Проектирование АСУ ТП куста скважин, механизированных УЭЦН Северо-Покурского месторождения

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Информационное обеспечение, программирование
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

1,2 Мб
Опубликовано:

2013-09-29

Все дипломные работы по информационному обеспечению

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирование АСУ ТП куста скважин, механизированных УЭЦН Северо-Покурского месторождения

Содержание

Введение

. История развития способов добычи нефти

.1 Международный опыт и отечественный опыт

.2 Результаты анализа, сравнений

.3 Описание объекта

.4 Описание технологического процесса

.5 Формулировка задачи

.6 Постановка задачи по реализации

. Реализация задач

.1 Описание средств автоматизации

.2 Выбор аппаратных средств

.3 Выбор средств передачи данных

.4 Выбор программных средств

.5 Информационная модель системы

.6 Алгоритмы работы системы

.7 Интерфейсы

. Расчетная часть

.1 Расчет надежности проекта

.2 Оценочные расчеты

.3 Математическая модель скважины с ЭЦН

. Оценка экономической эффективности проекта

.1 Расчет единовременных затрат

.2 Расчет текущих затрат

.3 Анализ чувствительности к риску

.4 Выводы

. Безопасность и экологичность проекта

.1 Обеспечение безопасности проекта

.2 Экологичность проекта

.3 Меры по предотвращению ЧС

.4 Выводы по разделу безопасности и экологичности проекта

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Приложение Д

Приложение Е

Приложение Ж

Приложение И

Приложение К

Приложение Л

Приложение М

Приложение Н

Введение

В настоящее время нефтяная и газовая промышленность являются наиболее рентабельными отраслями промышленности России. Это вызвано не только высокими ценами на природное сырье, но и широким внедрением в данных отраслях автоматизированных систем управления, причем не только основных технологических процессов, но и всех вспомогательных процессов добычи, подготовки нефти и газа.

На Северо-Покурском месторождении парк УЭЦН начал интенсивно расти в отрасли, начиная с 1999 года в связи с переходом на интенсивную добычу нефти. Процесс же интенсификации добычи связан с увеличением глубин спуска УЭЦН, с большим содержанием свободного газа и механических примесей в откачиваемой жидкости, с повышением температуры откачиваемой жидкости, с отложением солей на элементах погружного оборудования. Всё это потребовало от производителей УЭЦН разработки нового более высоконапорного и надёжного оборудования. Производители насосов с честью справились с этой задачей, и на сегодня российская промышленность выпускает УЭЦН почти не уступающие по основным характеристикам передовым образцам иностранного производства.

За период 2006-2007г динамические уровня понизились среднее 1835м из-за неправильной системы заводнения и интенсивного отбора жидкости. Пластовое давление упало в среднем до 190атм.

На Северо-Покурском месторождении заглубляют установки в среднем на 2200м снижая забойное давления в среднем на 50атм, это дает нам увеличить приток из пласта.

1. История развития способов добычи нефти

Разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась еще до революции. Когда А.С. Артюнов вместе с В.К. Домовым разработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем. Советские инженеры, начиная с 20-х годов, предлагали разработку поршневых насосов с поршневым пневматическим двигателем. Одним из первых такие насосы разработал М.И. Марцишевский.

Нефтегазодобывающая промышленность с открытием новых месторождений нуждалась в насосах для отбора из скважины большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рационален лопастной насос, приспособленный для больших подач. Из лопастных насосов получили распространение насосы с рабочими колесами центробежного типа, поскольку они давали большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Широкое применение скважинных центробежных насосов с электроприводом обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемки при обслуживании, по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При больших подачах энергетические затраты на установку относительно невелики. Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

Монтаж оборудования ЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легкой будке.

Различные по принципу действия и конструкции глубинно-насосные установки получили широкое распространение не только для добычи нефти, но и для эксплуатации водяных, гидротермальных и других скважин.

В мировой практике нефтедобычи получили распространение следующие глубиннонасосные установки:

скважинные штанговые насосные установки (СШНУ).

установки погружных центробежных насосов с электроприводом (УЭЦН).

установки гидравлических поршневых насосов (УГПН).

установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН).

установки с диафрагменными насосами и электроприводом

(УЭДН).

установки со струйными насосами (УСН).

Не все из перечисленных глубиннонасосных установок играют одинаковую роль в добыче нефти.

В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи - УЭЦН. Это связано с тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки УЭЦН - для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин.

Установки электрических погружных центробежных насосов относятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобывающей промышленности России определяющую роль по объему добываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может существенно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влияют на выходные параметры установки. Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что существенно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м3/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

.1 Система телемеханики кустов скважин нефтедобычи

Технологические объекты нефтедобычи в большинстве случаев распределены на большой площади и расположены в труднодоступных местах. Расстояния до отдельных кустов могут достигать десятки километров, при этом путь может пролегать через реки и болота, а доступность объектов сильно зависит от времени года и погодных условий. Как правило, нефтепромысловый комплекс с течением времени претерпевает структурные изменения. Во-первых, количество задействованного оборудования может увеличиться в результате ввода в эксплуатацию новых скважин; во-вторых, может измениться его состав по причине перевода скважин из режима фонтанной эксплуатации в режимы механизированный, нагнетательный и т.п.

Ввиду особенностей размещения и эксплуатации объектов нефтедобычи система автоматизации кустов скважин помимо основных характеристик и свойств должна обладать рядом дополнительных:

гибкой распределенной структурой;

простой модернизацией узлов системы;

дистанционным конфигурированием/установкой/заменой программного обеспечения;

устойчивой системой передачи данных с возможностью резервирования каналов;

высокой отказоустойчивостью оборудования.

Автоматизированное рабочее место оператора посредством мнемосхем, текстовых и звуковых оповещений, трендов предоставляет пользователю полную информацию о состоянии объекта, позволяет управлять технологическим оборудованием. Получаемая информация, а также все выполняемые действия заносятся в исторический архив. Используя различные фильтры, оператор может в автоматизированном режиме сформировать отчет и вывести его на печать.

Рисунок 1.1

Для сбора информации и управления оборудованием кустов скважин в системе применяются отдельные «Шкафы контроля и управления» (рисунок 1.2), созданные на базе контроллеров.

Рисунок 1.2

Связь шкафов контроля и управления и диспетчерского пункта может быть реализована в различных комбинациях:

По каналам радиосвязи (УКВ, ШПД, спутниковая связь)

По проводным каналам (RS-232, RS-485, Ethernet 100/1000base T), используя различные протоколы (MDLC, Modbus RTU, Modbus TCP/IP и др.)

Система телемеханики кустов скважин обладает следующими отличительными характеристиками:

различные типы соединений (беспроводные, проводные);

ретрансляция данных через узлы системы (см. рисунок 1.3);

резервирование линий передачи данных (см. рисунок 1.3);

индивидуальная, групповая и множественная адресация;

контроль доставки пакетов;

регистрация и исправление ошибок при передаче данных;

передача файлов и изображений, в том числе и по радио;

дистанционное конфигурирование / загрузка приложения / диагностика / калибровка.

Назначение:

Шкаф контроля и управления системы телемеханики кустов скважин предназначен для:

сбора и обработки информации с различных приборов (термопреобразователей сопротивления, датчиков с унифицированным выходным сигналом, расходомеров и др.);

управления исполнительными механизмами;

обмена данными и командами с другими системами управления по интерфейсам RS-485, Ethernet 100/1000base T по протоколам Modbus RTU, Modbus TCP/IP и др.

В зависимости от задач автоматизации в шкафу могут быть установлены искробезопасные барьеры, система обогрева (греющий кабель, обогреватель).

Рисунок 1.3

.2 Описание объекта

Покур находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа тюменской, области, северо-западнее города Нижневартовска. Ближайшими населёнными пунктами от северо-покурского месторождения являются: город Лангепас, посёлок Покур, деревня Вата, посёлок Высокий, город Мегион, город Нижневартовск. Северо-Покурское месторождение открыто в 1964 году. Разработка Северо-Покурского месторождения, осуществляется с 1976 года. В настоящее время на месторождении разрабатывается 7 объектов: АВ1-2_3-7, БВ_0-2, БВ_3-4, БВ₆, БВ₈, ЮВ₁. Основными продуктивными, объектами является АВ1-2_3-7, БВ₆ и БВ₈, содержащие около 80% начальных извлекаемых запасов нефти месторождения. На сегодняшний день месторождение находится на стадии стабилизированной добычи нефти. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1987 году и составил 3614 тыс. тонн при обводнённости продукции 52,6%. С начала разработки на месторождении отобрано 71317,284 тыс. тонн нефти (по состоянию на 01.01.2008), что составляет 61,2% от начальных извлекаемых запасов. За 2008 год (на 01.12.2008) на месторождении отобрано 3514,36 тыс. тонн нефти (при проектном значении 3547,773 тыс. тонн) и 24099,779 тыс. тонн жидкости (по проекту 22541,962 тыс. тонн). В течение 2008 года скважины эксплуатировались дебитами по нефти 16,9 тонн в сутки, по жидкости 127м³ в сутки. Среднегодовая обводнённость продукции - 85% (проектная 84,2%). С начала разработки в продуктивные пласты закачено 223886,262 тыс. м³ воды (по состоянию 01.01.2008). В 2008 году (за 11 месяцев) объём закачиваемой воды составил 19598,437 тыс. м³ (по проекту 19408,648 тыс. м³), что обеспечивало компенсацию отбора жидкости закачкой: текущую 85,9% накопленную 83,6%. Приёмистую в среднем составило 445,7 м³ в сутки.

На каждом кусту скважин находятся следующие объекты автоматизации:

- Групповая замерная установка;

- Блок гребёнки;

- Скважины с ЭЦН, с ШГН, нагнетательные;

- Трансформатор.

В настоящее время на промыслах получили распространение автоматизированные групповые замерные установки блочного типа (АГЗУ) «Спутник». Они разработаны Октябрьским объединением «Башнефтемашремонт».

Существует три модификации установок этого типа «Спутник А-16-14-400», «Спутник А-25-14/1500», «Спутник А-40-14/400». В указанных цифрах первая цифра обозначает рабочее давление в кгс/см2, на которую расчитана установка, вторая - число подключаемых к групповой установке скважин, третья - наибольший дебит измеряемой скважины в м3/сут.

Блок гребенки (БГ) предназначен для распределения, измерения расхода и давления воды, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления (ППД).

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

Наиболее обширную группу в классе бесштанговых глубинных насосов составляют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно с насосом на заданную глубину.

Трансформатор предназначен для преобразования напряжения промысловой сети.

.3 Описание технологического процесса

Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю. Вращая вал насоса, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр и нагнетается по подъёмным трубам на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъёмных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан.

1.4 Описание объекта автоматизации

Установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 года.

УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6, наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции 5. Схема УЭЦН представлена на рисунке 1.4.

Рисунок 1.4 - Схема установки погружного центробежного электронасоса

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах. Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

.5 Основные узлы установок ЭЦН

Центробежные насосы - это погружные, центробежные, секционные, многоступенчатые насосы. В основном, все насосы в настоящее время проектируются по модульному принципу и в общем случае состоят из : входного модуля, насосных модуль-секций, выходного модуля, обратного и спускного клапана. Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями представляют собой металлический корпус, изготовленный из стальной трубы длиной до 5,5 м. В корпусе секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной механической шпонке, они могут перемещаться в продольном направлении. Материалы, используемые, для изготовления рабочих колес и направляющих аппаратов: специальный модифицированный чугун, и чугун типа «нирезист», и полимерные материалы со специальным наполнителем. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе гайкой-ниппелем, расположенном в верхней части корпуса. Число ступеней колеблется от 127 до 473. В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой расположен обратный клапан и к которой крепятся НКТ. Различное материальное и конструкторское исполнение насосов позволяет изготавливать насосы с термостойкостью до 200⁰С и высокой износостойкостью. Обратный клапан позволяет производить опрессовку насосно-компрессорных труб.

.5.1 Погружной электродвигатель

В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный двигатель типа ПЭО. ПЭО состоит из статора, ротора, головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрены резьбы для подсоединения головки и основания двигателя. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную изоляционную колодку кабельного ввода. Двигатель заполняется специальным, маловязким, высокой диэлектричности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки. Погружные электродвигатели имеют следующие шифры: ПЭО 125-131 АВ5, где 125 - номинальная мощность кВт; 138 - диаметр корпуса, мм; АВ5 - серия двигателя.

.5.2 Гидрозащита

Предназначена для защиты ПЭО от проникновения в его полость пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора.

Протектор устанавливается между ЭЦН и ПЭО. Он имеет две камеры, разделенные эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от вала ЭЦН и защищает ПЭО от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание давления в протекторе и скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна выворачиваться перед спуском погружного агрегата в скважину.

Компенсатор присоединяется к основанию ПЭО и имеет устройство для автоматического сообщения с полостью электродвигателя в процессе спуска установки, что значительно упрощает монтаж на скважине (для оборудования завода «Алнас»). Он состоит из маслонаполненной камеры, образуемой эластичной резиновой диаграммой и защищенной от повреждения стальным корпусом. Полость за диаграммой сообщена со скважиной отверстиями. Компенсатор защищает ПЭО от проникновения в его полость скважинной жидкости.

.5.3 Газосепаратор

Незаменим при добыче нефти из скважин с большим содержанием растворенного газа. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и нижней секцией насоса. При большом газовом факторе хорошо зарекомендовали себя газосепараторы, работающие в тандеме. Так же газосепаратор может быть совмещен с приемной сеткой, что исключает необходимость во входном модуле насоса.

1.5.4 Станция управления

Обеспечивает включение и выключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийного отключения. Станция управления имеет ручное и автоматическое управление, управление с диспетчерского пульта, работает по программе. СУ может быть укомплектована вариатором числа оборотов электродвигателя (преобразователь частот), вторичными системами телеметрии и при необходимости может оснащяться электроподогревом.

.5.5 Трансформатор

Трансформаторы повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭО (350-6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле.

Подстанции трансформаторные комплектные серии КТППН и КТППНКС предназначены для питания, управления и защиты погружных электродвигателей серии ПЭД мощностью от 16 до 125 кВт.

Подстанции КТППНКС рассчитаны на питание, управление и защиту 4 погружных электродвигателей в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири. Подстанции комплектуются трансформаторами серии ТМПН от 100 до 400 кВА.

.5.6 Кабель

С поверхности до погружного агрегата подводят питающий кабель типа КПБК, а в пределах погружного агрегата - типа КПБП. Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается в горячих пресс-формах. Потери напряжения в кабеле составляют 25-125 В на 1000 метров. В широком ассортименте (завод «Алнас») применяются различные материалы: броня из нержавеющей оцинкованной стали, термостойкая до 200⁰С изоляция, свинцовая оболочка и др.

1.5.7 Оборудование устья скважины

Обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья, подачу продукции. Скважина обязательно комплектуется буферными манометрами и потрубками эхолотирования для качественного контроля за параметрами работы скважины. Так же обязательна установка обратного клапана для стравливания лишнего скопившегося газа из затрубного пространства в выкидную линию в коллектор. На некоторых скважинах предусматривается установка регулируемого штуцера для облегчения вывода скважины в режим после ремонта.

1.6 Постановка задачи

Необходимо разработать систему контроля и управления, реализующие следующие функции:

- Чтение данных и параметров со станций управления УЭЦН по интерфейсу RS-485;

- сбор и обработка данных с датчиков;

- передача данных на диспетчерский пункт;

- телеуправление;

- наглядное представление хода технологического процесса;

- сигнализация отклонений технологических параметров за аварийные и технологические границы;

- хранение информации по замерам технологических параметров, по изменению состояния оборудования, аварийной сигнализации;

- ведение базы данных;

- формирование отчетов;

- интерфейс с другими информационными системами;

- моделирование гидродинамических параметров скважины, оборудованной ЭЦН.

Необходимо произвести выбор кустового контроллера, средств передачи данных, SCADA-приложения. Необходимо разработать программное обеспечение верхнего и нижнего уровня, произвести расчеты, оценку экономической эффективности, безопасности и экологичности проекта.

2. Реализация задач

.1 Описание средств автоматизации

Таблица КИП приведена в приложении В.

Качество работы проектируемой системы управления во многом зависит от применяемых контрольно-измерительных приборов (КИПиА) и исполнительных механизмов. Именно эти устройства находятся непосредственно на объектах и подвергаются воздействию, как со стороны технологических факторов, так и со стороны атмосферных явлений. В связи с этим к контрольно-измерительным приборам и исполнительным механизмам предъявляется ряд требований:

- устойчивость к технологическим параметрам (температура, давление, вибрации);

- взрывобезопасность;

- работа при низких температурах (до -50^оС);

- высокая надёжность работы;

- точность показаний.

