Тезисы - Нефтеавтоматика

XIV МЕЖДУНАРОДНАЯ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ ВЫСТАВКА
«ГАЗ. НЕФТЬ. ТЕХНОЛОГИИ-2006»
24 мая 2006 г.
г. Уфа
Научно-практическая конференция
АВТОМАТИЗАЦИЯ И МЕТРОЛОГИЯ В
НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ
Материалы конференции
УФА 2006
УДК 681.5:622.276
Автоматизация и метрология в нефтегазовом комплексе/Материалы конференции//
Научно-практическая конференция 24 мая 2006 г.-Уфа:Нефтеавтоматика.2006 -___с.
Представлены материалы конференции «Автоматизация и метрология в нефтегазовом
комплексе», проводимой Межрегиональным открытым акционерным обществом
«Нефтеавтоматика» 24 мая 2006 г. в рамках XIV Международной специализированной
выставки «Газ. Нефть. Технологии 2006».
© Межрегиональное ОАО «Нефтеавтоматика», 2006
2
ОАО «НЕФТЕАВТОМАТИКА»: ОПЫТ, ТРАДИЦИИ И НОВЫЕ ПОДХОДЫ К
РЕШЕНИЮ ПРОБЛЕМ МЕТРОЛОГИИ И АВТОМАТИЗАЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ
ОТРАСЛИ
С. М. Михайлов (ОАО «Нефтеавтоматика», г.Уфа)
ОАО «Нефтеавтоматика» — многопрофильная и динамично развивающаяся
компания, стремящаяся удовлетворить запросы нефтегазовой отрасли в решении
проблем метрологии и автоматизации.
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)
В последние годы эксклюзивным поставщиком продукции и услуг ОАО
«Нефтеавтоматика» является торговый дом компании «Нефтегазовые системы». В
компанию «Нефтегазовые системы», основанную 9 апреля 2003 г. для комплексного
обеспечения предприятий нефтегазовой отрасли, входят также ОАО
«Тяжпромарматура», ОАО «Курганхиммаш», ОАО ХК «Привод», ООО «Борец», ЗАО
«Центрофорс», ООО «Лемаз», ООО «Курганский кабельный завод». Интеграция работ
внутри «Нефтегазовых систем» позволяет перейти к выпуску автоматизированного
крупноблочного оборудования, расширению состава традиционных работ ОАО
«Нефтеавтоматика».
В состав ОАО «Нефтеавтоматика» входят подразделения комплексного
проектирования систем измерения количества и 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).
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
распределительные установки для дозирования химреагентов (БР-2,5; БР-10), системы
автоматики технологических процессов объектов - пользуется спросом в нефтяной и
газовой промышленности.
Лениногорский учебный центр обеспечивает подготовку и переподготовку
рабочих и инженерно-технического персонала, аттестацию руководителей и
специалистов в области промышленной безопасности.
В связи с принятием национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения
количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические
требования» увеличилась потребность нефтегазовой отрасли в сертифицированных
установках измерения массы добываемого углеводородного сырья. ОАО
«Нефтеавтоматика» ведет работы по совершенствованию стационарных и
3
передвижных массоизмерительных установок, предлагая также решения по
модернизации АГЗУ «Спутник».
На основе комплекса метрологических, технических и программно-методических
решений ОАО «Нефтеавтоматика» (от скважины до сдачи нефти и газа в
магистральные трубопроводы) нефтяные компании могут решить основную часть
задач приведения систем измерений в добыче углеводородного сырья в соответствие
с требованиями нового национального стандарта, обеспечить оперативный контроль
состояния материальных и энергетических потоков в инженерных сетях,
автоматизировать расчеты балансов углеводородного сырья по всем объектам добычи,
подготовки и транспорта, выявлять причины дебалансов.
Системы измерения количества и 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 150 СИКН по всей территории России.
Нашими системами измерения количества и качества нефти оснащены ряд
пунктов приема-сдачи нефти. Они полностью автоматизированы, интегрируются в
корпоративные информационные системы заказчиков, полностью соответствуют
требованиям АК «Транснефть».
Имея большой опыт работы, развитую производственную инфраструктуру, ОАО
«Нефтеавтоматика» традиционно продолжает брать на себя ответственность за
выполнение крупных комплексных работ для нефтегазовой отрасли со сдачей объектов
«под ключ».
На рынке промышленной автоматизации ОАО «Нефтеавтоматика» работает
более 37 лет. Мы продолжаем традиции комплексного проектирования объектов
автоматизации в нефтедобыче и транспорте нефти:
 разрабатываем интегрированные систем 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.
Нельзя не отметить большой объем работ, который выполнила
«Нефтеавтоматика» для АК «Транснефть» - это проектирование и реконструкция АСУ
ТП более 35 нефтеперекачивающих станций, проектирование автоматизированные
системы пожаротушения и др. систем. Эти работы компания выполнила на базе
типовых проектных решений, разработанных специалистами ОАО «Нефтеавтоматики»
в рамках НИР и ОКР.
Ступая в ногу со временем, учитывая потребности рынка, опыт наших
специалистов, предложения заказчиков и партнеров, мы работаем над обновлением
продукции и услуг для решения проблем автоматизации и метрологии в нефтегазовой
отрасли.
