Телемеханизация фонда УЭЦН в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Тмс это нефть


Надежность ТМС и унификация протоколов передачи данных ТМС

История эксплуатации систем погружной телеметрии (ТМС) на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» началась в 2002 году с этапа опытно-промышленной эксплуатации.

В настоящее время обсуждается вопрос разработки и внедрения унифицированного протокола передачи данных ТМС, что должно позволить решить большое количество текущих эксплуатационных проблем и значительно снизить затраты нефтяных компаний на эксплуатацию ТМС. Однако нельзя забывать и о различных рисках, сопряженных с этим процессом, а также о том, что протокол должен работать на перспективу.

В предлагаемой Вашему вниманию статье приведены основные данные об эксплуатации ТМС различных производителей на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», а также проанализированы преимущества и риски унификации протокола передачи данных и требования к нему, разработанные ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис».

12.02.2017 Инженерная практика №10-11/2016 Яшметов Владимир Алексеевич Ведущий инженер Завода вентильных двигателей ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис»

НАДЕЖНОСТЬ ПОГРУЖНЫХ ТМС

Фонд скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» оборудованных УЭЦН (УЭВН) и находящийся на обслуживании ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис» по состоянию на сентябрь 2016 года составлял более 15 тыс. скважин. Более 41,5% обслуживаемых скважин данного фонда оборудованы системами погружной телеметрии. Из них 80,22% составляют системы погружной телеметрии производства ООО «ИРЗ ТЭК», 12,42% – ЗАО «ЭЛЕКТОН», 6,72% – ООО «СКС», прочие компании – 0,64% (рис. 1).

При этом, поскольку на 6,3% ТМС отсутствуют показания (см. таблицу), реальный охват фонда скважин, оборудованных УЭЦН, системами погружной телеметрии с постоянным мониторингом составляет 35,2% (рис. 2).

Рис. 1. Внедрение систем погружной телеметрии на 01.09.2016 г.Рис. 2. Работа систем погружной телеметрии на 01.09.2016 г.Таблица. Отказы ТМС на фонде скважин на 01.09.2016 г.

На момент подготовки публикации 80,23% установленных в скважинах ТМС относились к категории высокоточных (ВТМС), с чувствительностью датчиков давления (дискретностью измерения), равной 1 кПа (0,01 атм) (рис. 3).

Рис. 3. Оснащение высокоточными ТМС на 01.09.2016 г.Рис. 4. Анализ работы систем погружной телеметрии ООО «СКС»Рис. 5. Анализ работы систем погружной телеметрии ЗАО «ЭЛЕКТОН»Рис. 6. Анализ работы систем погружной телеметрии ООО «ИРЗ ТЭК»

УНИФИКАЦИЯ ТМС И ПРОТОКОЛОВ

Первые шаги по унификации систем погружной телеметрии в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» были сделаны в части разработки и внедрения единых «Технических требований на поставку телеметрических систем (ТМС)». В частности, в данных требованиях унифицированы присоединительные размеры подземной части (ТМСП) и габаритные размеры наземной части (ТМСН) системы погружной телеметрии.

Желание заказчика в отношении систем погружной телеметрии вполне очевидны: заказчику нужны надежные ТМС, обеспечивающие онлайн-мониторинг основных параметров работы скважины. И, если на надежность ТМС влияет множество факторов, то формальные требования к принципам формирования, составу и протоколу передачи данных ТМС сформулировать можно, а в целях повышения эффективности разработки месторождений – даже необходимо.

Для достижения поставленной цели необходимо, чтобы протокол ТМС обеспечивал ряд функциональных возможностей. Во-первых, он должен обеспечивать возможность определения качества канала связи, исправления одиночных и выявления многократных ошибок, идентификации типа, серии и версии блока, а также прозрачный механизм настройки для передачи новых типов параметров. Во-вторых, настройка оборудования должна производиться на основе конфигурационного файла, в котором указываются режимы работы оборудования, соответствие передаваемых параметров и их расположение в памяти оборудования.

При одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов, что подразумевает использование управляемых пакеров и клапанов с электроприводом, универсальный протокол должен обладать возможностью передачи команд от ТМСН к ТМСП. Также необходимо наличие показателя «Время последнего измерения параметров» для расчета притока при определенном давлении.

ПРЕИМУЩЕСТВА УНИФИКАЦИИ ПРОТОКОЛА ТМС

Унифицированный протокол передачи данных ТМС должен обеспечивать возможность бесшовной интеграции (т.е. при выполнении определенного процесса в одной системе незаметно для пользователя переходить к работе в другой системе) системы погружной телеметрии с системой интеллектуализации скважины

(куста, месторождения). При этом, несмотря на то, что ТМС сертифицированы как средства измерения, необходимо, чтобы ТМСН и ТМСП любых производителей были полностью совместимыми. Это позволит снижать затраты при замене станций управления с неисправными ТМСН.

В этой же связи надо отметить, что планируется разработка и внедрение единого оборудования для проверки и диагностики ТМС для сервисных компаний.

Также предполагается, что единый протокол позволит консолидировать усилия разработчиков систем погружной телеметрии, что в свою очередь приведет к повышению надежности систем в целом.

ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ РИСКИ УНИФИКАЦИИ

Наряду с описанными выше преимуществами разработка и внедрение унифицированного протокола передачи данных ТМС связана с рядом существенных рисков.

В первую очередь часть существующего фонда систем погружной телеметрии ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» будет априори не совместима с унифицированным протоколом ТМС. Также надо понимать, что только ограниченное число производителей систем погружной телеметрии в состоянии создать новый наземный блок, способный работать со старым парком, в связи с разными способами и протоколами передачи информации от погружного блока к наземному. Кроме того, нужно быть готовыми к тому, что стыковка ТМСП и ТМСН разных производителей осложнит выявление стороны, ответственной за преждевременный отказ оборудования, что усложняет анализ причины отказов ТМС.

