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

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

Кобi - стоимость оборудования, используемого при проверке системы на работоспособность, р. ;

n - количество единиц оборудования, шт.;

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

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

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

А = Кобi Наi Тпримi/100 ,	(4.38)

где: Hai - 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:

Нризг = Тм З0 (1 + Кд) (1 + Кр) Кнризг ,	(4.39)

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

Нризг = 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: Sпр - проектная себестоимость изделия, р.;

Sуз - себестоимость ведущего узла вновь спроектированного изделия, р. ; Ууз - удельный вес подобного узла в себестоимости аналогичного изделия, % ;

kизд - 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: Sc - затраты по данной статье, р.;

Ус - 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: Цб - цена баллового изделия, р.;

С - стоимостная оценка одного балла;

i - номер параметра;

n - количество учитываемых параметров;

Бi - балловая оценка улучшения i-го параметра на единицу;

xi - 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 = Сэл + Сзп + Срем + Са ,	(4.43)

где Сэл - затраты на электроэнергию, потребляемую системой, р.;

Cзп - зарплата обслуживающего персонала с начислениями, р.;

Cрем - затраты на ремонт, р.;

Cа - 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:

Cэл = N Цэл Тзад Кинт ,	(4.44)

где: N - мощность, потребляемая системой, кВт;

Цэл - стоимость одного кВтч электроэнергии, р.;

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

Кинт - коэффициент интенсивного использования мощности оборудования.

Подставив данные из таблицы 4.9 в формулу (4.44), получим годовые затраты на электроэнергию действующего варианта системы:

Cэл = 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:

Cзпп = 12 З03 (1 + Кпр) (1 + Кр) (1 + Кнс),	(4.45)

Подставив данные из таблицы 4.9 в формулы (4.43) получим затраты на заработную плату персонала (Cзпп):

Cзпп = 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:

Cпр = (Кобор Кпр)/100 ,	(4.46)

где: Кобор - балансовая стоимость устройства, р.;

Кпр - норма отчислений на ремонт, %.

Подставив данные из таблицы 4.9 в формулу (4.44), получаем годовые затраты на ремонт:

Cпр = (19 203 845 2)/100 = 376 691,58 р.

Расчет затрат на амортизацию оборудования:

Затраты на амортизацию оборудования находим по формуле :

Cа = (Кобор На)/100,	(4.47)

где: Кобор - балансовая стоимость оборудования, р.;

На - норма амортизационных отчислений, % .

Подставив данные из таблицы 4.9 в формулу (4.47) получим годовые эксплуатационные затраты на амортизацию оборудования:

Cа = (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.

4.3 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.

4.4 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 = ЭН + ЭЭЛ.ЭН. + ЭРЕМ + ЭЗП

ЭН = 119 574 0000,1 = 11 957 400 р.;

ЭЭЛ.ЭН. = 133 279,020,25 = 13 327,9р.;

ЭРЕМ = 376 691,58 0,1 = 37 669,16 р.;

ЭЗП = 44 579 808 0,25 = 11 144 952 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:

ТОК = 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, ВНР80%.

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

5.1 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.

5.2 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

5.4 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	оптимальная, не более	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 27С	0,2	0,1-0,3

5.5 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.

5.6 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

6.1 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.

6.2 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.

6.3 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.

6.4 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.

2 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.

3 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.

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

5 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.

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

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

8 СанПиН 2.22.542 - 96.

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

10 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.

11 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.

12 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.

13 Справочная документация по пакету Trace Mode 6.05.

14 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

DI

DO

AI

AO

FI

Тип датчика, прибора

Пределы измерения датчика, прибора

Диапазон выходного/ входного сигнала

Класс точности

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

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

TT

-50 100

+

ТСМ Метран-253(50М)

-50…150

4-20 мА

1,0

Давление в линии

МПа

PT

0-20

+

Метран-100-ДД

0-100

4-20 мА

1,0

Расход жидкости на выходе ЭЦН

м3/ч

FT

+

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

А

EI

+

Преобразователь тока ПТ-150

0…150

4-20 мА

1,5

Линейное напряжение

В

EI

+

Датчик напряжения ДН350Н3

0…4000

4-20 мА

1,5

Фазное напряжение

В

EI

+

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

void reception (unsigned character, unsigned error)

{

ascii_buf[tek_index]=character;

/*

setdbase(MODBUS,43129+tek_index,character);

*/

tek_index++;

if (tek_index>999) tek_index=0;

}

case time_zam :