Все эти факторы учитывались при выборе контрольно-измерительных приборов и исполнительных механизмов.

В системе использованы датчики давления, датчик температуры, датчик расхода, преобразователи тока, напряжения, из исполнительных механизмов: гидропривод. К средствам контроля за состоянием скважин относятся погружной электродвигатель, погружная телеметрия, станция управления.

Сравнительные таблицы датчиков приведены в приложении Е.

Датчики давления Метран-100-ДД устанавливаются на трубопроводах. Датчик давления предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности и городского хозяйства и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемого параметра - абсолютного, избыточного давления, разрежения, разности давлений нейтральных и агрессивных газообразных и жидких сред в электрический унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи.

Расходомер Метран-360 (совместное производство с компанией Emerson Process Management) предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности, а также в системах коммерческого учета жидкостей, пара и газов.

Датчик температуры ТСМ Метран-253(50М) предназначены для измерения температуры жидких и газообразных химически неагрессивных сред. Используется в системах автоматического контроля и регулирования температуры на объектах энергетики, нефтяной и газовой промышленности.

Гидропривод ГП-1М предназначен для создания гидравлического давления в силовом гидравлическом цилиндре переключателя скважин многоходового (ПСМ) - узла, входящего в комплект установки "Спутник". Тип двигателя ГП асинхронный, трехфазный, В63, В4, 037 (взрывобезопасный).

Поставщиков СУ ЭЦН на российский рынок можно разбить на две большие группы, имеющие существенные отличия: отечественные производители и иностранные компании.

Отечественные производители выпускают и поставляют на рынок, в основном, простые станции типа ШГС и их модификации. Только в последние годы появились СУ ЭЦН с частотным регулированием отечественного производства.

Иностранные производители представлены как раз наиболее мощными (и дорогими) станциями, осуществляющими частотное управление.

Анализ рынка позволяет утверждать, что граница между сегментами доминирования российских и западных УЭЦН проходит приблизительно на уровне производительности 250 м3 в сутки. Рассмотрим оба сегмента рынка.

Сегодня на российском рынке СУ ЭЦН работают несколько крупных производителей:

Алнас - этот российский производитель нефтяного оборудования давно известен своими станциями управления без частотного регулирования мощностью от 12 до 125 кВт и погружным оборудованием. И если качество погружного оборудования очень высоко, то качество монтируемой в станцию автоматики Ижевского радиозавода еще оставляет желать лучшего. Видимо, по этой причине Алнас занимается разработкой собственного специализированного контроллера. В 2001 году завод начал выпускать станции управления погружными вентильными двигателями с частотным регулированием мощностью до 125 кВт. Эти станции были разработаны в сотрудничестве с Корпорацией Триол, которая поставляет для них частотные приводы и контроллеры.

Борец - старейший российский производитель нефтяного оборудования выпускает низковольтные станции Борец 01/11 (мощностью до 250 кВт), и высоковольтные станции Борец 03 (до 600 кВт). Однако потребителю предлагается на выбор всего два вида комплектации - нерегулируемый (с контроллером «Каскад»), и с устройством плавного пуска.

Триол - ведущий производитель частотно-регулируемого оборудования Корпорация Триол сегодня производит СУ ЭЦН в четырех комплектациях: нерегулируемой - для прямого пуска УЭЦН; с устройством плавного пуска (до 250 кВт); с преобразователем частоты для асинхронного двигателя (37 - 500 кВт); с преобразователем частоты для вентильного двигателя (22 - 90 кВт). Известно, что первые станции СУЭЦН Триол имели ряд недоработок. В основном, они были связаны с элементной базой и программным обеспечением. Однако, как уверяет производитель, все выявленные недоработки были устранены. Сейчас 17 станций СУ ЭЦН Триол эксплуатируются на месторождениях ЮКОСа, а большая часть из них увязывается в единую информационную сеть компании.

Электон - ранее компания производила различные модификации простых станций управления (до 630 А), снабженных только контроллером и не обеспечивающих плавное регулирование. Эта продукция широко известна на отечественном рынке. Совсем недавно компания предложила потребителям станции управления с частотным регулированием мощностью до 500 кВт. К сожалению, на данный момент редакция газеты не располагает данными об опыте применения этих станций на нефтепромыслах.

Суммарная доля компании Centrilift (входит в состав «Бейкер Хьюз») и Reda (входит в состав «Шлюмберже») в импорте УЭЦН в Россию составляет почти 100%. Доля других производителей исчезающе мала. Продукция этих известных производителей нефтяного оборудования не вызывает у отечественных потребителей никаких негативных эмоций. Возможным недостатком этих надежных станций является более чем высокая цена - более 200 тыс у.е., а также необходимость закупки всего парка фирменного оборудования (ЭЦН, ПЭД кабель). В противном случае Вы можете лишиться гарантированного ремонта.

Система погружной телеметрии "ЭЛЕКТОН-ТМС-2(ТМСР/ТМСВ)":

Назначение и область применения:

Система погружной телеметрии "Электон-ТМС-2" предназначена для регистрации и передачи внешним устройствам текущих значений:

– Давление на приеме насосной установки;

– Температура статорной обмотки погружного электродвигателя;

– Уровень виброускорения ПЭД в радиальном и осевом направлениях;

– Температура с выносного датчика;

– Сопротивление изоляции системы “ТМПН-погружной кабель-ПЭД”.

В состав “Электон-ТМСР/ТМСВ” входит расходомер, что позволяет дополнительно получать на внешних устройствах данные по расходу, давлению и температуре на выкиде погружного насоса.

2.2 Выбор аппаратных средств

Таблица RTU приведена в приложении Г.

При выборе контроллера проведем сравнительный анализ нескольких видов программируемых логических контроллеров и на основе данного анализа произведем выбор контроллера наиболее удовлетворяющего условиям поставленной задачи. В настоящее время, множество фирм, как зарубежных, так и российских занимается разработками в области создания программируемых логических контроллеров, для их применения в различных отраслях промышленности. Рассмотрим контроллеры, удовлетворяющие условиям поставленной задачи, для кустового контроллера это простота, дешевизна, небольшое количество аналоговых, дискретных и счетных сигналов без преобразования, отсутствие пид-регулирования и других функций, широкий температурный диапазон, малое потребление электроэнергии, наличие интерфейсов.

Системы телемеханики SCADAPack - особый класс средств автоматизации, предназначенных для построения автоматизированных систем управления технологическими объектами, такими как: технологические объекты добычи нефти и газа, трубопроводы, сети тепло- и водоснабжения и канализации, электрические подстанции, железнодорожные и автомобильные магистрали, ирригационные системы, системы мониторинга окружающей среды. В последнее время системы телемеханики широко применяются в системах учета потребления энергоресурсов на предприятиях и в жилых зданиях. Компания “Control Microsystems” является одним из лидеров в разработке и производстве систем телемеханики и средств автоматизации. В номенклатуре компании имеются программируемые и непрограммируемые логические контроллеры, модули расширения ввода/вывода, операторские панели, коммуникационные модули, программное обеспечение, интеллектуальные многопараметрические датчики для измерения расхода и давления и программное обеспечения для построения SCADA-систем.

Контроллеры DirectLOGIC предназначены для построения систем управления технологическими процессами в любых отраслях промышленности в цеховых условиях эксплуатации с различным числом каналов ввода/вывода от десятка до 8000 сигналов.

Их отличительными особенностями являются:

- Широкий спектр типоразмеров: DL05, DL06, DL105, DL205, DL305, DL405, удаленный ввод/вывод - Terminator I/O

- Развитые функциональные и программные возможности

- Большой выбор модулей ввода/вывода

- Поддержка промышленных сетей и протоколов: Ethernet, Profibus DP, DeviceNet, SDS, Modbus, DirectNet

- Эффективная система программирования

- Качественная документация и техподдержка

- Сертификат Госстандарта России

- Внесены в Госреестр средств измерений

- Разрешение Ростехнадзора на применение

- Надежность и практичность проверены временем

Контроллер СТМ-ZК2 предназначен для работы в системах телемеханики по радиоканалу или проводной линии связи, основное назначение - периферийное устройство телемеханики кустов добычи нефти, где осуществляет управление ГЗУ и измерение дебита скважин. Имеет интерфейс RS485 для подключения дополнительных микроконтроллеров, что позволяет создавать локальную сеть для решения различных задач (например, снятия динамограмм и параметров работы погружных насосов со всех скважин куста).

Контроллер "МИР КТ-30" используется в составе комплекса телемеханики кустовой площадки "МИР ТК-01" и предназначен для дистанционного контроля технологических параметров и управления работой нефтяных, нагнетательных скважин, групповых замерных установок и другого технологического оборудования, устанавливаемого на кусте скважин.

Сравнительный анализ контроллеров приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Сравнительный анализ контроллеров

Критерий	Контроллеры
	Зарубежного производства		Отечественного производства
	ScadaPack	DirectLogic DL250	СТМ-ZK2	МИР-КТ30
1	2	3	4	5
Процессор (серия процессоров)	M37702, 14.7МГц	D250	Z84c0008PEC фирмы Zilog	н.д.
Емкость ЗУ	128 Кб - 1 Mб RAM, 512 Kб FLASH	14,8 К	н.д.	н.д.
Питание, потребляемая мощность	24V DC, 16V AC	220V AC, 125V DC, 12...24V DC	от 190В до 240В; 50 Гц	от 127 до 250 AC; от 180 до 250 DC; 12 DC
Количество типов модулей ввода/вывода (сопроцессоров и коммуникационных)	25 (9)	30 (10)	-	4
Max количество дискретных вх./вых.	-	256	-	-
Max количество аналоговых вх./вых.	-	64	-	-
Количество слотов основной корзины/корзины расширения	-	3, 4, 6, 9	-	-
Количество корзин расширения/удаления, м	-	0	-	-
Количество дискретных вх./вых. модуля	4/8/16	4/8/12/16/32	32	-
Напряжение дискретных вх./вых.; ток вых.	12/24/48/120/240V DC, 220V AC; 0,1...5 A	12...24V DC, 220V AC; 0,1…7A	12...24V DC	12...24V DC, 220V AC; 0,1…5A
Количество аналоговых вх./вых. модуля	4/8	2/4/8	8	н.д.
Параметры аналоговых сигналов вх./вых.	0/4....20mA, 0/1-5V DC; 0/120mA	0....20, 4....20mA; 0...5, 1…5, 0…10V DC, ±10V DC	4-20мА	0/4....20mA, 0/1-5V DC; 0/120mA
Подключение (ТС, ТП) термосигналов	есть	есть	есть	Есть
Разрядность АЦП аналоговых модулей	12-16	12-16	-	-
Подключение шин, интерфейсов	2*RS232, RS232/485	2 порта RS232C/422	RS485	RS-232 RS-232 RS-485
Скорость обработки	-	1-2ms	-	-
Операции с плавающей точкой	есть	есть	-	-
ПИД регулирование	есть	4 контура	-	-
ПО/операционная среда	RLL, C, IEC-61131-3	RLL, RLL+ (165 команд)	-	-
Пакет программирования	TelePace(Windows) MODBUS RTU/ASCII	DirectSOFT (Windows)	-	-
Сетевой доступ	модем для радио, выделенных/коммутируемых линий; Ethernet, HART, A-B DF1	DirectNET, MODBUS RTU, Ethernet	-	-
Часы - календарь	есть	есть	-	-
Дополнительные технические характеристики	бесперебойное питание, малое энегропотребление, спящий режим	-	-	-
Max количество дополнительных вх./вых./ Дополнительные модули	128AI, 256DI, 256DO, 64AO	-	-	-
Условия эксплуатации	-40....+70°С; относительная влажность 5...95% (без конденсации)	от -40 до +60	От - 40 до +60; Относительная влажность воздуха от 5 до 95%
Конструкция (сменный блок/моноблок)	открытая шина	каркасно-модульная	моноблок	магистрально-модульное построение
Габаритные размеры ш/в/г, мм	215x155х72	358х90х75; масса 1,2кг	205 х 160 х 290, масса 4 кг	262x202х52
№ ГОСРЕЕСТРА, сертификата	Госгортехнадзор России, разрешение на применение № РРС 04-2270; Госстандарт России, сертификат №16856-97	Госгортехнадзор России, разрешение на применение № РРС 02-1404; Госстандарт России, сертификат №17444-98	Сертификат соответствия № РОСС RU.МЕ27.Н01126. Срок действия с 13.12.2005 г. по 13.12.2008 г.	Сертификат соответствия требованиям ГОСТ Р POCC RU.ME72.H00398 Выдан 24.10.2005 г. Действителен до 24.10.2008 г.
Стоимость, т.р.	76 440	87 225	13 600	24 100

В результате сравнительного анализа был выбран контроллер SCADAPack. Приемущества контроллера:

- надежность;

- широкий температурный диапазон работы;

- быстродействие;

- многозадачность;

- малое энергопотребление;

- малое тепловыделенеие;

- наличие интерфейсов;

- программирование на языках релейной логики, С/С++, IEC 61131-3 (ISaGRAF);

- поддержка протоколов Modus ASCII/RTU, TCP/UDP, DNP3, DF1, HART;

- невысокая цена.

.3 Выбор средств передачи данных

Все средства передачи данных можно условно поделить на три большие группы: это FM-радиосвязь, Radio-Ethernet, и сотовая связь, в свою очередь FM-радиосвязь делится на аналоговую и цифровую. Рассмотрим каждую группу подробнее.

Радиосвязь на данный момент является необходимым инструментом для эффективной работы различных систем. Принцип радиосвязи - это обеспечение оперативной и бесперебойной связью различных служб, как частных, так и государственных организаций.

Основной ряд аналоговых радиостанций предназначен для голосовой связи. Абонентские станции являются универсальными терминалами, которые сочетают в себе функции профессиональной радиостанции, телефона и терминала для передачи данных и коротких сообщений.

Развитие мирового рынка систем радиосвязи характеризуется широким внедрением цифровых технологий. Цифровые системы радиосвязи по сравнению с аналоговыми системами обеспечивают более высокую оперативность и безопасность связи, предоставляют широкие возможности по передаче данных, более широкий спектр услуг связи.- технология организации компьютерной связи по радиоканалу с высокой скоростью передачи данных.

Достоинства данной системы связи:

- Не требуется никаких коммутируемых или телефонных линий.

- Скорость передачи данных составляет 2 Мбит/сек., что более, чем в 30 раз выше, чем на коммутируемых линиях с применением самых современных модемов.

- Высокая устойчивость к погодным условиям, которые ни в коей мере не ухудшают качество связи.

- Возможность организации временных или мобильных абонентских точек, без необходимости прокладки дополнительных линий связи.

Недостатки данной системы связи: Относительно небольшая зона действия системы, поскольку для работы RadioEthernet-канала необходима прямая видимость между антеннами абонентских точек.

Сотовая связь - один из видов мобильной радиосвязи, в основе которого лежит сотовая сеть. Ключевая особенность заключается в том, что общая зона покрытия делится на ячейки (соты), определяющиеся зонами покрытия отдельных базовых станций (БС). Соты частично перекрываются и вместе образуют сеть. На идеальной (ровной и без застройки) поверхности зона покрытия одной БС представляет собой круг, поэтому составленная из них сеть имеет вид сот с шестиугольными ячейками (сотами).

Примечательно, что в английском варианте связь называется «ячеистой» или «клеточной» (cellular), что не учитывает шестиугольности сот.

Сеть составляют разнесённые в пространстве приёмопередатчики, работающие в одном и том же частотном диапазоне, и коммутирующее оборудование, позволяющее определять текущее местоположение подвижных абонентов и обеспечивать непрерывность связи при перемещении абонента из зоны действия одного приёмопередатчика в зону действия другого.

Таблица 2.2 - Сравнительный анализ средств передачи

Критерий	Виды связи
	FM-радиосвязь		Широкополосная связь (Radio Ethernet, WiFi сети)	Сотовая связь (GSM, sms, GPRS, EDJE).
	Аналоговые радиостанции	Цифровые радиомодемы
1	2	3	4	5
Оборудование, производители	Motorola, YAEXU	MDS, integra	Lucent Technologies (WaveLAN, WavePOINT) и Aironet (ARLAN)	FlexDSL, MEGATRANS
Диапазон рабочих частот	0.5 - 999 МГц.	220 - 960 МГц	690 МГц - 5,8 ГГц	850 МГц, 900 МГц, 1800 МГц, 1900 МГц
Рабочий режим	прозрачный, GPS (NMEA), IP.	прозрачный, GPS (NMEA), IP.	TCP, POP3	TCP, UDP, HTTP, HTTPS, SSL, POP3, Jabber и др.
Скорость передачи	9600 бит/с	19,2 кбит/с	10 Мбит/с	2 Мбит/с
Дальность связи, км	150	30	50	35
Вид модуляции	GMSK	QPSK, 16-QAM, 64-QAM и 256-QAM	DSSS, FHSS	GMSK, 8-PSK
Интерфейсы	RS-232	RS-232	RS-232, PCMCIA, ISA, PCI	RS-232, CAP
Безопасность	Многоуровневые средства защиты	Многоуровневые средства защиты	40-битным ключ	64-битным ключ
Температура окружающей среды	- 20 ... + 60 °С	-5 ... +50 °С	-45 ... +60 °С	-30 ... +60 °С
Цена, т.р.	7 000 - 27 000	12 000 - 37 000	28 800 - 72 000	8 000 -56 000

В результате сравнительного анализа была выбрана связь по Radio-Ethernet каналу, основными преимуществами которой можно назвать высокую скорость передачи данных, достаточную дальность связи, безопасность. В качестве устройств была выбрана система Canopy фирмы Motorola. Canopy широко используется операторами с 2001 г. для организации связи на участке "последней мили". По заявлениям производителя, в настоящее время только на территории стран Северной Америки создано более 3000 узлов доступа на базе аппаратуры Canopy. Система состоит из оборудования точки доступа, предназначенного для распределения услуг между потребителями, и абонентского модуля, устанавливаемого у клиента. Шесть точек доступа Canopy образуют узел доступа (соту), который может обслуживать до 1200 абонентских модулей по всем направлениям. Каждая сота может обслуживать абонентов, находящихся в радиусе от 3 до 16 км (с использованием пассивного отражателя). Скорость передачи данных составляет 10 Мбит/сек, диапазон частот - 5,2 ГГц.

Состав системы:

- Canopy AP (точка доступа) - используется как ретранслятор для доставки интернет-сервисов к пользователям. Точка доступа Canopy AP включает антенну на 6 секторов, источник питания, GPS-приемник (предназначенный для синхронизации точек доступа и радиомостов) и еthernet-коммутатор с возможностью подачи питания по незадействованным парам кабеля "витая пара". На одной точке доступа могут быть зарегистрированы 200 модулей абонента (Canopy SM).

- Canopy SM (абонентский модуль) - состоит из одного радиомодуля с интегрированной 60-градусной направленной антенной. Каждый Canopy SM одновременно может работать только с одной точкой доступа (AP). Синхронизация и управление Canopy SM осуществляется по радиоканалу с точки доступа. Абонентский модуль устанавливается вне помещения и позиционируется по линии прямой видимости с точкой доступа.

Дальность действия:

- Вариант 1: Связь между точкой доступа и абонентским модулем;

- Вариант 2: Связь между точкой доступа и абонентским модулем, установленным на рефлектор;

- Вариант 3: Связь между двумя точками доступа (соединение точка-точка).

Скорость работы системы:

- Режим "Звезда" (точка - много точек) - Co стороны точки доступа - 10 Мбит/сек (полезная информация более 6 Мбит/сек , включает в себя оба направления связи - uplink/downlink). Co стороны модуля абонента - 10 Мбит/сек (полезная информация на downlink более 4 Мбит/сек, полезная информация на uplink более 1 Мбит/сек; соотношение downlink/uplink - конфигурируемое, по умолчанию установлено 25% uplink, 75% downlink)

- Режим "Точка - Точка" - Скорость 10 Мбит/сек (полезная информация более 7 Мбит/сек, включает в себя оба направления связи - uplink/downlink; соотношение downlink/uplink - конфигурируемое, по умолчанию установлено 50% uplink, 50% downlink ( >3.5 Мбит/сек downlink; > 3.5 Мбит/сек uplink)

В декабре 2004 года компания "Motorola Inc." объявила о появлении на европейских рынках новых беспроводных широкополосных радиоустройств на платформе Canopy Advantage, которые являются логичным продолжением технологической линейки Canopy и последним шагом на пути плавной миграции от простого оборудования Canopy к системе Canopy Wi-MAX.

Платформа Advantage имеет следующие отличительные характеристики:

- Увеличена в два раза - до 20 Мбит/с, - канальная скорость передачи информации (14 Мбит/с - полезная скорость)

- Интегральная задержка теперь составляет - 5-7 мс

- Высокая гибкость при организации сервиса: параметры CIR / MIR позволяют индивидуально определять уровень сервиса для каждого абонента

- Предоставление мультисервисных услуг: малое время задержки позволяет предоставлять высококачественные услуги типа VoIP.

Таблица 2.3 - Технические характеристики

Параметр	Значение
1	2
Радиоинтерфейс
Диапазон частот	5.25 + 5.35 ГГц и 5.725 + 5.825 ГГц
Метод доступа и тип модуляции	TDD/TDMA, высокоиндексная BFSK (оптимизированная по помехоустойчивости)
Соотношение сигнал/шум	C/I 3 dB 10+4 BER@+65 dbm
Скорость передачи	10 Mбит/сек (до 20 Мбит/сек на платформе Canopy Advantage)
Рабочая дальность	до 3.5 км. с интегрированной антенной, до 16 км. с пассивным отражателем
Питание
Источник питания	Питание по неиспользованным парам Ethernet 24 VDC @ 0.3AMP (в состоянии передачи)
Интерфейс	RJ45 автоопределение 10/100 BaseT Half / Full Duplex
Допустимые параметры окружающей среды
Температура воздуха	от -30 C до +55 C (-40 F to + 131 F)
Относительная влажность	100 %
Ветер	190 км/ч
Размеры
Высота	29,9 см
Ширина	8,6 см
Глубина	2,8 см (8,6 см с креплением)
Вес	0,5 кг
Лицензия	Лицензия Федеральной службы по надзору в сфере связи №39149 на предоставление услуг подвижной радиосвязи в выделенной сети связи.

2.4 Выбор программных средств

Существует ряд общепромышленных HMI таких как: Trace Mode V6 (AdAstra Research Group, Ltd), InTouch V10 (Wonderware), Genesis 32 V9 (Iconics), CitectSCADA V7.0 (Citect), iFix V4.0 (GE Fanuc), MasterSCADA (InSAT), RS View32 (Rockwell Software).

Кроме общепромышленных HMI существуют так же и специализированные для нефтедобычи, для газодобычи и др. Например, некоторые специализированные HMI для нефтедобычи: АДП-мт; АСОТИ; Юниор; СКАТ; Радиус; Кристалл.

Для анализа рассмотрим 3 SCADA-пакета: Trace Mode V6, InTouch V10, RS View32.

TRACE MODE - SCADA-система, предназначенная для разработки крупных распределенных АСУТП широкого назначения. Система TRACE MODE создана в 1992 году и к настоящему времени имеет свыше 6500 инсталляций. Проекты, разработанные на базе TRACE MODE, работают в энергетике, металлургии, атомной, нефтяной, газовой, химической, космической и других отраслях промышленности, в коммунальном и сельском хозяйстве России. MODE - основана на инновационных, не имеющих аналогов технологиях. Среди них: разработка распределенной АСУТП как единого проекта, автопостроение, оригинальные алгоритмы обработки сигналов и управления, объемная векторная графика мнемосхем, единое сетевое время, уникальная технология playback - графического просмотра архивов на рабочих местах руководителей. TRACE MODE - это первая интегрированная SCADA- и SOFTLOGIC-система, поддерживающая сквозное программирование операторских станций и контроллеров при помощи единого инструмента.- это флагманский пакет мощных и гибких средств разработки операторских интерфейсов для создания АСУТП дискретных и непрерывных производств, распределенных систем управления, диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) и других областей промышленного применения. Он позволяет следить за работой предприятия, наблюдая за процессами, графически отображенными на экранах в реальном масштабе времени.

Приложения, созданные с помощью Wonderware InTouch™, успешно используются в энергетике и автомобилестроении, добыче и переработке нефти и газа, производстве продуктов питания и полупроводников, в химической, фармацевтической и целлюлозно-бумажной промышленности.

RSView® Enterprise™ Series - это линейка продуктов программного обеспечения человеко-машинного интерфейса (HMI), разработанных с общими возможностями поиска, разведки и навигации для помощи в разработке и обучении быстродействующих приложений человеко-машинного интерфейса (HMI). Поддерживая интегрированную архитектуру Rockwell Automation Integrated Architecture и стратегию ViewAnyWare, RSView Enterprise Series является частью масштабируемого и единого комплекса программно-аппаратных средств мониторинга и управления, разработанных для расширения автономных приложений машинного уровня посредством приложений человеко-машинного интерфейса (HMI) контролирующего уровня по всей сети. Этот комплекс предлагает вам общую среду разработки.

RSView Enterprise Series включает средство разработки RSView Studio, основанное на использовании ПК, также как RSView Machine Edition и RSView Supervisory Edition.

Таблица 2.4 - Сравнительный анализ SCSDA-пакетов

Критерии		SCADA-пакеты
		Trace Mode V6		InTouch V10		RSView 32
1		2		3		4
Разработчики		AdAstra Research Group, Ltd -- Россия		Wonderware -- США		Rockwell Automation - США
Требования к системе (ОС)	Windows XP Professional		Windows Server 2003, Windows XP, Windows 2000, Windows NT				Windows Server 2003, Windows XP, Windows 2000
Прием данных с УСО	Ethernet, ARCNET, ATM, OPC		Profibus, DeviceNet, Interbus-S, SDS, OPC				Ethernet, Control Net, ARCNET, OPC
Обработка данных в реальном времени	Промышленная база данных реального времени SIAD/SQL 6		FACTORYFOCUS				RUNTIME
Графическое отображение данных на мнемосхемах операторских станций	Высокие графические возможности		Объектно-ориентированные объекты, анимационные связи				Используются объекты созданные в AutoCAD, Corel DRAW
Сохранение данных в архив	Единая база данных распределенного проекта		Обращение к структурному языку запросов (SQL)				Сервер данных (Data Server)
Представление архивных данных на трендах	Единый проект для распределенной АСУ		Распределенная система исторических трендов				FactoryTalk Diagnostics
Ведение отчетов тревог с последующим их квитированием	Распределенных систем управления (РСУ)		Статистический контроль технологического процесса (SPC)				RecipePlus
Предоставление отчетов технологической информации	Собственный генератор отчетов		Система отчетов технологического процесса				Собственная система отсетов
Резервирование данных		Встроенная система горячего резервирования			Менеджер рецептов		FactoryTalk Diagnostics
Встроенные командные языки		Visual Basic for Applications (VBA), Visual C++			VB Script		Visual Basic for Applications (VBA)
Коммуникации		ODBC, DDE, ANSI SQL, OLE, TCP/IP			WEB, ODBC, DDE, ANSI SQL, OLE		ODBC, DDE, ANSI SQL, OLE
Стоимость системы, т.р.		38 688			260 400		220 809,6

Конкурентные преимущества SCADA-системы Trace Mode V6:

- Гибкая система лицензирования (разделение на базовую и профессиональную линию продуктов);

- Библиотека встроенных бесплатных драйверов для оборудования различных фирм производителей (свыше 2000 поддерживаемых устройств), среди которых есть SCADAPack. В таблице 2.5 приведены параметры поддержки контроллера;

- Бесплатная высококвалифицированная техническая поддержка;

- Прозрачная номенклатура программных продуктов (использование единого инструментария для разработки);

- Наиболее полная поддержка функциональности необходимой для реализации АСУ ТП в различных областях промышленности;

- Сравнительно небольшая стоимость программных продуктов;

Таблица 2.5 - Поддержка контроллера SCADAPack SCADA-пакетом TRACE MODE 6.0.5

Производитель	Устройство	Интерфейс	Метод	Статус
Control Microsystems	SCADAPack	Serial Modbus	Built-in/Autobuilding	Ready

Для ведения базы данных в системе использован пакет Microsoft SQL Server. Microsoft SQL Server - реляционная система управления базами данных (СУБД), разработанная корпорацией Microsoft. Основной используемый язык запросов - Transact-SQL, создан совместно Microsoft и Sybase. Transact-SQL является реализацией стандарта ANSI/ISO по структурированному языку запросов (SQL) с расширениями. Используется для небольших и средних по размеру баз данных, и в последние 5 лет - для крупных баз данных масштаба предприятия, конкурирует с другими СУБД в этом сегменте рынка.SQL Server в качестве языка запросов использует версию SQL, получившую название Transact-SQL (сокращённо T-SQL), являющуюся реализацией SQL-92 (стандарт ISO для SQL) с множественными расширениями. T-SQL позволяет использовать дополнительный синтаксис для хранимых процедур и обеспечивает поддержку транзакций (взаимодействие базы данных с управляющим приложением). Microsoft SQL Server и Sybase ASE для взаимодействия с сетью используют протокол уровня приложения под названием Tabular Data Stream (TDS, протокол передачи табличных данных). Протокол TDS также был реализован в проекте FreeTDS с целью обеспечить различным приложениям возможность взаимодействия с базами данных Microsoft SQL Server и Sybase.SQL Server также поддерживает Open Database Connectivity (ODBC) - интерфейс взаимодействия приложений с СУБД. Последняя версия (SQL Server 2005) обеспечивает возможность подключения пользователей через веб-сервисы, использующие протокол SOAP. Это позволяет клиентским программам, не предназначенным для Windows, кроссплатформенно соединяться с SQL Server. Microsoft также выпустила сертифицированный драйвер JDBC, позволяющий приложениям под управлением Java (таким как BEA и IBM WebSphere) соединяться с Microsoft SQL Server 2000 и 2005.Server поддерживает зеркалирование и кластеризацию баз данных. Кластер сервера SQL - это совокупность одинаково конфигурированных серверов; такая схема помогает распределить рабочую нагрузку между несколькими серверами. Все сервера имеют одно виртуальное имя, и данные распределяются по IP адресам машин кластера в течение рабочего цикла. Также в случае отказа или сбоя на одном из серверов кластера доступен автоматический перенос нагрузки на другой сервер.

Для разработки информационного сервера использован пакет программирования Borland Delphi 7.

Инструментальные средства компании Borland Delphi и C++Builder предоставляют разнообразные возможности для создания информационных приложений в архитектуре "клиент-сервер", включая многозвенные системы и Internet/intranet-приложения. В курсе изучается используемая в обоих средствах разработки ставшая индустриальным стандартом открытая библиотека компонентов Visual Component Library. Рассматривается интегрированная среда разработки Delphi и C++Builder, позволяющая быстро и просто создавать визуальные интерфейсы приложений и использовать возможности языков программирования для их построения. Изучается работа с библиотекой Borland Database Engine, позволяющей осуществить однотипный доступ к персональным базам данных и к серверным СУБД, что весьма упрощает создание информационных систем. Основу курса составляют практические занятия, обеспечивающие базовую подготовку в области создания приложений различного назначения, в том числе многопользовательских информационных систем. В результате посещения курса слушатели научатся создавать Windows-приложения с помощью Delphi и C++Builder, изучат библиотеку компонентов Visual Component Library, являющуюся основой этих средств, освоят работу с библиотекой Borland Database Engine, научатся создавать многопользовательские приложения для работы с базами данных, включающие работу с деловой графикой, средства многомерного анализа данных и генерацию отчетов.

Программное обеспечение рабочей станции функционирует на персональном компьютере, совместимом с IBM PC, в среде WINDOWS.

Минимальная конфигурация каждого из компьютеров включает:

- процессор - не ниже Pentium III -600;

- оперативная память - не менее 256 Мбайт;

- видеоадаптер - SVGA, 4 Мбайт видеопамяти;

- жесткий магнитный диск типа "Винчестер" емкостью не менее 20,0 Гбайт;

- накопитель для CD-ROM;

- накопитель на гибком магнитном диске емкостью 1,44 Мбайт;

- звуковую карту, совместимую с WINDOWS;

- PS/2 порт, манипулятор “мышь”;

- сетевой адаптер;

- цветной мультимедиа монитор 19 “;

- лазерный или струйный принтер.

Для предотвращения потери информации, разрушения базы данных и операционной системы при сбоях в питающей сети необходимо укомплектовать компьютер устройством бесперебойного питания (УБП).

.5 Информационная модель системы

Информационная модель системы представлена в приложении Б.

Передача информации осуществляется по следующим каналам связи: контроллеры станций управления соединены с кустовым контроллером через общую шину интерфейса RS-485, по двухпроводной схеме соединения. Передача данных на диспетчерский пункт осуществляется по Radio-Ethernet каналу. Программные приложения также взаимодействуют друг с другом. SCADA-приложение взаимодействует с информационным сервером, с базой данных по ODBC-интерфейсу.

.6 Алгоритмы работы системы

Кустовой контроллер предназначен для работы в системах автоматизированного управления процессом нефтедобычи и обеспечения:

- оптимизации режимов работы оборудования;

- оперативного выявления аварийных ситуаций и несоответствия режимов эксплуатации оборудования;

- получения данных от станций упраления;

- получения оперативной информации о состоянии объекта по сети телемеханики с помощью радиомодема или радиостанции.

