Смекни!
smekni.com

«Компьютеризация процессов проектирования обустройства и разработки месторождений» (стр. 1 из 2)

Федеральное агентство по образованию

Государственное профессиональное учреждение

Высшего профессионального образования

Томский политехнический университет

Кафедра информатики

и проектирования систем

Реферат на тему «Компьютеризация процессов проектирования обустройства и разработки месторождений»

Выполнила: Романенко Вероника

Принял: доцент, к.т.н. Хамухин А.А.

Томск - 2006

Содержание

Содержание.. 2

Введение.. 3

1.Автоматизация объектов нефтегазодобычи.. 4

2.Банк данных-основа при компьютеризации процессов проектирования обустройства и разработки месторождений.. 8

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 12

Список использованной литературы.. 13

Введение

Сегодня создание и использование постоянно-действующих геолого-технологических моделей месторождений (ПДГТМ) является одним из основных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных месторождений. С помощью ПДГТМ появляется возможность отслеживать в динамике выработку запасов нефти и оперативно управлять текущими запасами; на ранних стадиях разработки группировать запасы в соответствии с оптимальными для их извлечения технологиями и также выбирать наиболее оптимальные мероприятия и объекты воздействия с оценкой эффективности различных вариантов до их реализации; осуществлять оперативное, экономически обоснованное управление разработкой и ее коррекцию на различных этапах; проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и снижения затрат на добычу нефти системы разработки; обосновывать стратегию доразведки и доразработки месторождения и составлять соответствующий проектный документ для представления на ЦКР, ГКЗ и ТКР.
Все разрабатываемые ПДГТМ должны создаваться с использованием новейшей вычислительной техники и развитого, современного программного обеспечения к ней, позволяющего оперировать с геолого-технологической и экономической информацией, как статической, так и динамической.

Современные технологии управления разработкой и эксплуатацией нефтегазовых месторождений компании Roxar Software Solutions: IRAP RMS и TEMPEST предназначены для автоматизации и оптимизации процессов создания, анализа и актуализации постоянно-действующих геолого-технологических моделей месторождений для каждого объекта разработки (горизонт, пласт или их группа), прогнозирования технологических показателей, оптимизации разработки.[2] Содержание

1.Автоматизация объектов нефтегазодобычи.

Автоматизация объектов нефтегазодобычи представляет собой АСУ ТП с локальными системами контроля и управления, а также ОТ АСУ в части решения технологических задач основного производства.

Основными показателями, определяющими экономическую целесообразность затрат на разработку, внедрение и эксплуатацию средств и систем автоматизации являются:

  • Годовой экономический эффект
  • Прирост прибыли
  • Срок окупаемости капитальных вложений

Основными источниками экономической эффективности автоматизации объектов нефтегазодобычи являются:

Увеличение текущей добычи нефти и газа за счёт:

  • Уменьшения простоев фонда нефтяных скважин
  • Сокращения потерь нефти, газа и воды за счёт оптимизации режимов сепарации, обезвоживания, обессоливания и раннего обнаружения порывов системы нефтегазосборных сетей.
  • Оптимизации процесса добычи.


Теоретически любой процесс нефтегазодобычи можно вести на неавтоматизированном оборудовании с ручным управлением при непосредственном участии человека, однако такое управление по сравнению с автоматизированным, кроме значительных затрат "живого" труда и других ресурсов, приводит к снижению производительности оборудования и качества продукции.
Целью автоматизации технологических и производственных процессов является более полное использование потенциальных возможностей, заложенных в технологии и управлении и прежде всего:
Наиболее полное извлечение нефти из продуктивных пластов с установленными технико- экономическими показателями; повышение производительности оборудования; сокращение обслуживающего персонала; сокращение потерь всех видов ресурсов; улучшение качества подготовки нефти, газа, воды, которые позволяют получить экономический эффект по сравнению с базовыми вариантами автоматизированного технологического комплекса или неавтоматизированным производством.
Для конкретных нефтегазодобывающих предприятий в качестве самостоятельных целей автоматизации используются один или несколько технических, технико-экономических или экономических показателей.

Для технологических процессов бурения скважин:

  • Увеличение скорости бурения;
  • Минимизация отклонений траектории ствола скважины от проектной;
  • Увеличение точности попадания забоя скважин в заданный круг допуска;
  • Повышение надёжности крепления скважин;
  • Сокращение затрат на сооружение скважин;

Для технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа:

  • Свести к минимуму остановки в добыче нефти и отправке продукции с промысла. Эта цель предполагает сокращение простоев нефтяных скважин и другого оборудования, приводящая к текущей добычи нефти;
  • Исключить необходимость постоянного присутствия обслуживающего персонала на удалённых объектах, что можно достичь повышением уровня автоматизации и телемеханизации объектов. Цель направлена на сокращение обслуживающего персонала;
  • Повысить эффективность использования персонала, направляемого на обслуживание удалённого оборудования, что можно достичь увеличением объёма информации о причинах аварийной остановки и направить тех специалистов, которые могут сразу устранить причину остановки. Цель направлена на сокращение транспортных расходов, трудозатрат и увеличение текущей добычи нефти;
  • Повысить безопасность работы обслуживающего персонала, путём обнаружения отклонений режимных параметров оборудования и его отключения;
  • Уменьшить число и тяжесть аварий, связанных с выходом из строя технологического оборудования, путём автоматического контроля за параметров диагностики и отключения оборудования при их отклонении. Цель направлена на сокращение ремонтов, электроэнергии и т.д.;
  • Повысить эффективность работы персонала, занятого сбором, анализом информации и лиц, ответственных за принятие решений;
  • Уменьшить потери нефти, газа и воды, путём их достоверного учёта;
  • Уменьшить удельный расход реагентов, воды и электроэнергии на одну тонну добываемой нефти с учётом обводнённости продукции скважин; [1]

Эти цели достигаются переводом на автоматическое выполнение управляющих и вспомогательных функций технологических процессов и оборудования, которые в данном случае будут называться функциями автоматизированной системы управления.

В соответствии с научно- технической концепцией автоматизации технологических процессов и автоматизированного управления в нефтяной промышленности принята следующая классификация систем управления:

  • СУ-0 - системы управления (автоматические) технологическими агрегатами (блоками).
  • СУ-1 - системы управления (автоматические) технологическими объектами (установками).
  • СУ-2 - системы управления цехами.
  • СУ-3 - структурными единицами (предприятиями).
  • СУ-4 - системы управления производственными объединениями.

Системы управления СУ-0 и СУ-1 выполняют функции автоматизации технологических процессов: измерение технологических параметров и параметров ; управление агрегатами (пуск- останов)
На этих уровнях управления осуществляется автоматическое сведение балансов ресурсов, необходимых для ведения технологических процессов и фактически расходуемых путём автоматического регулирования заданных значений технологических параметров: температуры, уровня, уровня раздела фаз, расхода и соотношения расходов материальных потоков, а также качественных показателей материальных потоков.
При этом экономия ресурсов получается за счёт более точного баланса средствами автоматизации.
Кроме того, выполняемые на этих уровнях управления функции аварийного отключения и автоматической диагностики оборудования позволят получить экономию за счёт сокращения времени простоя оборудования и стоимости ремонтных работ; функции автоматического включения резерва и самозапуска насосных агрегатов при кратковременных отключениях электроэнергии позволяют получить экономию трудозатрат и увеличить коэффициент эксплуатации оборудования; функции оперативного контроля состояния оборудования позволяют через функции управления верхнего уровня уменьшить время простоя и сократить трудозатраты и транспортные расходы за счёт расшифровки причин остановок оборудования а также путём функций интеллектуального анализа возникшей ситуации, подсказок по действиям технологическому персоналу и ведению базы знаний.
Системы управления СУ-2, СУ-3, СУ-4 выполняют функции: сбора и обработки информации с систем управления с систем нижнего уровня; учёта и контроля состояния оборудования, технологических режимов и выполнения плановых заданий; расчёта оптимальных режимов, работы агрегатов, установок, сетей и их реализации техническими средствами СУ-0 и СУ-1; расчёта оптимального режима разработки месторождения, текущего плана производства и плановых заданий по объектам, цехам и предприятию, обеспечивающих оптимальное использование капитальных вложений, материальных, энергетических и трудовых ресурсов; управление техническим обслуживанием и ремонтом оборудования; управление всеми видами ресурсов; ведение плановых, учётных и отчётных документов.
Выполнение этих функций даёт экономию за счёт автоматизации управления всеми видами ресурсов и оптимизации процесса разработки месторождения и технологических режимов.
Отметим, что если полученная информация или решаемая функция не имеет обратной связи через объект, т.е. на основе принятых решений не осуществляется воздействие на объект с помощью ресурсов, или не контролируется результат воздействия, то такая автоматизация экономического эффекта не даёт, и как правило, недостаточно эффективна или совсем убыточна. [1]