Тезисы - Нефтеавтоматика

XV Международная специализированная выставка
«ГАЗ.НЕФТЬ.ТЕХНОЛОГИИ – 2007»
VII Конгресс нефтегазопромышленников России
СЕКЦИЯ А
Организатор - Межрегиональное открытое акционерное общество
«Нефтеавтоматика»
22 мая 2007 г.
г.Уфа
Научно-практическая конференция
АВТОМАТИЗАЦИЯ И МЕТРОЛОГИЯ
В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ
Материалы конференции
Уфа 2007
УДК 681.5:622.276
Автоматизация и метрология в нефтегазовом комплексе/Материалы
конференции// Научно-практическая конференция 22 мая 2007 г.- Уфа:
Нефтеавтоматика. 2007 – 62 с.
Представлены материалы научно-практической конференции «Автоматизация
и метрология в нефтегазовом комплексе», проводимой Межрегиональным открытым
акционерным обществом «Нефтеавтоматика» 22 мая 2007 г. в рамках XV
Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии 2006» и VII
Конгресса нефтегазопромышленников России. Место проведения конференции – г. Уфа,
ул. Кирова, 1, Дом Федерации профсоюзов, Большой зал
© Межрегиональное ОАО «Нефтеавтоматика», 2007
2
А.П. Иванов
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
ОАО «Нефтеавтоматика». Традиции и новации в автоматизации и
метрологии нефтегазовой отрасли
ОАО «Нефтеавтоматика» - один из лидеров нефтегазовой отрасли на рынке
продукции и услуг промышленной автоматизации, интеллектуальных интегрированных
систем управления, метрологии. Всем известно, что с 1970 года и по настоящее время
ОАО «Нефтеавтоматика» является головной организацией метрологической службы
нефтяной промышленности (аттестат о государственной аккредитации № 02.00010-2004
от 20.08.2004) по следующим видам деятельности:
1. Методическое руководство работами по метрологическому (в том числе
нормативному) обеспечению
нефтяной промышленности Департамента ТЭК
Минпромэнерго России;
2. Методическое руководство работами по метрологическому обеспечению
автоматизированных измерительных систем учета нефти и нефтепродуктов, в т.ч.
ведение реестра коммерческих узлов учета нефти и нефтепродуктов;
3. Методическое руководство и проведение работ по метрологическому
обеспечению АСУ ТП в областях нефтедобычи, транспорта и подготовки нефти и газа;
4. Проведение технического обслуживания, ремонта, калибровки и организации
поверки средств измерений для предприятий нефтяной промышленности.
Эксклюзивный поставщик продукции и услуг ОАО «Нефтеавтоматика» - торговый
дом компании «Нефтегазовые системы». ОАО «Нефтеавтоматика» удачно вписывается
в деятельность компании «Нефтегазовые системы» вместе с такими признанными
производственными гигантами как ОАО «Тяжпромарматура», ОАО «Курганхиммаш»,
ОАО ХК «Привод», ООО «Борец», ЗАО «Центрофорс», ООО «Лемаз», ООО «Курганский
кабельный завод». Это объединение потенциала и ресурсов является основой
появления новой продукции и оказания более широкого спектра услуг для предприятий
нефтегазовой отрасли.
ОАО «Нефтеавтоматика» - многопрофильная компания. В ее состав входят
подразделения комплексного проектирования систем измерения количества и
показателей качества нефти (СИКН), АСУ ТП и интегрированных АСУ для предприятий
нефтегазовой
отрасли,
Краснодарский
инженерно-метрологический
центр,
Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика», Серафимовский опытный завод
средств автоматики и телемеханики, Лениногорский учебный центр, наладочные
управления (Уфимское, Нефтекамское, Альметьевское и Западно-Сибирское).
Лениногорский учебный центр обеспечивает подготовку и переподготовку рабочих и
инженерно-технического персонала, аттестацию руководителей и специалистов в
области промышленной безопасности.
Продукция заводов - турбинные расходомеры МИГ и НОРД, влагомеры сырой и
товарной нефти (ВСН и ВТН), пробоотборники нефти и нефтепродуктов (ПРОБА,
МАВИК, СТАНДАРТ), стационарные (АСМА) и транспортабельные (АСМА-Т)
массоизмерительные установки, блочные установки учета нефти (БУУН), блочные
3
распределительные установки для дозирования химреагентов (БР-2,5; БР-10), системы
автоматики технологических процессов объектов - пользуется спросом в нефтяной и
газовой промышленности. ОАО «Нефтеавтоматика» продолжает вести работы по
совершенствованию стационарных и передвижных массоизмерительных установок,
предлагая также решения по модернизации АГЗУ «Спутник».
Системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) – это
традиционная наша продукция для предприятий транспорта нефти и нефтепродуктов,
нефтегазодобычи. По проектам и с использованием оборудования компании ежегодно
строятся и сдаются в эксплуатацию порядка двадцати узлов коммерческого учета
нефти. Наши заказчики – ОАО «АК «Транснефть», АО «Казтрансойл», ОАО «АНК
«Башнефть», ОАО «Татнефть», ОАО «Роснефть», ОАО «Лукойл» и др. нефтяные
компании. В настоящее время филиалами компании проводится техническое
обслуживание более 170 СИКН по всей территории России.
Нашими системами измерения количества и показателей качества нефти
оснащены ряд пунктов приема-сдачи нефти. Они полностью автоматизированы,
интегрируются в корпоративные информационные системы заказчиков, полностью
соответствуют требованиям АК «Транснефть».
В 2006 г. в ОАО «Нефтеавтоматика» создана и продолжает развиваться
программно-информационная платформа для построения
интеллектуальных
интегрированных АСУ реального времени – система «ИНГА». Эту систему мы
рекомендуем нефтедобывающим предприятиям для поддержки реализации программ
ресурсо- и энергосбережения, приведения систем измерений в соответствие с ГОСТ Р
8.615-2005 и получения налоговых льгот в добыче нефти.
В ОАО
«Нефтеавтоматика»
давно ведутся работы по развитию и
совершенствованию информационных технологий анализа балансов материальных и
энергетических потоков в инженерных сетях. Работы находятся на этапе, когда речь
идет не просто о принципах построения этого типа информационных технологий, но и о
стандартизации. А недавняя научная новинка - нейросетевые технологии - становится
нормой
решения задач анализа и диагностики состояния инженерных сетей
нефтегазодобычи и транспорта нефти. Этот факт говорит об очередном шаге
превращения новаций в норму и традицию, что является предметом нашей гордости.
Благодаря усилиям нескольких поколений специалистов по автоматизации,
технологические комплексы предприятий нефтегазовой отрасли стремительно
превращаются в сложные автоматизированные технологические комплексы (АТК).
Надежность и эффективность функционирования АТК в нефтегазодобыче все более
зависит от уровня интеграции отдельных подсистем и компонентов, и в этой связи
актуальными становятся вопросы организации мониторинга АСУ ТП и средств
измерений.
Ставится и новая цель автоматизации в
нефтегазодобыче интеллектуальный нефтепромысел. Концептуальные решения в этой части давно
отрабатывались специалистами ОАО «Нефтеавтоматика». Наверное, наступает
момент, когда очередные новации станут нормой и традицией для нас и наших
заказчиков.
Имея большой опыт работы, развитую производственную инфраструктуру, ОАО
«Нефтеавтоматика» традиционно продолжает брать на себя ответственность за
4
выполнение крупных комплексных работ для нефтегазовой отрасли со сдачей объектов
«под ключ». Мы продолжаем традиции комплексного проектирования объектов
автоматизации в нефтедобыче и транспорте нефти:
 разрабатываем интегрированные системы управления на объектах заказчика;
 комплектуем и поставляем оборудование для АСУ ТП различного назначения, в
т.ч. собственные разработки блочно-модульного оборудования со встроенной
автоматикой;
 разрабатываем и внедряем программное обеспечение систем управления для
всех уровней АСУ ТП и управления производством.
Большой объем работ выполнили специалисты ОАО «Нефтеавтоматика» для
ОАО «АК «Транснефть» - это проектирование и реконструкция АСУ ТП более 50
нефтеперекачивающих станций, проектирование автоматизированных систем
пожаротушения и пр. Работы выполнены на базе типовых проектных решений,
разработанных специалистами ОАО «Нефтеавтоматики».
Говоря о наших работах на рынке нефтегазовой отрасли, хочется напомнить, что
ОАО «Нефтеавтоматика» - это надежный деловой партнер, это наш опыт и новации, это
грамотные специалисты. Уважение к запросам заказчика и опережение и потребностей –
наше кредо. Опыт и профессионализм сотрудников, отлаженные технологии
выполнения работ, хорошая техническая и информационная база, постоянная работа
над повышением КАЧЕСТВА продукции и услуг - это залог нашей
КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ на рынке. Этому компания уделяла и продолжает
уделять внимание.
Компания сертифицирована
на
соответствие системы
менеджмента качества требованиям ГОСТ Р ИСО 9001. Актуальной задачей
сегодняшнего
дня
является совершенствование информационных технологий
проектирования и управления, развитие маркетинговых исследований с целью выхода
на новые сегменты рынка, существенного роста доходов.
Выполняя свою миссию головной организации, ОАО «Нефтеавтоматика» в
рамках международной специализированной выставки «ГАЗ.НЕФТЬ.ТЕХНОЛОГИИ»
организует работу научно-практической конференции «Автоматизация и метрология в
нефтегазовом комплексе». Участники конференции – метрологи и специалисты по
автоматизации нефтяных компаний, поставщики решений, представители научноисследовательских и проектных организаций, учебных заведений. Для них мы готовим
доклады по наиболее интересным темам, приглашаем видных ученых и практиков
автоматизации и метрологии нефтегазовой отрасли.
5
М.А. Слепян
ПО «Нефтегазовые системы», г. Москва
Г.С. Абрамов
ОАО Инженерно-производственная фирма «Сибнефтеавтоматика»,
г. Тюмень
Проблемы согласования требований ГОСТ Р 8.615-2005 и закона о
льготном налогообложении добытой нефти. Итоги первого года
внедрения национального стандарта
Внедрение ГОСТ Р 8.615-2005 «Государственная система обеспечения единства
и измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа.
Общие метрологические и технические требования» и - через год - Закона о льготном
налогообложении в добыче нефти всколыхнуло специалистов нефтегазодобывающих
компаний, оживило работы по разработке и выпуску соответствующих измерительных
систем.
Нефтегазодобывающие компании за истекший год выполнили большой объем
работ:
 пересмотрели действующие и проектируемые ранее системы измерений
в добыче нефти;
 проработали варианты мероприятий по реконструкции системы
измерений, системы транспорта и подготовки сырой нефти;
 проработали вопрос о подготовке новых методик выполнения измерений и
разработке методик сведения баланса добываемого углеводородного
сырья от скважин (АГЗУ) до узла учета сырой нефти с формированием
надежной доказательной базы, основанной на результатах измерений;
 сформировали планы мероприятий по приведению систем измерений в
соответствие с требованиями национального стандарта.
Выполнение мероприятий по приведению систем измерений в соответствие с
требованием упомянутого национального стандарта требует значительных затрат,
которые могут быть в той или иной степени компенсированы получением налоговых
льгот.
По результатам работ первого года внедрения стандарта его разработчики пошли
на смягчение требований, подготовив предложения по изменению стандарта в части
точности измерений, но сохранив общую идеологию построения систем измерений. В
частности, п. 6.1 предложено изложить в следующей редакции:
«Пределы допускаемой относительной погрешности измерений МВИ:
а) массы сырой нефти без учета свободного нефтяного газа - 2,5 %
б) масса нефти с содержанием воды в сырой нефти:
до 70% - 6,0 %
в) объема свободного нефтяного газа -10% ».
Уточняется также, что типовые МВИ с применением ИУ должен разрабатывать
завод-изготовитель. Предложено ввести п 6.6 «ИУ должны обеспечивать непрерывный
режим измерения количества сырой нефти и нефтяного газа. Допускается
6
использование ИУ с циклическим режимом измерений при наличии МВИ». В числе
рекомендуемых мероприятий – разработка НТД
«Порядок модернизации и
сертификации АГЗУ». Рекомендуется также рассмотреть вопрос о введении в ГОСТ
термина нефть по п. 6.1 б (без воды и свободного газа); уточнить погрешность по п.
7.5.5 с содержанием воды до 5%.
Обсуждению других итогов прошедшего года и обзору пока нерешенных проблем
будет посвящен этот доклад.
А.А. Гончаров, М.С. Немиров, В.М. Полторацкий, М.А. Слепян
Инженерный центр ПО «Нефтегазовые Системы», Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии, г. Москва
Оценка соответствия измерительных устройств и средств измерения
требованиям ГОСТ Р 8.615-2005
В связи с введением ГОСТ Р8.615-2005 появилось большое количество
измерительных устройств (ИУ) и средств измерения (СИ), которые, по мнению их
разработчиков, удовлетворяют требованиям стандарта, устанавливающего общие
метрологические и технические требования к измерениям количества извлекаемой из
недр нефти и попутного нефтяного газа. В докладе приводятся оценки области
соответствия национальному стандарту погрешностей ряда ИУ (СИ) для определения
массы извлекаемой нефти в зависимости от обводненности продукции скважины. При
этом используется подход, который основывается на описании типа (ОТ) на ИУ (СИ) с
помощью формальной методики, универсальной для всех установок.
Для определения массы нефти используется выражение Мн = Мс – Мв, где Mс –
масса сырой нефти (водонефтяной смеси); Мв – масса воды в водонефтяной смеси, Мн
– масса нефти в смеси. Им соответствуют параметры: ρс – плотность смеси; ρв –
плотность воды; ρн – плотность нефти; γ – объемное содержание нефти в смеси; w = 1 γ – обводненность.
ГОСТ Р8.615-2005 устанавливает относительные погрешности определения
массовой доли нефти:
Δ Мс = 2,5%
 Мн = 30% при 95>w>98%
 Мн = 15% при 70>w>95%
 Мн = 6% в остальном диапазоне
В соответствии с формулами теории ошибок определяются абсолютные
погрешности величин Δ Мс, Δ Мв, Δ ρс, Δ w, измеряемых прямым методом в
соответствии с ОТ на ИУ (СИ). Δ ρв устанавливается в соответствии с ГОСТ.
7
Проводится оценка области соответствия национальному стандарту ИУ R-AT-MM
(производитель Argosy Technologies). В ОТ приводятся следующие значения
погрешностей:
Δ Мс = 2,5%
 Mв = 5% при w>80%,  Мн= 5% в остальном диапазоне.
Так как  Мв = ΔМв / Мв, а  Мн = ΔМв / Мн, то  Мн≈  Мв*w/(1-w) и при Δ ρс =
3
2 кг/м , Δ ρв = 1 кг/м3, ρв = 1050 кг/м3, ρн = 850 кг/м3.
Показывается, что при обводненности продукции скважины выше 80% ИУ R-ATMM формально не соответствует национальному стандарту.
Аналогично доказывается, что ИУ «ОЗНА-Массомер-(R,M,E)» производства АО
«ОЗНА» также формально не соответствует национальному стандарту при
обводненности продукции скважины выше 40-80%, в зависимости от соотношения
плотностей нефти и пластовой воды.
ИУ «Мера-М» (производитель завод «Нефтемаш», г. Тюмень) формально не
соответствует национальному стандарту по относительной погрешности определения
массовой доли нефти во всем диапазоне обводненностей продукции скважины.
При обводненности продукции скважины свыше 87% СИ влагомер поточный
фирмы Phase Dynamics серии F формально не соответствует национальному стандарту,
т.к. кусочно превосходит требуемую погрешность.
Если учитывать дополнительную температурную погрешность, то СИ влагомера
поточного ПИП-ВСН (производство ЗАО «ПИК и Ко») и СИ влагомера поточного ВСН-2
(производство компании «Нефтесервисприбор», г. Саратов) также формально не
соответствуют национальному стандарту во всем диапазоне обводненностей.
Для измерительного комплекса КТС-ИУ, состоящего из влагомера «Аквасенс»
(ВОЕСН) и массомеров МАСК производства ПО «Нефтегазовые системы», в
соответствии с ОТ на ИУ характерны следующие значения относительной погрешности
определения параметров:
Δ Мс = 2,5%, Δ ρс = 2 кг/м3,
Δ w = 1% при w<70%,
δγ = 10% при 70%< w<95% и δγ =18% при 95<w<98%
Показывается, что для Δ ρв = 1 кг/м3, ρв = 1050 кг/м3, ρн = 850 кг/м3 во всем
диапазоне обводненностей продукция скважины КТС-ИУ (Аквасенс-МАСК) формально
соответствует национальному стандарту.
8
А.А. Жильцов
ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Теоретические основы и опыт работы метрологической службы ОАО
«Татнефть» по приведению систем измерений в соответствие с
требованиями ГОСТ Р 8.615-2005 для получения налоговых льгот в
добыче нефти
Согласно ГОСТ 8.615-2005 «ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ИЗВЛЕКАЕМОЙ ИЗ
НЕДР НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА». Общие метрологические требования», кроме
требований к измерительным устройствам и методикам выполнения измерений,
дополнительно устанавливаются требования к регистрации отработанного времени и
результатов измерений количества и параметров качества сырой нефти с организацией
их хранения не менее одного месяца и передачей архивной информации на верхний
уровень измерительных систем. Для приведения систем измерений в соответствие с
данными требованиями, исключения потерь измерительной информации и анализа ее
качества метрологической службой ОАО «Татнефть» организованы работы по
модернизации существующих средств измерения, сбора, обработки и накопления
результатов измерений расходных параметров потоков по отдельным технологическим
участкам технологического комплекса нефтегазодобычи (ТКН).