Рисунок 2.1 - Алгоритм работы системы

Программа контроллера приведена в приложении Е.

Для программирования контроллеров серий SCADAPack, отладки и документирования программ контроля и управления используется пакет TelePACE .

Пакет программирования TelePACE содержит редактор программ релейной логики LL - TelePACE Ladder Logic и набор инструментов для работы на языке С -TelePACE C Tools (ANSI C компилятор, библиотеку дополнительных функций С и загрузчик).

Пакет программирования на языке релейной логики - TelePACE Ladder Logic разработан и широко используется инженерами в системах управления дискретными и непрерывными процессами. Редактор релейной логики - это мощный инструмент для написания, отладки и документирования программ контроля и управления. Редактор релейной логики используется, также, для загрузки С программ и контроля их состоянием.

Контроллер SCADAPack одновременно с программой релейной логики могут выполнять несколько прикладных программ на языке С, обеспечивая максимальную гибкость и эффективность управления процессом.

.7 Разработка интерфейса системы

Экраны операторского интерфейса приведены в приложении Д.

В разработанной системе реализованы следующие функции:

– Парольный вход;

– События;

– Горячие клавиши;

– Меню навигации;

– Строка сообщений об аварии;

– Защита от случайного нажатия на кнопку;

– Единицы измерения параметров;

– Тренды.

Учетные записи и уровень доступа пользователей приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Учетные записи и уровень доступа

Операции	Уровень доступа
	Оператор	Диспетчер	КИП	Инженер
Просмотр	Разрешено	Разрешено	Разрешено	Разрешено
Сброс сигнализации	Запрещено	Разрешено	Разрешено	Разрешено
Настройка	Запрещено	Запрещено	Запрещено	Разрешено

Вся информация о ходе технологического процесса оператору выдается на графическом дисплее персонального компьютера, установленного в помещении операторной. Взаимодействие оператора с системой обеспечивается через операторский интерфейс. Навигация по экрану осуществляется с помощью манипулятора "мышь" и стандартной клавиатурой.

На общем виде схемы схематично изображены все основные объекты и основные технологические параметры (давление, расход, температура нефти и газа).

Основной экран операторского интерфейса состоит из карты, на которой обозначены местонахождения кустов, с прямыми ссылками на экраны кустов скважин. На экранах кустов скважин находятся непосредственно объекты автоматизации.

Для каждого объекта имеется свое собственное окно с параметрами.

Иерархия экранов приведена на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Иерархия экранов

При необходимости получения более подробной информации оператору необходимо установить курсор с помощью манипулятора "мышь" на изображение соответствующего куста (щелкнув "мышью").

Окно куста позволяет осуществить просмотр:

значений дебита жидкости по скважинам;

значений контролируемых параметров (давление, температура, расход);

отклонения контролируемых параметров от заданных уставок (отмечается красным фоном под значением параметра);

наличия или отсутствия аварийных ситуаций и аварийных сигналов (низкое давление, несанкционированный доступ, низкая температура, авария управления).

При необходимости получения более подробной информации по конкретной скважине, необходимо установить указатель "мыши" на пиктограмму с изображением соответствующей скважины и щелкнуть "мышью". При этом на экране откроется окно нефтяной скважины. В окне скважины отражается:

- номер скважины

- состояние насоса;

- дебит жидкости, расход жидкости;

- последние замеры параметров по датчикам, установленным на скважине.

Значения измеряемых параметров отображаются с указанием времени и даты последнего изменения.

Для скважин необходимо ввести минимальные и максимальные уставки по введенным датчикам.

Режим "Отчет тревог" предназначен для оперативного контроля за аварийными состояниями на объектах. Просмотр сообщений осуществляется с помощью нажатия на клавишу “Отчет тревог”. Экран аварийных сообщений отображает перечень аварий, имеющихся в настоящее время на объектах.

В строке аварийных сообщений указывается:

- дата и время приема аварийного сообщения;

- номер куста;

- номер скважины;

- наименование контролируемого параметра (аварии).

Для подтверждения аварии, т.е. уведомления оператором системы о том, что он воспринял аварийное сообщение, используется клавиша “подтверждение аварий”.

Неподтвержденные сообщения выделяются красным цветом, подтвержденные сообщения отображаются голубым цветом.

При сбросе аварийного сигнала сообщение об аварии исчезает с экрана.

.1 Расчет надежности проекта

Функциями АСУ ТП, к которым предъявляются требования с точки зрения надежности, являются: сигнализация, управление, измерение, регистрация.

В реализации этих функций для одного куста добычи принимают участие n датчиков (n=7), m исполнительных механизмов (m=3), k модулей ввода/вывода (k=1), программируемый контроллер, радиомодем куста, радиомодем на диспетчерском пункте, и компьютер диспетчерского пункта.

Структурно-логическая схема расчета надежности данной функции приведена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Структурно-логическая схема

В таблице 3.1 представлены значения параметров Т, ТВ, и для использованных устройств.

Таблица 3.1 - Надёжностные характеристики оборудования

№	Оборудование	Т, ч	, *10^-5 1/чТ_В, ч, 1/ч
1	Модуль ввода/вывода	5000000	0,02	1	1
2	Контроллер	1250000	0,08	1	1
3	Радиостанция	1000000	0,1	1	1
4	ЭВМ	100000	1	1	1

Отказ любого из модулей приведет к отказу всей системы. Упрощенная структурно-логическая схема расчёта надёжности функции работы разрабатываемой системы представлена на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - Упрощенная структурно-логическая схема

Величину называют интенсивностью отказов системы, состоящей из k элементов, находящихся в одном соединении:

,(3.1)

где - интенсивность отказов i - го модуля.

Таким образом, имеем

; 1/час.

Среднее время безотказной работы рассчитаем по формуле (3.2):

,(3.2)

Получим часов, т.е 8,15 лет.

Эквивалентный параметр восстановления работоспособности системы:

(3.3)

Таким образом, имеем

Время восстановления системы:

(3.4)

Получим час.

Далее сделаем некоторые допущения:

справедлив экспоненциальный закон надежности;

отказы элементов взаимно не зависимы.

Исходя из этих допущений и данных, полученных ранее, построим график вероятности безотказной работы по формуле (3.5).

(3.5)

График представлен на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 - Вероятность безотказной работы

Вероятность безотказной работы за 8760 часов (1 год):

По этой методике аналогично можно определить показатели надёжности для функций управления, сигнализации и регистрации.

коэффициент готовности по функции работы:

;

коэффициент оперативной готовности по функции работы:

;

Система восстанавливаемая (путем замены модулей), отказ создает ущерб кратный стоимости системы. Система является 2 классом изделия, I группы надёжности, с назначенной длительностью использования. Режим эксплуатации непрерывный.

Найдены следующие характеристики надежности:

- интенсивность отказов системы: lобщ = 1,2*10^-5, 1/час;

- среднее время восстановления: в = 1 час;

- среднее время безотказной работы: Тср = 71428,6 часов.

.2 Оценочные расчеты

Для выбора блока питания станции телемеханики необходимо рассчитать потребление тока. Разработанная АСУ ТП содержит в своем составе компоненты представленные в таблице 9, там же приведены значения потребления тока.

Таблица 3.2 - Расчет потребления тока проектируемой системы

№	Название прибора	Количество,Шт.	Потребление тока, мА	Общее потребление тока, мА
1	Контроллер ScadaPack	1	26	26
2	Модуль входных аналоговых сигналов	1	8	8
3	Модуль входных дискретных сигналов	1	8	8
4	Модуль выходных дискретных сигналов	1	8	8
5	Модуль абонента	1	3	3
6	Электромагнитные реле	3	28	84
Итого				111

Разработанная АСУ ТП содержит в своем составе компоненты представленные в таблице 3.3, там же приведена их мощностная характеристика.

Таблица 3.3 - Мощность компонентов проектируемой системы

№	Название прибора	Количество, шт.	Потребляема мощность 1 прибора, Вт	Общая потребляемая мощность, Вт
Станции телемеханики
1	Контроллер ScadaPack	1	6	6
2	Модуль входных аналоговых сигналов	1	1	1
3	Модуль входных дискретных сигналов	1	1,5	1,5
4	Модуль выходных дискретных сигналов	1	1,5	1,5
5	Модуль абонента	1	5	5
6	Электромагнитные реле	3	0,5	1,5
Итого				16,5

Был выбран блок питания ~220В/24В Mean Well RS50-24, рассчитанный на нагрузку до 1,7 А., мощностью до 150 Вт.

Расчет быстродействия измерительных каналов системы выполняется по самой длинной цепочке элементов схемы.

В данном случае самой длинной цепочкой элементов прохождения сигнала является цепочка: Датчик - Модуль ввода/вывода - Контроллер - Радиомодем - ЭВМ.

Расчет быстродействия осуществляется по формуле:

t_быст= t_быст.1 + t_быст.2 +…+ t_быст._n(3.6)

Для расчета примем, датчики, как дискретные, так и аналоговые не имеют инерционности. Время опроса датчиков приведено в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Время опроса датчиков

Тип сигнала	Количество	Время обработки, мс	Общее время, мс
Аналоговый	8	20	340
Дискретный	8	4	88
RS-485	1	10	10
Итого			438

Расчет быстродействия приведен в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Расчет быстродействия измерительных каналов

Связь	Количество	Скорость, бит/с	Время, мкс/бит	Общее время, мс
Модуль вв/выв - контроллер	1	115 200	8,7	13,9
Контроллер - радиомодем	1	115 200	8,7	3,5
Радиомодем - радиомодем	1	10 000 000	0,1	0,04
Радиомодем - ЭВМ	1	115 200	8,7	3,5
Итого				20,94

В результате расчета получаем t_быст= 0,459 сек.

.3 Математическая модель скважины с ЭЦН

Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) в настоящее время и в перспективе являются одним из основных средств механизированной добычи нефти. Значительную актуальность для нефтедобывающих предприятий, в том числе Тюменского региона, имеет проблема обеспечения длительной и надежной работы УЭЦН. Необходимо создание эффективных методов диагностики, позволяющих своевременно определить эксплуатационные параметры и причины отказа скважинного оборудования. Один из таких методов основан на использовании гидродинамических моделей скважинных систем, оборудованных УЭЦН.

Скважина, оборудованная ЭЦН имеет в своем составе электроцентробежный насос, погружной электродвигатель, обсадную колонну, насосно-компрессорную трубу, устьевую арматуру. Схема скважины с обозначением параметров изображена на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 - Схема скважины с обозначением параметров

Скважина - сложный объект управления. Модель скважины - это нелинейные дифференциальные уравнения с распределенными параметрами:

Уровень жидкости в НКТ:

, (3.7)

Уровень жидкости в скважине:

, (3.8)

Давление в призабойной зоне:

,(3.9)

Засорение призабойной зоны:

,(3.10)

Удельный вес верха:

,(3.11)

Объем верха:

,(3.12)

Приток в скважину:

, (3.13)

Расход через насос:

(3.14)

В результате получаем систему уравнений:

Таким образом, гидродинамическая модель СС с УЭЦН в виде системы уравнений (..) связывает пластовые характеристики (Рпл, γ_ПЛ), гидравлические параметры (q(t), Р_Д(t)), конструктивные характеристики скважины (h_Н, h_Z, r_Ш). Эта модель дает возможность по полученным значениям параметров, получаемых путем прямых измерений, оценить значения ряда факторов, сильно влияющих на режим эксплуатации, но не подлежащих измерениям. Параметры указаны в таблице 3.6.

Таблица 3.6 - Параметры скважины

№	Обозначение параметра	Параметр	Вид параметра
1	2	3	4
1	P1	Давление линейное	контролируемый
2	q(t)	Дебит скважины по жидкости	контролируемый
3	r_Ш	Сопротивление штуцера	уставка
4	qR	Расход жидкости, доливаемой в затрубное пространство	контролируемый
5	Hd(t)	Гидродинамический уровень	моделируемый
6	γв	Удельный вес в верхней части	моделируемый
7	qв	Приток из верхней части	моделируемый
8	H_Н	Глубина подвески насоса	уставка
9	q1	Приток из нижней части	моделируемый
10	γ1	Удельный вес в нижней части	моделируемый
11	Hz	Глубина скважины	уставка
12	V_ПЗП	Объем призабойной зоны пласта	уставка
13	P1(t)	Забойное давление	моделируемый
14	P2(t)	Призабойное давление	моделируемый
15	q2	Пластовый приток	моделируемый
16	W1	Коэффициент гидропроводности забоя	уставка
17	W2	Коэффициент гидропроводности призабойной зоны	уставка
18	γ_ПЛ	Удельный вес пластовой жидкости	моделируемый
19	P_ПЛ	Пластовое давление	моделируемый

4. Оценка экономической эффективности проекта

Экономическая эффективность капитальных вложений на разработку и внедрение автоматизированной системы определяется методами:

окупаемости;

простой нормы прибыли;

дисконтирования средств.

Метод окупаемости основан на определении периода возврата капитальных вложений (начальных инвестиций) в проект за счет прибылей от проекта. Период возврата капитальных вложений (окупаемость) определяется по формуле:

(4.1)

где: К - капитальные вложения на разработку и внедрение автоматизированной системы, тыс. р.;

П₀- чистая прибыль от реализации автоматизированной системы, тыс. р.;

А - амортизация основных средств и нематериальных активов, приобретенных для реализации автоматизированной системы, тыс. р.

Метод простой нормы прибыли позволяет определить размер прибыли на 1 рубль вложенного капитала. Простая норма прибыли - показатель обратный периоду возврата капитальных вложений и рассчитывается по формуле:

(4.2)

где: Э - простая норма пробыли.

Метод дисконтирования рекомендован министерством финансов РФ для оценки эффективности инвестиционных проектов. Он базируется на дисконтных вычислениях по приведению доходов и расходов, связанных с реализацией системы, к некоторому моменту времени (к расчетному году).

Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле:

ЧДД = ЧД_t ×a_t ,

(4.3)

где: ЧД_t - чистый доход в году t, тыс.р.;

a_t - коэффициент дисконтирования (приведения), доли ед.;_н,t_к - соответственно начальный и конечный годы расчетного периода.

Проект считается прибыльным и его следует принять, если ЧДД больше нуля. Отдельный член денежного потока наличности (ЧД_t) равен разности между ожидаемой величиной доходов от реализации проекта и всеми видами затрат, и может отличаться от другого как по знаку (т.е. быть отрицательным), так и по величине, и рассчитывается по формуле:

ЧД_t = П - A_t - H_t - K_t ,

(4.4)

где: П - прибыль, обеспечиваемая внедрением системы в году t.

А_t- амортизационные отчисления от стоимости системы, тыс.р.;_t - сумма налогов, уплачиваемых предприятием из прибыли в бюджет, тыс.р.;

К_t- единовременные затраты в году t, тыс.р.

Так как система автоматизации технологических процессов позволяет сократить эксплуатационные расходы, то прибыль (чистый доход), обеспечиваемая внедрением системы, определяется как разность между годовыми эксплуатационными затратами до и после автоматизации. Тогда формула (4) примет вид (формула 5):

ЧД_t = C_д_t - С_р_t - A_t - H_t - K_t ,

(4.5)

где: C_дt, С_рt - годовые эксплуатационные затраты на систему автоматизации соответственно в действующем и разработанном вариантах, тыс.р;

Например, оптимальное управление насосами с помощью автоматизированной системы обеспечит экономию электроэнергии и экономию на заработной плате, так как позволит сократить численность персонала. Тогда экономия затрат на электроэнергию определяется по формуле (4.6), экономия на заработной плате рассчитывается по формуле (4.7), экономия за счет сокращения затрат на ремонт по формуле (4.8), экономический эффект за счет увеличения дебита нефти по формуле (4.9):

Э_ЭЛ.ЭН.= С_ЭЛ.ЭН.×DР_ЭЛ.ЭН.,

(4.6)

где: С_ЭЛ.ЭН.- стоимость 1квт.часа эл.энергии, DР_ЭЛ.ЭН.. - изменение расхода электроэнергии в результате автоматизации по сравнению с базисным вариантом, %.

Э_ЗП.=ЗП×Ч,

(4.7)

где: ЗП - годовая заработная плата 1 рабочего, руб;

Ч - численность высвобождаемого персонала.

Э_РЕМ. = С_РЕМ.×DР_РЕМ. , (4.8)

где: С_РЕМ.- средняя стоимость ремонта скважины в год, DРэл.эн. - изменение расхода на ремонт в результате автоматизации по сравнению с базисным вариантом, %.

Э_Н. = С_Н.×DР_Н. ,

(4.9)

где: С_Н.- среднее количество добытой нефти одной скважиной в год, DРэл.эн. - изменение дебита скважины в результате автоматизации по сравнению с базисным вариантом, %.

Тогда общая экономия эксплуатационных затрат от внедрения системы составит (формула 4.10):

Э = Э_Н. + Э_ЭЛ.ЭН. + Э_РЕМ + Э_ЗП,

(4.10)

Расчет рентабельности единовременных затрат производится по формуле:

P = (ЧДД + К)/К ×100 ,

(4.11)

где: К - общие единовременные затраты, тыс.р.

(4.12)

Считается, что если полученная рентабельность равна 100%, то рентабельность проекта равна заданной, если больше, то имеет место сверхрентабельность, если меньше - проект не обеспечивает заданный уровень рентабельности.

Коэффициент дисконтирования определяется по формуле:

a_t = (1 + E_н)^tp^-^t,

(4.13)

где: Е_н - нормативный коэффициент эффективности единовременных затрат, равный ставке банковского процента за долгосрочный кредит, выраженный в долях единиц;_p - расчетный год;- год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному году.

В условиях высокого уровня инфляции коэффициент дисконтирования вычисляется так:

,(4.14)

где: F - уровень инфляции в долях единиц.

В качестве начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ по созданию проекта, включая проведение научных исследований.

Конечный год расчетного периода определяется моментом завершения жизненного цикла системы, прекращением его использования на производстве.

В качестве расчетного года обычно принимается наиболее ранний из всех рассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу использования на предприятии разрабатываемой системы.

Изменение чистого дисконтированного дохода за счет использования системы будет рассчитываться по формуле (4.3).

Для анализа эффективности единовременных затрат на разработку и внедрение системы используется показатель - внутренняя норма доходности (коэффициент эффективности единовременных затрат ВНД), определяемый из соотношения:

(4.15)

Вычисляемые коэффициенты эффективности позволяют судить об общем и минимальном уровне эффективности единовременных затрат, осуществляемых на предприятии.

Другим назначением показателя ВНД является оценка возможности привлечения заемных средств на разработку и внедрение системы. Расчетное значение ВНД соответствует максимально допустимому проценту за кредит, который может быть использован для полного финансирования единовременных затрат по данной системе.

Если величина ВНД равна проценту за кредит, то чистый дисконтированный доход оказывается равным нулю. Таким образом, вычисляемое значение позволяет судить о приемлемости для предприятия условий кредитования.

Другим показателем, применяемым для анализа эффективности единовременных затрат, является срок окупаемости Ток. Экономическое содержание этого показателя заключается в определении момента времени, необходимого для покрытия единовременных затрат в проект.

Период возврата единовременных затрат (Ток) определяется последовательным сложением величин:

,(4.16)

Пока полученная сумма не сравняется с величиной единовременных затрат, приведенных к расчетному году. Количество произведенных сложений равняется периоду возмещения капитальных вложений или сроку окупаемости.

Сумма налогов на прибыль и имущество рассчитывается по формуле:

Н = Н_пр + Н_им,

(4.17)

где: Н_пр - налог на прибыль, тыс.р.;

Н_им - налог на имущество, тыс.р.

,(4.18)

где: СТ_пр - ставка налога на прибыль, %.

,(4.19)

где: К_оt - остаточная стоимость внедряемой системы в году t, тыс.р. ;

СТ_им - ставка налога на имущество, % .

.1 Расчет единовременных затрат

Единовременные затраты предприятия-заказчика на приобретение устройства включают единовременные затраты предприятия изготовителя и его прибыль, а также НДС, т.е. определяются по формуле (4.20).

(4.20)

где: К - единовременные затраты на создание системы автоматизации, тыс.р;- коэффициент рентабельности предприятия разработчика, доли ед.;

НДС - ставка налога на добавленную стоимость, доли ед.

Затраты на транспортировку изделия равны:

Р_трп =К_об × К_трп,

(4.21)

где: К_трп - коэффициент, учитывающий затраты на транспортировку изделия.

Кроме того, в ряде случаев следует учесть затраты на монтаж, установку и запуск в работу у заказчика:

Р_муз = К_oб × К_муз,

(4.22)

где: К_муз - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж, установку и запуск в работу.

При этом совокупные затраты предприятия заказчика будут складываться из затрат на приобретение, затрат на транспортировку, монтаж, установку и запуск в работу.

В общем случае единовременные затраты на создание системы определяются по формуле:

К = К_раз + К_прог + К_изг ,

(4.23)

где: К_раз - затраты на проектирование (разработку) системы, тыс.р.;

К_прог- затраты на программирование, тыс.р.;

К_изг - затраты на изготовление, тыс.р.

Примерный перечень исходных данных предприятия разработчика для расчета единовременных затрат представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Данные для расчета единовременных затрат предприятия разработчика

	Показатель	Единицы измерения	Значение
1	2	3	4
1.	Заработная плата разработчика	тыс.р.	15
2.	Коэффициент доплат к заработной плате	доли ед.	0,3
3.	Районный коэффициент	доли ед.	0,15
4.	Коэффициент отчисления в социальные фонды	доли ед.	0,26
5.	Время разработки системы	месяцы	1,2
6.	Время использования ЭВМ для разработки программы	час	209,1
7.	Коэффициент накладных расходов	доли ед.	0,1
8.	Годовой фонд работы ЭВМ	час	1980
9.	Годовой фонд оплаты труда персонала обслуживающего ЭВМ	тыс.р.	96
10.	Норма амортизационных отчислений ЭВМ	доли ед.	0,125
11.	Норма амортизационных отчислений здания	доли ед.	0,067
12.	Площадь занимаемая ЭВМ	м²	6
13.	Стоимость одного м2 здания	тыс.р.	30
14.	Стоимость ЭВМ	тыс.р.	24
15.	Коэффициент накладных расходов на экспл. ЭВМ	доли ед.	0,05
16.	Потребляемая мощность ЭВМ	Вт	0,35
17.	Стоимость кВт/часа	р.	0,96
18.	Коэффициент затрат на ремонт ЭВМ (от стоимости)	доли ед.	0,04
19.	Затраты на материалы для эксплуатации ЭВМ	тыс.р.	31,3
20.	Коэффициент затрат на содержание ЭВМ	доли ед.	0,8
21.	Коэффициент затрат на транспортировку разработанной системы	доли ед.	0,05
22.	Коэффициент затрат на монтаж и наладку	доли ед.	0,1
23.	Коэффициент рентабельности предприятия на разработку	доли ед.	0,2

.2 Расчет текущих затрат

Расчет затрат на проектирование (разработку) системы:

Затраты на разработку можно представить в виде:

К_раз = З_о× Т_раз× (1+К_д) × (1+К_р) × (1+К_сн) × (1+К_н.раз) , (4.24)

где: З_о - месячный оклад разработчика, р.;

Т_раз - трудоемкость разработки проекта и проектной документации, ч×мес.;

К_д, К_р - соответственно коэффициенты доплат к заработной плате и районный, доли ед. ;

К_сн - коэффициент отчислений на социальные нужды, доли ед.;

К_нраз- коэффициент накладных расходов, доли ед.

Примерный перечень элементов трудоемкости разработки представлен в таблице 2.

Таблица 4.2 - Данные для расчета трудоемкости разработки

Стадии разработки	Трудоемкость, чел.месяц
1	2
1. Изучение патентов	0,3
2. Изучение литературных источников	0,3
3. Разработка технического задания	0,3
4. Разработка эскизного проекта	0,6
5. Разработка технического проекта	0,9
6. Разработка рабочего проекта	0,6
7. Внедрение проекта	0,6
Итого	3,6

Подставив данные из таблицы 4.2 исходных данных в формулу (24) получаем К_раз:

К_раз = 15000× 1,2× (1+0,3) × (1+0,15) × (1+0,26) × (1+0,15) = 38992,59 р.

Расчет затрат на разработку программного обеспечения:

Затраты на разработку программного обеспечения можно представить в виде:

К_прог=З_о× Т_прог×(1+К_д)×(1+К_р)×(1+К_сн)×(1+К_н.прог) +С_мч× Т_прог×К_ч, (4.25)

где: Зо - месячный оклад программиста, тыс.р;

Т_прог- трудоемкость разработки программного обеспечения, ч*мес;

К_{н.прогр} - коэффициент накладных расходов, доли ед. ;_мч - стоимость машино-часа ЭВМ, р.;

К_ч - коэффициент перевода единиц времени.

Стоимость машино-часа ЭВМ рассчитывается по формуле:

С_мч = S_экс/ Т_пол ,

(4.26)

где: S_экс - годовые эксплуатационные расходы, связанные с

обслуживанием ЭВМ, р.;

Т_пол - годовой фонд работы ЭВМ, час.

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

S_экс=12×ЗП×(1+К_д)×(1+К_р)×(1+К_сн)+А+Т_р+Э+М+Н_рэкс,

(4.27)

где: ЗП - месячная оплата труда всего обслуживающего персонала в сумме, р.;

А - амортизационные отчисления от стоимости ЭВМ и здания, р./год ;

Т_р - затраты на ремонт, р/год;

Э - затраты на электроэнергию, р/год;

М - затраты на материалы, р.;

Н_рэкс - накладные расходы, связанные с эксплуатацией ЭВМ, р/год.

Затраты на амортизацию вычисляются по формуле:

А = К_эвм × Н_эвм + С_зд × S_зд × Н_зд ,

(4.28)

где: К_эвм - балансовая стоимость ЭВМ, р. ;

Н_эвм - норма амортизационных отчислений от стоимости ЭВМ, доли ед.;

С_зд - стоимость 1 м² здания, р/м²;_зд - площадь, занимаемая ЭВМ, м²;

Н_зд - норма амортизационных отчислений от стоимости здания, доли ед.

Затраты на ремонт вычислим по формуле :

Т_р = К_эвм × К_трэвм ,

(4.29)

где: К_трэвм - коэффициент, учитывающий затраты на ремонт ЭВМ.

Подставив данные из таблицы 1 в формулы (4.28) (4.29) получаем затраты на амортизацию (А) и затраты на ремонт (Т_р) соответственно:

А = 24000 × 0,125 + 30000 × 6 × 0,067 = 15060 р.

Т_р = 24000 × 0,04 = 960 р.

Затраты на электроэнергию, потребляемую ЭВМ за год эксплуатации определяем по формуле:

Э = Ц × Т_пол × N × К_м ,

(4.30)

где: Ц - цена за один кВт×ч электроэнергии, р.;- потребляемая мощность, кВт ;

К_м - коэффициент интенсивного использования мощности вычислительной техники.

Подставив данные из табл.1 в формулу (4.30) получаем затраты на электроэнергию (Э):

Э = 0,96 × 1980 × 0,35 × 0,75 = 499 р.

Затраты на материалы определяем по формуле :

, (4.31)

где: i- вид материала;

Ц_i- цена i-того материала, р.;

М_i - количество i-го материала.

Расчет представлен в виде таблицы 3.

Таблица 4.3 - Перечень и стоимость материалов используемых для ЭВМ

Наименование материала	Количество в год, шт.	Цена за ед., р.	Стоимость, р.
1	2	3	4
Флэш-память, штук	1	800	800
Тонер для лазерного принтера, штук	50	250	12500
Бумага формата A4 для принтера, упаковок	100	120	12000
Бумага формата A3 для принтера, упаковок	20	260	5200
Салфетки для монитора, упаковок	4	200	800
Итого			31300

В годовые эксплуатационные затраты по обслуживанию ЭВМ входят также накладные расходы, которые рассчитываются по формуле:

Н_рэкс = 12 × З_о × (1 + К_д) × (1 + К_р) × К_нэкс,

(4.32)

где: К_нэкс - коэффициент накладных расходов, связанных с эксплуатацией ЭВМ.

Подставив данные из таблицы 4.1 в формулу (4.32) получим Н_рэкс:

Н_рэкс = 12 × 15000 × (1 + 0,3) × (1 + 0,15) × 0,05 = 13455 р.

Подставив данные из таблицы 4.1 и результаты формул (27¸32) в формулу (4.26) получим стоимость одного машино-часа (С_мч)._экс= 12 × 15000× (1 + 0,3) × (1 + 0,15) × (1 + 0,26) + 15060 + 960 + 499 + +31300 + 13455 = 400340р.

С_мч = 399739,96/ 1980 = 202,46 р.

Результаты расчетов сведем в таблицу 4.4.

Таблица 4.4 - Расчет себестоимости и отпускной цены машино-часа

Статьи затрат	Затраты
	рублей	%
1	2	3
1. Средства на оплату труда	145,42	51,108
2. Отчисления на социальные нужды	38,1	13,38
3. Амортизационные отчисления : а) ЭВМ б) здания	1,52 6,09	0,53 2,14
4. Ремонт	6,8	2,39
5. Материалы	15,81	5,55
6. Электроэнергия	0,25	0,09
7. Затраты на содержание помещений	60,61	21,29
8. Прочие накладные расходы	10,1	3,55
Итого	284,69	100
9. Прибыль	51,24	18
10. Отпускная стоимость	335,94	118

Исходя из полученных результатов по формуле (4.25) и исходных данных таблицы 4.1 находим капитальные затраты на разработку программного обеспечения К_прог:

К_прог= 145,42×209,1×3,6×(1 + 0,3)×(1 + 0,15)×(1 + 0,26)×(1 + 0,05) + +202,46×209,1×3,6×1 = 368915,66р.

Расчет затрат на изготовление и отладку проектируемой системы:

Для расчета затрат могут быть использованы различные методы:

- калькуляционный метод расчета полной себестоимости;

- агрегатный метод;

- метод удельных весов;

- метод учета затрат на единицу массы изделия;

- балловый метод.

Расчет себестоимости по калькуляционным статьям затрат:

Себестоимость изделия по этому методу определяется по следующим (в общем случае) статьям затрат:

б). покупные комплектующие изделия, полуфабрикаты и услуги кооперативных предприятий (по спецификации);

в). топливо и электроэнергия на технологические цели;

г). производственная заработная плата;

д). доплаты к заработной плате;

е). отчисления на социальные нужды;

ж). износ инструментов и приспособлений целевого назначения и прочие специальные расходы;

з). расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;

и). потери от брака;

к). накладные расходы;

л). налоги, входящие в себестоимость;

м). внепроизводственные расходы.

Порядок расчета затрат на покупные комплектующие изделия и полуфабрикаты приведен в таблице 4.5.

Таблица 4.5 - Расчет затрат на комплектующие изделия

Наименование и тип элемента	Количество, шт.	Цена за единицу (без НДС) ,р.	Сумма (без НДС), р.
1	2	3	4
Материалы
SCADAPack, 16-битный контроллер	1	76 440	76 440
Модуль дискретных входов 5403	1	13 832	13 832
Модуль аналоговых входов 5506	2	22 932	45 864
Модуль высокочастотного счетчика 5410	1	25 844	25 844
Устройство защиты линии передач 24VDC DATA-PU3-200	1	300	300
Блок питания ~220В/24В Mean Well RS50-24	2	600	1 200
Блок питания Модуля абонента Astron RS-4A (12V, 4A)	1	800	800
Устройство бесперебойного питания 1000 VA	1	4 400	2 300
Реле Finder промежуточное с катушкой на 24В постоянного тока	2	150	300
Реле Finder промежуточное с катушкой на 220В,50/60Гц	1	160	160
Выключатель автоматический двухполюсный ВА-101-2/10	1	220	220
Пружинный зажим на 2 проводника D2,5/5.2L	100	1	100
Предохранитель плавкий 2А	2	1	2
Розетка на DIN-рейку с заземляющим контактом	1	130	130
Барьер искрозащиты mz631	3	175	525
Модуль абонента (SM) Motorola Canopy	1	4 800	4 800
Шкаф электротехнический MontBlanc КВЭ 6012030 600x1200x300	1	5 630	2 400
Кабельный канал	5	190	950
Несущая рейка DIN	3	260	780
Провод монтажный	150	2	300
Сальниковый ввод	8	60	480
Итого			183 057
Покупные комплектующие изделия, полуфабрикаты и услуги кооперативных предприятий:
TRACE MODE 6.05.1 для Windows на 32000 точек ввода-вывода	1	38 688	38688
Точка доступа (АР) motorola Canopy	1	39 648	39648
Маршрутизатор WaveNet IP 2458	1	6 400	6400
Компьютер P4-3000	3	14 000	42 000
Монитор SAMSUNG 19`	3	6 600	19 800
Принтер HP1014	3	3 400	10 200
Итого			156 736

НГП Северо - Покурского месторождения имеет в своем составе 84 куста, станция телемеханики устанавливается на каждом кусту, из расчета на НГП, получаем:

S_НГП= 183057·84 = 15376788 р.