{

debit();

poisk();

break;

}

case (time_zam|const_zam) :

{

debit();

poisk();

break;

}

case (time_zam|reg_zam) :

{

debit();

poisk();

break;

}

case (time_zam|nem_zam) :

{

debit();

poisk();

break;

}

case incr_psm :

{

request_resource(IO_SYSTEM);

setdbase(0,dbase(MODBUS,41742),0);

release_resource(IO_SYSTEM);

set_faza (retn_psm,tim_retn);

break;

} /* case incr_psm : */

case 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…70C	Минус 40…85C	Минус 40…70C	Минус 25…150C	Минус 40…75C
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…150С	Минус 50…500С	Минус 50…100С	минус 50…200С
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…60С	минус 45…60С	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

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
•  4 

дипломная работа "Проектирование АСУ ТП куста скважин, механизированных УЭЦН Северо-Покурского месторождения" скачать

Подобные документы

• Выбор технических средств для системы сбора данных и управления и разработка программы на базе SCADA "Genie"

  Программа в среде Genie. Сбор данных о технологическом процессе. Функциональные возможности и технические характеристики аппаратных средств. Экранные формы интерфейса оператора рабочей программы. Функциональные блоки стратегии, отображения и управления.
  
  курсовая работа [3,2 M], добавлен 13.03.2012
  

• Разработка базы данных "Внутренняя организация театра"

  Выбор программных и аппаратных средств для создания базы данных. Описание структуры программы. Описание разработки приложения. Подключение к базе данных, выполняемое с помощью компонента ADOConnectio. Создание средств защиты информации в программе.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 16.02.2015
  

• Анализ и оценка протоколов передачи данных нижнего уровня на примере стека TCP/IP

  Особенности организации передачи данных в компьютерной сети. Эталонная модель взаимодействия открытых систем. Методы передачи данных на нижнем уровне, доступа к передающей среде. Анализ протоколов передачи данных нижнего уровня на примере стека TCP/IP.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 07.08.2011
  

• Автоматизированная система правового сопровождения кредитования юридических лиц

  Автоматизация системы правового сопровождения кредитования юридических лиц. Особенности проектирования структуры базы данных, выбор средств управления, программирования. Разработка пользовательского интерфейса. Расчет экономической эффективности проекта.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 02.03.2010
  

• Интернет-приложение поиска транспортных средств для туристов

  Сокращение времени поиска транспортных средств для туристов, путешествующих автостопом, разработка интернет-приложения: выбор системы управления базы данных и языков программирования; информационная и логическая архитектура приложения; расчет затрат.
  
  дипломная работа [834,2 K], добавлен 15.02.2013
  

• Scada-система

  Определение и общая структура Scada. Структура системы Trace mode. Административный уровень системы. Средство блокирования троянских программ. Способы защиты Scada-системы. Разработка средств обнаружения и выполнения автоматического карантина файлов.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 10.04.2017
  

• Разработка приложения для предметной области базы данных "Адресная Книжка" с применением языка программирования Delphi 7

  Главные составные части среды программирования. Требование к надежности, к составу и параметрам технических средств. Табличные базы данных. Выбор и обоснование выбора системы управления базами данных. Высокопроизводительный компилятор в машинный код.
  
  курсовая работа [793,5 K], добавлен 31.01.2016
  

• Разработка информационной подсистемы "Склад" ООО "Минтком"

  Проектирование функциональной структуры подсистемы "Склад". Даталогическое проектирование информационной базы данных и описание применяемых средств защиты информации. Особенности работы с NET Framework. Расчет экономической эффективности проекта.
  
  дипломная работа [5,6 M], добавлен 29.06.2011
  

• Разработка web-сайтов

  Анализ аппаратных и программных средств предприятия ТОО "Alicesystems", занимающегося разработкой web-сайтов. Выбор структур, топологий и технологий разработки системы. Технологии создания сайтов и выбор площадки. Описание программно-аппаратных средств.
  
  отчет по практике [690,9 K], добавлен 29.05.2015
  

• Проектирование базы данных "Аудиотека"

  Анализ и оценка эффективности существующей системы обработки информации. Выбор технических и программных средств. Описание этапов проектирования базы данных "Аудиотека" и ее особенностей. Разработка инфологической модели и программного приложения.
  
  курсовая работа [877,9 K], добавлен 06.06.2013
  

Другие документы, подобные "Проектирование АСУ ТП куста скважин, механизированных УЭЦН Северо-Покурского месторождения"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам