14. Комплексная автоматизация процессов нефтегазодобычи и компьютеризации технологий добычи нефти и газа

В настоящее время в большинстве ЦДНГ централизованный диспетчерский контроль технологических процессов выполняется с помощью контрольных пунктов (КП) систем телемеханики. Меньшую часть составляет перспективные и постоянно развивающиеся системы автоматизации на микропроцессорных контроллерах, терминалах (системы АСУ ТП газлифта, мехфонда).

В Западно-Сибирском регионе наиболее распространены: КП систем телемеханики «ТМ-600», «ТМ-620», «ТМ-660 Хазар» (Азербайджан); контроллеры ТК-8 (Прорыв), СТМ (Интротест), АДКУ (Омск); терминалы RPT-80 (Венгрия), P86 (Франция).

Все эти системы передают по каналам связи (проводная или радиосвязь) на диспетчерский пульт (ДП) промысла информацию о дебитах нефтяных скважин и расходах воды по нагнетательным скважинам, замеры энергии по трансформаторным подстанциям, состояния механизированного фонда скважин, замеры и состояния по КНС и ДНС. Каждая система автоматизации имеет индивидуальный протокол обмена с ДП. Поэтому штатно системы комплектуются отдельным собственным ДП.

Оборудование КП систем телемеханики уже морально и физически устарело. Более 75% аппаратуры эксплуатируется более 15 лет. Этим объясняется низкая надежность существующего оборудования и, как следствие, повышенные затраты на ремонт, материально-техническое снабжение, увеличение обслуживающего и ремонтного персонала служб автоматизации.

Снижение расходов в целом по автоматизации позволяет организация работ по созданию АСУ ТП «под ключ». Однако здесь существует весьма сложная проблема долговременных инвестиций. Поэтому чаще всего принимается решение о частичной модернизации и совместной эксплуатации различных типов систем автоматизации.

Для рационального решения таких проблем ориентирована система автоматизированного диспетчерского контроля и управления АДП-мт.

Система АДП-мт позволяет, в том числе: одновременно обслуживать до 5 систем различных систем автоматизации; осуществлять «плавный» переход от КП систем телемеханики на контроллеры без перерыва в эксплуатации; дополнять систему новыми типами КП, контроллеров; описывать и вводить в систему новые объекты и сигналы контроля и управления.

Объектами автоматизации в рамках функциональных возможностей контроллеров систем телемеханики являются:

- куст скважин в составе добывающих скважин с насосами ЭЦН, ШГН, АГЗУ «Спутник» нагнетательных скважин, водораспределительного блока (ВРБ), трансформаторной подстанции ТП 6/0,4 кВ;

- кустовая насосная станция (КНС);

- дожимная насосная станция (ДНС);

- электрическая подстанция.

Система телемеханики подразделяется на два типа по системе передачи данных: с использованием линий телемеханики и по радиоканалу. В первом случае контроллер, установленный на кусте скважин связан с диспетчерским пультом кабелем связи. При передаче данных по радиоканалу на каждом кусту и в диспетчерском пункте устанавливаются радиостанции.

15. Оперативная информация и документация на промысле

Непосредственно мастер дает задание на текущий рабочий день, где ознакомливаются с методикой работы и заполняют “журнал учета проведенных мероприятий”, “ознакомление персонала с информационными письмами по охране труда”, а также различной документации (путевки, графики выхода на работу и т.д.). Должностная инструкция мастера по добыче нефти, газа и конденсата представлена в приложение А.

За этот период ознакомилась со всеми перечнеми необходимой документации мастера по добыче нефти и газа:

- “Журнал регистрации инструктажей на рабочем месте”.

- “Журнал проверки состояния условий труда”

- “План ликвидации возможных аварий.

- “Журнал учета проведения учебных тревог” (проводится раз в месяц)

- “Журнал учета рабочего времени”

- “Журнал учета газоопасных работ проведенных без наряда-допуска”

- “Журнал учета технических манометров”

- “Вахтовый журнал”

- “Журнал учета проведенных мероприятий ознакомления персонала с информационными письмами по охране труда”

- “Журнал учета ознакомления персонала с приказами, информационными письмами”.

16. Определение расчетных показателей процессов воздействия на призабойную зону пласта и составление плана работы и проведение геолого-технических мероприятий

Составление плана работ для бригады ПРС.

В программе « План-заказ » вводим номер скважины и формируем. В нем указываются все ее основные данные. Согласно расчетов в « автотехнологии » и по опыту предыдущей эксплуатации производим подбор установки ЭЦН, ШГН, для данной скважины.

ГТМ ( геолого-технические мероприятия).

1) Снятие контрольных параметров давления: затрубного, буферного, линейного.

2) Отбивка диномического уровня.

3) Отбор проб на Н₂О и КВЧ.

4) Отбор проб на ПАВ (полный анализ воды) и ПАН (полный анализ нефти).

5) Замер давления в затрубном пространстве нагнетательных скважин оборудованных покареми.

6) Земер давления в пространстве.