Учитывая коэффициент транспортных затрат, результирующую стоимость занесем в таблицу 4.8.

Затраты на основную заработную плату при изготовлении устройства равны:

L₀ = Т_м × З_о ,

(4.33)

где: ЗО2 - месячная зарплата изготовителя устройства, тыс.р.;

Т_м - трудоемкость изготовления устройства, чел × мес.

Доплата к заработной плате изготовителя равна:

L_д = L_o . К_д ( 1+ К_р).

(4.34)

Отчисления в социальные фонды :

L_сн= (L_о + L_д) . К_сн ,

(4.35)

Затраты на электроэнергию рассчитаем по формуле:

, (4.36)

где: Ц_эл - стоимость одного кВт×ч электроэнергии, р.;_i - мощность i-го вида оборудования, Вт;

К_{инт i} - коэффициент интенсивного использования оборудования, доли ед.;_i - время использования i-го вида оборудования, час;- количество использованных приборов, шт.

Подставив данные из таблицы 1 в формулу (4.36) получаем затраты на электроэнергию (Э).

Расчет затрат на энергию можно представить в виде таблицы 4.6.

Таблица 4.6 - Расчет затрат на электроэнергию

Наименование оборудования	Потребляемая мощность	Стоимость кВт/часа	Время использования	Затраты на электроэнергию
1. Вольтметр	15	0,96	42	604,8
2. Дрель	500	0,96	84	40320
3. Шуруповерт	300	0,96	168	48384
4. Паяльник	40	0,96	42	1612,8
Итого				1 082,4

Затраты на ремонт рассчитываются по формуле :

,(4.37)

где: К_тризг- коэффициент, учитывающий годовые затраты на ремонт, доли ед. ;

К_обi - стоимость оборудования, используемого при проверке системы на работоспособность, р. ;- количество единиц оборудования, шт.;

Т_примi - время использования i-го вида оборудования, год.

Подставив данные из таблицы 1 и таблицы 6 в формулу (4.37) получим затраты на ремонт (Т_р). Затраты на ремонт представлены в таблице 4.7.

Затраты на амортизацию используемого при изготовлении и настройке оборудования рассчитываются по формуле :

А = К_обi × Н_аi× Т_примi/100 ,

(4.38)

где: H_ai- норма амортизации i-го вида оборудования, %.

Исходные данные для расчета амортизации представлены в таблице 4.7.

Подставим значения из таблицы 4.7 в формулу (4.38) и получим затраты на амортизацию (А). Затраты на амортизацию представлены в таблице 4.7.

Таблица 4.7 - Амортизация оборудования, используемого в процессе изготовления

Название оборудования	Балансовая стоимость, р	Норма амортизации, %	Время использования, ч	Затраты на ремонт, р	Затраты на объект, р
1. Мульти-амперметр	600	10	42	126	2520
2. Дрель	2500	33	84	1050	69300
3. Шуруповерт	1600	33	168	1344	88704
4. Паяльник	450	20	42	94,5	3780
Итого				2614,5	164304

Накладные расходы, связанные с изготовлением и отладкой проектируемой системы, рассчитаем по формуле:

Н_ризг = Т_м × З₀ × (1 + К_д) × (1 + К_р) × К_нризг,

(4.39)

Подставив данные таблицы 4.1 в формулу (4.39) получаем накладные расходы (Н_ризг):

Н_ризг = 6,72 × 12000 × (1 + 0,3) × (1 + 0,15) × 0,05 = 6027,84 р.

Результаты расчетов по статьям калькуляции заносим в таблицу 4.8 и находим общую сумму капитальных затрат на изготовление системы.

Таблица 4.8 - Результирующая таблица для расчетов по статьям калькуляции

№ п/п	Статьи затрат	Затраты на изготовление
1	2	3
	Материалы (по спецификации);	15 376 788
	Покупные комплектующие изделия, полуфабрикаты и услуги кооперативных предприятий (по спецификации);	156 736
	Топливо и электроэнергия на технологические цели;	90 921,60
	Производственная заработная плата;	80640
	Доплаты к заработной плате;	24192
	Отчисления на социальные нужды;	21127,68
	Износ инструментов и приспособлений целевого назначения и прочие специальные расходы;	164304
	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;	2614,5
	Потери от брака;	16800
	Накладные расходы;	6027,84
	Налоги, входящие в себестоимость;	2 869 227
	Внепроизводственные расходы.	25200
Итого:		18 834 579

Стоимость системы складывается из стоимости разработанного программного обеспечения и смонтированного устройства:

р.

Агрегатный метод. Он используется, если имеются фактические данные или возможность рассчитать себестоимость одного из ведущих узлов (блоков, агрегатов) изделия:

(4.40)

где: S_пр - проектная себестоимость изделия, р.;_уз - себестоимость ведущего узла вновь спроектированного изделия, р. ; У_уз - удельный вес подобного узла в себестоимости аналогичного изделия, % ;_изд - коэффициент, учитывающий конструктивные и технологические особенности нового изделия по сравнению с аналогичным.

Метод удельных весов. Себестоимость проектируемого изделия может быть установлена путем расчета одной из статей прямых затрат (затраты на материалы, заработную плату производственных рабочих) и установления удельного веса данной статьи в полной себестоимости аналогичных изделий:

(4.41)

где: S_c - затраты по данной статье, р.;

У_с - удельный вес данной статьи затрат в себестоимости аналогичных изделий, %.

Балловый метод. Этот метод состоит в том, что на основе экспертных оценок или технико-экономических расчетов значимости параметров изделий для потребителей каждому параметру присваивается балловая оценка улучшения параметра на единицу. Цена (Ц) определяется по формуле:

, (4.42)

где: Ц_б - цена баллового изделия, р.;

С - стоимостная оценка одного балла; - номер параметра;- количество учитываемых параметров;

Б_i - балловая оценка улучшения i-го параметра на единицу; _i - величина i-го параметра изделия;

- величина i-го параметра базового изделия.

Расчет текущих затрат на функционирование системы:

Годовые эксплуатационные затраты в условиях функционирования системы могут быть определены как сумма:

С = С_эл + С_зп + С_рем + С_а ,

(4.43)

где С_эл - затраты на электроэнергию, потребляемую системой, р.;_зп - зарплата обслуживающего персонала с начислениями, р.;_рем - затраты на ремонт, р.;_а - затраты на амортизацию, р.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 4.9.

Таблица 4.9 - Исходные данные для расчета затрат на эксплуатацию

Показатель	Значение
1	2
1. Месячная зарплата персонала обслуживающего систему, тыс.р.	1 512 000
2. Мощность потребляемая системой, кВт	19,32
3. Стоимость кВт/часа, р.	1,05
4. Норма амортизации системы, %	10
5. Норма затрат на ремонт, %	2

Расчет годовых затрат на электроэнергию производим по формуле:

C_эл = N × Ц_эл × Т_зад × К_инт ,

(4.44)

где: N - мощность, потребляемая системой, кВт;

Ц_эл - стоимость одного кВт×ч электроэнергии, р.;

Т_зад - годовой фонд работы системы при выполнении задачи, час;

К_инт - коэффициент интенсивного использования мощности оборудования.

Подставив данные из таблицы 4.9 в формулу (4.44), получим годовые затраты на электроэнергию действующего варианта системы:_эл = 19,32 × 1,05 × 8760 × 0,75 = 133 279,02 р.

Расчет затрат на заработную плату обслуживающего персонала:

Заработная плата с начислениями персонала, обслуживающего спроектированное устройство:

C_зпп = 12 × З₀₃ × (1 + К_пр) × (1 + К_р) × (1 + К_нс),

(4.45)

Подставив данные из таблицы 4.9 в формулы (4.43) получим затраты на заработную плату персонала (C_зпп):_зпп = 12 × 1 512 000 × (1 + 0,3) × (1 + 0,5) × (1 + 0,26) = 44 579 808 р.

Расчет затрат на ремонт:

Текущие затраты на ремонт системы находим по формуле:

C_пр = (К_обор × К_пр)/100 ,

(4.46)

где: К_обор - балансовая стоимость устройства, р.;

К_пр - норма отчислений на ремонт, %.

Подставив данные из таблицы 4.9 в формулу (4.44), получаем годовые затраты на ремонт:_пр = (19 203 845 × 2)/100 = 376 691,58 р.

Расчет затрат на амортизацию оборудования:

Затраты на амортизацию оборудования находим по формуле :

C_а = (К_обор× Н_а)/100,

(4.47)

где: К_обор - балансовая стоимость оборудования, р.;

Н_а - норма амортизационных отчислений, % .

Подставив данные из таблицы 4.9 в формулу (4.47) получим годовые эксплуатационные затраты на амортизацию оборудования:_а = (19 203 845× 10)/100 = 1 883 457,89 р.

Сумма эксплуатационных затрат:

С=133 279,02+44 579 808+376 691,58+1 883 457,89=46 973 236,49 р.

.3 Анализ чувствительности к риску

Одной из задач анализа проекта является определение чувствительности показателей эффективности к изменениям различных параметров. Чем шире диапазон параметров, в котором показатели эффективности остаются в пределах приемлемых значений, тем выше “запас прочности” проекта, тем лучше он защищен от колебаний различных факторов, оказывающих влияние на результаты реализации проекта. Анализ чувствительности приведён в таблице 4.11.

Процесс анализа чувствительности проекта можно разбить на два этапа:

Выявление параметров, влияющих на эффективность проекта, и диапазона их изменения. Такими показателями могут быть - текущие затраты, затраты на заработную плату и т.д.. Поскольку каждый проект индивидуален и разрабатывается для конкретного предприятия, имеющего свои особенности, то для определения числа, перечня и диапазона изменения параметров может быть использован метод экспертных оценок. Диапазон изменения параметров может быть задан как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения, например [-20%; +20%].

Перерасчет показателей эффективности проекта с учетом изменения параметров: задав вариацию каждого параметра можно получить зависимость чистого дисконтированного дохода от одной из переменных ЧДД = f(x), где х- один из параметров. По результатам расчетов строится диаграмма “паук”. Точка ЧДД0 соответствует исходному значению ЧДД, рассчитанному до изменения параметров. Каждая точка на графике, образующая очертание паука, строится по координатам: вариация параметра и значение ЧДД.

.4 Выводы

Для обоснования эффективности системы используем метод дисконтирования. Допустим единовременные затраты осуществлены за 1 год; со 2 года расчетного периода предприятие получает экономию эксплуатационных затрат, неизменную по годам. В результате внедрения системы, получаем следующий экономический эффект:

- увеличение дебита скважины за счет оптимизации (точной подстройки) режима насосной установки - 10%;

- сокращение затрат на электроэнергию вследствие применения устройств с меньшей потребляемой мощностью - 25%;

- сокращение затрат на ремонт скважины и насосных установок за счет развитой диагностики - 10%;

- снижение трудоемкости обслуживания скважин ввиду уменьшения выездов бригад обслуживания на кусты - 25%.

Э = Э_Н + Э_ЭЛ.ЭН. + Э_РЕМ + Э_ЗП

Э_Н = 119 574 000×0,1 = 11 957 400 р.;

Э_ЭЛ.ЭН. = 133 279,02×0,25 = 13 327,9р.;

Э_РЕМ = 376 691,58 ×0,1 = 37 669,16 р.;

Э = 11 957 400 + 13 327,9+ 37 669,16 + 11 144 952 = 23 173 340,91 р.

Произведём расчёт обобщающих показателей экономической эффективности, полученные данные занесём в таблицу 4.10.

Таблица 4.10 - Расчёт эффективности проекта.

Показатель	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	Сумма
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Единовременные затраты (инвестиции), тыс.руб	19203,8	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	19203,8
Экономический эффект, тыс.руб.	-	23173,3	23173,3	23173,3	23173,3	23173,3	23173,3	23173,3	23173,3	23173,3	23173,3	23173,3
Амортизационные отчисления, (Na = 20%), тыс.руб	-	1920,38	1920,38	1920,38	1920,38	1920,38	1920,38	1920,38	1920,38	1920,38	1920,38	1920,38
Налог на имущество (2,2% от остаточной стоимости), тыс.руб.	-	380,24	337,99	295,74	253,49	211,24	168,99	126,75	84,50	42,25	0,00	1901,18
Налог на прибыль (20% от налогооблагаемой прибыли), тыс.руб.	-	5561,60	5561,60	5561,60	5561,60	5561,60	5561,60	5561,60	5561,60	5561,60	5561,60	5561,60
Чистый доход, тыс.руб.	-19203,8	15311,1	15353,3	15395,6	15437,8	15480,1	15522,3	15564,6	15606,8	15649,1	15691,3	135808
Коэффициент дисконтирования, (Е = 30%)	1,00	0,83	0,69	0,58	0,48	0,40	0,33	0,28	0,23	0,19	0,16	-
Чистый дисконтированный доход, тыс.руб.	-19203,8	12759,2	10662,0	8909,50	7444,96	6221,11	5198,41	4343,80	3629,66	3032,90	2534,24	45532,0
Чистый дисконтированный доход накопленный, тыс.руб.	-19203,8	-6444,5	4217,48	13126,9	20571,9	26793,0	31991,4	36335,2	39964,9	42997,8	45532,0	-

Для расчета ЧДt необходимо определить амортизационные отчисления и величину налогов, уплачиваемых предприятием из прибыли. Последние рассчитываются по формулам (4.18-4.19). Чистый доход (ЧДt) рассчитываем по формуле (4.5). Коэффициент дисконтирования рассчитаем при Ен = 0,1. Чистый дисконтированный доход в t-ом году расчетного периода определяется произведением ЧДt на коэффициент дисконтирования соответствующего года, и последовательным накоплением этих величин. Расчеты приведены в приложении .

Срок окупаемости капитальных вложений определяется по формуле (4.14). Графический способ расчета Ток представлен на рисунке 4.1. Точка пересечения линии ЧДД и оси абсцисс позволяет определить период окупаемости единовременных затрат. Причем на графике видно, на какой срок дисконтирование увеличивает период возврата.

Рисунок 4.1 - Определение срока окупаемости

Итак, исходя из графика, срок окупаемости 1 год и 6 месяцев, без учета дисконтирования 1 год и 2 месяца.

Рассчитаем срок окупаемости и коэффициент отдачи капитала:

Т_ОК = N - ЧТС(-1)/ЧТС(+1) = 1,47 года.

КОК = (ЧТС/КЗ)*100%=237,1%

Внутренняя норма доходности определяется из соотношения (4.13). Графический способ расчета ВНД представлен на рисунке 4.2. На графике внутренняя норма доходности представлена пересечением кривой ЧДД с нулевой линией. Для построения кривой зависимости ЧДД и коэффициента эффективности капитальных вложений зададимся несколькими значениями Е; рассчитаем для них alfa t; определим ЧДД и по полученным точкам построим кривую.

Рисунок 4.2 - Зависимость ЧДД от нормы дисконта

Из графика зависимости ЧДД от нормы дисконта получаем, ВНР»80%.

Для выявления устойчивости проекта к риску, проведем анализ чувствительности. В результате экспертной оценки было выявлено, что наиболее нестабильными параметрами, влияющими на эффективность проекта являются:

- капитальные затраты, причем наиболее вероятно их изменение в пределах [-30%; +20%],

- цены на комплектующие, пределы вариации этого фактора [-20%; +20%],

- заработная плата [-10%; +10%],

- налоги [-20%; +20%].

Для построения прямой, отражающей зависимость ЧДД от изменения параметра, достаточно двух точек. Поэтому пересчет показателя эффективности осуществляется для крайних значений вариации фактора.

Таблица 4.11 - Анализ чувствительности

Параметры, влияющие на эффективность проекта	Чистый дисконтированный доход, тыс.руб			Эластичность
Капитальные затраты	-30%	0%	20%	0,6216
	54 023,45	45532,05	39871,12
Цены на комплектующие	-20%	0%	20%	0,5908
	50911,90	45532,05	40152,20
Заработная плата	-10%	0%	10%	-0,7681
	42034,73	45532,05	49029,37
Налоги	-20%	0%	20%	0,5352
	50 405,36	45532,05	40658,74

Диаграмма “паук” для этого случая представлена на рисунке 4.3.

Рисунок 4.3 - Диаграмма “паук”

Степень чувствительности проекта к изменению того или иного параметра определяется углом наклона прямой к оси Х. Если изменения ЧДД, при заданной вариации параметров, находятся в положительной области, как в данном примере, то проект не имеет риска. Если значения ЧДД попадают в отрицательную область, то решение об оптимальном варианте, выбранном на основе критериев, следует пересмотреть с учетом анализа чувствительности проекта

Так как полученная фигура располагается в области положительных значений, ЧДД то проект риска не имеет, т.к. при заданных изменениях параметров значения ЧДД положительны.

5. Безопасность и экологичность

.1 Обеспечение безопасности работающих

Основными факторами, влияющими на организм работающих на нефтедобывающих предприятиях, являются метеорологические условия и наличие вредных веществ, а также сотрясение и шум.

Метеорологические условия.

Работы на нефтегазодобывающих предприятиях часто проводятся на открытом воздухе, поэтому они связаны с воздействием на работающих различных метеорологических условий (температуры, влажности воздуха, ветра, естественных излучений). Метеорологические условия подвержены сезонным и суточным колебаниям.

Неблагоприятные метеорологические условия могут явиться причиной несчастных случаев. При высокой температуре воздуха понижается внимание, появляются торопливость и неосмотрительность; при низкой - уменьшается подвижность конечностей вследствие интенсивной теплоотдачи организма. Влияет на теплоотдачу организма и влажность воздуха: нормально при температуре 18*С влажность должна находиться в пределах от 35 до 70 %. При меньшей относительной влажности воздух считается сухим, при большей - с повышенной влажностью. Как то, так и другое, отрицательно сказывается на организме человека. Сухой воздух приводит к повышенному испарению, в связи с чем появляется ощущение сухости слизистых оболочек и кожи. Очень влажный воздух, наоборот, затрудняет испарение.

.2 Химически опасные и вредные производственные факторы

Нефть - это маслянистая горючая жидкость специфического запаха, от коричневого до светлого цвета.

Основной состав нефти : углерод - 87% , водород - 15%, сера - до 9%, кислород и азот - от 1 до 8%.Микроэлементы : ванадий, никель, алюминий, медь, железо - металлы. Всего содержит более 900 химических соединений таблицы Менделеева.

Формулы нефти нет, химический состав не изучен полностью, но установлено 425 углеводородных соединений, которые делятся на 3 группы:

Алканы - метановые углеводороды (метан, этан, пропан, бутан, гексан и др.).

Метан - это газ без запаха, без вкуса, без цвета. При малых концентрациях считается не ядовитым, но при больших - вытесняет кислород. У людей наступает удушье, слабость, головная боль, потеря сознания. При содержании кислорода ниже 12% - смертельный исход.

Циклоалканы - нафтеновые углеводороды.

Ароматические углеводороды - бензол, толуол, этилбензол и др.

Физические свойства нефти: плотность - это вес единицы объема нефти к весу чистой воды при температуре 4 градуса С. В природе нефть легче воды : плотность легкой нефти - от 0,82 до 0,90 г/куб. см, плотность тяжелой нефти - от 0,959 до 1,03 г/куб. см.

Вредные вещества в НГДП: природный и попутный газ, конденсат, нефть и нефтепродукты; метанол-диэмульгатор (химическое вещество, разрушающее устойчивые водонефтяные эмульсии); гликоли (реагенты для осушки газа); пары нефти и нефтепродуктов являются токсичными (ядовитыми).

Сероводород - газ без цвета, с запахом тухлых яиц, сильный яд, попадающий в организм через дыхательные пути и кожные покровы. Сильный наркотик, поражает слизистую оболочку глаз, все дыхательные пути, центральную нервную систему, головной и спинной мозг, кроветворные органы. При отравлении появляется металлический привкус во рту, боль и резь в глазах, чихание и кашель, тошнота и рвота; при тяжелых отравлениях - потеря сознания, обмороки, судороги, поражение сердечно-сосудистой системы.

Окись углерода - бесцветный газ со слабым чесночным запахом. Выделяется всюду, где идет неполное сгорание веществ, содержащих углерод; попадает через дыхательные пути, соединяясь с гемоглобином крови и препятствуя доставке кислорода к тканям организма. Вызывает кислородное голодание - удушье, нарушается дыхание, возникает головная боль, потеря сознания, возможен смертельный исход.

Пары легких фракций нефти в смеси с воздухом при определенных концентрациях образуют взрывоопасные смеси. Огнеопасность сырой нефти характеризуется температурами вспышки и воспламенения. Температура вспышки различных сортов нефти России колеблется от -35*С до +34*С. Температура самовоспламенения большинства нефтей изменяется в зависимости от углеводородного состава от 260 до 375*С.

Взрывоопасность естественного нефтяного газа обусловлена содержанием в нем ряда углеводородов, преимущественно метана, составляющего 90-95 %. Каждое взрывоопасные пределы взрываемости - нижний и верхний. Чем больше промежуток между нижним и верхним пределом взрываемости, тем опаснее данное вещество в отношении взрыва и пожара. При кислотной обработке скважин возникают опасности, связанные с применением соляной кислоты и оборудования, работающего под давлением.

Помимо вредных веществ, применяемых при эксплуатации месторождения, существуют вредные вещества, которые в процессе эксплуатации и ремонта скважин могут поступать в рабочую зону в качестве сгорания топлива (в котельных установках, двигателях внутреннего сгорания): углерода (сажи), диоксида углерода, оксида углерода, каменноугольной смолы и др. Кроме того, возможно поступление вредных веществ к устью скважины из недр: углеводородов (метан СН4 и др.), сероводорода Н2S и др.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ и аэрозолей приведены в таблицах 5.1 и 5.2

Таблица 5.1 Предельно допустимые концентрации основных, вредных веществ на Северо-Покурском месторождении

Вещество	ПДК, мг/м3	Класс опасности	Агрегатное состояние
Кислота соляная	5	2	Пары
Кислота серная	1	2	Аэрозоли
Масла минеральные (нефтяные) ГОСТ207975	5	3	Аэрозоли
Метан (в пересчёте на С)	300	4	Газ
Метанол	5	3	Пары
Метилмеркаптан	0,8	2	Пары
Сероводород	10	2	Пары и газы
Сероводород в смеси с углеродами С1-С5	3	3	Пары и газы
Сода кальцинированная	2	3	Аэрозоли
Сода каустическая	0,5	2	Смесь паров, аэрозоли
Углерод оксид	20	4	Пары и газы
Хроматы, бихроматы (в пересчёте на СО3)	0,01	1	Аэрозоли

Таблица 5.2 Предельно допустимые концентрации основных аэрозолей

Вещество	ПДК, мг/м3	Класс опасности
Алюминия оксид (в том числе с примесью диоксида кремния)	2	4
Барит	6	4
Диатомит	6	4
Известняк	6	4
Кремнесодержащие пыли (глина)	4	4
Силикаты и силикатосодержащие пыли:
Асбестоцемент	6	4
Цемент	6	4

5.3 Микроклимат

Во время сильных морозов, ветров, ливней всякие работы запрещаются. К числу мероприятий по улучшению условий труда при работе на открытом воздухе относится также создание микроклимата на рабочих местах с помощью соответствующих агрегатов и устройств. Оптимальные и допустимые нормы в рабочей зоне производственных помещений приведены в таблице 5.3

.4 Освещение

Освещение производственных помещений, площадок и кустов нефтегазодобывающих предприятий считается рациональным при соблюдении следующих требований.

Световой поток должен ярко и равномерно освещать рабочее место, чтобы глаз без напряжения различал нужные ему предметы и не испытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей.

На полу в проходах не должно быть резких и глубоких теней. Освещение должно быть взрывобезопасным и как в помещениях, так и наружных установок, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей.

Для кустов, скважин установлены нормы электрического освещения (в люксах) представленные в таблице 5.4.

Таблица 5.4 Нормы электрического освещения

Объект освещения	Освещённость Е, лк	СНиП 23-05-95
Устья нефтяных скважин, станки - качалки	10	40
Моторные будки станков - качалок, будки с аппаратурой электропогружных насосов	10	40
Рабочие места при подземном и капитальном ремонте скважин:
Устье скважины	25	40
Лебёдка	15	40
Подъёмная мачта	2	40
Люлька верхнего рабочего	15	40

Таблица 5.3 - Оптимальные и допустимые нормы температуры, относительной влажности и скорости движения воздуха в рабочей зоне производственных помещений

Период года	Категория работ	Температура, °С					Относительная		Скорость движения воздуха, м/с
			Допустимая граница				влажность, %
		Оптимальная	верхняя		нижняя		оптимальная	Допустимая на рабочих местах постоянных и непостояных	Допустимая на рабочих местах постоянных и не постоянных
			на рабочих местах
			постоянных	непостоянных	постоянных	непостоянных




Холодный	Легкая - Iб	21-23	24	25	20	17	40-60	15-75	0,1	“-” 0,2
Теплый	Легкая - Iб	22-24	28	30	21	19	40-60	60-при 27°С	0,2	0,1-0,3

.5 Шум

При работе со скважиной кроме химических веществ вредное влияние также оказывает производственный шум. В таблице 5.5 приведены допустимые уровни звукового давления. Для смягчения пагубного влияния звука с высоким уровнем давления на слуховой аппарат человека, рекомендуется применять звукоизолирующие наушники.

.6 Электробезопасность

Одним из основных защитных мероприятий электробезопасности является заземление какой-либо части электрической установки, т.е. преднамеренное соединение ее с заземляющим устройством. Необходимо также, чтобы электроприборы и провода электрического тока были взрыво- и пожаробезопасны.

Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования УЭЦН, осмотр, ремонт и наладку его должен производить электротехнический персонал. Неэлектротехническому персоналу (операторам, мастерам) разрешается только пуск и остановка УЭЦН.

Кабель от станции управления до устья скважины прокладывают на металлических стойках высотой 0,5м. Все наземное оборудование УЭЦН надежно заземляют. Сопротивление контура заземления должно быть не более 4 Ом.

При спуско-подъемных операциях скорость движения НКТ с кабелем не должна быть более 0,25 м/с. Для намотки и смотки кабеля с барабана используют установки УПК с дистанционным управлением приводом механизированного барабана.

Таблица 5.5 Допустимые уровни звукового давления, дБ (СН 2.2.4/2.1.8.562-96)

Объект	Рабочее место, зона	Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц
		31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Передвижная подъёмная установка	У пульта управл./Н/факт	94/107	91/95	85/87	81/82	78/78	73/75	72/73	70/71	66/69
Передвижная подъёмная лебёдка	В кабине при закрытом окне или двери/Н/факт	104/107	92/95	86/87	80/82	75/78	73/75	70/73	69/71	67/69
Агрегат	В кабине (подъём) /Н/факт	102/103	90/91	81/83	75/77	71/73	68/70	65/68	55/56	52/54
«Бакинец-3М»	На устье (спуск) /Н/факт	98/100	85/87	77/79	70/72	66/68	64/65	62/63	58/61	57/59

Кабель прикрепляют в НКТ поясами, устанавливаемыми над и под муфтой каждой трубы. Пояса не должны иметь острых кромок.

При спуске и подъеме УЭЦН на устьевом фланце скважины устанавливают приспособление, предохраняющее кабель от повреждения элеватором.

Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании электродвигателя УЭЦН на устье скважины.

При работах по погрузке и разгрузке оборудования УЭЦН необходимо соблюдать правила безопасности при такелажных работах. Например, нельзя находиться на пути кабельного барабана, спускаемого лебедкой с откосов машины или саней. Все погрузочные и разгрузочные устройства должны подвергаться периодическим испытаниям и не реже одного раза в 3 месяца осматриваться и регулироваться.

6. Экологичность

.1 Характеристика воздействия на комплекс почва-подземные воды-недра

Основным источником воздействия на окружающую среду и недра при производстве буровых работ являются кустовые площадки с дорогами к ним, буровое и вспомогательное оборудование, расположенное на них и скважины различного назначения.

К основным потенциальным загрязнителям комплекса относятся:

буровые и тампонажные растворы;

буровые сточные воды и шлам;

пластовые минерализованные воды;

продукты испытания скважин (нефть, газ, минерализованные воды)

хозяйственно-бытовые сточные воды.

Поступление загрязняющих веществ в почву, подземные вода и недра может происходить в результате:

отсутствие надежной гидроизоляции и технологических площадок;

неограниченного отбора сточных вод и сбросе их неочищенными на рельеф местности;

аварийных разливов нефти в ходе испытания скважин или в результате порывов трубопроводов;

перетоков нефти минерализованных вод по затрубному пространству некачественного цементирования.

Технология подготовки нефти непрерывна. Остановка оборудования может повлечь за собой аварийную ситуацию на объекте, поэтому, например, при неблагоприятных метеорологических условиях вводится первый режим работы предприятия.

Одной из основных задач, намечаемых при разработке месторождений, является объединение экологически чистых и энерго-, ресурсосберегающих технологий.

Предполагается реализовать программу наблюдения за скважинами, которая позволит обнаружить и предотвратить миграцию жидкости в результате некачественной первичной цементации за обсадной колонной, повреждения труб, пакеров внутри обсадной колонны и повреждения эксплуатационной колонны.

Использование при бурении скважин наиболее современной технологии обеспечит охрану недр и рациональное использование запасов сырья за счёт:

уменьшения повреждения пласта;

изоляции и защиты пластов от дренажа и потерь;

повышения производительности скважин с целью уменьшения их числа;

сокращения числа площадок под кусты за счёт увеличения отходов забоев скважин от вертикали;

использование технологии многопластового освоения скважин (в результате достигается уменьшение количества скважин с первоначально предполагаемого числа до значительного сокращения их количества);

формирования линейных коммуникаций в коридоры минимальной толщины, располагающиеся, как правило, вдоль автомобильных дорог;

гидромеханизированной разработки карьеров песка на большую глубину, позволяющую за счёт увеличения глубины разработки уменьшить площадь нарушаемых земель.

Использование передовых технологий по сбору, транспорту и подготовке нефти, газа и воды, обеспечивающее снижение ущерба окружающей среде состоит в:

отказе от потребления пресных вод открытых источников (рек, озёр) для нужд ППД;

использование газлифтного способа добычи нефти;

создание централизованных пунктов переработки нефти, которые приводят к сокращению протяженности коррозионно-опасной системы нефтесбора и снижение коррозионно-опасных участков напорных нефтепроводов и увеличение участков напорных нефтепроводов мало агрессивной товарной нефти;

Исключается размещение нефтегазопромысловых объектов на участках:

спелого и перестойного высокоствольного сильно захламлённого леса с преобладанием или значительным содержанием темнохвойных пород, являющихся местами локализации основного воспроизводства популяций соболя и белки;

перехода спелых сосновых и сосновых с кедром лесов в сосново-рямовые комплексы, являющиеся местами размещения глухариных токовищ.

.2 Чрезвычайные ситуации

Возможные ЧС, которые могут произойти на объекте:

Природные ЧС:

обводнённость

сильные морозы

Техногенные ЧС:

утечка нефти, утечка паров газа, пожар, взрыв.

При проведении различных ремонтов скважины велика вероятность выброса пластовых флюидов, которые характеризуются пожаро- и взрывоопасностью. При проведении спуско- подъемных работ, возможно газопроявление. При определённой концентрации и возникновении искрения в неисправных электрических приборах, газовоздушная смесь взрывается. Взрывоопасная концентрация возникает в результате выделения большого количества газа и отсутствии смены воздушной массы в этой области.

Рассчитаем вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси. Исходные данные приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Исходные данные

количество газа (Q), м3	15
плотность газовоздушной смеси (q), гр/м3	0,8
количество газовоздушной смеси (V), м3	130
концентрация газа (с), %	15

Для расчета понадобится количество газа в тоннах, для этого найдем массу газовоздушной смеси, (т):

М = V * q; (6.1)

для нашего значения масса равна 104*10 т.

Радиус зоны действия детонационной волны (первая зона) рассчитывается по формуле, (м):

R=1,75*М; (6.2)

В пределах этой зоны избыточное давление взрыва Рф составляет 1700 кПа.

Следующая зона (вторая зона), которая имеет большую площадь, действия продуктов взрыва. Радиус этой зоны рассчитывается по формуле, (м);

R1=1,7R; (6.3)

В нашем случае величины R и R1 соответственно равны 0,85 и 1,44 м. В первую зону попадает рабочая площадка и вышка подъемного агрегата, во вторую - платформа агрегата. Избыточное давление на фронте ударной волны во второй зоне равен, (кПа):

Рф1=1300(R/r)+50; (6.4)

где r - расстояние от платформы до центра взрыва, 1,5 м.

Следующая зона от центра взрыва - зона ударной волны. Радиус этой зоны еще больше.

Рассчитаем избыточное давление на фронте ударной волны у, ближайшего к центру взрыва, вагона-домика (кПа). Оно рассчитывается по следующей формуле:

Р02=22; (6.5)

где r1 - расстояние до вагона-домика, 30 м.

Это давление равно 0,5 кПа. А радиус зона смертельного поражения людей определяют по формуле, (м):

Rсм=30*М; (6.6)

Расчеты результатов представлены в таблице 6.2

Таблица 6.2 Вероятные параметры ударной волны при взрыве

Наименование параметра	Единицы измерения	Значения
Радиус зоны:
Детонационная волна	м	0,85
Действия продуктов взрыва	м	1,50
Смертельного поражения	м	1,4
Избыточное давление во фронте:
Детонационной волны	кПа	1700
Ударной волны во второй зоне	кПа	1252
Ударной волны у вагона-домика	кПа	0,5

Данный расчет показывает, что при взрыве 130 м3 газовоздушной смеси, смертельная опасность угрожает человеку в зоне с радиусом 1,4 м от эпицентра. Сильное разрушительное воздействие ощутят на себе подъёмный агрегат и наземное оборудование прилегающих скважин, в результате этого возможна аварийная ситуация с открытым фонтанированием. Избыточное давление в этой зоне предположительно будет равно 1252 кПа. Люди, находящиеся на рабочей площадке, погибнут, так как рабочая площадка попадает в зону действия детонационной волны, давление на фронте которой составляет порядка 1700 кПа. Персонал, который во время взрыва будет находиться в домике-вагоне, не пострадает, так как избыточное давление на фронте волны в этом месте будет составлять примерно 0,5 кПа. После взрыва возможно появление пожара на подъёмном агрегате, на приёмных мостках и соседних скважинах. При этом средства ликвидации находятся на пожарном щите, расположенном на инструментальной будке. В целом компоновка расположения оборудования предотвращает повторные взрывы и пожары.

.3 Взрывопожаробезопасность

При выполнении работ во взрыво или пожароопасных помещениях указываются их категории, согласно НПБ 105-95 (А,Б,В-1-В-4); степени огнестойкости зданий; противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями; проезды для техники и пожарных машин; расположение основных и вспомогательных въездов на территорию объекта. Для взрыво- и пожароопасных зон в помещениях или на открытых установках указываются классы зон по ПУЭ: взрывоопасные ( В-I, В-Iа, В-Iб, В-Iг, В-II, В-Iiа) и пожароопасные (П-I, П-II, П-IIа, П-III); категории (IIА, IIВ, IIС) и группы (Т1, Т2, Т3, Т4, Т5, Т6) взрывоопасных смесей.

Для предотвращения образования взрывоопасных концентраций продуктов в помещениях и других закрытых местах на нефтегазодобывающих предприятиях осуществляют герметизацию оборудования и всех путей передвижения нефти и газа, устраивают эффективную вентиляцию в помещениях, а также проводят мероприятия по предотвращению появления огня во взрывоопасных местах.

В качестве огнегасительных веществ применяют воду в виде струй, пара или в распылённом состоянии, твердые вещества (песок, кошмы), инертные газы (азот, двуокись углерода), галоидопроизводные составы, пены (химическая и воздушно-механическая).

Пожар можно ликвидировать механическим воздействием на пламя, изоляцией его от воздуха, охлаждением или удалением горючих веществ из очага горения. Для этой цели используют огнегасительные вещества и противопожарное оборудование: водяные гидранты, шланги, стволы, пеногенераторы, пенокамеры, пенозакидные мачты и др.

У скважин и других объектов должен быть первичный инвентарь для пожаротушения: ящики с песком, лопаты, совки, ломы, топоры, кошма и огнетушители пенные (ОП-5) и углекислые (ОУ-2, ОУ-5). Этот инвентарь используется только по прямому назначению. Обслуживающий персонал должен уметь его эффективно применять.

.4 Выводы

Заложенные в проекте технические решения соответствуют требованиям нормативных документов. При соблюдении правил техники безопасности и графика профилактических работ, является безопасным производством для жизнедеятельности человека и экологии.

Автоматизация системы управления технологическим процессом на УЭЦН позволяет сократить число аварий за счёт срабатывания технологических зашит и блокировок.

Заключение

Разработана система контроля, управления и диспетчеризации куста скважин. Осуществлен выбор аппаратных средств нижнего и верхнего уровня, средств передачи данных.

В системе использованы современные преобразователи и датчики нижнего уровня, отвечающие требованиям автоматизации.

Система построена на базе контроллера SCADAPack фирмы Control Microsystems. Применение данного контроллера позволяет выполнять следующие функции: сбор и обработку аналоговых и цифровых сигналов датчиков, выдачу управляющих воздействий на различные механизмы, обмен информацией с верхним уровнем управления.

Написана программа управления для контроллера на языке С.

Передача данных в системе осуществляется по Radio Ethernet каналу, с помощью устройств Motorola Canopy.

Разработан верхний уровень управления - рабочее место оператора в SCADA-пакете Trace Mode 6.0.5. На этом уровне реализуются следующие функции: отображение, регистрация, управление и регулирование параметров технологического процесса, аварийная сигнализация, обработка и хранение информации, формирование и вывод на экран монитора оперативных данных в виде мнемосхем, трендов.

Произведены необходимые расчеты, оценка экономической эффективности проекта, а также оценка безопасности и экологичности проекта.

Следует отметить, что с течением времени данная система будет морально и физически устаревать, так как технические и программные средства постоянно обновляются и совершенствуются.

Для создания проекта применялись программы MS Word2003, MS Visio, AutoCAD2007, Trace Mode 6.05.

Список использованных источников

1 Безопасность жизнедеятельности: Учебное пособие под ред. к.т.н., профессора В.Д. Шантарина и к.т.н., доц. Г.В. Стариковой - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - 278 с.

Веревкин А.П., Ельцев И.Д., Кирюшин О.В., Зозуля Ю.И.. Интеллектуализация управления системой поддержания пластового давления / Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2007 - №4.

Зозуля Ю.И., Кизина И.Д., Алабужев В.А.. Интеллектуальный нефтепромысел реального времени: что под ним понимать и как его создавать / Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2007 - №4.

Инструкция Госналогслужбы РФ от 10 августа 1995 г. №37 «О порядке исчисления и уплаты в бюджет налога на прибыль предприятий и организаций».

Мурыжников А.Н., Хамадиев Р.М., Мурыжников А.А.. Совершенствование автоматизированных систем передачи параметров добычи нефти / Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2007 - №4.

ОАО «АК ОЗНА». УСТАНОВКА АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ГРУППОВАЯ «СПУТНИК АМ40». Руководство по эксплуатации. 2002, 17 с.

Производственный шум ГОСТ 12,1.003 - 83 и СП 3223 - 85.

СанПиН 2.22.542 - 96.

9 Свердлов Г.М., Ягудин Р.Ю. Технологические объекты нефтедобывающих предприятий и их автоматизация М., «Недра», 1975, 216 с.

Соловьев И.Г., Говорков Д.А., Фомин В.В.. Технология адаптивного наблюдения глубинных состояний гидродинамики нефтяных скважин / Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2007 - №8.

Соловьев И.Г., Ведерникова Ю.А. Разработка и использование гидродинамических моделей скважинных систем, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов/ Вестник кибернетики. Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, 2002. Вып. 1. с.85-91.

Соловьев И.Г., Фомин В.В. Математическое моделирование гидродинамических параметров скважинной системы оборудованной УЭЦН в режиме освоения скважины после глушения./ Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Материалы 4-ой Всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2004, с.111-113.

Справочная документация по пакету Trace Mode 6.05.

Техническая документация фирмы Control Microsystems.

15 Фомин В.В. Разработка программно-эмитационного комплекса освоения скважины механизированной УЭЦН после глушения на основе математического моделирования гидродинамических параметров системы «пласт - скважина - насосная установка»

Приложение А

(Рекомендательное)

Список используемых сокращений

SCADA -диспетчерское управление и сбор данных (Supervisory Control and Data Acquisition);

АРМ - автоматизированное рабочее место;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процеесом;

БД - база данных;

БГ - блок гребёнки;

ГЗУ - групповая замерная установка;

КИП и А - контрольно измерительные приборы и автоматика;

ПЛК - программируемый логичекий контроллер;

ПО - программное обеспечение;

ПЭД - погружной электродвигатель;

СНиП - строительные нормы и правила;

СУБД - система управления базами данных;

УСО - устройство связи с объектом;

ЦДП - центральный диспетчерский пункт;

ШГН - штанговый глубинный насос;

ЭЦН - электрический центробежный насос.

Приложение Б

(Обязательное)

Функциональная схема автоматизации

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(Обязательное)

Таблица КиП

Наименование сигнала

Единицы измерения

Обозначение

Пределы изменения параметра

Тип датчика, прибора

Пределы измерения датчика, прибора

Диапазон выходного/ входного сигнала

Класс точности

Давление на устье

МПа

РТ

0-20

Метран-100-ДД

0-100

4-20 мА

1,0

Зд 1 на входе ЭЦН - закрыта

NSHA

контакт

24 В

Зд 1 на входе ЭЦН - открыта

NSHA

контакт

24 В

Зд 1 на входе ЭЦН - закрыть

NSHA

контакт

24 В

Зд 1 на входе ЭЦН - открыть

NSHA

контакт

24 В

Зд 2 на входе ЭЦН - закрыта

NSHA

контакт

24 В

Зд 2 на входе ЭЦН - открыта

NSHA

контакт

24 В

Зд 2 на входе ЭЦН - закрыть

NSHA

контакт

24 В

Зд 2 на входе ЭЦН - открыть

NSHA

контакт

24 В

Буферное давление

МПа

РТ

0-20

Метран-100-ДД

0-100

4-20 мА

1,0

Зд 3 на входе ЭЦН - закрыта

NSHA

контакт

24 В

Зд 3 на входе ЭЦН - открыта

NSHA

контакт

24 В

Зд 3 на входе ЭЦН - закрыть

NSHA

контакт

24 В

Зд 3 на входе ЭЦН - открыть

NSHA

контакт

24 В

Температура на выходе ЭЦН

°С

-50 100

ТСМ Метран-253(50М)

-50…150

4-20 мА

1,0

Давление в линии

МПа

0-20

Метран-100-ДД

0-100

4-20 мА

1,0

Расход жидкости на выходе ЭЦН

м³/ч

Метран-360

0-30

4-20 мА

0,2

Давление на выходе ЭЦН

МПа

РТ

0-20

Метран-100-ДД

0-100

4-20 мА

1,0

Состояние скважины

KSA

0-20

Станция управления Электон-07-800

24 В

Контроль параметров и управление по интерфейсу

KSA

0-20

Станция управления Электон-07-800

Кустовая трансформаторная подстанция

Ток фазы

Преобразователь тока ПТ-150

0…150

4-20 мА

1,5

Линейное напряжение

Датчик напряжения ДН350Н3

0…4000

4-20 мА

1,5

Фазное напряжение

Датчик напряжения ДН350Н3

0…4000

4-20 мА

1,5

Приложение Г

(Обязательное)

Таблица Г1 - Таблица RTU

Обозначение	Шифр модуля		Номер порта	Номер контакта		Описание сигнала
1	2		3	4		5
A1	SCADAPack controller 5601		P4 Дискретный вход	1		Зд 1 на входе ЭЦН - закрыта/открыта
				2		Зд 2 на входе ЭЦН - закрыта/открыта
				3		Зд 3 на входе ЭЦН - закрыта/открыта
				4		Состояние скважины
				5		Резерв
				6		Резерв
				7		Резерв
				8		Резерв
			P5 Дискретный выход	1		Зд 1 на входе ЭЦН - закрыть/открыта
				2		Зд 2 на входе ЭЦН - закрыть/открыта
				3		Зд 3 на входе ЭЦН - закрыть/открыта
				4		Контроль параметров и управление по интерфейсу
				5		Резерв
				6		Резерв
				7		Резерв
				8		Резерв
		P6 Аналоговый вход		1	Буферное давление
				2	Температура на выходе ЭЦН
				3	Давление в линии
				4	Расход жидкости на выходе ЭЦН
				5	Давление на выходе ЭЦН
				6	Ток фазы
				7	Линейное напряжение
				8	Фазное напряжение

Приложение Д

(Обязательное)

Интерфейс программы

Рисунок Д5 - Окно кустов

Рисунок Д6 - Окно скважины с ЭЦН

Рисунок Д7 - Окно тренда

Рисунок Д8 - Окно отчета тревог

Приложение Е

(Обязательное)

Информационная модель системы

скважина кустовой контроллер

Приложение Ж

(Обязательное)

Фрагмент программы контроллера

reception (unsigned character, unsigned error)

{_buf[tek_index]=character;

/*(MODBUS,43129+tek_index,character);

*/_index++;(tek_index>999) tek_index=0;

}time_zam :

{();();;

}(time_zam|const_zam) :

{();();;

}(time_zam|reg_zam) :

{();();;

}(time_zam|nem_zam) :

{();();;

}incr_psm :

{_resource(IO_SYSTEM); (0,dbase(MODBUS,41742),0);_resource(IO_SYSTEM); _faza (retn_psm,tim_retn); ;

} /* case incr_psm : */retn_psm :

coun_psm++;

Приложение И

(Обязательное)

Сравнительные таблицы датчиков

Технические характеристики	Метран-100ДИ	EJA430A	Метран-100-ДД	Метран-55-ЛМК 331	ДИД1
Диапазон измеряемых давлений	0,04кПа-40МПа	0-14МПа	0-100МПа	0-6МПа	0-2,5МПа
Предел допускаемой погрешности	0,1%	0,1%	0,1%	0,5%	0,25%
Выходной сигнал	4-20мА	4-20мА	4-20мА	4-20мА	4-20мА 0-5мА
Взрывозащищённость	ExiallCT5X,ExiIICT6X	ExiIICT6X	ExiaIICT5X	ЕхiallCТ4	1ExibIIBT5 X
Степень защиты от пыли и воды	IP65	IP67	IP65	IP65, IP67, IP68	IP68
Температура окружающей среды	Минус 40…70°C	Минус 40…85°C	Минус 40…70°C	Минус 25…150°C	Минус 40…75°C
Гарантийный срок службы	3 года	Не указан	15 лет	3 года	10
Межповерочный интервал	3 года	3 года	3 года	2 года	2 года
Напряжение питания	12-42В	10-32В	12-36В	10-28В	12В
Масса	1,5кг	3,9кг	1,2кг	0,4кг	1,2кг
Цена	19140руб	1500 €	12990руб	12360	14200руб

Продолжение приложения И

Технические характеристики	ТСМ Метран-253(50М)	ТСП Метран-255(50П)	Метран-200Т	ТС-200
Измерение среды	Жидких и газообразных неагрессивных и агрессивных среды	Жидких и газообразных неагрессивных и агрессивных среды	Сыпучие вещества, газообразные, жидкие среды	Газообразные, жидкие сыпучие среды
Диапазон измеряемых температур	минус 50…150°С	Минус 50…500°С	Минус 50…100°С	минус 50…200°С
Предел допустимой основной погрешности	0,1%	0,1%	0,5%	0,1
Степень защиты от пыли и воды	IP65 по ГОСТ14254	IP65 по ГОСТ14254	Не указана	Не указана
Взрывозащищенность	1ExdllCT6X	1ExdllCT6X	Exiallc по ГОСТ 227825	Не указана
Температура окружающей среды	минус 45…60°С	минус 45…60°С	Не указана	Не указана
Гарантийный срок службы	18 месяцев	18 месяцев	Не указан	18 месяцев
Срок службы	Не менее 8 лет	Не менее 8 лет	Не указан	10 лет

Продолжение приложения И

Технические характеристики	Метран-350	Метран-360	Расходомер модели 8800	Расходомер модели 3095MV
Измерение среды	Жидких и газообразных неагрессивных и агрессивных среды	Жидких и газообразных неагрессивных и агрессивных среды	Жидких и газообразных неагрессивных и агрессивных среды	Жидких и газообразных неагрессивных и агрессивных среды
Диапазон измеряемой расходометрии	0-10МПа	0-30МПа	0-3,5МПа	0-25МПа
Предел допускаемой погрешности	1%	0,5%	0,5	1%
Выходной сигнал	4-20мА	4-20мА	4-20мА	4-20мА
Взрывозащищённость	ExdsllC5X	ExibllCT3	ExdsllC5X	1ExibllCT5Х
Степень защиты от пыли и воды	IP65 по ГОСТ14254	IP66	IP65 по ГОСТ14254	IP65 по ГОСТ14254
Температура окружающей среды	Минус 40…85°C	Минус 40…60°C	Минус 50…85°C	Минус 40…85°C
Гарантийный срок службы	10 лет	18 лет	10 лет	8лет
Межповерочный интервал	2 года	4 года	2 года
Напряжение питания	11-55В	18-100В	8-42В	11-55В
Масса	3,9кг	8,5кг	4кг	3,5
Цена	19140руб	19900	11760	18790

Проектирование АСУ ТП куста скважин, механизированных УЭЦН Северо-Покурского месторождения

Проектирование АСУ ТП куста скважин, механизированных УЭЦН Северо-Покурского месторождения

Похожие работы на - Проектирование АСУ ТП куста скважин, механизированных УЭЦН Северо-Покурского месторождения