Процесс ввода «универсальных ТМС» в эксплуатацию займет продолжительное время в связи с тем, что часть действующего фонда скважин Компании оборудована станциями управления и системами погружной телеметрии, не поддерживающими новый протокол и отображение данных высокоточной телеметрии. Да и в целом унификация протокола – очень долгий процесс, который однозначно вызовет споры по новым требованиям с разными производителями. А сама разработка протокола займет продолжительное время, после чего потребуется не менее долгий срок для отладки и апробации технологии на практике. Нельзя забывать и о развитии технологий, что обуславливает необходимость постоянной корректировки протокола под новые возможности ТМС, например, для контроля обводненности и плотности продукции скважин, замера дебита каждого пласта и управления пакером.

При самостоятельной разработке унифицированного протокола ТМС эксплуатирующей организацией, потребуется время и наличие профильных специалистов. Ответственность за принятый стандарт и недостатки, которые могут выявиться в ходе эксплуатации, будут возложены не на производителя оборудования, а на эксплуатирующую организацию.

Необходимо сформировать такой универсальный протокол, чтобы обеспечивался задел на будущие годы.

Важно отметить, что введение единого протокола обмена между подземной и наземной частями ТМС приведет к сходству аппаратной части ТМСП, а значит, производители будут в определенной степени лишены возможности улучшать и развивать надежность своих систем (к примеру, развитие скорости обмена, постоянный контроль сопротивления изоляции УЭЦН). Это, с одной стороны, показывает, что, как и любая унификация, введение единого протокола несколько ограничит развитие ТМС, а с другой, – подчеркивает актуальность вопроса надежности систем.

СИТУАЦИЯ НА СЕГОДНЯ

В настоящий момент ни одна существующая система погружной телеметрии, эксплуатирующаяся в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», не соответствует задачам обозримой среднесрочной перспективы.

Например, при применении амплитудной модуляции с двумя уровнями электрического напряжения или тока (способ кодирования «Манчестер-2») был выявлен ряд недостатков.

Во-первых, отсутствует непрерывный контроль сопротивления изоляции – некое подобие существует, но нет по-настоящему непрерывного контроля. Сам принцип передачи информации не позволяет этого делать.

Второй недостаток – медленный канал передачи данных от подземной части ТМС. Высокие амплитуды низкочастотного напряжения на ТМСН вынуждают ставить большие пассивные фильтры в канале передачи данных. Из-за наличия фильтров, если передавать данные в кодировке «ноль-единица», доставка пакета данных занимает значительное время (до минуты).

В-третьих, наличие фильтра внутри погружного блока приводит к его дополнительному нагреву. А увеличение температуры блока на 10°С может быть решающим в плане надежности ТМС.

В свою очередь, при применении принципа передачи данных с помощью высокочастотной несущей частоты было замечено, что отсутствует контроль сопротивления изоляции системы «Кабель-ПЭД», а также искажается сигнал при эксплуатации УЭЦН на частоте питающего тока, отличной от 50 Гц (при использовании станций управления с частотным преобразователем).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время не выработан стандарт разработки ТМС, который бы регламентировал принципы передачи данных, протоколы обмена и геометрические размеры блоков. Если на текущем этапе унифицировать протокол и соответственно принцип передачи данных, то при развитии более быстрых, альтернативных, более надежных и дешевых систем телеметрии опять возникнет необходимость обновления унификации протокола.

Подводя итоги, важно подчеркнуть, что при разработке универсального протокола систем погружной телеметрии необходимо коллегиально с производителем и потребителем прорабатывать все параметры и сценарии работы и дальнейшего развития этого направления.

РЕШЕНИЕ

В настоящий момент утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии ГОСТ Р 568302015 «Установки скважинных электроприводных насосов. Общие технические требования». В частности, в данном ГОСТ в разделе 11 указаны общие требования к системам погружной телеметрии. В 2017 году на основании протокола технического совещания Экспертного совета по механизированной добыче нефти совместно с изготовителями погружных электродвигателей, телеметрии и станций управления от 20.04.2016 года на рассмотрение в Технический комитет по стандартизации ТК 23 «Нефтяная и газовая промышленность» будет внесено предложение об изменении данного ГОСТ, в том числе с указанием присоединительных размеров систем погружной телеметрии. Данное предложение об изменении ГОСТ необходимо обсудить с представителями разработчика ГОСТ, производителей систем погружной телеметрии, сервисных и нефтяных компаний. И на основании мнения и решения представителей технического совещания выработать универсальные стандарты к унификации ТМС с внесением данных предложений в ГОСТ Р 56830-2015 и единые технические требования к системам погружной телеметрии.

ВЫВОД

Унификация протокола ТМС должна позволять развиваться системе погружной телеметрии, то есть работать на перспективу.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Владимир Алексеевич, я правильно понимаю, что вы ориентируетесь на российские компании-разработчики?

Владимир Яшметов: Абсолютно верно. Для нас российские компании должны полностью заменить иностранных производителей.

Вопрос: В том числе и таких гигантов, как Schlumberger и т.п.?

В.Я.: Да, именно так.

Другие статьи с тегами: Погружная телеметрия

glavteh.ru

Телемеханизация фонда УЭЦН в ОАО «СН-МНГ»

Перед ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (ОАО «СН-МНГ») стоит ряд задач, связанных с управлением отдаленными объектами добычи и объектами, расположенными в зоне подтопления, а также с сокращением высоких удельных затрат. Решить перечисленные задачи планируется посредством телемеханизации фонда УЭЦН.

В рамках проекта осуществляется автоматизация системы управления химизацией, внедрение беспроводных технологий измерения пластового давления, переход к исследованиям динамического уровня жидкости путем анализа данных датчиков систем погружной телеметрии (термоманометрических систем, ТМС) и другие мероприятия.

В предлагаемой Вашему вниманию статье представлены особенности, достигнутые и планируемые результаты реализации проекта «Телемеханизация» в ОАО «СН-МНГ».

24.02.2017 Инженерная практика №10-11/2016 Кунчинин Александр Николаевич Главный специалист технологического отдела по работе с внутрискважинным оборудованием УДНГ ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И НАПРАВЛЕНИЯ. ПРОЕКТ «ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ»

К основным целям проекта «Телемеханизация» относятся сокращение операционных расходов, увеличение добычи нефти, повышение уровня безопасности, увеличение межремонтного периода (МРП) работы скважин, снижение удельного потребления электроэнергии (ЭЭ), снижение внутрисменных потерь добычи и повышение эффективности оперативного управления объектами добычи в ОАО «СН-МНГ».

Таблица. Ожидаемые результаты проекта «Телемеханизация» по основным стратегическим направлениям ОАО «СН-МНГ»

Проект охватывает основные стратегические направления Компании – безопасность, добычу, энергоэффективность и автоматизацию (см. таблицу).

Разрабатываемые ОАО «СН-МНГ» месторождения территориально рассредоточены, часть из них автономны. Наиболее отдаленные объекты находятся на расстоянии 330-460 км от г. Мегион.

На сегодняшний день проектом «Телемеханизация» охвачены наиболее отдаленные и приоритетные в отношении добычи месторождения (рис. 1). В рамках проекта выделены основные критерии реализации концепции «Цифровое месторождение»: повышение оперативности, управляемости, точности информации, дистанционное управление, снижение трудозатрат. Главное преимущество реализации концепции цифрового месторождения сводится к значительному снижению трудозатрат и ресурсов на фоне повышения качества информации и сроков ее получения.

Рис. 1. География месторождений ОАО «СН-МНГ» и охват проектом «Телемеханизация»

РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОЕКТА

Для реализации проекта «Телемеханизация» в 2014 году в ОАО «СН-МНГ» была создана рабочая группа в составе Управления метрологии и автоматизации и представителей сервисных организаций. Разработан и введен стандарт выполнения работ по техническому обеспечению телемеханизации СУ УЭЦН, разработаны мероприятия по его внедрению и блок-схемы организации процесса, проведено обучение персонала ОАО «СН-МНГ» и подрядных организаций, а также несколько выездных совещаний по обмену опытом с другими нефтяными компаниями.

В частности, была разработана и введена в действие блок-схема процесса описания СУ УЭЦН в системе телемеханики (ТМ) для взаимодействия подрядных организаций, стандартизирован процесс дистанционного вывода скважин на режим и последующей эксплуатации посредством системы ТМ, разработан и внедрен единый протокол MODBUS RTU для связи системы ТМ АДКУ 2000+ со станциями управления (СУ), приобретаемыми в соответствии с техническими требованиями ОАО «СН-МНГ» к СУ УЭЦН.

На сервисных базах ЭПУ были организованы рабочие места с установленной системой ТМ для тестирования СУ с целью проверки исправности порта RS, контроллера СУ и соответствия СУ техническим требованиям. Совместно с техническим институтом разработано и изготовлено устройство тестирования линии связи RS, по результатам ОПИ приобретены 20 устройств.

По состоянию на конец 2016 года уровень телемеханизации фонда УЭЦН ОАО «СН-МНГ» составил 68%. Планируется, что к концу 2018 года телемеханизацией будет охвачен весь фонд УЭЦН (рис. 2).

Рис. 2. Охват фонда УЭЦН ОАО «СН-МНГ» проектом «Телемеханизация», 2014-2019 гг.

Текущее оборудование действующего фонда УЭЦН позволяет в 100% случаев отслеживать техническое состояние УЭЦН. По 17% скважин дополнительно собираются данные от контроллеров СУ (КСУ) и по 43% СУ УЭЦН существует возможность дистанционного управления режимами работы оборудования. Счетчиками ЭЭ оснащено 27% парка СУ, в том числе 45% – с отображением показаний в системе ТМ. Средний возраст парка СУ составляет семь лет.

С IV квартала 2015 до конца 2016 года модернизировано 10% парка СУ УЭЦН в части обеспечения возможности передачи данных КСУ в систему ТМ, дистанционного управления и учета ЭЭ. Это сделано в рамках программы по оснащению фонда КЭС СУ с устройством плавного пуска.

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ХИМИЗАЦИЕЙ

В ОАО «СН-МНГ» реализуется пилотный проект по автоматизации системы управления химизацией (АСУХ). Среди его предпосылок следует назвать использование устаревшего оборудования для подачи ингибиторов, отсутствие контроля работы дозаторов посредством ТМ (остановки, запуски, регулирование расхода), а также отсутствие оперативного центра управления.

В рамках проекта проведен анализ существующих установок дозирования (УД), устаревшее оборудование заменено на современное с выводом данных в систему ТМ, выполнен анализ работы блока реагентного хозяйства (БРХ) на площадочных объектах с последующей его модернизацией, БРХ оснащены контроллерами расхода и частотными насосами-дозаторами, что позволяет дистанционно изменять параметры работы. Кроме того, обеспечена совместимость оборудования УД и БРХ с системой ТМ, а сама система доработана таким образом, что обеспечивает возможность отображения состояния оборудования, текущих параметров, расхода химреагента и выдачи отчетов. Созданы оперативный центр контроля и АСУ химизацией (АСУХ).

Основной результат от внедрения АСУХ заключается в снижении затрат на приобретение УД, снижении расхода химреагента на 7% и сокращении времени простоя оборудования. Кроме того, реализация проекта способствует сокращению времени реагирования при внештатных ситуациях, минимизации рисков срыва процессов добычи нефти и газа и соблюдению режимов закачки химреагентов в режиме реального времени.

ИССЛЕДОВАНИЯ С ПОМОЩЬЮ ТМС

В ОАО «СН-МНГ» осуществлен переход от определения динамического уровня жидкости методом эхолотирования к получению информации от погружной ТМС УЭЦН. Для проведения таких исследований необходимо обеспечить работоспособность ТМС, контролировать динамический уровень методом эхолотирования один раз в месяц. В случае неисправности ТМС эхолотирование выполняется четыре раза в месяц.

Рис. 3. Оснащенность фонда УЭЦН ОАО «СН-МНГ» ТМС

По состоянию на конец 2016 года действующий фонд УЭЦН был оснащен ТМС на 87%, 88% которых находились в работоспособном состоянии (рис. 3).

Поскольку при считывании информации от погружной ТМС УЭЦН оператор по-прежнему затрачивает время на контроль давления на приеме насоса, фактического высвобождения трудозатрат после перехода к таким исследованиям не произошло. Вместе с тем расширение функций системы ТМ позволило получать информацию о давлении на приеме УЭЦН в режиме реального времени и транслировать получаемую информацию в электронную шахматку, используемую в ОАО «СН-МНГ». Также стало возможным вести запись изменения давления на приеме насоса по кривым восстановления уровня (КВУ), передаваемым посредством системы ТМ, что позволило сократить затраты на проведение ГДИС.

БЕСПРОВОДНЫЕ РЕШЕНИЯ

Реализация программы ввода новых скважин после бурения, зарезки боковых стволов (ЗБС) и проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) на пластах с низким коэффициентом продуктивности, слабыми проточными характеристиками и высокими темпами падения базового дебита требует повышенного внимания к стабильности работы УЭЦН. Постоянный контроль давления в буферном и затрубном пространствах позволят персоналу на уровне оператора пульта управления системы ТМ своевременно вмешиваться в работу оборудования УЭЦН.

Применение беспроводных технологий измерения давления позволит устанавливать датчики давления практически в любых труднодоступных местах без строительства кабельных эстакад и прокладки линий связи.

Дальность работы планируемых к установке датчиков составляет три километра, температурный диапазон применения – от -45 до +85°С, срок службы – зависит от встроенного элемента питания и составляет до пяти лет.

В четвертом квартале 2016 года начаты испытания датчиков давления на десяти скважинах.

 АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ КАРТА УСТАВОК ЗАЩИТ СУ УЭЦН

Чтобы автоматизировать процесс считывания текущих уставок защит, их анализ на предмет соответствия Техническому стандарту и их групповое изменение до требуемых значений, ведется доработка текущей версии системы ТМ.

При реализации данного проекта мы столкнулись с ограничениями, связанными с тем, что часть парка СУ была выпущена ранее 2011 года, а технические требования к СУ УЭЦН были сформулированы в 2011 году. Это объясняет широкий спектр карт регистров, отличающихся от утвержденного в ОАО «СН-МНГ». В связи с этим ведутся сводная аналитическая работа и переговоры с поставщиками оборудования.

По состоянию на сентябрь 2016 года рассмотрены карты временных трудозатрат на отстройку и корректировку уставок защит СУ УЭЦН; СУ УЭЦН подготовлены к запуску после аварийных нарушений подачи ЭЭ; выделены возможные этапы сокращения трудозатра; разработаны мероприятия по доработке системы ТМ.

В результате планируется сократить недоотбор нефти при аварийных нарушениях подачи ЭЭ, упростить процесс настройки оборудования, а также повысить оперативность выполнения работ.

РЕЗУЛЬТАТЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА

К основным достигнутым результатам от реализации проекта «Телемеханизация» не только в количественном, но и в качественном эквиваленте относятся:

  • контроль корректности отстройки уставок защит (смена СУ + запуск п/е ТКРС) – 3 опер./сут.;
  • ВНР с дистанционного пункта управления (ДПУ) – 1 опер./сут;
  • проведение исследований методом КВУ по Рпр ТМС через ТМ;
  • проведение исследований динамических уровней методом анализа Рпр ТМС через ТМ;
  • сокращение времени на отбивку уровней;
  • сокращение непроизводительного времени путем дистанционного запуска УЭЦН;
  • снижение недоотбора нефти;
  • сокращение отказов УЭЦН.

В целом реализация проекта «Телемеханизация» позволит повысить уровень безопасности на производственных объектах нефтедобычи, сократить операционную активность обслуживающего персонала, сократить потребление ресурсов и снизить затраты Компании в целом.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Александр Николаевич, скажите, пожалуйста, ТМС скольких производителей применяются на фонде УЭЦН ОАО «СН-МНГ»?

Александр Кунчинин: У нас представлены ТМС восьми производителей.

Вопрос: Достаточны ли, на Ваш взгляд, свойства и возможности ТМС, которые сегодня приобретает ОАО «СН-МНГ», или функционал этих систем нуждается в доработке?

А.К.: Любой приобретаемый и внедряемый на производстве продукт обычно сырой и нуждается в доработке, и ТМС – не исключение. На протяжении нескольких лет ТМС подвергаются серьезным изменениям и доработкам, и этот процесс продолжается.

Вопрос: Вы упомянули, что в ОАО «СН-МНГ» внедрен дистанционный ВНР. Можно ли уточнить, какой процент скважин, оборудованных УЭЦН, выводятся на режим таким способом?

А.К.: На сегодняшний день порядка 50% данного фонда скважин запускаются дистанционно.

Вопрос: Стандартизирован ли в Компании дистанционный ВНР?

А.К.: Да, этот процесс был стандартизирован после проведения ОПИ в 2015 году, оформлен и утвержден в форме технического стандарта запуска и вывода на режим УЭЦН.

Вопрос: Внедрены ли в ОАО «СН-МНГ» СУ, оснащенные системой автоадаптации?

А.К.: В 2010 году мы проводили ОПИ таких СУ по отработке их интеллектуальных режимов. Результаты ОПИ были признаны положительными, однако широкого распространения это оборудование не получило ввиду его высокой стоимости.

Реплика:

А.К.: Вовсе нет – по нашим оценкам, функционал так называемых интеллектуальных СУ практически не отличается от возможностей станций, которые используются в Компании сейчас.

Вопрос: Планируется ли вернуться к вопросу внедрения интеллектуальных СУ в будущем?

А.К.: Да, испытания таких СУ запланированы в рамках внутреннего проекта «Технопарк» в среднесрочной перспективе.

Вопрос: Вы назвали пять критериев концепции цифрового месторождения. Можно ли выделить среди них главный критерий?

А.К.: Нет, эти критерии действуют лишь в совокупности, тем самым создается синергетический эффект от всех блоков.

Вопрос: Что в таком случае в первую очередь вкладывается в понятие «цифровое месторождение»?

А.К.: В первую очередь это оцифровка всех данных, которые приходят непосредственно с производственных площадок, их анализ и выдача рекомендуемых параметров и значений. При этом надо отметить, что четкой границы, скажем так, «цифровизации» месторождений в ОАО «СН-МНГ» пока нет, правильнее говорить о степени ее внедрения.

Реплика:

Реплика:

glavteh.ru

Нефть, газ, химия | TMS RUS

Решения по соблюдению требований для надежного производства

Игроки сектора химии, нефти и газа осуществляют свою деятельность в глобальной окружающей среде. Деятельность на мировом уровне подразумевает обязательства на мировом уровне, которым необходимо соответствовать. Компании должны соблюдать требования широкого спектра национальных и международных законодательств, а также отраслевые нормы. Также, присутствует растущее давление на международном уровне в отношении сегментов добычи, переработки и сбыта в сторону снижения экологических рисков и повышения эффективности. Это сложные проблемы, но их необходимо решать.

Эксперты TMS владеют последней информацией о требованиях на местном, международном уровне, а также о требованиях по безопасности, качеству и охране окружающей среды. Так вы сможете рационально и эффективно добиться соблюдения этих требований. Таким образом, по мере того, как вы улучшаете производительность, наши эксперты позаботятся о том, чтобы вы также соответствовали требованиям по качеству, безопасности и стандартам охраны окружающей среды, с учетом надежности и эксплуатационной готовности Вашего предприятия.

В добывающем секторе, TMS предоставляет Вам поддержку на уровне мировых стандартов для удовлетворения Ваших потребностей по измерению расхода; от непосредственной калибровки измерительного прибора до многофазных расходомеров, системы оценки неточности измерения при определении состава. Наши эксперты по транспортировке и сбыту предоставляют консультации по жизненному циклу предприятия, от проектирования до прекращения эксплуатации. Наши услуги также включают в себя осуществление проверок третьими сторонами, анализ рисков и предложения по оптимизации, вплоть до услуг по техническому обслуживанию проекта. С TMS Вы можете быть уверены, что Вы получаете оптимальную отдачу своих инвестиций. Мы проследим за тем, чтобы Ваш завод работал с высокой степенью надежности и эффективности, сохраняя при этом высокий уровень соблюдения технических требований. Наш универсальный подход позволяет оптимизировать эффективность процессов безопасно и на основе принципов экологической ответственности.

Установки для добычи, переработки и транспортировки

Оборудование и сосуды, работающие под давлением

Орган по сертификации ООО «ТMС»

tms-cs.ru

Добыча и переработка нефтепродуктов | TMS RUS

Эффективность производства и соблюдение требований

Все проекты по добыче, переработке и транспортировке сталкиваются с различными проблемами, некоторые из которых являются неизменными. Процветают те компании, которые максимально увеличивают эффективность эксплуатации, оперативно реагируют на колебания рынка и заботятся о соответствии нормам охраны здоровья, безопасности и окружающей среды, у которых имеется соответствующая лицензия на переработку нефти, газа.

С TMS Вы можете стать одной из таких компаний. Мы обладаем необходимыми познаниями в отрасли и техническим опытом для того, чтобы обеспечить Вас инновационными решениями по всем производственным участкам. Наши эксперты проведут Вас через лабиринты норм, подготовок к эксплуатации, надежности и рисков. Наши высококлассные услуги по консультированию, проверке, испытанию и сертификации обеспечат получение максимальной отдачи от каждого эксплуатационного и производственного участка. TMS поможет Вам подготовится соответствующим образом для получения соответствующей лицензии на переработку газа и нефти. Ваша компания сможет увеличить прибыльность своей работы, выйти на международные рынки, увеличить привлекательность Вашей продукции для потребителей, партнеров, инвесторов.

TMS обеспечивает поддержку процессов добычи посредством технических консультаций, исследований, испытаний, измерений расхода и программ управления. У нас богатый опыт рационализации в области энергосистем, систем измерения расхода, выбросов и мониторинга окружающей среды. Этот опыт дополняет комплексное оборудование для проведения испытаний, моделирования и калибровки. Эксперты TMS по переработке и транспортировке обладают международным опытом в области безопасных нефтяных установок, эффективного функционирования надежного оборудования.

Комплексный подход и выгодный результат

TMS предлагает услуги по подготовке и сопровождению для получению лицензии на переработку нефти. Деятельность, связанная c нефтепродуктами, сегодня считается одной из самых сложных, для чего и необходима лицензия на переработку газа и нефти. Деятельность компаний, связанная с нефтепродуктами, включает в себя процессы по разделению газа, очистку от примесей, изготовление различной продукции. Получение лицензии по переработке на переработку нефти и продуктов позволяет увеличить прибыльность, осуществлять легальную деятельность на территории страны.

Мы находим экономически эффективные решения, соответствующие профилю Вашего бизнеса и нормативным требованиям. Что касается комплексного подхода, то он охватывает весь жизненный цикл Вашего предприятия, завода. Международная команда экспертов TMS предоставляет услуги по инжинирингу завода и производственных процессов. Такие услуги направлены на сохранение безопасности функционирования и увеличение эффективности производства. Услуги TMS включают в себя анализ рисков, оценку и предложения по оптимизации, а также испытания и всестороннюю проверку компонентов завода и оборудования на предмет безопасности, функциональности и долговечности.

Наши услуги:

Услуги

Описание

Оказние услуг во время работы завода

  • Независимая оценка и экспертиза неисправностей
  • Комплексная проверка заводов, оборудования и компонентов

Услуги для трубопроводов

  • Контроль качества комплектующих
  • Лабораторные испытания и анализ материалов
  • Услуги по проведению неразрушающего контроля
  • Испытания на совместимость и/или эксплутационную стойкость материалов
  • Технический контроль во время эксплуатации,

Дополнительные услуги

Сертификация системы менеджмента на соответствие международным стандартам:

ISO 9001

ISO 14001

Обучение

Наши семинары:

  • Требования ISO 9001: Практика внедрения. Ступень 1
  • Разработка и внедрение СЭМ согласно ISO 14001 и другие

Ваши преимущества:

  • Оптимизация усилий по инвестициям и техническому обслуживанию, поддержание соответствия техническим требованиям на высоком уровне путем внедрения на ранней стадии экспертов TMS в Ваши проекты;
  • TMS - это уполномоченный орган для сертификации оборудования под давлением, а также оборудования и защитных систем в потенциально взрывоопасных средах в соответствии с Европейскими директивами; 

tms-cs.ru

Новости ОАО "Татнефть" 21/05/2010

Общероссийский семинар на базе БМЗ ОАО «Татнефть»

На базе Бугульминского механического завода состоялся семинар с участием специалистов российских нефтяных компаний, а также Белоруссии и Казахстана на тему «Эффективность применения цепных приводов в ОАО «Татнефть».

Инициатива организации семинара принадлежит ООО «Торгово-Технический Дом «Татнефть», Бугульминскому механическому заводу и производственному отделу по добыче нефти и газа ОАО «Татнефть». На БМЗ пригласили нефтяников Башкортостана, Удмуртии, Оренбурга, представителей таких известных компаний, как «Роснефть», ТНК-ВР, ГПО «Белоруснефть», АО НК «КазМунайГаз» и др.

Программа семинара включала теоретическое и практическое знакомство с новым нефтяным оборудованием, выпускаемым на БМЗ; технологиями изготовления труб в антикоррозионном исполнении; другими энергосберегающими технологиями, применяемыми в ОАО «Татнефть».

С докладами на семинаре выступили представители ОАО «Татнефть», ТатНИПИнефть, УК ООО «ТМС групп», ООО «ТТД Татнефть».

Участники семинара ознакомились с технологической цепочкой изготовления, контроля качества и стендами испытания цепных приводов ПЦ-60 и ПЦ-80.

Собравшимся было продемонстрировано обслуживание цепных приводов на объектах НГДУ «Лениногорскнефть».

Цепной привод скважинного насоса — одна из современных разработок компании. Проект разработан научным подразделением акционерного общества — ТатНИПИнефть. В 2000 году на БМЗ совместно с учеными института изготовлен опытный образец ПЦ-60 с трехметровой длиной хода штанг. Серийное производство началось через три года — после получения сертификата соответствия и разрешения Ростехнадзора. Следом появился опытный образец ПЦ-80 с длиной хода 6 метров, с 2006-го он выпускается серийно.

В настоящее время в ассортименте завода имеются различные модификации цепных приводов: ПЦ-60 с длиной хода 3 метра с закрытой и открытой цепной передачей; ПЦ-60 с длиной хода 6 метров и с числами качания от 0,25 до 1,25 в минуту, предназначенные для эксплуатации малодебитных скважин. Для высокопроизводительных скважин предназначены ПЦ-80 с длиной хода 6 метров и ПЦ-120 с длиной хода 7,3 метра.

Переход ОАО «Татнефть» на массовое внедрение цепных приводов обусловлен в первую очередь подтвержденной технологической и экономической эффективностью их внедрения, в большей степени на скважинах, эксплуатация которых осложнена добычей высоковязкой нефти и образованием водонефтяной эмульсии, отложениями солей на ГНО, работающих в режиме периодической откачки. Также использование цепных приводов целесообразно для скважин малого диаметра и с дополнительными эксплуатационными колоннами. Использование на данном фонде цепного привода позволяет существенно сократить удельные затраты электроэнергии на подъём 1 тонны продукции, сократить эксплуатационные расходы в связи с кратным сокращением количества подземных ремонтов скважин, что в конечном итоге существенно сказывается на снижении себестоимости добычи нефти.

В 2010 году на месторождениях ОАО «Татнефть» запланировано внедрение 217 цепных приводов, в т.ч. ПЦ-60 — 158 ед. и ПЦ-80 — 59 ед.

Кроме объектов ОАО «Татнефть» цепные привода внедряются также на объектах независимых нефтяных компаниях Республики Татарстан (ННК РТ). На сегодняшний день их в ННК РТ эксплуатируется порядка 180 ед.

В настоящее время реализована поставка цепных приводов в Республику Казахстан, расширяется спектр их продаж в Российские нефтяные компании. Цепные приводы производства БМЗ эксплуатируются в нефтяных компаниях АНК «Башнефть», ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Саратовнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ООО «Бугурусланнефть», сообщает пресс-центр ОАО «Татнефть».

Поделитесь с друзьями:

www.megapetroleum.ru

Способ получения маловязкого судового топлива

 

Изобретение относится к способам получения топлива для судовых двигателей и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. Сущность способа получения маловязкого судового топлива заключается в использовании фракций первичной переработки нефти каталитического крекинга. При этом на установке АВТ выделяют фракции 160-360oС, 160-420oС и 300-480oС и смешивают их в соотношении 40:40:20-60:30:10; каталитическому крекингу подвергают вакуумный газойль 250-550oС, из катализата выделяют фракцию 160-400oС и смешивают ее с дистиллятом прямой перегонки в соотношении: 20:80 - 60:40, 4 табл.

Изобретение относится к способам получения топлива для судовых двигателей и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. Изобретение предусматривает получение топлива маловязкого судового (ТМС).

Топливо судовое маловязкое предназначено для использования в среднеоборотных и высокооборотных дизельных двигателях, потребляющих значительное количество дефицитного дизельного топлива по ГОСТ 305-82. Требования к дизельному топливу Л-0,5 62 ГОСТ 305-82 и предлагаемому взамен его маловязкому судовому топливу по ТУ 38.101567-87 представлены в табл. 1. Из данных табл. 1 следует, что в сравнении с дизельным топливом марки "Л" ГОСТ 305-82 нормы на топливо маловязкое судовое менее жесткие. Так, цетановое число ТМС должно быть не менее 40, а для дизельного "Л" топлива не менее 45 единиц. Содержание серы в разрабатываемом топливе допускается 1,5% вместо 0,5 для топлива дизельного Л-0,5. Топливо маловязкое судовое может вырабатываться на основе продуктов вторичного происхождения (дистиллятов от процессов каталитического, термического крекинга и коксования). При этом йодное число в маловязком судовом топливе может достигать 20 г йода на 100 г топлива, в то время как в дизельном не более 6 г йода на 100 г топлива. В требованиях потребителей на ТМС не нормируется фракционный состав, а кинематическая вязкость при 20oС допускается 11,4 м2/с вместо не более 6,0 верхнего предела для дизельного топлива. Однако ТМС предъявляются жесткие требования по эксплуатационным характеристикам: повышению смазывающей способности и снижению коррозионной активности. Известен способ получения ТМС путем перегонки нефти на прямогонные фракции и вакуумные, коксования гудрона на установке замедленного коксования с последующим выделением фракции легкого газойля коксования 160-300oС, вторичной перегонки мазута на комбинированной установке КГФ-АТ-ТК с последующим компаундированием вакуумного газойля, дизельных фракций с установок АТ и КГФ-АТ-ТК и легкого газойля коксования в соотношении 5-50-45:20-50-30. [1] Однако в данном способе получения ТМС используются низкокипящие фракции, что приводит к низкому цетановому числу ТМС (42 ед.) и выходу топлива на нефть. Использование дистиллята коксования, выкипающего в пределах 160-300oС также способствует снижению стабильности топлива при хранении. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ получения ТМС путем перегонки нефти с выделением на установке АТ фракции 160-360oС, на установке ВТ фракции 360-500oС и гудрона - остаточной фракции выше 500oС. Вакуумный газойль 360-500oС подвергают каталитическому крекингу с выделением из катализата дистиллята с пределами выкипания 190-280oС. Гудрон направляется на установку коксования. Из продуктов коксования выделяют фракцию 190-290oС. Фракции 180-360oС прямой гонки, 190-280oС каталитического крекинга и 190-290oС коксования компаундируют в соотношении 1:1:1 [2] Полученную смесь подвергают селективной очистке фурфуролом с целью получения улучшенного показателя цетанового числа. Однако в данном способе получения ТМС используют легкие фракции прямой перегонки нефти, каталитического крекинга и коксования, что приводит к снижению цетанового числа и выхода ТМС на нефть. Кроме того, в данном способе производства ТМС применяется процесс селективной очистки фурфуролом очень трудоемкий и приводящий также к снижению выхода целевого топлива. Вследствие вышеизложенного выход ТМС составляет лишь 36% на нефть. Целью изобретения является повышение выхода топлива на нефть и улучшение его смазывающей способности. Это достигается тем, что на установке АВТ выделяют фракции 160-360oС, 160-420oС, 300-480oС и 250-550oС; фракции 160- 360oС; 160-420oС и 300-480oС смешивают в соотношении 40:40: 20 60:30:10 и получают дистиллят прямой перегонки нефти. Фракцию 250-550oС подвергают каталитическому крекингу. Из катализата выделяют фракцию 160-400oС и компаундируют ее с дистиллятом прямой перегонки в соотношении 20:80 60:40. Сущность изобретения заключается в том, что для обеспечения хорошей смазывающей способности топлива из нефти выделяются путем прямой перегонки фракции с максимальным содержанием тяжелых прямогонных компонентов и компаундируются в определенном соотношении, обеспечивающем высокий выход топлива. Каталитическому крекингу подвергают также тяжелый вакуумный газойль на специальном цеолитсодержащем катализаторе типа "EMKAT", обеспечивающем крекинг тяжелого вакуумного дистиллята с образованием в основном бициклических ароматических и нафтеновых углеводородов. Из катализата выделяют фракцию 160-400oС и компаундируют ее с дистиллятом прямой перегонки нефти в соотношении 20:80 40:60. Получаемое по данному способу топливо маловязкое судовое характеризуется низким содержанием фракций, выкипающих до 250oС. В целом топливо имеет фракций выше 250oС до 80% При значительно увеличивается выход ТМС на нефть, а также высвобождаются низкокипящие фракции для использования их по целевому назначению. В табл. 2 представлен компонентный состав, в табл. 3 качество и в табл. 4 результаты испытаний образцов, полученных по прототипу и предлагаемому способу получения ТМС. Пример прототип. Нефть на установке АВТ подвергают перегонке на фракции 180-360oС и 360-500oС и гудрона фракция выше 500oС. Вакуумный газойль 360-500oС подвергается каталитическому крекингу с выделением из катализата дистиллята с пределами выкипания 190-280oС, гудрон направляют на установку коксования. Из продуктов коксования выделяют фракцию 190-280oС, фракцию 180-360oС прямой гонки, 190-280oС каталитического крекинга и 190-290oС коксования компаундируют в соотношении 1:1:1. Полученную смесь подвергают селективной очистке фурфуролом. Выход такого топлива равен 36% на нефть, а смазывающая способность из-за наличия 80% легких фракций до 250oС является очень низкой и составляет 40 р.кр. мг при испытании на двигателе 4МШ. Топливо маловязкое судовое характеризуется также повышенной коррозионной активностью (табл.4). Пример 1. Нефть на установке АВТ подвергают перегонке с получением фракций 160-360oС, 160-420oС, 300- 480oС и 250-550oС; фракцию 250-550oС направляют на установку Г-43/102, где на цеолитсодержащем катализаторе "ЕMKAT" при температуре в реакторе 480oС вакуумный газойль подвергают каталитическому крекингу. Из катализата выделяют фракции 160-400oС, фракции прямой перегонки 160-360oС, 160-420oС и 300-480oС смешивают в соотношении 40:40:20 мас. Полученный прямогонный дистиллят компаундируют с фракцией легкого газойля каталитического крекинга в соотношении 80:20 мас. Из данных табл. 2 и 3 следует, что выход целевого топлива составил 42% на нефть вместо 36% по прототипу, значительно улучшилась его смазывающая активность, возросла теплота сгорания топлива. Примеры 2-6. Нефть подвергают перегонке на установке АВТ с выделением прямогонных фракций аналогично примеру 1, фракцию 250-550oС направляют на установку Г-43/102 и подвергают каталитическому крекингу с выделением из катализата фракций 160-400oС. Аналогично примеру 1 фракции прямой перегонки 160-360oС, 160-420oС и 300-480oС смешивают в соотношении соответственно 60: 30:10 (пример 2) и 50:35:15 (пример 3). Полученный прямогонный дистиллят компаундируют с фракцией 160-400oС газойля каталитического крекинга в соотношении соответственно 40:60 (пример 2) и 70:30 (пример 3). Анализ образцов ТМС по примерам 2 и 3 свидетельствует, что по сравнению с прототипом значительно увеличился выход топлива (табл. 3) и улучшились его эксплуатационные характеристики (табл. 4). При увеличении в топливе легкого газойля каталитического крекинга выше максимально заявленного его значения (60% пример 4), снижается цетановое число ТМС; снижение его коацентрации менее 20% приводит к уменьшению выхода целевого топлива (пример 6), увеличение в топливе тяжелого вакуумного газойля (фр. 300-480o) способствует повышению температуры застывания ТМС (пример 5). Уменьшение в системе топлива этой фракции приведет к снижению теплотворной способности ТМС и его выхода.

