-4 для ОС QNX 4.25 (изделие КПДА.00001-01) Вступление SCADA СТАТУС-4 универсальный программный комплекс с повышенными требованиями надежности

Подробнее

Разработка OEM-решений на базе WinCC OA

Разработка OEM-решений на базе WinCC OA ПТК «КАСКАД» Комплекс Автоматизированных Систем Контроля, Администрирования и Диспетчеризации Акционерное Общество «СибКом» АО «СибКом» создано в 2003 году Специализируется

Подробнее

SCADA / HMI. Общая информация

SCADA / HMI Общая информация Платформы Windows XP и выше (32-х и 64-х битные версии) Linux (32-х и 64-х битные версии) Mac OS X SCADA-система нового поколения Система предназначена для визуализации и управления

Подробнее

docplayer.ru

Компьютеризация процессов транспортировки и хранения нефти и газа

Реферат по информатике «Компьютеризация процессов транспортировки и хранения нефти и газа»
ФТПУ 7.1-21/1

Федеральное агентство по образованию

Государственное профессиональное учреждение

Высшего профессионального образования

Томский политехнический университет

Кафедра информатики

и проектирования систем

Реферат на тему «Компьютеризация процессов хранения и транспортировки нефти и газа»

Выполнили: Вертинская О.(гр.2Б53) ,

Лукьянова Е.(гр.2550), Лебедева А.(гр.2Б53).

Принял: доцент, к.т.н. Хамухин А.А.

Томск - 2006

Содержание

Содержание 2

Введение 3

Модернизация компании «Негуснефть» 4

Заключение 8

Литература 9

Введение

Развитие науки о нефти и газе сейчас переживает переломный момент: невиданный размах компьютеризации и информатизации всей инфраструктуры, связанной с поиском, разведкой и разработкой месторождений, внедрением фундаментальных разработок в технику и технологию добычи и транспортировки углеводородов дает возможность перейти к инновационному этапу развития нефтяной и газовой промышленности России

История технологического развития нефтяной промышленности России связана с добычей легкой, маловязкой и малосернистой нефти из природных резервуаров с хорошими коллекторскими параметрами (с более полным и легким извлечением нефти). Естественно, что в первую очередь осваивались неглубоко залегающие нефтяные месторождения с редко встречающимися аномально высокими пластовыми давлениями и температурами. В этих условиях эффективнее было использовать технологии заводнения, в которых нефтяники достигли впечатляющих результатов. И сегодня в добыче более 95% нефти России используется заводнение, обеспечивающее максимальную степень извлечения углеводородов.

По мере истощения легкодоступных ресурсов приходилось сталкиваться с тяжелой вязкой нефтью и нетрадиционными коллекторами. Увеличивались глубины бурения, залежи с аномально высокими давлениями и температурами встречались все чаще.

 Технологические проблемы нефтяной и газовой промышленности стали особенно явными в середине 80-х годов прошлого века, совпав с экономическими и политическими преобразованиями в нашей стране. Все это сказалось на резком снижении добычи нефти в начале 90-х годов.

Многие нефтегазодобывающие компании начали переходить на компьютеризированные и автоматизированные технологии для повышения добычи нефти. [1] Содержание

Модернизация компании «Негуснефть»

Рассмотрим, как шел процесс компьютеризации и оснащения новыми техническими возможностями предприятия на примере компании "Негуснефть".С 1993 года нефтяная компания "Негуснефть" ведет разработку Варынгского нефтяного месторождения, занимается разведкой, добычей, транспортировкой, хранением и реализацией нефти и нефтепродуктов. Сегодня нефтяная компания "Негуснефть" оснащена по последнему слову техники: новейшее технологическое оборудование, современные системы замера и контроля, полная компьютеризация, своя телефонная станция пятого поколения, система телемеханики, подобной которой нет в регионе, специализированный автотранспорт.

До внедрения SCADA TRACE MODE на объектах нефтяной компании "Негуснефть" автоматизация носила локальный характер. Самой продвинутой из используемых на тот момент АСУТП была система телемеханики нефтяного месторождения, функционирующая под управлением ОС MS-DOS. Были попытки внедрения SCADA на базе QNX для автоматизации дожимных насосных станций (ДНС) и кустовых насосных станций (КНС), но они закончились неудачно. Развитие системы своими силами не представлялось возможным, поэтому было принято решение привлечь системного интегратора, в роли которого выступила московская фирма АТ, авторизованный системный интегратор компании АдАстра.Выбор программной платформы для автоматизации был однозначным - зарубежные продукты сопоставимой со SCADA TRACE MODE функциональности были заведомо дороже. [2]

В качестве аппаратной основы компания АТ использовала контроллеры M2000 собственной разработки. Таким образом, первая АСУТП, обладающая полноценным операторским интерфейсом, в "Негуснефть" была основана полностью на российских технологиях.Первая АСУТП на основе SCADA TRACE MODE была введена в промышленную эксплуатацию в 1999 году и обеспечивала автоматизацию всего одной дожимной насосной станции Варынгского месторождения. Один программируемый контроллер М2000 обеспечил ввод информации с 45 дискретных и 55 аналоговых датчиков. В АСУТП дожимной насосной станции было использовано всего 82 канала, включая служебные, и здесь нет никакой ошибки, дело в том, что SCADA TRACE MODE позволяет уплотнять до 16 дискретных сигналов в одном канале. Рабочее место оператора ДНС было одно, клиент-серверная архитектура TRACE MODE не задействовалась. Отчеты создавались при помощи простейшей программы на Visual Basic, которая получала данные по 40 основным каналам от Монитора реального времени TRACE MODE через DDE-интерфейс и каждые два часа создавала файл отчета в формате Excel. Полученные файлы отчетов персонал дожимной насосной станции отправлял по модему в НГДУ.

Такая система имела много недостатков, но позволила инженерам службы автоматизации познакомиться с идеологией SCADA, и с этой задачей блестяще справилась. Операторы дожимной насосной станции впервые смогли "увидеть" весь объект на одном экране монитора, управлять процессом стало на порядок легче. Отпала необходимость выходить из операторской за каждым показанием манометра, что в условиях Севера немаловажно. Одна основная экранная форма АСУТП ДНС  заменила целую стену вторичного оборудования с многочисленными индикаторами, облегчив молодым сотрудникам понимание технологии.Уже через полгода эксплуатации руководство нефтяной компании "Негуснефть" решило применять SCADA TRACE MODE в качестве основы всей системы автоматизации производства. [2]

Следующим шагом стало приобретение программ SCADA TRACE MODE для автоматизации системы телемеханики нефтяного месторождения. При этом, руководство компании, воодушевленное прошлогодними успехами, не остановилось на покупке одного Монитора реального времени (МРВ) TRACE MODE на 32000 каналов, в заказ были включены сетевые графические консоли NetLink Light, дополнительная инструментальная система (разработка велась в профессиональной версии) и сервер документирования. Новая система телемеханики нефтяного месторождения пришла на смену старой DOS-системы вместе с новыми полевыми контроллерами М2000. Основой АСУТП стал МРВ TRACE MODE. К нему подключен мастер-контроллер (диспетчер), который  по радиоканалу опрашивал все удаленные технологические объекты: ГЗУ (групповые замерные установки), БГ (блоки гребенок), МФ (мех. фонд - группы из нескольких ЭЦН). Несмотря на низкую скорость обмена по радиоканалу - 2400bps, за счет оптимизации потоков данных и использования технологии групповых запросов удалось добиться существенного сокращения цикла опроса по сравнению со старой системой телемеханики, которая запрашивала параметры индивидуально. В результате оперативность оповещения диспетчера о наличии аварийных ситуаций на удаленных объектах выросла примерно в 5 раз. Параллельно с вводом в эксплуатацию новой системы телемеханики нефтяного месторождения инженеры "Негуснефть" получили возможность поэкспериментировать различными модулями SCADA TRACE MODE. Научившись привязывать графику к входам датчиков, работающие вахтовым методом сотрудники департамента автоматизации, увлеклись этим настолько, что в конце каждой вахты руководство нефтяной компании "Негуснефть" получало новые экранные копии графических форм. Это, как и ожидалось, ускорило внедрение модуля TRACE MODE Cупервизор. Чуть позднее энтузиазм сотрудников службы автоматизации перенесся на Редактор шаблонов и Сервер документирования. Руководство "Негуснефть" с пониманием отнеслось к необходимости повышения квалификации своих сотрудников. После ввода новой системы телемеханики нефтяного месторождения на базе TRACE MODE в эксплуатацию двое из них прошли обучение в Учебном центре Adastra. Внедрение следующего объекта - АСУТП кустовых насосных станций прошло уже без личного участия системных интеграторов, силами предприятия. Помимо очевидного роста числа автоматизированных объектов, необходимо отметить и повышение качества АСУТП. Показания каждого датчика стали доступны в виде графиков и таблиц, благодаря чему выявились огрехи монтажа оборудования - отсутствие заземления, наводки на информационные кабели, следующие за ними ложные тревоги и срабатывания, дребезг аналоговых сигналов, взаимное влияние датчиков - все это "всплыло на поверхность", и было постепенно устранено.В довершение всего новая АСУТП "заговорила" - на каждую аварийную ситуацию было создано речевое сообщение, в результате чего конечный пользователь был избавлен от необходимости постоянно смотреть в монитор В настоящее время на предприятиях нефтяной компании "Негуснефть" с помощью SCADA TRACE MODE автоматизированы все существующие жизненно важные объекты нефтяной добычи, дальнейшее наращивание системы идет в ногу с вводом новых объектов, благо в регионе идет активное бурение и строительство .За 4 года внедрения и эксплуатации телемеханических АСУТП на базе SCADA TRACE MODE в нефтяной компании "Негуснефть" была доказана их надежность, простота и, в то же время, функциональность и масштабируемость. Сейчас "Негуснефть" планирует выйти на новый уровень автоматизации - интеграцию с системами учета основных фондов и планирования добычи.[2]

Средняя норма сохранности трубопроводов составляет 30 лет. Однако ее конкретное значение зависит от почвы, климата и других факторов. Основная причина аварий – человеческий фактор (около 70%), и только 14% происходит из-за коррозионного износа. В то же время имеющиеся диагностические средства могут точно предсказать развитие аварийной ситуации, что дает возможность своевременно провести ремонт. Тем не менее если авария произошла, то автоматика посылает сигнал на диспетчерский пульт уже при потере давления до 5% и указывает на «неблагонадежный» участок, а посредством обратной связи может его аварийно перекрыть. Стоимость системы составляет 7,5 тыс. долл. для защиты одного погонного метра магистрального трубопровода и 5,5 тыс. долл. – для промыслового. На полное оснащение трубопроводного транспорта в России системами автоматизации требуется 1,5 млрд долл. для магистральных сетей и 200 млн долл. – для промысловых. [3] Содержание

Заключение

Компьютеризация современных нефтегазодобывающих предприятий, как в нашей стране, так и за рубежом набирает обороты. Связанно это с увеличением потребления продуктов нефтегазовой промышленности, истощением запасов месторождений нефти и газа, нарастающей труднодоступностью, трудоемкостью и энергоемкостью добычи, транспортировки и хранения нефти и газа, требующих все более высоких и модернизированных технологий, в частности компьютеризации и автоматизации предприятий. Прогноз аналитических организаций говорит в пользу тенденции перехода нефтегазодобывающих предприятий на полностью компьютеризированное управление. Каждый год в нашей стране и за рубежом проводится множество конференций по проблемам оснащения новыми компьютерными технологиями нефтегазодобывающих предприятий. Проблема компьютеризации процессов транспортировки и хранения нефти и газа наиболее актуальна на сегодняшний день .Связано это с огромными расстояниями между нефтегазоносными месторождениями и увеличивающимися с геометрической прогрессией потребителями. Например, недавно прошла конференция диагностики электрооборудования газораспределительных и компрессорных станций на ряде предприятий в составе ОАО "Газпром". [4] Она разрешила некоторые проблемы, связанные с автоматизацией и компьютеризацией транспортировки нефти и газа, что позволит снизить риск аварий, приводящих к огромным убыткам, уменьшить стоимость транспортировки нефти, а также уменьшить загрязнение окружающей среды, если подобные аварии будут иметь место. Содержание

Литература

  1. http://www.worldenergy.ru/mode.1349-id.7138-type.html - журнал «мировая энергетика» - июнь 2004
2. http://www.adastra.ru/apps/oil/negusneft/ - нефтяная промышленность на сайте Trace Mode

3. http://www.worldenergy.ru/mode.1369-id.23482-type.html - журнал «мировая энергетика» ноябрь 2004

4. http://www.intma.ru/index.php?topic=4_4 – новости АСУПТ

Содержание

Документ: стр. из

Дата разработки: 25.05.2006

Выполнила : ст. гр. 2Б53 Вертинская О.В.

Принял : доц Хамухин А.А.

kzdocs.docdat.com