Все узлы учета сырой и товарной нефти оснащены средствами сбора и
накопления измерительной информации, передачи ее в корпоративные базы данных и
анализа ее качества в корпоративном метрологическом центре (КМЦ) с использованием
программных модулей мониторинга и анализа баланса материальных потоков в
инженерных сетях нефтегазодобычи, разработанных специалистами ОАО
«Нефтеавтоматика». Ими подготовлен также стандарт организации по оперативному
анализу баланса потоков жидкости.
Теоретическую основу работ по анализу качества измерений расходных
параметров многокомпонентных газожидкостных потоков составляет постоянно
действующая балансная модель инженерной сети нефтегазодобычи в виде графа,
включающего описание всех технологических узлов сети и ее потоков (ребер графа), а
также параметров средств измерения расходных параметров потоков. На основе данной
модели, с использованием современных вычислительных методов (метода наименьших
квадратов, метода долевых отношений и нейросетевых методов искусственного
интеллекта), определяются оценки расходных параметров потоков для контролируемых
участков ТКН. Кроме того, определяются возможные причины расхождений
(дисбалансов) значений параметров входных и выходных потоков, измеренных в
отдельных узлах учета нефти, газа и воды. Оперативно планируются и ведутся работы
по устранению этих причин. Тем самым в оперативном суточном режиме реализуется
регулярный документированный контроль за работой измерительных устройств и
метрологических подразделений компании.
Система измерений модернизируется с конечной целью повышения
достоверности измерений расходных параметров добываемой нефти в соответствии с
требованиями ГОСТ Р 8.615, увеличения надежности функционирования ТКН и
9
повышения эффективности работы компании за счет получения налоговых льгот в
добыче нефти. Составление материального баланса потоков минерального сырья
позволяет ответственным службам нефтедобывающей компании более обоснованно
формировать доказательную базу для контроля достоверности расчета льготного
налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) лицензионных участков недр с
выработанностью извлекаемых запасов от 80 до 100 %.
В порядке перехода ОАО «Татнефть» к использованию льготного
налогообложения добытой нефти на лицензионных участках, попадающих под действие
закона о льготном налогообложении, формируются доказательная база и необходимая
учетно-отчетная документация по участкам Ромашкинского месторождения:
 схема транспортировки продукции;
 расчетное количество добытого полезного ископаемого, на которое уменьшаются
извлекаемые запасы;
 количество фактически добытого полезного ископаемого, определяемого по
завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого;
 фактические потери.
Р.Ф. Халитов
ОАО «АНК «Башнефть», г. Уфа
Организация учёта природного и попутно добываемого нефтяного
газа в ОАО «АНК «Башнефть»
В связи с выходом новых нормативных документов по учёту энергоресурсов
проблема учёта природного и попутно добываемого нефтяного газа в нефтяной
промышленности стоит достаточно остро. Применение ранее построенных узлов учёта
газа, на основе сужающих устройств, не обеспечивало даже удовлетворительную
достоверность измерений, так как сужающие устройства имеют узкий динамический
диапазон расходов, а на многих технологических линиях попутного нефтяного газа
расход колеблется очень сильно. В связи с этим в 90-е годы ОАО «АНК «Башнефть»
приняла решение о полной модернизации существующих узлов учёта газа.
Для измерения расхода газа применяются измерительные комплексы, в которых
пересчёт рабочего объёма газа в стандартный объём выполняет электронный
вычислитель по данным, поступающим от датчиков расхода газа, давления и датчика
температуры с учётом компонентного состава газа. В качестве датчиков расхода газа
могут применяться расходомеры различного типа, такие как расходомеры переменного
перепада давления (типичным представителем которого является сужающие
устройства), турбинные и ротационные, камерные, вихревые, термоанемометрические,
ультразвуковые, струйные, оптические и др.
Но далеко не все из перечисленных расходомеров могут быть применены для
измерения расхода попутного нефтяного газа, который имеет сложный химический
10
состав и меняющуюся в широких пределах плотность. Кроме того, газ имеет высокую
влажность и во многих случаях сильно загрязнен.
За последние годы в ОАО «АНК «Башнефть» проведена большая работа по
модернизации существующих узлов учёта газа с полной заменой морально устаревших
расходомеров переменного перепада давления. В качестве варианта замены после
проведения промысловых испытаний различных расходомеров было решено
использовать счетчики газа вихревые СВГ.Т в комплекте с датчиком расхода газа
ДРГ.М. Счётчик СВГ.Т, выпускаемый Башкирским предприятием ООО НПП «Монтаж
автоматика сервис» (г. Нефтекамск), соответствует всем требованиям "Правил учёта
газа".
На сегодняшний день в подразделениях ОАО «АНК «Башнефть» смонтировано
более 250 узлов учёта газа, в состав которых входят счётчики СВГ.Т. Опыт эксплуатации
счетчиков при измерении расходов попутного нефтяного газа в различных
подразделениях ОАО «АНК «Башнефть» показал их достаточно надежную работу.
Физический принцип измерения расхода газа вихревыми датчиками не позволяет
измерять расходы газа менее 3-4 м3/час (в рабочих условиях). После проведения
определенной исследовательской работы, для измерения малых расходов газа было
решено применить счетчик газа РС-МАС со струйным преобразователем расхода,
выпускаемый ООО НПП «Монтаж автоматика сервис».
Промышленные испытания счетчика проводились на шести АГЗУ «Спутник»
«Арланского УДНГ» на малодебитных скважинах. Датчик расхода врезался в газовую
линию после газовой заслонки. Испытания показали достаточно высокую
чувствительность счетчика. Так счетчик начинал работать с 0,03 м3/час. Счетчик
показал также высокую стойкость к загрязнению. Но назвать достоверными результаты
измерений, по независящим от самого счётчика обстоятельствам нельзя, так как сам
процесс сепарации газа в сепараторе «Импульс» из-за избыточного давления не
полный. Давления в АГЗУ «Спутник», расположенных в начале системы нефтесбора,
достигают 4,0 МПа. Ниже приведены цифры наличия остаточного газа по ступеням
сепарации.
В процессе подготовки нефти до товарной кондиции она проходит три ступени
сепарации. После первой ступени, где давление в аппаратах
0,1 – 0,16 МПа, остаточное содержание газа составляет 2-3 м3/т. На выходе второй
ступени при давлении 0,03 МПа остаточное содержание газа достигает 1,2 м3/т.
Следовательно, имея начальный газовый фактор по месторождению
20 м3/т нефти и установив газовый счётчик на газовой линии после первой ступени
сепарации, погрешность в определении газа, проходящего через установку подготовки
нефти вместе с жидкостью, без учёта погрешности измерения будет составлять 10 %.
Для более полного учёта добываемого попутного нефтяного газа в ОАО «АНК
«Башнефть» замеры ведутся на всех ступенях сепарации, факельных установках и по
потребителям, а показания сводятся в единый вычислительный комплекс объекта.
Измерения количества добываемого попутного нефтяного
газа по отдельным
скважинам выполняют согласно РД 153-39.0-109-01, утверждённого и введённого в
действие с 01.03.2002 г. приказом Минэнерго России от 05.02.2002 г. №30.
11
Н.Ф. Хатмуллин
ОАО АНК «Башнефть» г. Уфа
О.П. Жданов
ООО «НИЦМИ», г. Уфа
Опыт внедрения и эксплуатации системы измерения межфазных
уровней на объектах сбора и подготовки нефти
ОАО АНК «Башнефть»
В ОАО «АНК «Башнефть» ведутся работы по реконструкции объектов подготовки
нефти и газа, при этом осуществляется отказ от щитовых вариантов автоматизации и
переход к компьютерным системам автоматики, построенным на современных
программных и технических средствах.
Процессы подготовки нефти и газа требуют оперативного контроля и
регулирования технологических параметров. Современные АСУТП полностью
реализуют эти функции и дают возможность оператору увидеть на мониторе
компьютера состояние процесса как внутри резервуаров, отстойников и буферных
емкостей, так и по всей установке в целом.
На объектах подготовки нефти ОАО «АНК «Башнефть» установлены различные
системы автоматики - как по составу оборудования, так и по программному
обеспечению. Используются системы на базе контроллеров и плат ввода/вывода
семейств UNIO (Fastwel), ICP-CON (ICP DAS), MEGA (НПФ «Интек»), WAGO, Allen
Bredley и др. Системы построены в основном с применением OPC-технологий.
Используются SCADA-системы Genesis-32 и iFix.
Одним из важных информативных параметров процессов подготовки нефти и газа
является уровень жидкости в технологических емкостях, в том числе межфазный. Для
измерения границ раздела сред газ/нефть, нефть/эмульсия, эмульсия/вода в компании
ОАО АНК «Башнефть» используется система измерения межфазных уровней на
базе датчиков УМФ-300 (разработка ООО «НИЦМИ», г.Уфа), выделенная в качестве
отдельной подсистемы АСУ ТП.
Система позволяет автоматически идентифицировать каждую среду в резервуаре
или технологическом аппарате и давать качественную оценку выраженности границы
раздела каждой из сред. Выраженность границы «нефть/эмульсия» устанавливается
пользователем по желанию в диапазоне от 1% до 5% обводненности, граница
«эмульсия/вода» в диапазоне содержания нефтепродуктов от 10 г/литр до 500 мг/литр.
Режим диагностики позволяет наблюдать все возникающие границы разделов сред
(рис.3), оценивать их выраженность, что бывает полезно при анализе нарушений
технологического режима (например, при возникновении "слоеных пирогов" из нефти,
эмульсии и воды).
Система может использоваться не только как измерительное устройство, но и для
регулировки клапанами сброса нефти, воды и газа на отстойниках и сепараторах
различной конструкции. Для управления клапанами система содержит токовые
выходные сигналы 4 - 20 мА, программируемые релейные 250В, 5А аналоговые входы
12
для подключения датчиков температуры и давления. Сопряжение системы со смежными
системами АСУ ТП верхнего уровня, производится программно через протокол Modbus
RTU или ОРС-сервер.
Первая система измерения межфазных уровней разработки ООО «НИЦМИ» была
внедрена в ОАО «АНК «Башнефть» в 1994 году. В настоящее время в эксплуатации
находится 33 системы, в составе которых используется 334 датчика уровня.
За прошедший период эксплуатации можно отметить следующие моменты. При
внедрении первых систем, имели место отказы, которые были связаны с
разгерметизацией датчиков – детекторов, в результате чего измеряемая среда
попадала внутрь датчиков и выводила их из строя. После доработки конструкции
датчиков данный дефект не наблюдается.
При эксплуатации систем, установленных на трубных водонефтеотделителях
(ТВНО), определенную трудность вызывает процесс настройки датчиков на рабочую
среду, для чего необходимо опустить межфазный уровень в аппарате до критичной
отметки, после чего зафиксировать показания датчиков-детекторов. В связи с риском
попадания нефти в систему ППД специалисты–технологи не всегда идут на выполнение
данной процедуры, что в дальнейшем приводит к некоторым разногласиям при оценке
показаний системы.
В целом система зарекомендовала себя как высокоточное и надежное средство
измерения межфазных уровней и управления процессом подготовки нефти. В отличие
от существующих систем измерения уровня (поплавковые «Альбатрос», У-1500 и другие
или радарные типа ВМ100 «Krone» и А3000 «Fisher Rosemount»), данная система
обеспечивает работоспособность в условиях плохих отстоев жидкости, невыраженных
границ раздела сред, большого содержания газов, а также обеспечивает измерение
уровней эмульсионных зон с заданным содержанием нефтепродуктов.
Губайдуллин Р.М., Габбасов А.И.
ООО «Иокогава электрик СНГ», г. Уфа
Комплексное решение проблемы измерения дебитов скважин в
нефтегазодобывающей отрасли
Прошло совсем немного времени, как был введен в действие ГОСТ Р8.6152005 «Государственная система обеспечения единства и измерений. Измерения
количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и
технические требования».
На основе комплекса передовых метрологических, технических и программнометодических решений, представляемых компанией Иокогава (Yokogawa), нефтяные
компании могут решить основную часть задач по приведению систем измерений добычи
углеводородного сырья в соответствие с требованиями нового национального
стандарта. Продукция компании Иокогава позволят обеспечить оперативный контроль
состояния материальных и энергетических потоков в инженерных сетях,
13
автоматизировать расчеты балансов углеводородного сырья по всем объектам добычи,
подготовки и транспортировки, обеспечить своевременное выявление причин
дисбалансов.
Введение в действие нового ГОСТ Р 8.615-2005 определило возросшую
потребность нефтедобывающей отрасли в сертифицированных установках измерения
массы добываемого углеводородного сырья.
Передовыми
компаниями
Республики
Башкортостан
в
создании
автоматизированных передвижных установок для замера дебитов скважин и газовых
факторов нефти с соблюдением требований нового стандарта являются ООО НПК
«Нефтегеофизика» и ООО НПО «Уфанефтегазмаш». Эти компании показали пример
успешного сотрудничества с компанией ООО «Иокогава Электрик СНГ», которая
представляет в Российской Федерации крупнейшего мирового производителя средств
измерения и систем управления корпорацию Yokogawa Electric Corporation, и
отечественных производителей.
Компания ООО НПО «Уфанефтегазмаш» произвела первую мобильную
поверочную замерную установку УЗТ - 6,0-600, отвечающую всем требованиям ГОСТ Р
8.615-2005, получила Сертификат соответствия и Разрешение Федеральной службы по
экологическому и атомному надзору на проведение опытно-промышленных испытаний.
Для измерения количества нефти и водной фазы в указанной установке
используется массовый кориолисовый расходомер ROTAMASS, а для измерения
количества газа вихревой расходомер DigitalYEWFLO. Все измерения производятся в
непрерывном процессе. Для измерения давления в установке применяются датчики
избыточного давления производства компании Иокогава EJA 530A.
Приборы Иокогава в составе всей системы позволяют с необходимой точностью
контролировать как текущие значения параметров измеряемых сред, так и проводить
суммирование за требуемые интервалы времени, строить графики, создавать архивы
Результаты полевых испытаний установки, проводимые в феврале 2007 года на
скважинах ОАО «Оренбургнефть», подтверждены соответствующими документами.
Другим примером применения оборудования Иокогава на установках по измерению
количества извлекаемой нефти может послужить применение массового кориолисового
расходомера ROTAMASS на установке предприятия ООО НПК «Нефтегеофизика» под
названием УГФ-2,5-200. Эта установка предназначена для измерения дебитов скважин и
газовых факторов нефти.
Испытания показали, что расходомер ROTAMASS обеспечивает необходимую
высокую точность измерений плотности, температуры и, самое главное, расхода
дегазированных смесей нефти и воды.
Результаты лабораторных и полевых испытаний подтверждены документально и
отражены в соответствующем протоколе.
Испытания приборов Иокогава на указанных установках показали, что пределы
допускаемой относительной погрешности измерений соответствуют требованиям,
установленным новым стандартом ГОСТ Р 8.615-2005.
14
В.В. Барузин.,Р.А. Марохин
ООО «Иокогава электрик СНГ», г. Уфа
Опыт компании Иокогава в автоматизации объектов нефтегазодобычи
Нефть и газ являются основными сырьевыми материалами для современного
общества. Эффективная эксплуатация большинства технологических объектов
(кустовых площадок, дожимных насосных станций, установок подготовки нефти и др.)
нефтедобычи, действующих на нефтяных предприятиях, невозможна без применения
контрольно-измерительных приборов и систем управления.
Компания «Иокогава электрик СНГ» предлагает комплексные решения по
автоматизации объектов как континентальной, так и морской нефтегазодобычи.
Компания занимается всеми системами управления, безопасности и автоматизации,
устанавливаемыми на объектах добычи нефти и газа.
Добыча нефти и газа, особенно на морских месторождениях, является одной из
сложнейших задач. В этом секторе не только экстремальные условия окружающей
среды, начиная от штормов и сплошного ледяного покрова, но и также наблюдаются
возрастающая конкуренция и рост потребностей в капиталовложениях.
Установки для морской добычи газа и нефти предъявляют все более высокие
требования к автоматизации на платформах, судах и подводных месторождениях.
Надежное полевое оборудование и автоматизированные системы управления для
морской добычи являются ключевой компетенцией компании Иокогава.
Иокогава работает в области морской добычи нефти и газа с начала семидесятых
годов, поставляя новейшие решения и предоставляя услуги по комплексной
автоматизации.
Благодаря тесному сотрудничеству с владельцами и операторами морских
платформ были разработаны полностью интегрированные решения для
энергоснабжения, позиционирования, автоматизации процессов и телекоммуникаций,
отличающиеся высокой степенью стандартизации и оптимизации затрат. Эти решения
полностью интегрируют все ключевые аспекты производства.
Наши ключевые компетенции в морской добыче нефти и газа - инжиниринг,
системная интеграция, оперативная поддержка систем производства, распределения
электроэнергии, контроля, системы безопасности и телекоммуникаций.
В данном докладе на базе конкретного проекта мы хотели бы осветить опыт и
решения компании Иокогава по автоматизации морской нефтегазодобычи. В качестве
примера представлен реализованный проект по комплексной автоматизации –
Сахалин-2.
Сахалин-2 – это первый проект в России, осуществляемый на условиях СРП,
включает разработку двух месторождений на шельфе РФ (о. Сахалин) в Охотском море.
Оператором проекта является компания «Sakhalin Energy Investment Company Ltd».
Проект включает в себя разработку двух месторождений на шельфе РФ в Охотском
море (о. Сахалин):
 Пильтун-Астохское месторождение со значительными запасами нефти и
некоторым количеством сопутствующего газа.
15
 Лунское месторождение с большими запасами газа и некоторым количеством
нефти.
Месторождения расположены примерно в 15 км от северо-восточного побережья
Сахалина в акватории, которая 6 месяцев в году покрыта льдами.
Общие учтенные извлекаемые запасы нефти и конденсата утверждены в объеме 140
млн. т (4 млрд. барр.), природного газа - 550 млрд. куб. м.
Данный проект является уникальным уже потому, что в России введена в
эксплуатацию первая установка сжиженного природного газа (СПГ). В мире нет
установок СПГ, работающих в таком холодном климатическом районе. На данный
момент эта установка является самой большой установкой сжиженного природного газа
в мире мощностью 9.6 млн. тонн в год. Кроме того, это первая в мире установка
полностью оборудованная Foundation Fieldbus.
Компания Иокогава провела комплексную автоматизацию следующих объектов в
рамках этого проекта:
1) Установка СПГ;
2) Платформы (Лун-A, ПА-B);
3) Трубопровод и терминал отгрузки газа;
4) Терминал отгрузки нефти.
Компания Иокогава – одна из ведущих международных корпораций, которая
предлагает на российском рынке оборудование, с помощью которого можно делать
технические решения для нефтегазодобывающих предприятий на уровне высочайших
мировых стандартов. Оборудование компании Иокогава отвечает всем предъявляемым
требованиям по стабильности, точности и надежности выполняемых измерений.
В.Л. Сорокопут, А.А. Стеценко, А.О. Кохановский
АО «Энергоучет», Харьков, Украина
Применение ультразвуковых расходомеров для коммерческого и
технологического учета нефти и газа
Семейство расходомеров счетчиков ультразвуковых УВР-011 решает широкий
спектр задач учета жидких сред, в том числе нефти и нефтепродуктов.
Расходомеры счетчики ультразвуковые УВР–011А5.5/ВС(В) – пятилучевой расходомер
для коммерческого учета нефти и нефтепродуктов с погрешностью измерения 0,15%.
Такие расходомеры (Ду300) успешно эксплуатируются на узлах учета нефти на НПС
«Броды», что подтверждается результатами сличения по ТПУ (40м3).
Для технологического учета применяются стационарные расходомеры УВР–
011А2.2–К, УВР–011А2.2–К–Г с накладными, врезными датчиками или врезными
секциями, для измерения расхода жидкости (нефти и нефтепродуктов). Например – на
наливных стояках, на насосных станциях. Расходомеры УВР-011 устойчиво работают
при загрязнении трубопровода и содержании свободного газа в жидкости.
Также ультразвуковые расходомеры УВР-011 нашли широкое применение в
системах определения утечек, порывов, мест несанкционированного доступа на
16
магистральных продуктопроводах. Такие системы были опробованы и успешно
эксплуатируются на нефтепроводах Украины и на продуктопроводах стран Прибалтики.
В расходомерах УВР-011 используются ряд автоматических регулировок:
компенсация изменений скорости ультразвука в жидкости, обусловленных
температурой, корректировка вязкости продукта. Наличие встроенного осциллографа
значительно облегчает и ускоряет наладку расходомера, в том числе и при работе с
трубопроводами, на стенках которых имеются значительные отложения, или
содержанием свободных газов в жидкости до
3 %. Кроме того, расходомер позволяет измерять расход жидкостей с высокой
вязкостью, например – масла, мазут и т.п.
Расходомеры УВР–011А1.1/В–Г с врезными секциями предназначены для
контроля технологических процессов при учете пластовой и подтоварной воды в
системах поддержания пластового давления на предприятиях добычи нефти. Врезные
секции таких расходомеров рассчитаны на рабочее давление до
25 МПа. Расходомер УВР–011А1.1/В выпускается с автономным питанием, что
позволяет применять расходомер на отдаленных объектах.
Для проведения оперативных замеров, аудита разработан мобильный вариант
расходомера УВР–011А2.2–К–М, с автономным питанием в комплекте с накладными
датчиками (магнитными датчиками).
В настоящий момент проводится испытания ультразвукового расходомера газа
ГУВР–011А2.2/ВС(В)–К, который выпускается с накладными, врезными датчиками, а
также с врезными секциями. В период с 17–21.04.07 проводились испытания
расходомера ГУВР-011А2.2/ВС–К Ду100 на предприятиях «Промприлад» и «ИваноФранковскгаз». Полученные результаты испытаний на воздухе и природном газе
подтвердили заложенные метрологические характеристики расходомера –
динамический диапазон 1:100, погрешность измерения на разных рабочих средах не
превышала 1%. Это позволит применять расходомер в системах коммерческого и
технологического учета газообразных веществ: воздух, природный газ, доменный газ,
попутный нефтяной газ и т.д.
Наличие стандартных интерфейсных выходов и программного обеспечения
позволяет встраивать расходомеры в автоматизированные системы учета.
Н.Т. Сулейманов
Башкирский государственный университет, Союз промышленников и
предпринимателей (работодателей) РБ, г. Уфа
Проблема построения информационно-измерительной системы учета
количества нефтепродуктов
Учет количества нефтепродуктообеспечения на Федеральном уровне
регламентируется устаревшей «Инструкцией по приему хранения, отпуску
нефтепродуктов» от 1995 г. и ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Методы массы».
17
Нефтепродукты, поступающие на АЗС в автомобильных цистернах, принимаются
по товаротранспортной накладной, в которой указываются: номер автостанции,
количество нефтепродукта, наименование и сорт в соответствии с государственным
стандартом. При отклонении уровня бензина в автоцистерне от планки ( контрольной
риски) из-за колебания температуры нефтепродукта, составляется специальная таблица
измерения объема при изменении температуры на 1° С, в которой учтены объем
цистерны, диаметр горловины и плотность нефтепродукта.
Массы поступающих на АЗС нефтепродуктов рассчитываются умножением
объема нефтепродуктов на его плотность.
При повышении температуры объем нефтепродуктов увеличивается и
определяется по формуле:
V2=V1(1+βDt),
где V2 - объем нефтепродукта при повышении температуры на 1° С;
Vt -первоначальный объем нефтепродукта;
Dt - разность температур;
β - коэффициент расширения нефтепродукта.
В последнее время успешно развиваются автоматические методы:
вибрационные, ультразвуковые, радиоизотопные, гидростатистические и др.
Основными недостатками известных методов измерения плотности, температуры и
уровня являются:
 низкая плотность измерения;
 невозможность контролировать в динамике величину изменения плотности при
изменении температуры, а также уровень.
Следовательно, если учесть, что 1 л бензина при 20°С весит 730 г, 1 л воды при 4°С
весит 10000 г., то относительно плотность бензина р4 = 730/1000 = 0,74 , несоответствие
веса поступающего на АЗС нефтепродукта ее объему, отпускаемому потребителю, а
также низкой точности измерения при учете поправочных коэффициентов к плотности и
объемного расширения нефтепродуктов в зависимости от плотности при 20°С на 1°С
приводит к огромным неучтенным потерям нефтепродуктов от производителя до
потребителя.
Известно, что система учета нефтепродуктов, как в вещественном, так и в
стоимостном выражении, согласно требованиям финансовых и налоговых органов,
построена на измерениях и итоговых расчетах в единицах массы. И только потребитель
на АЗС, в силу существующего уровня технического оснащения АЗС, получает
нефтепродукты в литрах по ценам, установленным за литр. В итоге за одинаковую
сумму оплаты он получает, в зависимости от температурных условий, разное
количество вещества (т.е. разную массу продукта), причем в отсутствие какой-либо
информации об этом количестве.
Основными недостатками существующих нормативов, не позволяющими
объективно
определить
налогооблагаемую
базу
предприятий
нефтепродуктообеспечения , являются:
 отсутствие учета погрешности СИ сдающей стороны при приемо-сдаточных
операциях с нефтепродуктами;
18
 проведение учетных операций на АЗС при переходе с одной физической
величины измерения - массы (при приеме и хранении) к другой - объему (при
отпуске), что приводит к невозможности сведения корректного товарного баланса;
 учет нефтепродуктов на предприятиях нефтепродуктообеспечения предполагает
использование переносных СИ и не учитывает современный уровень развития
информационных технологий и измерительных систем.
Башкирским государственным университетом разработаны способы и методы
создания информационно-измерительной вычислительной системы для решения
данной проблемы. Предлагаемая
система, будучи
простой
по конструкции,
надежной в эксплуатации и обладающей малыми габаритами, позволит контролировать
следующие параметры жидкости в резервуаре и / или в цистерне:
 уровень и/или расход жидкости;
 газовый состав в емкости и/или интенсивность испарения контролируемой
жидкости;
 температуру в емкости;
 качество контролируемой жидкости.
Одновременный контроль перечисленных параметров позволяет построить
заправочные станции, отпускающие нефтепродукты по весу, а не по объему, как это
делается сегодня.
А.А. Мурыжников
ДООО «Геопроект», г. Уфа
Исследования влияния физических свойств эмульгированной
продукции скважин на точность замеряемых параметров
Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения и
сопутствующее обводнение залежи приводит к образованию в добывающих скважинах
стойких водонефтяных эмульсий обратного типа (вода в нефти). При достижении
обводненности жидкости порядка 80 % и более наступает инверсия фаз и резкое
снижение вязкости и устойчивости водонефтяных смесей. Эмульгирование нефти в
подземном оборудовании добывающих скважин сопровождается одновременно
процессом стабилизации эмульсий природными стабилизаторами. В итоге на устье
добывающих скважин образующиеся эмульсии имеют большую степень дисперсности и
достаточно высокую агрегативную устойчивость, поэтому ошибки в определении
обводненности продукции добывающих скважин могут иметь недопустимо высокие
значения.
Для оценки влияния степени эмульгированности жидкости в добывающих
скважинах или дисперсного состава на точность измерения обводненности были
сделаны установкой «Квант» на объектах обводненностью продукции в интервале
40…80 %. Сравнивались результаты измерений обводненности, проведенных
установкой «Квант» и по методу Дина–Старка. Существует определенная тенденция
19
роста ошибки с увеличением поверхности раздела фаз эмульсий. Наибольшие ошибки
измерения, достигающие 86,7 %, имеют место в сильнодиспергированной жидкости со
средним диаметром капель 10…15 мкм и меньше.
Процесс сепарации газа в отстойных аппаратах системы сбора и подготовки
нефти осложнен в тех случаях, когда в аппарат поступает стойкая нефтяная эмульсия.
Это подтверждает вывод о том, что причиной снижения точности замера обводненности
является защемление свободных пузырьков газа в межкапельном пространстве
высококонцентрированной эмульсии «вода в нефти». Захват пузырьков газа
плотноупакованной эмульсией в интервале обводненности 40…80 % не позволяет им
всплыть в объеме жидкости. Достаточно большой объем свободной газовой фазы в
межкапельном пространстве эмульсии может полностью компенсировать разницу в
плотностях безводной и обводненной нефти и прибор покажет, таким образом,
отсутствие водной фазы в продукции скважины. Всплытие пузырьков газа в
плотноупакованной эмульсии сдерживается также наличием на поверхности водных
капель частиц природного стабилизатора – асфальтенов, песка, парафина и т.д.,
увеличивающих «шероховатость» их поверхности.
Сущность экспериментов заключалась в следующем. Необходимо было оценить
кинетику расслоения дегазированной водонефтяной эмульсии и эмульсии, содержащей
диспергированную газовую фазу. Разница в кинетике расслоения должна была показать
влияние выделяющегося из нефти свободного газа на плотность жидкости и на
показатели замера обводненности с помощью выпускаемого промышленностью
оборудования.
В высококонцентрированных эмульсиях капли воды практически соприкасаются
друг с другом, образуя пространственную систему. Газовый пузырь, окруженный
множеством капель воды, не в состоянии всплыть из-за стремления водных капель,
напротив, оседать в нефти. Разделение водонефтяных смесей в присутствии газовой
фазы, таким образом, существенно осложнено. При замерах продукции скважин это
может привести к ошибкам в определении обводненности, поскольку в присутствии газа
увеличение плотности жидкости при ее обводненности может не произойти.
Значительно ухудшатся условия сепарации газа при поступлении в сепаратор
сильнодиспергированной эмульсии. В этой связи, для повышения эффективности
сепарации газовой фазы в технологических процессах измерения продукции скважин
необходимо производить дестабилизацию эмульсий, например, заблаговременным
вводом в жидкость деэмульгаторов.
Э.И. Глушков, Т.С. Еременко
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Вопросы согласованной политики в области стандартизации,
метрологии и сертификации по учету нефти. Новые нормативные
документы
С 2005 года ОАО «Нефтеавтоматика» выполняет работы «под ключ» в
Республике Казахстан по системам измерений количества, качества нефти и
20
комплексной автоматизации объектов добычи, транспорта нефти с предоставлением
гарантии на все виды работ и обучением пользователей.
Внедрение в столь неоднородную среду Казахстанского нефтегазового
комплекса, где работают добывающие и сервисные компании со всех концов света –
международные корпорации и представители азиатских стран, в частности, Китая –
требует от участников рынка, в особенности от сервисных компаний, не только
эффективности, оптимальных цен, безупречного качества, но еще и соответствия
стандартам, упорядочивающих коммерческий учет сырой
и товарной нефти,
обеспечивающих качественную разработку
и реализацию проектов. Поэтому
немаловажным на сегодня является вопрос гармонизации нормативных документов.
При выполнении договоров с ОАО «КазТрансОйл»-Атасу и ОАО «Петро
Казахстан» - Кумколь выяснилось, что на территории Казахстана действуют
собственные инструкции, методики, правила. На стадии проектирования возник вопрос
создания единой нормативной базы по учету нефти.
Был определен перечень нормативных документов РФ на признание и
проведение учетной регистрации в Казахстане. Процедура затяжная и требует
согласования в Казахстанских институтах. ОАО «Нефтеавтоматика» предоставила
собственные методики
поверки на средства измерений, Рекомендации,
регламентирующие требования к методам измерений объема, плотности и массы
нефти, и была проведена учетная регистрация их в «КазИнСт», для вышеупомянутых
заказчиков.
В связи с необходимостью создания единых нормативных документов по учету
нефти при ее транспортировке по инициативе ОАО «АК «Транснефть» на 29-м
заседании
Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и
сертификации рассмотрен вопрос о принятии межгосударственных
нормативных
документов ГОСТ 8.587-2006 и
РМГ 81-2006 по учету нефти и нефтепродуктов на основе ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ.
Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения
измерений» и Рекомендаций по метрологии Р 50.2.040-2004 «ГСИ. Метрологическое
обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных
нефтепроводов. Основные положения».
На этом же заседании был рассмотрен вопрос разработки РМГ на основе
применяемых в ГОСТ Р 8.595 и Р 50.2.040 ссылочных нормативных документов РФ.
Документы объявлены в информационном указателе №10,2006 «Национальные
стандарты» Федерального Агентства по техническому регулированию и метрологии,
однако, к сожалению, документы еще не изданы.
За несколько лет работы в Казахстане проявляется интерес к документам,
разработанным в ОАО «Нефтеавтоматика». Компании за свой счет проводят их
регистрацию и пользуются этими документами на территории Республики Казахстан.
Кроме того, в Казахстане намечается тенденция перехода на международные
(ISO) и американские (ASTM) стандарты, а также расширение применения нормативной
базы за счет использования российских нормативных документов. Так, в 2006 году от
одного Казахстанско-Китайского предприятия пришел запрос о проведении анализа и
сравнения ряда ASTM и ISO российским стандартам.
21
На средства измерений в Казахстане действует собственный Госреестр и
средства измерений, не вошедшие в него, должны повторно пройти Госиспытания
(несмотря на то, что в России они сертифицированы). Поэтому целесообразно принять
соглашение о взаимном признании результатов государственных испытаний и
утверждения типа, поверки и калибровки средств измерений, а также результатов
аккредитации лабораторий, осуществляющих испытания, поверку или калибровку
средств измерений.
Новые нормативные документы
Для реализации новых требований к учету нефти, газа и нефтепродуктов,
связанных с внедрением новых средств измерений, ОАО «Нефтеавтоматика»
продолжает разработку новых нормативных документов.
Так в 2006 году утверждены и предложены заинтересованным организациям
документы:
МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения
средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений
количества и показателей качества нефти и поверочных установок
МИ 3001-2006 ГСИ. Рекомендация. Преобразователи плотности и вязкости
жидкости поточные моделей 7827 и 7829 фирмы «Solartron Mobrey Limited». Методика
поверки в динамическом режиме.
Изменения к методикам поверки МИ 2974 и МИ 2463
МИ *** - 2007 Системы измерений количества и показателей качества и
показателей качества нефти, светлых нефтепродуктов и жидких углеводородов.
Техническое обслуживание и ремонт. Основные положения (Проект).
Накоплен большой опыт по разработке методик выполнения измерений.
Все МВИ аттестованы и зарегистрированы в Федеральном реестре и
Госреестре Рекомендаций. Перечень МВИ приведен на сайте ОАО «Нефтеавтоматика».
Е.И.Денисов
ОАО «Нефтеавтоматика», г.Уфа
О периодической поверке и градуировке
поточных преобразователей плотности
В настоящее время в Российской Федерации действуют следующие нормативные
документы (НД) по поверке и градуировке поточных преобразователей плотности (ПП),
утвержденные и внесенные в Государственный реестр рекомендаций в установленном
порядке:
22
−
МИ 2591-2000 ГСИ. Преобразователи плотности поточные фирмы
«Solartron». Методика поверки.
(в лаборатории пикнометрической установкой);
−
МИ 2816-2003 ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика
поверки на месте эксплуатации.
(пикнометрической установкой);
−
МИ 2615-2000 ГСИ. Преобразователи плотности поточные фирмы "The
Solartron Elektronic Group Ltd." (Великобритания). Методика градуировки.
(пикнометрической установкой);
−
МИ 2403-97 ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки
на месте эксплуатации ( с Изменением от 01.06.2002 г.)/
−
(эталонным плотномером);
−
МИ 2644-2001 ГСИ. Денсиметры «Sarasota» модификаций FD-950, FD-960
фирмы «Onix». Методика поверки/
(в лаборатории).
В последнее время организации, эксплуатирующие системы измерений количества
и показателей качества нефти (СИКН) в состав которых входят ПП, предъявляют
повышенные требования к поверке ПП по месту эксплуатации. В случае не
подтверждения их характеристик, требуется градуировка, которую можно выполнить
только согласно МИ 2403 по месту эксплуатации с помощью эталонного плотномера
типа МДЛ (разработка ВНИИР), имеющего свои технические особенности.
Во-первых, эталонный плотномер очень чувствителен к содержанию в нефти
механических примесей в виде металлических включений, появляющихся в результате
естественного износа оборудования, обеспечивающего подготовку и перекачку нефти.
Во-вторых, эталонный плотномер чувствителен к содержанию парафинов в нефти,
которые при низкой температуре также как и металлические включения оседают на
основном элементе МДЛ – поплавке, искажая показания плотности образцового
средства измерения.
В-третьих, при измерениях эталонным плотномером типа МДЛ плотности сырой
нефти с высоким влагосодержанием и плотности товарной нефти со значительным
содержанием легких фракций, вследствие разделения жидкости на слои с разной
плотностью за время отключения, переноса, установки измерительной камеры и
проведения измерений, полученные значения плотности несколько отличаются от
реальной.
Таким образом, осуществить градуировку ПП по месту эксплуатации согласно МИ
2403 с помощью эталонного плотномера типа МДЛ можно только на так называемой
«стабильной нефти», имеющей минимальные механические примеси в виде
металловключений и парафинов и обладающей минимальной способностью к
расслоению в течение интервала времени, необходимого для проведения измерений.
Все вышеперечисленные недостатки не влияют на результаты поверки ПП по
месту эксплуатации, при использовании пикнометрической установки. Но как уже было
сказано выше, в случае необходимости, градуировка ПП выполняется на стенде в
лаборатории согласно МИ 2615.
23
В 2003 году разработана ОАО "ИМС" и утверждена ГНМЦ ФГУП ВНИИМ методика
градуировки плотномеров по месту эксплуатации с помощью пикнометрической
установки – "МИ 2302-1МГ-2003 ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика
градуировки на месте эксплуатации", которая по каким-то причинам не внесена в
Государственный реестр рекомендаций, что в свою очередь привело к невозможности
ее применения на территории РФ.
Ю.И. Зозуля, И.Д. Кизина
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
А.А. Жильцов, В.В. Низамов, С.А. Екимцов
ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Информационные технологии анализа балансов материальных и
энергетических потоков в инженерных сетях
Анализ балансов материальных и энергетических потоков в инженерных сетях
нефтегазодобычи является важным элементом системы контроля и управления
добычей нефти и служит практическим интересам нефтедобывающих компаний.
Оперативный контроль условий добычи нефти, с оценкой по каждой скважине
количества и показателей качества добытой нефти, потребленной энергии и прочих
затрат на добычу нефти, позволяет получить дифференцированную оценку
себестоимости каждой тонны нефти и точно определить величину налогооблагаемой
базы при добыче нефти.
На базе достоверной информации, сформированной при анализе балансов
материальных и энергетических потоков с использованием современных средств АСУ
ТП и АСУ П, службы нефтедобывающих компаний могут выполнить оперативный
контроль:
 отклонений фактических значений параметров потоков от их режимных значений
(диспетчерские, технологические и энергетические службы);
 соблюдения условий компенсации отбора жидкости из пласта закачкой агентов, а
также динамики добычи нефти по участкам разработки (геологические службы);
 работоспособности и качества работы приборов учета применительно к
отдельным узлам инженерной сети с выделением систематической погрешности
средств измерения и обоснованным расчетом их калибровочных коэффициентов
(службы автоматизации).
Информационные технологии (ИТ) анализа баланса обеспечивают поддержку
принятия решений специалистов по корректировке режимов эксплуатации объектов
добычи, поддержания пластового давления (ППД), подготовки и перекачки жидкости с
целью повышения их эффективности и решать тем самым задачи оптимизации
себестоимости нефти. Ежедневный контроль баланса потоков жидкости позволяет не
только оперативно выявлять время и место возникновения дисбаланса, но и
24
своевременно определять его причины и планировать выполнение работ по их
устранению.
ОАО «Нефтеавтоматика» по заданию ОАО «Татнефть» выполняет разработку и
внедрение на нефтегазодобывающих предприятиях ИТ анализа баланса в составе
корпоративной информационной системы (КИС) «Мониторинг и анализ баланса потоков
в инженерных сетях нефтегазодобычи на основе интегрированной АСУ ТП
нефтегазодобывающего производства» (КИС БАЛАНС).
КИС БАЛАНС строится на базе существующих программных комплексов уровня
компании (SAP/R3, ТН-НД, MDM) и уровня НГДУ (АРМИТС), охватывая локальные АСУ
ТП и АСУ П (МЕГА, ПРОТОК, ДИСК-110, АРМ), объединенные с помощью
интегрированной АСУ ТП.
ИТ анализа баланса обеспечивают:
 сопровождение базы данных (БД) и просмотр данных;
 сбор первичных технологических параметров;
 первичную обработку измерений материальных и энергетических потоков;
 согласование измерений, выявление причин дисбалансов;
 оперативный анализ эффективности потребления электроэнергии;
 прогнозирование потребления электроэнергии;
 формирование отчетов.
Специалисты ОАО «Нефтеавтоматика» совместно со специалистами ОАО
«Татнефть» выполнили разработку стандарта организации «Положение о
производственном учете и анализе баланса потоков жидкости в инженерных сетях НГДУ
ОАО «Татнефть». Документ регламентирует ИТ анализа баланса потоков жидкости в
инженерных сетях предприятий ОАО «Татнефть» при сборе продукции добывающих
скважин, подготовке нефти и пластовой воды, приеме и сдаче товарной нефти, закачке
сточной и пресной воды в нагнетательные скважины.
Составление материального баланса потоков минерального сырья позволяет
ответственным службам нефтедобывающей компании более обоснованно формировать
доказательную базу для контроля достоверности расчета льготного налога на добычу
полезных ископаемых лицензионных участков недр с выработанностью извлекаемых
запасов более 80%.
И.Д. Кизина, П.Г. Гурин
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Н.Н. Файзуллин, В.А. Алабужев
ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Первоочередные программно-технические решения для мониторинга
АСУ ТП в нефтяной компании
Благодаря усилиям нескольких поколений специалистов по автоматизации и
метрологии, технологические комплексы предприятий
нефтегазовой
отрасли
25
превращаются в сложные автоматизированные технологические комплексы (АТК)
нефтегазодобычи (НГД) с развитыми автоматизированными системами управления
технологическими процессами (АСУ ТП). Эффективность деятельности нефтяных
компаний напрямую зависит от надежности и эффективности функционирования АТК
НГД в целом, его отдельных подсистем, комплексов и компонентов, слаженности
работы операторов, диспетчеров, инженерно-технического персонала, корректности их
действий при принятии решений, исполнении и контроле исполнения решений. Поэтому
актуальной
проблемой сегодняшнего дня
является формирование системы
отслеживания (мониторинга)
АТК НГД в режиме реального времени, в т.ч.
мониторинга АСУ ТП. При общем понимании
специалистами необходимости
разработки и внедрения систем мониторинга (СМ) АСУ ТП не сформированы
концептуальные основы построения СМ, не определены программно-информационные
платформы реализации СМ, методы и условия внедрения СМ в нефтедобывающих
компаниях. Обсуждению части
упомянутых проблем и описанию вариантов
построения программно-информационных средств СМ посвящен этот доклад.
Реальная практическая востребованность работ по проблеме мониторинга АСУ
ТП определяется следующим:
 необходимостью повышения надежности функционирования средств АСУ ТП,
снижения риска принятия некорректных решений специалистами при управлении
технологическими процессами, при аварийных и предаварийных ситуациях, при
ошибочных действиях операторов;
 необходимостью сокращения времени на диагностику состояния программнотехнических средств АСУ ТП, включая каналы передачи информации;
обеспечения своевременности планирования и выполнения профилактических
работ, планово-предупредительных ремонтов оборудования АСУ ТП и
информационно-измерительных систем (ИИС);
 необходимостью достижения полного соответствия измеренных показателей,
характеризующих технологический процесс в распределенной системе
управления по добыче нефти, и данных, используемых при принятии решений
диспетчерами, специалистами, специалистами ЦИТС и др.;
 вводом в действие ГОСТ Р 8.615-2005 и необходимостью усиления системы
контроля за измерениями в добыче нефти, качеством функционирования АСУ ТП
нефтегазодобычи, включая ИИС АГЗУ «Спутник» и нефтепромысловые объекты
добычи, подготовки и транспортировки нефти;
 необходимостью,
в соответствии с P 50.2.052-2006, информационного
обеспечения работ по мониторингу АСУ ТП, организации внутреннего и внешнего
аудита
(технологического, экологического, метрологического, техникоэкономического и пр.).
В силу сложности и многоаспектности задач, которые должны решать развитые
СМ, создание СМ современного АТК НГД будет осуществляться в несколько этапов.
На каждом этапе цели и задачи СМ будут уточняться и несколько переопределяться в
зависимости от состояния автоматизации и информатизации нефтяных компаний и
достижений поставщиков оборудования и компонентов АСУ ТП.
26
СМ АСУ ТП должна быть сформирована в нотации открытых программноинформационных систем, адаптируемых к особенностям текущего состояния АТК
нефтегазодобычи конкретного предприятия, к состоянию нормативной базы
автоматизации и метрологии в нефтегазовом комплексе, вариантам организации
внутреннего и внешнего аудита (технологического, метрологического и пр.), к
квалификации и опыту специалистов, работающих в конкретных нефтяных компаниях,
иметь интуитивно-понятный пользовательский интерфейс, развитые средства
генерации вариантов действия персонала в конкретных диагностируемых ситуациях. В
силу своего назначения СМ будет усиливать интеграцию и интеллектуализацию
отдельных подкомплексов, составляющих АТК нефтегазодобычи (локальных АСУ ТП,
ИИС), с автоматизированными системами производственного управления (MES) и ERPсистемами.
С учетом нескольких вариантов корпоративных стандартов реализации АСУ ТП,
операторного и диспетчерского управления на базе SCADA-систем, вариантов
построения информационных систем (на базе СУБД ORACLE, MS SQL и др.), СМ
целесообразно реализовать как многоплатформенную, конфигурируемую, открытую
программно-информационную среду, настраиваемую на текущие потребности нефтяной
компании.
Ниже приведен перечень
специальных программных модулей, которые
необходимо иметь на первых этапах внедрения СМ.
1. Модули контроля и идентификации параметров состояния АСУ ТП и ИИС.
2. Модули поддержки принятия решений по процедурам диагностики технических
и программных средств АСУ ТП нефтегазодобычи, включая прямые и
косвенные методы диагностирования и выявления ошибок контроля состояния
локальных АСУ ТП и ИИС.
3. Модули подготовки отчетов и оперативных журналов о состоянии АСУ ТП
нефтегазодобычи и выполненных профилактических работах, плановопредупредительных ремонтах, восстановительных и иных работах по
обеспечению работоспособности АСУ ТП.
4. Модули анализа статистических данных по состоянию АСУ ТП
нефтегазодобычи.
Кроме основной проблемы разработки и внедрения СМ - отсутствие методических
и нормативных документов построения и определения состава системы - существуют
практические проблемы нефтедобывающих компаний, основные из них перечислены
ниже:
 низкий уровень автоматизации на ряде объектов в составе инженерных сетей
добычи нефти;
 отсутствие доступа к отдельным объектам нефтедобычи через корпоративную
сеть;
 частичное отсутствие документации на существующие локальные
являющиеся источниками информации;
27
АСУ ТП,
 недостоверность и противоречивость самой этой информации;
 существенное влияние субъективного фактора на ее формирование и
интерпретацию;
 наличие разных целей, взглядов, схем и моделей, принятых в различных службах
Компании.
При разработке и внедрении системы «Мониторинг АСУ ТП» на конкретных
предприятиях могут рассматриваться самые различные варианты конфигурирования
состава и функциональных возможностей. Выбор конкретного варианта осуществляется
на предпроектной стадии разработки СМ разработчиком и заказчиком проекта
совместно и
зависит от финансовых и технологических возможностей,
профессиональной подготовки пользователей, состава объектов и действующих АСУ
ТП и систем автоматизации и т.д.
При внедрении системы мониторинга АСУ ТП наибольший эффект достигается на
тех объектах, где уже функционирует программный комплекс оперативного анализа
баланса материальных и энергетических потоков в инженерных сетях
нефтегазодобывающих предприятий. В этом случае появляется возможность получения
информации об измерениях и состоянии технических средств из двух различных
источников, полученной разными способами и использования мощного аналитического
аппарата интеллектуальной обработки данных.
Ю.И. Зозуля, И.Д. Кизина
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
В.А. Алабужев
ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Интеллектуальный нефтепромысел реального времени
Понятия "интеллектуальная скважина" ("intelligent well"), "интеллектуальный
нефтепромысел" ("intelligent oil field") определяют автоматизированные скважины и
нефтепромыслы как сложные системы в составе автоматизированного технологического
комплекса (АТК) нефтегазодобычи. Для обеспечения их управляемости необходим
непрерывный мониторинг их состояния в реальном времени (РВ) с поддержкой принятия
решений специалистами на основе современных методов анализа процессов
нефтегазодобычи, основанных на моделях (model-based methods) или знаниях (knowledgebased methods). Такие нефтепромыслы в России пока не созданы, но нет сомнения, что
они появятся. Цель создания интеллектуального нефтепромысла РВ – переход от
автоматизации отдельных объектов и технологических процессов к их
интеллектуализации, т.е. к эффективному использованию ресурсов и оптимизации
производственных процессов нефтегазодобычи в РВ с применением моделей и знаний
специалистов.
28
Неотъемлемой составной частью интеллектуального нефтепромысла РВ в
составе АТК нефтегазодобычи являются аналитические подсистемы, обеспечивающие
мониторинг, анализ и прогнозирование событий, происходящих на территории
эксплуатируемого месторождения. Эти подсистемы функционируют в среде
интегрированных АСУ ТП, MES и ERP и используют интеллектуальные (например,
нейросетевые) технологии для анализа данных, выявления закономерностей и
обнаружения тенденций, управления жизненным циклом, обслуживанием и
эксплуатацией оборудования. Ожидается, что внедрение интеллектуальных технологий
позволит отрасли полноценно использовать возможности современных методов
анализа данных РВ о процессах нефтегазодобычи, повысить эффективность добычи
углеводородов, управления ресурсами и снизить риски при выборе решений.
Интеллектуальные информационные технологии обеспечивают:
1) возможность автоматизации на основе данных РВ, поступающих из АСУ ТП и
вводимых вручную инженерно-техническим персоналом:
 операций мониторинга:
- состояния объектов АТК,
- материальных и энергетических потоков в инженерной сети
нефтегазодобычи;
 операций анализа балансов и дисбалансов материальных и
энергетических потоков АТК нефтегазодобычи;
 учетных и аналитических операций в производственном управлении,
процедур планирования и контроля исполнения плана при эксплуатации
АТК нефтегазодобычи;
2) поддержку принятия решений специалистами при:
 диагностике состояния объектов в составе АТК,
 контроле дисбалансов материальных и энергетических потоков, выявлении
причин их возникновения,
 обосновании корректировок содержимого базы данных системы в случае
ошибочных действий операторов, сбоев в работе средств измерения,
систем автоматики и телемеханики, линий связи и пр.;
3) математическое моделирование:
 структуры и динамики изменения состава технологических, измерительных
и обеспечивающих подсистем АТК,
 динамики материальных и энергетических потоков в АТК;
4) оптимизацию управления нефтепромыслом по показателям эффективности
добычи нефти;
5) коллективную работу обслуживающего персонала и лиц, принимающих решения,
начиная от уровня цехов и служб нефтепромысла до уровня управления
нефтяной компанией.
Для достижения этих целей специалистами ОАО «Нефтеавтоматика» разработан
программный комплекс «ИНТЕГРАЦИЯ», который предназначен для конфигурирования
аналитических подсистем интегрированных АСУ ТП нефтегазодобычи на основе
интеллектуальных технологий и используется в ОАО «Татнефть» в составе
29
корпоративной информационной системы (КИС) БАЛАНС для создания программных
комплексов интеллектуальных нефтепромыслов.
Ю.И. Зозуля, Д.Ф. Назипов
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Р.Р. Ахметзянов, А.А. Жильцов
ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Нейросетевые технологии в решении задач контроля и
диагностики состояния инженерных сетей
Современные информационные технологии открывают широкие возможности для
использования методов, основанных на знаниях (knowledge-based methods), при
обработке и интерпретации неполных и противоречивых данных реального времени о
состоянии инженерных сетей (ИС). Среди этих методов нейросетевые методы являются
одними из наиболее перспективных. Они позволяют организовать вычисления на основе
автоматически генерируемых нейросетевых адаптивных моделей технологических
объектов, параметры которых могут быть найдены на основе данных реального
времени с использованием известных алгоритмов обучения нейронных сетей.
Актуальной практической задачей является реализация в нейросетевом базисе
адаптивных балансных моделей ИС нефтегазодобычи, разработка рекомендаций и
методик
применения
нейросетевых
технологий
для
анализа
баланса
многокомпонентных потоков на нефтяных промыслах.
На рис. 1 (а) в качестве примера приведена графовая модель типового участка
ИС нефтедобычи.
1
Ус 1
x1
q1
x2
Ус 2
q4
y4
y2
y1
УУН
ГЗУ
y1
x4
СТХУ
x5
y2
q6
y3
y6
q2
q5
x3
ДНС
y3
y5
x6
КНС
В1
y7
q7
x7
БГ
y8
x8
y9
q3
q8
y4
x1
x2
q4
dis4
x3
x4
q5
dis5
y5
q9
y6
8
y7
x9
В2
y8
y 10
q 10
y9
y10
x5
x6
x7
x8
q7
dis7
q8
dis8
x9
Рис. 1. Графовая (а) и нейросетевая (б) модели участка ИС нефтедобычи.
30
Термохимическая установка для подготовки сернистой нефти (СТХУ) формирует
на выходе поток нефти, направляемый на узел учета нефти (УУН), и поток пластовой
воды, направляемый на кустовую насосную станцию (КНС), блочную гребёнку (БГ) и
водоводы (В1 и В2), к которым подключаются нагнетательные скважины. Нефтяная
эмульсия поступает на вход СТХУ с отводов дожимных насосных станций (ДНС) и
близлежащей групповой замерной установки (ГЗУ). К усам (Ус1, Ус2) ГЗУ подключены
выкидные линии нефтяных скважин, расходные параметры газожидкостных потоков
которых последовательно измеряются на ГЗУ во времени.
В графовой модели участка ИС выделены четыре внутренних узла. Узел,
соответствующий ГЗУ, связан с периферийными узлами Ус 1 и Ус 2. Узел,
соответствующий СТХУ, связан с узлами УУН и КНС. Каждому i-у потоку в модели
приписан параметр расхода xi и результат его измерения y i (если он имеется – для
x4 отсутствует), а каждому j-у узлу – величина притока (утечки) q j и результат
изменения давлении y i (если он имеется – y4 и y5 для узлов ГЗУ и СТХУ).
Нейросетевая модель участка ИС для расчета дисбалансов приведена на рис. 1
(б). Выходами нейросетевой модели являются значения дисбалансов потоков
dis4 , dis5 , dis7 , dis8 в узлах участка сети. Процесс обучения сети направлен на
минимизацию суммы квадратов дисбалансов с определением (идентификацией)
параметров модели при разных гипотезах о причинах нарушения балансов потоков в
узлах участка ИС.
Приведенная нейросетевая адаптивная балансная модель участка ИС может
использоваться для анализа баланса потоков как по массовым расходным параметрам
нефтегазовой смеси в целом, так и по расходным параметрам отдельных компонентов
потоков (по нефти и сточной воде).
Нейросетевая адаптивная балансная модель инженерной сети генерируется на
основе описания графа ИС нефтедобычи, хранимого в базе производственных данных
программного комплекса «ДИАГНОСТИКА». Данный комплекс разработан ОАО
«Нефтеавтоматика» и используется в корпоративной информационной системе (КИС)
БАЛАНС ОАО «Татнефть» для выполнения вычислений при согласовании данных (data
reconciliation) и определении причин нарушения балансов материальных и
энергетических потоков в инженерных сетях нефтедобычи.
И.Д. Кизина
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
ИНГА - современная программно-информационная система для
нефтегазовой отрасли
Разработка интеллектуальной Интегрированной НефтеГазовой системы с
Адаптивным управлением (ИНГА) началось в ОАО «Нефтеавтоматика» в конце 2005
31
года. В ее создании принимали участие специалисты: Бронников В. Г., Бурангулова С.
Б., Ведерникова А. Ю., Гиниятуллин В. М., Гурин П. Г., Зозуля Ю. И., Кизина И. Д.,
Мукасеев П. В., Назипов Д. Ф., Насырова А. Р., Петров А. Б., Петрунов Ю. С., Петунин С.
В., Рафикова А. М., Санарова К. А., Сулейманова Г. Х., Швинд Н. Г. и др.
ИНГА – это многопользовательская программно – информационная среда.
Функционирует на основе единой базы данных. Содержит как данные реального
времени, так и оперативно обновляемые нормативно-справочные данные. Позволяет
поддерживать постоянно действующую модель нефтегазодобывающего производства.
Базы данных реализуются на основе СУБД ORACLE или MS SQL. Основные
приложения реализованы в среде DELPHI.
Система включает в себя:
 средства математического моделирования процессов и систем, поддержки
принятия решений при мониторинге и контроле состояния технологических
процессов, измерительных систем и АСУ ТП;
 библиотеку универсальных и специальных программных модулей;
 единую базу данных;
 средства интеграции, конфигурирования и администрирования систем семейства
ИНГА на предприятиях заказчика).
Роль и место системы ИНГА в автоматизированных системах предприятий –
заказчиков приведена на рисунке.
В настоящее время существует набор проектных решений, реализованных в
типовых программных комплексах для автоматизации работ диспетчерской и
инженерно-технологической служб, а также служб главных специалистов – метролога,
технолога, механика, энергетика, цеха автоматизации производства.
32
ПК «МЕХАНИКА» предназначен для автоматизации учетных и аналитических
операций, операций контроля наличия и движения оборудования в связи с его
ремонтами, заменой, списанием, приобретением нового оборудования, операций
формирования годовых и месячных графиков планово-предупредительных работ,
дефектоскопии, техобслуживания. Расчет графиков ведется с использованием базы
данных паспортов оборудования, нормативных данных и реальных данных по
эксплуатации оборудования (статистика перемещений, наработки, история ремонтов и
пр.).
ПК «МЕТРОЛОГИЯ» предназначен для автоматизации учетных и аналитических
операций по средствам измерений, детализированных до учета наличия драгоценных
металлов, операций по формированию и контролю выполнения графиков поверок,
калибровок средств измерений, формирования аналитических документов.
ПК «АВТОМАТИКА» предназначен для автоматизации работ по учету фонда
контрольно-измерительных приборов и средств автоматики, ведению их паспортов в
электронном виде, формированию отчетов по отказам, формированию графиков
технического обслуживания контрольно-измерительных приборов, контролю
выполнения работ по сервисному обслуживанию средств автоматики и телемеханики.
ПК «ПОДГОТОВКА» предназначен для автоматизации работ при мониторинге
состояния технологического оборудования объектов подготовки нефти, газа и воды,
включая автоматизацию традиционных оперативных учетных и аналитических операций
по состоянию парка оборудования и наличию нефти на товарных парках, операций
планирования работ и формирования регламентной отчетности. Процесс подготовки
нефти, газа и воды на экране пользователя представлен в виде принципиальных схем.
Обеспечен вывод удобных таблиц и графиков, отображающих состояние парка
оборудования, наличие нефти в резервуарах товарных парков и других данных.
ПК «ОКСИС» предназначен для обеспечения специалистов центральной
инженерно-технологической службы, а также отделов и цехов предприятий нефтяной
компании оперативной информацией о состоянии инженерной сети нефтегазодобычи,
снимаемых технологических параметрах, характеристиках используемых средств
измерения и результатах анализа баланса потоков жидкости, нефти, газа и воды,
согласования измеренных значений по сети нефтегазодобычи.
ПК «ЭНЕРГОБАЛАНС» предназначен для анализа баланса электроэнергии по
узловым точкам сети, предоставления оперативной информации о структуре
потребления электроэнергии по производственным подразделениям, а также об
эффективности ее использования для непрерывного мониторинга удельных затрат
электроэнергии по элементам технологического процесса.
ПК «ДИАГНОСТИКА» предназначен для контроля параметров состояния
инженерной сети и выявления дисбалансов потоков в узлах сети, диагностики состояния
инженерных сетей с целью уточнения причин дисбалансов потоков, расчета
поправочных коэффициентов к средствам измерения.
ПК «ИНТЕГРАЦИЯ» предназначен для конфигурирования программных
комплексов системы ИНГА и поддержания ее в работоспособном состоянии (Ведение
базы данных, Интеграция с внешними системами).
33
Типовые программные комплексы зарегистрированы в РОСПАТЕНТЕ и
внедряются на предприятиях нефтегазодобычи. Информация о системе размещена на
сайте ОАО «Нефтеавтоматика».
К. А. Санарова, С. В. Петунин, С. Б. Бурангулова
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Методы разработки новых программных комплексов в среде
ИНГА
Быстрое развитие информационных технологий в нефтегазодобычи, внедрение
как зарубежных, так и отечественных программных комплексов и систем управления
производственными процессами заставляет разработчиков интегрированных
автоматизированных систем управления искать новые способы создания
конкурентоспособных программных продуктов.
В конце 2005 года в ОАО «Нефтеавтоматика» началась разработка системы,
предназначенной для создания интегрированных автоматизированных систем
управления производственными процессами нефтегазодобывающего производства.
Результатом этой работы стало создание интеллектуальной интегрированной системы
управления технологическими и производственными процессами в нефтегазодобычи
(ИНГА). ИНГА имеет в своем составе библиотеку программных модулей и
инструментальные программные средства, с помощью которых могут быть
сконфигурированы программные комплексы, предназначенные для поддержки принятия
решений специалистов в области нефтегазодобычи (геологов, технологов, механиков,
энергетиков, метрологов, специалистов по автоматизации и информационным
технологиям).
Процесс создания нового программного комплекса на базе системы ИНГА
включает в себя следующие этапы:
 определение функционала разрабатываемого программного комплекса;
 сопоставление функций системы ИНГА и
функций разрабатываемого
программного комплекса (на этом этапе возможна разработка нового
программного модуля);
 генерирование физической модели базы данных на основе логической модели
базы данных системы ИНГА;
 конфигурирование программного комплекса из библиотеки программных модулей
ИНГА;
 заполнение базы данных информацией об объектах и связях между ними (ручное
или автоматизированное (при наличии информации в электронном виде));
 внесение информации о пользователях и назначение им прав доступа к
функциям программного комплекса и к информации, хранимой в базе данных;
34
 заполнение базы данных информацией о свойствах объектов, формирование
классификаторов;
 тестирование сконфигурированного программного комплекса;
 оформление эксплуатационной документации.
Таким образом, при минимальном использовании дополнительного
программирования, только путем настройки системы и соответствующем наполнении
базы данных, получаем новый программный комплекс, который полностью
удовлетворяет требованиям Заказчика.
Преимущества использования системы ИНГА при создании программного
комплекса:
 сокращение сроков разработки программных комплексов;
 поэтапное подключение новых функций из библиотеки программных модулей;
 использование внесенной информации для других программных комплексов;
 привлечение дополнительных специалистов на всех этапах разработки и
внедрения программных комплексов.
Эффективность:
Сроки разработки и внедрения нового программного комплекса в среднем
уменьшаются в 3-4 раза (от 1 года до 3-х месяцев).
В настоящее время существует набор типовых программных комплексов,
созданных в среде ИНГА (ПК «МЕХАНИКА», ПК «МЕТРОЛОГИЯ», ПК «ПОДГОТОВКА» и
др.).
Программные комплексы зарегистрированы в РОСПАТЕНТЕ и внедряются на
предприятиях нефтегазодобычи.
Информация
о программно-информационной
платформе ИНГА размещена на сайте ОАО «Нефтеавтоматика».
Ю.С. Петрунов, К. А. Санарова, С. Б. Бурангулова
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Новые IT- решения для автоматизации деятельности сервисных
организаций и контроля работ по обслуживанию оборудования и
средств измерений
В настоящее время в большинстве нефтяных компаний с целью оптимизации
основных и вспомогательных бизнес процессов проходит процесс реструктуризации.
Обслуживающие цеха (в том числе цех автоматизации производства) отделяются от
основного производства, а на их базе создаются самостоятельные организации для
оказания сервисных услуг.
Задача контроля выполнения работ сервисными организациями, контроль
стоимости проводимых работ и оплаты услуг является актуальной для компаниизаказчика. Для сервисной организации актуальна задача оптимизация, как своих
35
внутренних работ, так и ведения работ с одной или несколькими нефтяными
компаниями.
ОАО «Нефтеавтоматика» предлагает новые IT-решения для автоматизации
деятельности сервисных организаций и контроля работ по обслуживанию оборудования
и средств измерений.
В программных модулях, входящих в состав системы ИНГА, реализуются
следующие функции:
 формирование заявок на сервисное обслуживание оборудования и средств
измерений;
 движение заявок между пользователями программного модуля (специалисты
НГДУ, специалисты предприятия сервисного обслуживания);
 учет состояния заявок (создана, направлена, утверждена, направлена
исполнителю, принята к исполнению, в работе, закрыта);
 учет типов обслуживания (ремонт, капитальный ремонт, текущий ремонт,
внеплановый ремонт, сервисное обслуживание, диагностирование, тестирование,
выездной ремонт);
 управление приоритетами исполнения заявок;
 учет времени, затраченного на ремонт (сравнение с планируемым временем);
 учет людских ресурсов;
 учет расходных материалов;
 учет использования транспортных средств;
 подготовка комплекта документов для проведения ремонта.
Внедрение предлагаемых решений позволит нефтедобывающим предприятиям
существенно снизить затраты на обслуживание оборудования и средств измерений,
упорядочить учет и отчетность, оптимизировать графики обслуживания и ремонтов,
сократить количество запасных измерительных приборов на складах до минимально
необходимого уровня, обосновать нормативы учета затрат компаний заказчика и
сервисных организаций.
Э.О. Сюч
ООО «Инда Софт», Москва
Подходы к созданию автоматизированных систем эффективного
управления производством предприятий нефтегазовой отрасли
В современных условиях, когда каждый добытый и переработанный барелль
нефти обходится российским нефтяным компаниям все дороже, остро стоит вопрос
принятия мер по контролю и снижению себестоимости добычи и переработки нефти.
Ключевым фактором влияния на себестоимость была и остается производственная
деятельность и от того, насколько эффективно она управляется, сегодня зависит
буквально факт существования предприятий.
Управление современным нефтегазовым предприятием – сложный процесс. Для
достижения успеха руководители высшего уровня должны правильно определять
36
стратегию компании и устанавливать бизнес-задачи, которые приведут компанию к
достижению поставленных целей. Традиционно компании разрабатывают стратегию на
год. Делаются предположения относительно будущего спроса и стоимости продукции, а
историческая информация из бизнес-систем используется для оценки производственных
мощностей и накладных расходов. Стратегии и бизнес-задачи создаются для
оптимального использования ресурсов компании с целью получения максимальной
прибыли в текущих рыночных условиях.
Традиционный подход имеет несколько недостатков. Во-первых, цели, которые
компания ставит перед собой, оказываются слишком консервативными. Вместо того
чтобы сосредоточиться на достижении новых оптимальных результатов, компании
принимают прошлые результаты в качестве показателей производительности и
работают над улучшениями на их основании. Во-вторых, бизнес-системы не
обеспечивают достаточную подробность и достоверность информации, необходимые
для понимания происхождения реальных производственных издержек и потенциальной
прибыли на уровне оперативной производственной деятельности. Они в неявной форме
содержат исторические данные по таким ключевым факторам, как затраты
материальных и энергетических ресурсов, эффективность работы технологических
процессов и качество готовой продукции.
Кроме того, традиционные подходы статичны. Конечно, можно внести изменения
на полпути, однако такие изменения в основном носят тактический характер. Общая
стратегия остается неприкосновенной до следующего цикла планирования, даже если
очевидно, что деятельность компании идет в неверном направлении. В нынешнем
динамичном мире предположения о будущем спросе и уровне цен никогда не
сбываются. Действия конкурентов, такие как внедрение новых продуктов, новые
стратегии ценообразования и рекламные кампании, могут совершенно изменить сами
основы, на которых строилась конкуренция. Прогнозы относительно расходов и
производственных мощностей также склонны быстро меняться. Изменение цены на
материальные и энергетические ресурсы может быть связано и с погодными
условиями, и с политическими событиями. Аварии могут привести к простою целых
производств, тем самым оказывая влияние на производственные затраты и
возможность изготавливать пользующиеся спросом продукты.
Обобщив более чем десятилетний опыт создания автоматизированных систем
управления производственными процессами нефтегазовых предприятий, компания
«ИндаСофт» сформулировала подходы к созданию автоматизированных систем,
учитывающие российскую специфику и обеспечивающие эффективное управления
производством по таким критериям как надежность, качество и стоимость. Подходы
компании «ИндаСофт» сосредоточены на целенаправленной автоматизации и
поддержке бизнес-процессов, входящих в управления производством:
 Планирование «от бизнес-задач» производственной деятельности на разных
временных горизонтах (год, квартал, месяц, декада, сутки).
 Оперативный контроль производственной деятельности.
37
o контроль и анализ технологических процессов;
o контроль и анализ работы и состояния основных фондов
(оборудования);
o расчет и анализ материальных балансов;
o контроль и анализ качества.
o контроль и анализ распределения и потребления энергоресурсов.
 Аналитический контроль производственной деятельности:
o контроль производственной себестоимости;
o контроль расходных коэффициентов затрат материальных и
энергетических ресурсов;
o факторный анализ нарушений технологических регламентов и
производственных программ.;
o контроль операционной готовности.
Н.М. Зиятдинова, Д.В. Токарев, А.И. Гольянов, Ю.И. Зозуля
Уфимский государственный нефтяной технический университет,
ОАО «Нефтеавтоматика»
Разработка математической модели расчета индивидуальных
газодинамических характеристик нагнетателей газоперекачивающих
агрегатов
В настоящее время при управлении работой газоперекачивающих агрегатов (ГПА)
цехов компрессорных станций (КС) не учитываются индивидуальные газодинамические
характеристики нагнетателей газотурбинных установок, а в расчетах применяются их
паспортные значения, усредненные для партии изделий на заводе-изготовителе. Это
ведет к необоснованным остановам по защитам ГПА при попадании его режима в зону
помпажа из-за несоответствия индивидуальных газодинамических характеристик и их
паспортных значений. Последующий перезапуск ГПА сопровождается технологически
необходимым сбросом определенного объема перекачиваемого газа в атмосферу.
Для предотвращения попадания режима работы ГПА в зону помпажа и
увеличения эффективности его работы производится оптимизация режима работы
цехов КС. Для оптимизации режима работы цеха КС используются газодинамические
характеристики установленного типа центробежного нагнетателя (ЦН). Под
газодинамической характеристикой нагнетателя принято понимать зависимость степени
38
повышения давления (степени сжатия) (ε), политропического КПД ( пол ) и удельной
N 
приведенной мощности  i  от приведенного объемного расхода газа Qпр [1].
  i  пр
Для решения задачи определения индивидуальных газодинамических
характеристик нагнетателей ГПА была разработана математическая модель,
позволяющая определить расход газа через нагнетатель ГПА с учетом коэффициента
расхода конфузора. Подразумевается, что все расчеты проводятся на основе:
диспетчерских данных, с учетом схемы подключения агрегатов в цехе; характеристик
типов используемых агрегатов; условий отбора топливного газа.
Отметим, что в настоящее время в производственных условиях системой
антипомпажного управления и регулирования «ССС» определяются границы помпажа и,
с учетом 5% запаса, строятся рассчитанные газодинамические характеристики,
индивидуальные для каждого нагнетателя [2].
На основе разработанной математической модели был создан программный
модуль, позволяющий определять индивидуальные газодинамические характеристики
нагнетателей ГПА в рамках системы противопомпажного регулирования и управления.
Программный модуль позволяет решить следующие важные задачи:
1. Проводить более корректное, чем на сегодняшний день, определение расхода
газа через нагнетатели на компрессорных станциях.
2. Уменьшить количество необоснованных «остановов по защитам» ГПА,
вызванных применением паспортных характеристик в системе автоматической
противоаварийной защиты.
Литература
1. Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. – Уфа:
ДизайнПолиграфСервис, 2001. – 168 с.
2. Федорченко М.Ю. Система противопомпажного регулирования и управления
фирмы Компрессор Контролс Корпарейшн «ССС». – Екатеринбург: 1999. – 65 с.
А.А.Раков, А.А.Латыпов, Н.А.Хватков
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
А.А.Газизов
ОАО «ТатНефть», г. Альметьевск
Опыт использования технологии GPRS в системе передачи данных
1. Технология передачи данных GPRS – один из способов решения
проблемы связи с удалёнными технологическими объектами, к которым по разным
причинам невозможна или затруднительна прокладка кабельных линий.
2. Достоинства и недостатки решений, основанных на технологии GPRS.
39
Достоинства: низкая стоимость внедрения и обслуживания, стоимость
оборудования (модем передачи данных) относительно мала, оплата услуги не включает
абонентской платы, производится только за переданный трафик.
Недостатки: надежность зависит от оператора сотовой связи, низкая скорость
передачи данных, территория расположения объекта передачи данных – зона покрытия
оператора сотовой связи.
3. Опыт использования технологии GPRS в Управлении подготовки и
перекачки технологической жидкости для поддержания пластового давления (УПТЖ для
ППД) ОАО «Татнефть» для подключения
к системе диспетчерского управления
технического узла учёта воды «Маврино»:
а) Состав узла учета воды: десять ультразвуковых расходомеров счётчиков воды (УРСВ), имеющих интерфейс RS-485 с протоколом Modbus RTU,
ПК с платой расширения (2 порта RS-485), GPRS модем Fargo Maestro 100;
б) Организация передачи данных: данные с расходомеров собираются
на ПК; программа RaweServer установленная на ПК, передает собранные данные
на удаленный internet-сервер (тоже с RaweServer’ом); соединение с internet’ом
осуществляется посредством GPRS-модема; с этого же сервера данные
передаются во внутреннюю сеть УПТЖ для ППД на диспетчер и в БД.
4. О программном комплексе «RaweServer». «RaweServer» позволяет
организовать многоуровневую передачу данных по сетям, в которых возможна связь по
IP протоколу. Сбор данных осуществляется с ОРС-серверов, конечными пунктами
приема данных являются ОРС-клиенты.
5. Структурная схема организации связи с узла учета «Маврино»:
Корпоративная сеть ОАО "Татнефть" Ethernet TCP/IP
Интернет-сервер
с статическим IP
В защищённом секторе
корпоративной сети
Internet
АРМ-Д
УПТЖ для ППД
Сервер накопления данных
УПТЖ для ППД
GPRS
УУ воды "Маврино"
УРСВ «Взлет»
...
RS232
RS485
RS485
Модули
удалённого ввода
ADAM
Сервер передачи данных Охранно- пожарная сигнализация
Исполнительные механизмы и контроль
технологических параметров
40
6. Что нам дал этот опыт? По результатам опытных испытаний затраты на
передачу информации составили ориентировочно 60 рублей/мес.
Снижены
эксплуатационные
затраты. Повышены скорости реагирования на порывы в
магистральном трубопроводе. Уменьшены отвлечения персонала на снятие и
обработку показаний с узла учёта.
7. Планы. Планируется автоматизировать ещё два узла учёта воды и насосную
станцию с использованной технологией GPRS.
Н.Д.Кузнецов, А.А.Розенман
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Опыт создания АСУ ТП БКНС на основе программно-логических
контроллеров ControlLogix
В современных системах АСУ ТП при реконструкции объектов автоматизации
часто возникает проблема интеграции с другими существующими системами АСУ ТП.
В данной статье описан опыт внедрения АСУ ТП БКНС с существующей системой АСУ
ТП УПН для организации «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.».
Задача, поставленная заказчиком «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (SPD)
перед ОАО "Нефтеавтоматика", заключалась в следующем:
 создание высоконадежной АСУ ТП БКНС;
 интегрирование разработанной АСУ ТП БКНС в существующую АСУ ТП
УПН (SPD);
 разработка и внедрение АСУ ТП БКНС в короткие сроки.
Для решения задачи было необходимо объединить в единую систему различное
оборудование БКНС, такое как: система плавного пуска (УБПВД), котроллеры ячеек
подстанции (MICOM), счетчики расхода воды УРСВ «Взлет МР», а так же
интегрироваться в существующую АСУ ТП УПН.
АСУ ТП БКНС на УПН «Салым» включает:
 приборы, обеспечивающие преобразование технологических параметров в
информационные сигналы;
 исполнительные механизмы, обеспечивающие преобразование сигналов
управления в управляющие воздействия;
 программируемые логические контроллеры, обеспечивающие сбор и
первичную обработку информации, реализацию заданных алгоритмов управления,
обмен информацией с общезаводской системой АСУ ТП, выполнение команд
управления поступающих с панели оператора и из общезаводской системы АСУ ТП;
 панель оператора, обеспечивающую функции человеко-машинного
интерфейса непосредственно на объекте управления (БКНС).
41
Система взаимодействует с:
 контроллерами ячеек ТПС (MICOM);
 счетчиками расхода воды УРСВ «ВЗЛЕТ»;
 системой безударного плавного пуска электродвигателя (УБПВД).
Технологическое оборудование, установленное на БКНС состоит из:
 4-х насосных агрегатов ЦНС;
 4-х маслосистем на каждый насосный агрегат;
 одной маслосистемы (один маслонасос в резерве) для электродвигателей.
В качестве технологических контроллеров использованы контроллеры серии
ControlLogix фирмы Allen Bradley. Два контроллера, каждый из которых
предназначен для управления двумя насосными агрегатами, выполнены в 13–ти
слотовом исполнении, что обеспечивает подключение сигналов ввода-вывода в
общем количестве для 2-х контроллеров:
 аналоговые входные сигналы 4…20 мА - 128 сигналов;
 дискретные входные сигналы (24VDC) - 192 сигнала;
 дискретные выходные сигналы (24 VDC) - 128 сигналов.
Связь с верхним уровнем реализована по сети Ethernet.Связь с панелью
оператора реализована по сети ControlNet.
При выходе любого контролируемого параметра за аварийную уставку или при
обнаружении дискретного аварийного события контроллер производит автоматический
останов насосного агрегата, происходит блокировка запуска с выводом причины на
панель оператора. После выяснения и ликвидации причины аварии оператор
сбрасывает признак аварии.
Система позволяет отследить и предаварийные события. При обнаружении
предаварийного события система информирует оператора соответствующим
сообщением на АРМ УПН и на панели оператора.
Запуск насосного агрегата возможен как в ручном, так и в автоматическом
режимах. Режим управления определяется положением ключа на шкафу ТК.
В ручном режиме производится контроль текущих параметров на предмет
выхода за аварийные значения; при выходе параметров за аварийные значения
происходит отключение ячейки насосного агрегата и вызов блокировки на запуск. Все
остальные действия (включение маслосистемы, ожидание прокачки масла, открытия
задвижки) должен сделать сам оператор.
В ручном режиме агрегат можно запустить с поста управления насосным
агрегатом, находясь непосредственно в машинном зале БКНС.
В автоматическом режиме агрегат может быть запущен кнопкой на шкафу ТК,
кнопкой с панели управления и командой запуска от АРМ АСУ ТП УПН. Способ запуска
выбирается режимными ключами на шкафу ТК.
В автоматическом режиме система АСУ ТП БКНС, кроме контроля параметров,
запускает маслосистему, запускает агрегат, открывает задвижку выводит агрегаты на
рабочий режим, регулирует расход жидкости на выходе насосного агрегата.
При необходимости возможен переход из автоматического режима в ручной
переключением ключа режимов управления.
42
Насосный агрегат может быть запущен как системой плавного пуска, так и
прямым включением ВВ двигательной ячейки. Режим пуска определяется положением
переключателя «Плавный-Прямой» на шкафу УБПВД.
Вся текущая информация о работе БКНС, а так же результаты выполнения
команд управления и текущие аварии отображены на АРМ АСУ ТП УПН.
При необходимости имеется возможность откорректировать параметры
регулирования и защиты технологического оборудования с АРМ УПН или с панели
оператора путем изменения настраиваемых параметров (аварийные и
технологические уставки, времена прокачки, блокировки и т.д.).
Оператор, находясь в помещении БКНС, может наблюдать весь ход
технологического процесса включения/выключения и работы насосных агрегатов на
панели управления реализованной на базе графического терминала PanelView Plus,
где на различных мнемосхемах и графиках изображена вся информация о БКНС.
Связь панели оператора с контроллерами осуществляется по сети ControlNet c
использованием OPC-сервера RSLinx фирмы Rockwell Automation.
Система была качественно и быстро интегрирована в существующую систему
АСУ ТП УПН благодаря использованию современных широко распространенных
технических и программных средств.
АСУ ТП БКНС была внедрена в 2006г., время разработки и внедрения
составило 3 месяца.
Раков А.А.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Программный комплекс CLOPC-ХР. Обеспечение обмена
данными в стандарте ОРС
В настоящее время в АСУ ТП используется большое количество
оборудования от различных производителей. Учитывая разнообразие
используемых при этом протоколов ввода/вывода, организация обмена
информацией между узлами – ответственная задача практически любой АСУ ТП.
Для решения этой задачи чаще всего используются OPC-серверы.
Стандарт ОРС (OLE for Process Control) разработан международным фондом
ОРС Foundation и признан как разработчиками, так и системными интеграторами
АСУ ТП.
Технология OPC предназначена для обеспечения универсального механизма
обмена данными между датчиками, исполнительными механизмами, контроллерами,
устройствами связи с объектом и системами представления технологической
информации, оперативного диспетчерского управления, а также системами
управления базами данных. Производители аппаратных средств, а также
независимые разработчики, пользуясь спецификацией OPC, имеют возможность
разрабатывать OPC-сервер для обеспечения единственного и наиболее общего
43
способа организации доступа к данным для приложений-клиентов. Взаимодействие
OPC-серверов и OPC-клиентов показано на рисунке 1.
OPC-сервер
Производителя A
OPC-сервер
OPC-клиент 1
Производителя B
OPC-клиент 2
OPC-сервер
Производителя C
OPC-клиент 3
Рисунок 1 - Взаимодействие ОРС-серверов и ОРС-клиентов
Производители обычно разрабатывают ОРС-серверы для своих устройств. Их
использование оправдано в случае если:
– OPC-сервер является универсальной программой связи для среды
разработки программного обеспечения контроллера;
– протокол обмена с устройством очень сложный или закрытый;
– в разрабатываемой системе нет большого числа разнообразного
оборудования, требующего для связи другие OPC-серверы.
Примерами специализированных OPC-серверов могут служить: OPC-сервер
RSLinx для контроллеров Allen Bradley, OPC Factory Server для контроллеров
Schneider Electric, Advantech OPC Server для модулей компании Advantech, SPA
OPC Server для ячеек РУ – SPAC.
Также существуют универсальные OPC-серверы, поддерживающие большое
количество устройств, например, KEPServerEX фирмы Kepware Technologies. Но их
высокая стоимость, отсутствие возможности для связи с оборудованием,
работающим по нестандартным протоколам ввода-вывода, или большие затраты
на реализацию отсутствующего протокола в ОРС-сервере является ограничением
по использованию в ряде проектов АСУ ТП. Для преодоления подобных
ограничений было принято решение о создании собственного ОРС-сервера. В
итоге был разработан универсальный программный комплекс «ОРС-сервер
CLOPC-XP».
Структурная схема ОРС-сервера CLOPC-XP изображена на рисунке 2.
44
ПК «ОРС-сервер CLOPC-ХР»
Интерфейс
настройки
Симулятор
Ядро ОРС-сервера
Модуль
в/в 1
Модуль
в/в 2
Источник Источник
данных 1 данных 2
Модуль
работы с ОРСклиентами
ОРСклиенты
Модуль
в/в 3
Источник
данных 3
Рисунок 2 - Cтруктурная схема ПК «ОРС-сервер CLOPC-XP»
В ОРС-сервере CLOPC-XP используется модульный принцип – протокол
обмена с конкретным источником данных реализован в виде отдельного
программного модуля ввода-вывода. Это позволяет расширять номенклатуру
поддерживаемых устройств и изменять возможности существующих модулей
ввода-вывода без изменения других модулей комплекса. Преимуществом данного
подхода является то, что реализация отдельного модуля ввода-вывода гораздо
менее трудоемка, чем разработка программы, полностью поддерживающей
спецификацию ОРС и протокол ввода-вывода.
На практике ОРС-сервер CLOPC-XP зарекомендовал себя как надежный,
дешевый, удобный ОРС-сервер, позволяющий поддерживать любое количество
устройств.
Проекты, в которых был использован CLOPC-XP:
– Управление подготовки технологической жидкости для поддержания
пластового давления ОАО «Татнефть»;
– пункт приема-сдачи высокосернистой нефти в районе НПС-3
«Альметьевск»;
– пункт приема-сдачи девонской нефти в районе НПС-3 «Альметьевск»;
– пункт приема-сдачи девонской нефти в районе НПС «Калейкино»;
– пункт приема-сдачи девонской нефти в районе НПС «Набережные
Челны»;
– установка подготовки нефти Усинского месторождения УПН «УСА»;
– насосная станция внешней перекачки НСВП «Возей»;
– установка подготовки нефти УПН «Возей»;
– ПСП ООО «Енисей» в районе ЛПДС «УСА»;
– ПСП «Чернушка».
Устройства, для которых разработаны модули ввода-вывода:
45
– преобразователи компании Advantech;
– вторичные приборы расхода жидкости (Panametrics);
– вторичные приборы расхода газа (УВП);
– блоки управления электродегидраторами (БУ-ЭГ);
– контроллеры управления частотными приводами (ACS-600);
– вторичные приборы расхода газа (ИМ 2300);
– контроллеры SCADAPack;
– контроллеры SMART;
– коммуникационные контроллеры ЭлСи-ТМ;
– коммуникационные контроллеры ЯКДГ;
– контроллеры узла учета нефти Solartron;
– контроллеры KR-300;
– блоки бесперебойного питания PowerWare;
контроллеры управления печами ПТБ-10А.
– организовать в кратчайшие сроки надежный обмен данными со всеми
необходимыми устройствами АСУ ТП;
– ускорить ввод в эксплуатацию объектов АСУ ТП;
– понизить трудоемкость пуско-наладочных работ.
Программный комплекс «ОРС-сервер «CLOPC-XP» рекомендуется к
использованию разработчикам АСУ ТП, системным интеграторам, производителям
оборудования, не имеющих собственных ОРС-серверов.
П.В. Мякишев
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Программно-технический комплекс автоматизации
нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом
Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом, чаще используется
сокращенное название – НГВРП, а в западной литературе можно встретить название
Heater-Treater (в пер. нагреватель-разделитель). Это блочная установка, основным
назначением которой является сепарация продукции скважин, предварительное
обезвоживание нефти и очистка отделившейся воды.
НГВРП представляет из себя горизонтальный аппарат объемом V=110 м3, с
внутренними устройствами, нагревателем с двумя горелками, установленными в двух
жаровых трубах, с двумя дымовыми трубами, с трубопроводной обвязкой, запорнорегулирующей арматурой и средствами контроля и автоматики, большая часть которых
размещена в боксе арматурного блока.
Снаружи аппарат покрыт тепловой изоляцией. Вес установки около 50 тонн, ее
производительность составляет 10 тыс. тонн в сутки, весовая доля воды на выходе
46
ниже 5%, теоретически она может быть доведена и до 1%, температура нефти на
выходе составляет около 40°С, рабочее давление в агрегате – около 4 атм.
Совмещение процессов нагрева, сепарации, обезвоживания нефти и очистки
воды в одном технологическом аппарате повышает эффективность предварительного
сброса воды из нефти.
НГВРП может эксплуатироваться в условиях холодного макроклиматического
региона с абсолютной температурой до минус 60 °С.
В России подобные установки не выпускались до сегодняшнего дня. Одним из
первых производителей, освоивших выпуск НГВРП, является завод «Курганхиммаш» г.
Курган.
Разработкой и последующим обслуживанием программно-технического комплекса
автоматизации (далее ПТК), начиная со шкафов автоматики и заканчивая верхним
уровнем, занимается ОАО «Нефтеавтоматика» г. Уфа.
Система автоматизации предназначена для автоматизации блока НГВРП-1,0-115ПС и других аналогичных аппаратов с огневым подогревом, работающих на
газообразном топливе.
Система автоматизации выполняет следующие функции:
1) Сбор, обработка и предоставление на АРМ-оператора состояний
технологических параметров и оборудования блока;
2) Автоматическое регулирование технологических параметров по ПИД-закону
регулирования;
3) Автоматическое управление технологическим оборудованием, включая функции:
 розжига и контроля состояния горелок нагревателя;
 противоаварийной защиты нагревателя при отклонении технологических
параметров за предельно допустимые значения;
 управления вытяжным вентилятором помещения арматурного блока;
 управления обогревателем помещения арматурного блока;
4) Дистанционный контроль, предупредительная и аварийная сигнализация
отклонения технологических параметров;
5) Обмен информацией с верхним уровнем управления АРМ-диспетчера.
За счет использования современных технических и программных средств
управления, а также применения более точных и надежных датчиков и исполнительных
механизмов, система автоматизации отвечает высоким требованиям.
Основным достоинством этой установки и сопутствующего комплекса автоматизации
является быстрота развертывания системы. Если у заказчика возникает необходимость
инсталляции нескольких таких комплексов на одном объекте, то каждый из них представляет
собой изолированную систему. Сбой в работе одного из НГВРП не повлияет на работу
остальных. Это свойство позволяет иметь мобильную и надежную систему, которая в случае
производственной необходимости может быть перемещена на другой объект или даже
месторождение. В то же время по желанию заказчика существует возможность объединения
нескольких систем автоматизации НГВРП в одну, с созданием общего графического
интерфейса, и централизованным сбором информации.
47
В части реализации технических решений ПТК удовлетворяет требованиям
Ростехнадзора, а также правилам устройства электроустановок (ПУЭ) и правилам
пожарной безопасности в Российской федерации.
Д.М.Рыжков
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Задачи технического обслуживания МПСА объектов транспорта нефти
После сдачи МПСА объектов в промышленную эксплуатацию организация разработчик системы осуществляет гарантийное обслуживание системы, сроки которого
определяются договором поставки, как правило, это год-полтора. В дальнейшем, как
правило, заключается договор с организацией - разработчиком на техническое
обслуживание МПСА, либо с организацией, которая не является разработчиком МПСА,
но готова осуществлять техническое обслуживание. Если договор на техническое
обслуживание не был заключен, организация, эксплуатирующая систему автоматики,
самостоятельно осуществляет техническое обслуживание.
Наряду с поддержанием должного функционирования МПСА при осуществлении
технического обслуживания часто возникают нетривиальные задачи. Это могут быть
задачи приведения к новым руководящим документам компании заказчика, приведение
в соответствие экранных форм, изменение алгоритмов, добавление новых сигналов с
целью реализации новых задач и выполнения дополнительных требований,
подключение нового оборудования или систем.
В качестве примера можно упомянуть работы по приведению МПСА объектов
транспорта нефти к новому руководящему документу РД-06.02-72.60.00-КТН-008-1-05,
альбому экранных форм, общим техническим и проектным решениям АК «Транснефть»,
добавление в существующие МПСА дополнительного оборудования – задвижек,
клапанов, насосов, подключение пунктов приема сдачи нефти, систем автоматического
пожаротушения и регулирования давления.
При осуществлении технического обслуживания МПСА принципиально важно
иметь открытую, масштабируемую, модульную структуру программного обеспечения.
Представители заказчика, обслуживающие микропроцессорную систему автоматики, при
этом должны иметь возможность самостоятельно (при отсутствии технической
поддержки со стороны организации - разработчика системы), либо при дистанционной
технической поддержке организации - разработчика конфигурировать систему в части
добавления новых сигналов, заведения и обработку данных сигналов в алгоритмах,
добавления нового оборудования или даже систем.
Таким образом, заказчику МПСА необходимо обеспечить такие условия
разработки (на стадии технического задания) и приемки системы в эксплуатацию, чтобы
обеспечить выполнение вышеперечисленных требований. При этом разработчику
системы МПСА необходимо будет разрабатывать и согласовывать с заказчиком
документацию, содержащую подробные описания типовых действий, выполняемых при
48
техническом обслуживании, - добавление новых сигналов, заведение и обработка их в
алгоритмах, добавление оборудования – задвижки, насоса, подключение внешних
систем – пунктов сдачи приема нефти, систем автоматического пожаротушения и
регулирования давления.
Осуществление подобного подхода при техническом обслуживании позволит
сократить сроки реализации задач, возникающих в процессе эксплуатации МПСА и, в
общем, повысит эффективность эксплуатации систем автоматики.
Р.Ф. Магасумов
Филиал «ИМС Индастриз-Уфа» ООО «ИМС Индастриз», г. Уфа
Автоматизация сдачи высокосернистой и высоковязкой нефти в
систему магистральных трубопроводов
Основным направлением деятельности компании является выполнение всего
комплекса работ, связанных с организацией коммерческого учета нефти, газа,
нефтепродуктов и других жидкостей, - от предпроектной подготовки до сдачи объекта в
промышленную эксплуатацию, а также последующее техническое и метрологическое
обеспечение, и включение объекта в Единый Государственный Реестр средств
измерений.
Компания ИМС на данный момент имеет большие возможности в области
автоматизации объектов нефтедобычи.
На данный момент существует проблема сдачи высокосернистой и высоковязкой
нефти в трубопровод. С решением данных проблем мы столкнулись при реализации
проекта разработки СИКН ПСП “Уральская” принадлежащей ЗАО “УНК”.
В состав ПСП входят:
01 НПС «Уральская» в составе:
 аккредитованная химико-аналитическая лаборатория;
 нефтенасосная;
 узел предохранитеьных клапанов;
 узел регулирования давления;
 резервуарный парк;
 узел учета в блок – боксе;
 блок серомера (контроль содержание серы на трубопроводе ПермьАльметьевск)
Все технологические процессы ПСП управляются с автоматизированных рабочих
мест оператора. Там же отображается вся информация по учету нефти, формируются в
автоматическом режиме отчетные документы. Высокий уровень автоматизации
позволил существенно снизить влияние человеческого фактора
Управление общестанционной
технологией ПСП реализовано на базе
контроллеров Modicon, производства Shneider Electric.
49
Задача передачи данных в СДКУ решена без применения контроллеров
телемеханики. Сбор данных по ПСП производится на выделенном сервере и далее
передается по оптоволоконному каналу с использованием технологии OPC, что
позволяет увеличить скорость передачи данных, и, соответственно сократить время на
реагирование во внештатных ситуаций. Передача данных обеспечивается поддержкой
тэгов СДКУ “СЗМН”.
На данном объекте также реализовано удаленное рабочее место АРМ оператора
находящиеся в операторной НПС “Уральская” ОАО “СЗМН”. Данный АРМ оператора
имеет приоритет управления магистральной электрозадвижкой на узле врезки. Если при
увелечении давления на узле врезки или ухудшение качества сдаваемой нефти
оператор ОАО “СЗМН” имеет приоритет при управлении электрозадвижкой.
Для контроля серы установлен блок серомера после узла врезки на
трубопроводе, что позволяет контролировать количество содержания серы в общем
трубопроводе при приеме нефти от ЗАО “УНК”.
Ф.Ф.Аиткулов
ООО «Авиатрон», г. Уфа
Пути повышения надежности работы энергетического оборудования и
устойчивости технологического процесса в условиях повышения
требований производства
Расширение и модернизация производства неизменно приводит к повышению
мощности технологического оборудования. Примером этого является транспорт нефти.
Сегодня объемы перекачки нефти зачастую превышают возможности насосного
оборудования. Для выхода из создавшегося положения приходится повышать мощности
нефтеперекачивающих насосов. Это приводит к повышению мощности, потребляемой
высоковольтными электродвигателями.
Хотя существующие электродвигатели имеют по паспорту достаточный запас
мощности, зачастую слабым местом являются:
 распределительные сети 6-10кВ, не рассчитанные на повышенную
нагрузку в режимах прямого пуска высоковольтных двигателей;
 физический износ самих двигателей.
Прямой пуск высоковольтного электродвигателя сопровождается 6-8 кратным
броском пускового тока, создающим ударный электромагнитный момент, передающийся
через вал двигателя на приводимый в движение механизм. В течение 15 … 20%
времени разгона электродвигателя этот момент содержит постоянную составляющую и
вынужденную составляющую в виде знакопеременного момента с амплитудой до 4
номинальных моментов электродвигателя.
Возникающие большие знакопеременные электродинамические усилия в обмотке
статора приводят к ухудшению изоляции секций, вызывает вибрации как самого
электродвигателя, так и приводимого в движение механизма. В результате, ударные
нагрузки приводят к разрушению и пробою изоляции обмоток статора
50
электродвигателей, перегоранию межкатушечных соединений, обгоранию выводных
концов, поломкам валов, соединительных муфт, редукторов и другим неполадкам.
Так же неблагоприятно сказываются броски пускового тока на питающую сеть,
приводя к большим просадкам напряжения, что отрицательно сказывается на
устойчивости работы других потребителей. Нарушается нормальное течение
технологических процессов, предприятия несут большие убытки из-за недовыпуска
продукции.
Большие пусковые токи, потребляемые электродвигателями в момент их пуска, и
связанные с этим глубокие посадки напряжения очень усложняют, а в ряде случаев
делают невозможным пуск в работу двигателей в случае их электроснабжения от
газотурбинных, дизельных или иных электростанций ограниченной мощности.
В связи с отмеченными моментами персонал некоторых предприятий,
эксплуатирующий высоковольтные двигатели, старается обеспечивать их работу без
остановов возможно более длительное время, даже когда указанное не требуется по
технологии. А это, в свою очередь, приводит к значительному перерасходу
электроэнергии. Из-за неблагоприятного воздействия ударных пусковых моментов
сокращается гарантированный срок службы агрегатов. Поэтому изготовители
высоковольтных электродвигателей и приводимых ими в движение механизмов
ограничивают число пусков до 50-60 в год, из-за чего агрегаты с высоковольтными
электродвигателями останавливают крайне редко, несмотря на технологические
возможности, что приводит к неоправданному расходу электроэнергии.
На старых предприятиях предусматривался прямой пуск электродвигателей, т.к. в
то время еще не существовало достаточно надежных силовых устройств, позволяющих
производить плавный пуск.
В настоящее время проблема исключения ударных пусковых нагрузок, и,
следовательно, повышения надёжности работы и снятия ограничения на число пусков и
остановов агрегатов с высоковольтными электродвигателями, а так же снижения
просадок напряжения может быть решена посредством применения разработанных
Всероссийским Научно-Исследовательским Институтом релестроения (ОАО ВНИИР, г.
Чебоксары) устройств УБПВД для безударного пуска высоковольтных
электродвигателей.
Решением проблемы слабых распределительных сетей является разработанное
Институтом Энергетической Электроники (ИЭЭ, г. Санк-Петербург) тиристорное
устройство автоматического ввода резерва ТАВР для ЗРУ 6-10кВ.
ТАВР обеспечивает автоматическое переключение нагрузки на резервный ввод
при исчезновении напряжения на основном вводе. Высокое быстродействие ТАВР
позволяет применять их в системах электроснабжения с потребителями
предъявляющими жесткие требования к непрерывности питания.
ТАВР выполняет следующие функции:
 автоматическое включение ТАВР при исчезновении напряжения на одном из
вводов;
 автоматическое отключение выключателя неисправного ввода после включения
секционного выключателя;
51
автоматическую блокировку ТАВР при возникновении аварийных режимов
короткого замыкания (однофазных, двухфазных и трехфазных) в нагрузке.
ООО «Авиатрон» разработал автоматизированную систему контроля и
управления объектами энергоснабжения ЗРУ-6(10)кВ, ЩСУ-0,4. Данная система
позволяет:
 наглядно отображать параметры контролируемых объектов, включая устройства
плавного пуска и ТАВР;
 оперативный централизованный контроль процесса энергоснабжения;
 автоматическое оповещение о предаварийных и аварийных событиях;
 снижение затрат, связанных с использованием энергоресурсов;
 снижение трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт технологического
оборудования.
Комплексная реконструкция объектов энергоснабжения, включающая систему
плавного пуска, ТАВР и автоматизированную систему контроля параметров
энергоснабжения,
позволит
предприятиям
решать
вопросы
надежности
технологического и энергетического оборудования и повышения устойчивости
технологического процесса.

Н. А. Куцевич
ЗАО «РТСофт», Москва
Объектно-ориентированная платформа для интеграции систем
производственного уровня
1. Введение
Среди новых требований к вновь создаваемым комплексным производственным
системам следует отметить:
 объектно-ориентированная модель данных при создании приложений и
подсистем
производственного
уровня.
Модель
должна
отражать
производственный процесс предприятия;
 поддержка автоматического обновления модели данных в различных
подсистемах. Если в некотором третьем приложении происходит обновление
иерархии объектов, то автоматически эта иерархия должна измениться в
разрабатываемой нами системе;
 поддержка механизмов обмена оперативными данными с приложениями –
источниками данных, внешними приложениями, базами данных.
Модель данных описывает технологическую карту производства через иерархию
объектов. Все объекты представляются с учетом их взаимосвязей и максимально точно
отражают структуру производственного процесса:
 основные зоны производства;
 в каждой зоне (области0 отражаются все входящие в нее зоны (допустимо
многоуровневое вложение);
 в каждой зоне отражаются все входящие в нее объекты. Допустимо
многоуровневое вложение.
52
Разработанная однажды модель может быть экспортирована и импортирована для
применения в других системах/приложениях.
Механизм обновления должен поддерживать, по крайней мере, три режима:
 полная перезагрузка модели;
 частичная перезагрузка модели, когда обновление происходит на уровне зон
(областей);
 перезагрузка модели с дополнением при условии модификации отдельных
объектов.
Рассматриваются следующие три режима обмена:
 высокоскоростной обмен данными, например, SCADA-данными;
 обмен архивными блоками данных;
 обмен событийными и алармовыми данными, поддержка режима подписки на
такие типы данных. Это позволяет предупреждать одни приложения, когда
измененились выбранных данных в других программах.
Следует отметить, что к вновь создаваемым подсистемам в рамках комплексной
производственной системы предъявляются две группы требований:
 обмен между подсистемами должен быть объектно-ориентирован. Должны
поддерживать механизмы обновления объектно-ориентированной модели данных
производственной системы и динамического обмена данных;
 требования объектного построения должно относиться не только интерфейсу
обмена между подсистемами, но к созданию самих подсистем.
Выше обозначенные требования приводят к тому, что появляется класс коммерческих
продуктов производственного уровня, поддерживающих:
 объектно-ориентированные средства разработки приложений;
 специализированные коммуникационные объекты в рамках системы разработки,
поддерживающие вышеуказанные режимы обмена динамическими данными;
 средства обновления объектно-ориентированной модели данных приложения
через стандартные форматы файлов (например, xml, csv);
 среду исполнения приложений, обеспечивающую организацию взаимодействия,
которая соответствует модели структуры аппаратных средств, включая
размещение узлов системы, роль каждого узла (сервер объектов, сервер алармов
и событий, сервер ввода-вывода, узел визуализации и т.д.).
Рассмотрим далее пример коммерческого продукта, на основе которого могут
разрабатываться подсистемы (приложения) в рамках комплексной производственной
системы.
2. Объекты как основа разработки
Шаблоны представляют собой уникальное средство разработки прикладной системы,
играя роль её "строительных" блоков. На основе шаблонов создаются конкретные
экземпляры объектов, представляющих в приложении реальные внешние устройства.
Шаблон представляет собой некоторый набор атрибутов и значений по умолчанию,
которые получают создаваемые экземпляры объектов. Подобная структура "шаблон–
экземпляр" представляет собой основу надёжности функционирования создаваемой с
помощью системы разработки прикладной системы.
53
Шаблоны используются для представления целого ряда физических устройств
автоматики. Например, базовый шаблон DiscreteDevice может использоваться для
описания насосов, вентилей и прочих устройств, которые могут находиться только в двух
состояниях: "включено" и "выключено". "Хорошим тоном" разработчика является
предварительное определение соответствующих шаблонов перед созданием экземпляров
требуемых объектов в приложении.
Пусть, например, в системе используется несколько моделей насосов, выпускаемых
одним и тем же производителем. Каждая модель отличается уникальными
характеристиками, которые указываются в различные значения атрибутов базового
шаблона DiscreteDevice. В данном случае "хороший тон" будет заключаться в определении
производных шаблонов для каждой модели насосов на основе базового шаблона. Лучшим
решением будет создать сначала иерархическую структуру производных шаблонов, а затем
создать по этим производным шаблонам экземпляры нужных объектов.
При изменении значения какого-то атрибута в шаблоне соответствующее изменение
произойдёт во всех его дочерних шаблонах.
Связь атрибутов в шаблоне и его дочерних шаблонах осуществляется по названию.
После того как атрибут шаблона заблокирован, изменить его имя или удалить в
дочерних шаблонах невозможно. Никакой объект нельзя модифицировать в процессе
конфигурирования так, чтобы эта модификация привела к конфликту наименований
атрибутов.
Для каждого параметра, или атрибута объекта в окне редактора может быть
установлены различные виды доступа, определяющие доступ к ним в рабочей системе.
3. Построение приложений
Построение приложения осуществляется на двух уровнях: на уровне модели внешнего
мира и на уровне распределения объектов.
Как правило, процессы разделены по производственным зонам, в каждой из которых
имеются различные группы технологических устройств, таких как резервуары, конвейеры,
насосы, датчики и прочие механизмы.
Модель производственного предприятия в общей структуре создаётся как совокупность
сложных единиц оборудования, состоящих из более простых механизмов. Например, пусть
в зоне TankFarm имеется технологический резервуар. Объект, представляющий резервуар,
будет входить в состав объекта, представляющего зону. В реальном резервуаре, как
правило, могут использоваться и другие устройства, такие как, например, смесители,
приводы смесителей, насосы и датчикы. Каждое из этих устройств может представляться
объектами, составляющими объект "резервуар".
Структура использования, выводимая в панель структуры приложения, отражает
распределение используемых объектов на разных компьютерах сети. Она может, как
соответствовать реальному расположению технологических устройств, так и отличаться.
Как правило, главная причина того или иного распределения объектов по сети заключается
в равномерном распределении вычислительной нагрузки по компьютерам.
54
4. Основные функциональные компоненты
С точки зрения функциональных возможностей наследуются все SCADA-функции на
единой объектно-ориентированной платформе. К основным компонентам платформы
относятся:
 сервер обработки объектов, включая обработку сигналов ввода-вывода,
ассоциированных с объектом, выполнение скриптов и алгоритмов, отражающих
поведение объекта в изменяющихся условиях, генерацию алармов по заданным
условия и т.д.
 сервер архивов. Все данные, подлежащие архивации и соотнесенные с
различными объектами, регистрируются в оперативном режиме и сохраняются со
сжатием. Каждый объект системы обладает некоторым набором атрибутов,
значения которых могут сохраняться в архиве при их изменении. Вместе со
значениями атрибутов сохраняются также сведения о качестве данных.
Сохранённые в архиве записи могут впоследствии извлекаться для просмотра,
анализа, построения трендов и других целей Все числовые величины
пересылаются архиватору выраженными в единицах измерения, определённых
для соответствующего атрибута. Архиватор не выполняет масштабирование
полученных данных;
 промышленный Web-портал, используемый для получения оперативных и
архивных данных с серверов обработки объектов, серверов архивов с целью
предоставления всем подписчикам получаемых данных через экранные формы
Explorer;
 узлы визуализации в виде SCADA, HMI-приложений или WEB-страницы
промышленного портала.
Заключение
Системная интеграция за короткое время прошла несколько этапов от островной
автоматизации, сопряжения изначально несовместимых аппаратных и программных
средств передачи, обработки и распределения данных до интеграции коммерческой и
производственной деятельности. Использование программы единой объектовой
модели предприятия позволяет всем компонентам интегрированной системы
использовать и обновлять из нее используемые части модели. Создание компонента в
рамках комплексной системы предъявляет ограничения к предлагаемым решениям,
поскольку встраиваемая компонента системы должна быть ее частью в плане:
 настройки на общую и единую модель предприятия;
 поддержки режимов обновления структуры объектов;
 поддержки протоколов динамического обмена данными и т.д.
55
Р.В. Арсланов, С.Н. Ипполитов
СОЗАИТ ОАО «Нефтеавтоматика», Уфа
Измерения дебита нефтяных скважин с помощью
массоизмерительных установок
Добыча нефти и газа – сложный технологический процесс, в котором находятся
во взаимосвязи и взаимодействии продуктивный пласт, расположенный на большой
глубине от земной поверхности, забойная колонна и промысловое оборудование. Для
оптимального извлечения из пласта нефти и газа с минимальными затратами
необходимо контролировать основные технологические параметры, характеризующие
процесс добычи. В том числе - общий и пофракционный дебит жидкости и газа,
извлекаемых из скважины, свойства коллектора и добываемой нефти и газа в условиях
залегания в пласте.
Измерение на устье скважины объема и массы, извлекаемых из продуктивного
пласта жидкости, газа или пара за определенное время или в каждый данный момент
времени имеет большое значение для их учета при отпуске, а также для контроля и
регулирования технологических процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа.
Большинство существующих в настоящее время замерных установок используют
три основных принципа измерения массового дебита:
 косвенный метод, путем измерения объемного дебита и пересчет его в массовый;
 гидростатический метод, основанный на использовании зависимости
гидростатического давления столба жидкости от количества жидкости в емкости;
 прямой метод измерения массового дебета, основанный на применении двух
кориолисовых массомеров – на жидкостной и газовой линиях.
Все эти методы имеют существенные недостатки. К недостаткам объемного
метода относятся:
1) чувствительность к пене, образующейся на поверхности измеряемой среды в
накопительной емкости при большом газовом факторе скважины;
2) зависимость плотности среды от содержания свободного газа в жидкости;
3) отсутствие рабочего эталона для оперативной проверки достоверности
получаемых результатов;
4) несоответствие требованиям нового ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения
количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».
К недостаткам гидростатического метода относятся:
1) высокая погрешность гидростатического метода измерения из-за участия в
вычислениях большого количества коэффициентов и переменных для
вычисления результата измерения;
2) несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005;
3) отсутствие рабочего эталона для оперативной проверки достоверности
получаемых результатов.
К недостаткам метода с использованием кориолисовых массомеров относятся:
56
1) жесткие требования массомеров к свойствам измеряемой среды (отсутствие
свободного газа в измеряемой жидкости и отсутствие капель жидкости в потоке
измеряемого газа);
2) несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005;
3) отсутствие возможности оперативной проверки достоверности получаемых
результатов.
Избавиться от недостатков существующих методов измерения дебита позволяет
метод статического взвешивания, применяемый на массоизмерительных установках
выпускаемых ОАО «Нефтеавтоматика» на протяжении ряда лет.
Метод статического взвешивания позволяет измерять скорость набора заданной
массовой порции жидкости и определять массовый дебит скважины прямым методом.
К достоинствам этого метода измерения относятся:
1) нечувствительность метода к наличию пены на поверхности измеряемой
жидкости;
2)наличие большой площади поверхности и динамического налива жидкости в
емкость позволяют добиться лучшего качества сепарации;
3) соответствие требованиям нового ГОСТ Р 8.615-2005.
4) канал измерения массы имеет возможность калибровки с помощью рабочих
эталонов в месте проведения измерений, что значительно повышает
достоверность получаемых результатов.
В настоящее время разрабатываются методики калибровки каналов измерения
газа и обводненности.
Массоизмерительная
установка,
производимая
филиалом
ОАО
«Нефтеавтоматика» - Серафимовским опытным заводом средств автоматики и
телемеханики - позволяет решить большинство проблем, связанных с эксплуатацией
замерных установок других производителей.
ЛИТЕРАТУРА
1. Руководство по эксплуатации БТ 00.00.000 РЭ «Блок технологический
автоматизированной групповой замерной установки «Спутник»
2. Руководство по эксплуатации 40600.00.00.00.000 – А РЭ «Установка
массоизмерительная стационарная «АСМА-40-10-400-300 МП»
3. Закон РФ «О недрах» (в редакции от 22.08.2004 с дополнениями, вступившими
в силу с 01.01.2005)
4. ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и
нефтяного газа»
5. Абрамов Г.С. Проблемы внедрения Национального стандарта РФ «Порядок
измерений количества добываемых нефти и нефтяного газа» в ХМАО-Югра на уровне
кустов нефтедобывающих скважин // Автоматизация, телемеханизация и связь в
нефтяной промышленности 2005, №11, С. 4-9
57
Д.Х. Абдулов
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Системы автоматизации подогревателей косвенного нагрева
Система автоматизации подогревателей косвенного нагрева (СА-ПКН) –
программно-технический комплекс, применяемый на объектах сбора, промысловой
подготовки и транспорта нефти нефтедобывающих предприятий, и, предназначенный
для автоматизации одно- и двухгорелочных подогревателей нефти косвенного нагрева
(с промежуточным теплоносителем), работающих на газообразном топливе, и,
оснащенных электрическими исполнительными устройствами.
В зависимости от назначения СА-ПКН имеет три исполнения.
1. СА-ПКН-1ИГ - для подогревателей, оснащенных одной горелкой инжекционного типа
(например, ПП-0,63, ППТ-0,2Г, ПНПТ-0,3, ПНПТ-0,63);
2. СА-ПКН-1ДГ - для подогревателей, оснащенный одной горелкой дутьевого типа (с
принудительной подачей воздуха);
3. СА-ПКН-2ИГ - для подогревателей, оснащенных двумя горелками инжекционного
типа (например, ПП-1,6).
Отличительные особенности
 Полное соответствие требованиям действующих нормативных документов (ГОСТ
21204-97, ГОСТ Р 51383-99, ПБ 08-624-03, ПБ 12-529-03) в части функций
автоматики, количества и типа быстродействующих автоматических запорных
органов.
 Автоматическое управление исполнительными устройствами во время пуска,
работы и останова подогревателя, не требующая вмешательства человека.
 Легкая конфигурируемость перед применением, не требующая специальных
средств.
 Высокая помехоустойчивость.
 Легкая интегрируемость в АСУ ТП предприятия.
 Удобный человеко-машинный интерфейс.
 Ведение архива событий
 Наличие сервисных функций, облегчающих пусконаладку и обслуживание.
 Полный комплект датчиков и КИП.
Устройство
Основной составной частью СА-ПКН является ШУП, который содержит
микропроцессорный блок управления (БУП), вводной автоматический выключатель,
электрообогреватель, термостат, пружинные клеммники для подключения кабелей,
магнитный пускатель (только в СА-ПКН-1ДГ) и сальники для ввода подключаемых
кабелей. Корпус ШУП (шкаф навесного типа фирмы RITTAL) обеспечивает защиту от
внешних механических и климатических воздействий для размещенной в нем
аппаратуры.
58
БУП выполнен на базе одноплатного ПЛК «Микро-2» собственной разработки,
специально созданного для автоматизации теплотехнических агрегатов малой и
средней мощности. Указанный ПЛК кроме микроконтроллера имеет двустрочный
вакуумно-люминесцентный знакосинтезирующий дисплей, световые индикаторы,
клавиатуру, часы реального времени и интерфейс RS485. Дискретные входы и выходы
ПЛК оптоизолированы.
59
Содержание
1 А.П. Иванов - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
ОАО «Нефтеавтоматика». Традиции и новации в автоматизации и метрологии нефтегазовой
отрасли………………………………………………………………………………………...
2 М.А. Слепян - ПО «Нефтегазовые системы», г. Москва,
Г.С. Абрамов - ОАО Инженерно-производственная фирма «Сибнефтеавтоматика», г. Тюмень
Проблемы согласования требований ГОСТ Р 8.615-2005 и закона о льготном
налогообложении добытой нефти. Итоги первого года внедрения национального
стандарта…………………………………………………………………………………………………………
3 А.А. Гончаров, М.С. Немиров, В.М. Полторацкий, М.А. Слепян - Инженерный центр ПО
«Нефтегазовые Системы», Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии
Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, Москва
Оценка соответствия измерительных устройств и средств измерения требованиям ГОСТ Р
8.615-2005………………………………………………………………………………………………………
4 А.А. Жильцов - ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Теоретические основы и опыт работы метрологической службы ОАО «Татнефть» по
приведению систем измерений в соответствие с требованиями ГОСТ Р 8.615-2005 для
получения налоговых льгот в добыче нефти………………………………………………………….
5 Р.Ф. Халитов - ОАО «АНК «Башнефть», г. Уфа
Организация учёта природного и попутно добываемого нефтяного газа в ОАО «АНК
«Башнефть»………………………………………………………………………………………………………
6 Н.Ф. Хатмуллин - ОАО АНК «Башнефть» г. Уфа
О.П. Жданов - ООО «НИЦМИ», г. Уфа
Опыт внедрения и эксплуатации системы измерения межфазных уровней на объектах
сбора и подготовки нефти ОАО АНК «Башнефть»……………………………………………………..
7 Р.М. Губайдуллин, А.И. Габбасов А.И. -ООО «Иокогава электрик СНГ», г. Уфа
Комплексное решение проблемы измерения дебитов скважин в нефтегазодобывающей
отрасли……………………………………………………………………………………………………………
8 В.В.Барузин, Р.А. Марохин - ООО «Иокогава электрик СНГ», г. Уфа
Опыт компании Иокогава в автоматизации объектов нефтегазодобычи……………………….
9 В.Л. Сорокопут, А.А. Стеценко, А.О. Кохановский - АО «Энергоучет», Харьков, Украина
Применение ультразвуковых расходомеров для коммерческого и технологического учета
нефти и газа………………………………………………………………………………………………
10 Н.Т. Сулейманов -Башкирский государственный университет, Союз промышленников и
предпринимателей (работодателей) РБ, г. Уфа
Проблема построения информационно-измерительной системы учета количества
нефтепродуктов………………………………………………………………………………….……………...
11 А.А. Мурыжников - ДООО «Геопроект», г. Уфа
Исследования влияния физических свойств эмульгированной продукции скважин на точность
замеряемых параметров……………………………………………………………………………………….
12 Э.И. Глушков, Т.С. Еременко - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Вопросы согласованной политики в области стандартизации, метрологии и сертификации
по учету нефти. Новые нормативные документы………………………………….
13 Е.И. Денисов - ОАО «Нефтеавтоматика», г.Уфа
О периодической поверке и градуировке поточных преобразователей плотности…………..
14 Ю.И. Зозуля, И.Д. Кизина - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа,
А.А. Жильцов, В.В. Низамов, С.А. Екимцов - ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Информационные технологии анализа балансов материальных и энергетических потоков в
инженерных сетях ………………………………………………………………………………..
60
Стр.
3
6
7
9
10
12
13
15
16
17
19
20
22
25
15 И.Д. Кизина, П.Г. Гурин - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа,
Н.Н. Файзуллин, В.А. Алабужев - ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Первоочередные программно-технические решения для мониторинга АСУ ТП в нефтяной
компании ……………………………………………………………………………………………
16 Ю.И. Зозуля, И.Д. Кизина - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа,
В.А. Алабужев - ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Интеллектуальный нефтепромысел реального времени …………………………………………...
17 Ю.И. Зозуля, Д.Ф. Назипов - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа,
Р.Р. Ахметзянов, А.А. Жильцов - ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Нейросетевые технологии в решении задач контроля и диагностики состояния инженерных
сетей ……………………………………………………………………………………………..
18 И.Д. Кизина - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
ИНГА - современная программно-информационная система для нефтегазовой отрасли
19 К.А. Санарова, С. В. Петунин, С. Б. Бурангулова - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Методы разработки новых программных комплексов в среде ИНГА ……………………………
20 Ю.С. Петрунов, К.А. Санарова, С. Б. Бурангулова - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Новые IT- решения для автоматизации деятельности сервисных организаций и контроля
работ по обслуживанию оборудования и средств измерений………………………...
21 Э.О. Сюч – ООО «ИндаСофт», Москва
Подходы к созданию автоматизированных систем эффективного управления
производством предприятий нефтегазовой отрасли ………………………………………………...
22 Н.М. Зиятдинова, Д.В. Токарев, А.И. Гольянов, Ю.И. Зозуля Уфимский государственный
нефтяной технический университет, ОАО «Нефтеавтоматика»
Разработка математической модели расчета индивидуальных газодинамических
характеристик нагнетателей газоперекачивающих агрегатов………………………………………
23 А.А. Раков, А.А. Латыпов, Н.А.Хватков - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа,
А.А.Газизов - ОАО «ТатНефть», г. Альметьевск.
Опыт использования технологии GPRS в системе передачи данных …………………………...
24 Н.Д.Кузнецов, А.А.Розенман ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Опыт создания АСУ ТП БКНС на основе программно-логических контроллеров
ControlLogix ……………………………………………………………………………………………………..
25 А.А. Раков - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Программный комплекс CLOPC-ХР. Обеспечение обмена данными в стандарте ОРС……..
26 П.В. Мякишев - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Программно-технический комплекс автоматизации нефтегазоводоразделителя с прямым
подогревом……………………………………………………………………………………………………….
27 Д.М. Рыжков - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Задачи технического обслуживания МПСА объектов транспорта нефти ……………………….
28 Р.Ф. Магасумов - Филиал «ИМС Индастриз-Уфа» ООО «ИМС Индастриз», г. Уфа
Автоматизация сдачи высокосернистой и высоковязкой нефти в систему магистральных
трубопроводов ………………………………………………………………………………………………….
29 Ф.Ф.Аиткулов - ООО «Авиатрон», г. Уфа
Пути повышения надежности работы энергетического оборудования и устойчивости
технологического процесса в условиях повышения требований производства………………
30 Н. А. Куцевич - ЗАО «РТСофт», Москва
Объектно-ориентированная платформа для интеграции систем производственного
уровня………………………………………………………………………………………………………………
31 Р.В.Арсланов, С.Н. Ипполитов - СОЗАИТ ОАО «Нефтеавтоматика», Уфа
Измерения дебита нефтяных скважин с помощью массоизмерительных установок………..
32 Д.Х. Абдулов - ОАО «Нефтеавтоматика», г.Уфа
Системы автоматизации подогревателей косвенного нагрева………….………………………..
61
25
28
31
31
34
35
36
37
38
39
41
43
46
49
50
52
53
58
Научное издание
Материалы научно-практической конференции
АВТОМАТИЗАЦИЯ И МЕТРОЛОГИЯ
В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ
Составитель и редактор
Главный менеджер по науке - начальник департамента разработки и внедрения
интегрированных АСУ И.Д. Кизина
Верстка
Ведущий инженер отдела ИАСУ К.А. Санарова
Выпуск
Начальник отдела нормативно-технического обеспечения И.А.Ниязова
Подписано в печать 16.05.07
Тираж 500, заказ № 15
450005, г. Уфа, ул. 50 лет Октября 24, ОАО «Нефтеавтоматика»
62