Формула изобретения

Способ получения маловязкого топлива путем атмосферно-вакуумной перегонки нефти с выделением фракций, каталитического крекинга вакуумного газойля, компаундирования этих фракций, отличающийся тем, что при атмосферно-вакуумной перегонке нефти выделяют фракции, выкипающие в интервалах 160 360, 160 420 и 300 480oС с последующим их смешиванием в массовом соотношении 40: 40: 20 60:30:10 с получением дистиллята прямой перегонки, а каталитическому крекингу подвергают фракцию вакуумного газойля, выкипающую в интервале 250 - 550oС с отделением от полученного продукта фракции, выкипающей в интервале 160 400oС, и компаундированием этой фракции с дистиллятом прямой перегонки в массовом соотношении 20:80 60:40.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4

www.findpatent.ru

Новости / Директором УК ООО «ТМС групп» стал Анвар Яруллин

На традиционной планерке 28 марта, прошедшей в конференц-зале УК ООО «ТМС групп», первый директор компании Ренат Нугайбеков, ныне начальник НГДУ «Альметьевнефть», официально передал бразды правления своему преемнику – Анвару Яруллину, 10 лет проработавшему в УК ООО «ТМС групп» первым заместителем директора по производству, главным инженером. Торжественное мероприятие прошло при участии генерального директора ООО «ТаграС-Холдинг» Гали Ганиева.

- Ренат Ардинатович был организатором вашего коллектива. Это были непростые годы. Пришлось создавать с нуля предприятие, расставлять кадры, организовывать нормальные взаимоотношения с заказчиком, внедрять передовые методы организации, Бережливое производство, проектное, процессное управление. Под его руководством вы всегда были пионерами и среди управляющих компаний, и в «Татнефти». Вас ставили в пример, у вас учились, – сказал Гали Газизович, обращаясь к коллективу «ТМС групп».

Высказав слова благодарности Ренату Нугайбекову, Гали Ганиев вручил ему Почётную грамоту ООО «ТаграС-Холдинг» и пожелал дальнейших карьерных успехов.

Затем Гали Газизович представил нового руководителя «ТМС групп» - Анвара Яруллина и пожелал ему не просто продолжить начатое дело, но и развить его.

- Это требует слаженной, целенаправленной работы всего коллектива, - сказал он. - Сегодня, когда компания перешла на более высокую ступень своих возможностей, и создает конкурентную на нефтяном рынке России продукцию, перед «ТМС групп» стоят более сложные задачи - расширять линейку изготавливаемой продукции и научиться продавать её. Умение продавать – это уже другая наука. Вы её начинаете постигать, думаю, она вам под силу.

Анвар Яруллин сразу же обозначил новые перспективы и выразил веру в то, что со сложившимся коллективом возможно достигнуть любых, даже самых сложных целей.

- Мы работаем в прекрасной компании, выпускаем отличную продукцию, у нас сильный коллектив. Сегодняшняя экономическая ситуация бросает нам вызов, я уверен, что вместе мы его преодолеем, привлечем новых клиентов, расширим рубежи продажи нашей продукции, снизим издержки и станем ещё сильнее, - отметил он.

Для справки

Анвар Габдулмазитович Яруллин родился в 1972 году в городе Лениногорск. Имеет два высших образования. В 1996 году закончил Московский государственный технический университет им. Н.Э. Баумана по специальности «Металлургические машины и оборудование», а в 2001 году – Казанский государственный технический университет им. А.Н. Туполева по специальности «Экономика и управление на предприятии». Прошёл президентскую программу переподготовки управленческих кадров для организации народного хозяйства и переподготовку в Московском институте нефтегазового бизнеса по специальности «Нефтяной и газовый бизнес». В 1999 году начинается его трудовая деятельность на родной земле, в НГДУ «Лениногорскнефть». Здесь с должности слесаря-ремонтника прокатно-ремонтного цеха эксплуатационного оборудования он, пройдя разные ступени - и.о. инженера лаборатории ТТДН, старшего механика – вырастает до главного механика НГДУ «Лениногорскнефть». В 2005 году переходит в УК ООО «ТМС групп» первым заместителем директора по производству, главным инженером и работает в этой должности до 1 марта 2016 года. Имеет почётные грамоты ОАО «Татнефть» и УК ООО «ТМС групп», медаль «В ознаменование добычи трёхмиллиардной тонны нефти Татарстана», благодарности Министерства энергетики Российской Федерации и заместителя Премьер-министра РТ – министра промышленности и торговли РТ. Автор двух изобретений и 11 полезных моделей. Победитель конкурса «Лучший менеджер по качеству Республики Татарстан 2013 года». Женат, воспитывает троих детей.

xn----ftbzoaeego.xn--p1ai