4
Стратегия работы компании увязана с необходимостью решения задач,
сформулированных государством:
 создание современных систем измерений количества и показателей качества
нефти для обеспечения комплексного учета и баланса углеводородного сырья на
всех этапах технологического процесса добычи, подготовки и транспортировки
углеводородного сырья;
 создание технологий, обеспечивающих ресурсо- и энергосбережение,
промышленную и экологическую безопасность на предприятиях нефтегазового
комплекса на базе современных средств автоматизации, компьютерной техники,
средств связи и коммуникаций, современного программного обеспечения.
Научно-техническим ориентиром для нас является направление –
«Интеллектуальное производство в добыче, транспорте углеводородов», в рамках
которого ОАО «Нефтеавтоматика» разрабатывает современные решения
в
направлении создания и развития Интеллектуальных интегрированных НефтеГазовых
систем Адаптивного управления. Семейство систем ИНГА (это рабочее название
обновленной продукции компании), подсистемы, комплексы, компоненты этих систем
предназначены для следующих сегментов рынка:
 управление объектами обустройства промыслов предприятий нефтегазодобычи;
 управление производственными процессами в транспорте нефти и
нефтепродуктов;
 управление процессами приема-сдачи нефти;
 прочие смежные области.
Системные решения настраиваются на особенности актуальных задач
предприятий нефтегазодобычи и транспорта нефти, включая крупные вертикальноинтегрированные межрегиональные компании и их сервисные блоки, средние и мелкие
компании, малые предприятия.
Мы оказываем полный спектр инжиниринговых услуг - проектирование, привязка
к объектам заказчика, интеграция с действующими системами управления, внедрение,
сопровождение, сдача «под ключ».
Традицией для ОАО «Нефтеавтоматика» является ежегодный выпуск
специального номера журнала «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной
промышленности», посвященного новым работам компании и опыту работы с нашими
заказчиками.
Говоря о продолжении наших работ на рынке нефтегазовой отрасли, хочется
еще раз напомнить, что ОАО «Нефтеавтоматика» - это надежный деловой партнер, это
наш опыт и новации, это грамотные специалисты. Уважение к запросам заказчика и
опережение их потребностей – вот 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.
Реализуя традиции головной организации отрасли по метрологическому
обеспечению, ОАО «Нефтеавтоматика» в рамках международной специализированной
выставки «Газ.Нефть.Технологии» проводимой в мае в г. Уфе, организует проведение
научно-практической конференции «Автоматизация и метрология в нефтегазовом
комплексе».
5
На сегодняшней конференции будут рассмотрены актуальные проблемы
метрологии и автоматизации нефтегазовой отрасли. Большое внимание будет уделено
вопросам внедрения в нефтедобывающих компаниях нового национального стандарта
ГОСТ Р8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические требования», а также методическим и практическим
вопросам развития и проектирования интегрированных АСУ ТП в нефтегазодобыче и
транспорте нефти.
О ВНЕДРЕНИИ СТАНДАРТА ГОСТ Р8.615-2005
Абрамов Г.С (ОАО НПФ «Сибнефтеавтоматика», г.Тюмень),
Слепян М.А. (ООО «ПО «Нефтегазовые системы», .Москва)
В связи с введением с 1 марта 2006 г. ГОСТа Р.8.615-2005 нефтяные компании,
которым придется нести основную нагрузку по выполнению требований ГОСТа,
выдвигают аргументы против внедрения данного стандарта. Необходимо оценить
серьезность и аргументированность возражений нефтяников.
Основных возражений несколько:
1.Внедрение стандарта не подкреплено техническими средствами;
2.Нигде в мире не ведется поскважинное измерение нефти и попутного нефтяного газа;
3.Зачем нужен ГОСТ, если достаточно работать в соответствии со стандартами АПИ и
ИСО;
4.Для чего нужно внедрять стандарт, если имеется положительный опыт использования
ГЗУ «СПУТНИК», вроде бы удовлетворяющий по точности измеряемых параметров;
5Внедрение ГОСТа потребует много лет и колоссальных финансовых ресурсов;
6. Отсутствие полигонов - метрологических стендов на реальных нефтеводогазовых
средах снижает доверие к сертифицированным Госстандартом измерителям.
Далее в докладе подробно рассматривается несостоятельность первых 5
пунктов.
Наиболее весомым является пункт о полигоне. Решать его можно только
совместно Госстандарту, нефтяным компаниям и машиностроителям. Но к такому
совместному сотрудничеству нефтяники пока не готовы.
НОВЫЕ НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ ПО УЧЕТУ НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ.
ВОПРОСЫ СОГЛАСОВАННОЙ ПОЛИТИКИ В ОБЛАСТИ СТАНДАРТИЗАЦИИ,
МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
А.А. Феоктистов, Еременко Т.С. (ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа)
Для организации достоверного учета нефти в нефтяных компаниях и
нефтеперерабатывающих предприятиях необходимо наличие нормативных
документов, упорядочивающих организацию коммерческого учета как сырой, так и
6
товарной нефти и обеспечивающих качественную разработку и реализацию проектов
узлов учета нефти и нефтепродуктов.
Являясь
головной
организацией
метрологической
службы,
ОАО
«Нефтеавтоматика» разработала изначально большинство нормативных документов.
Для реализации новых требований к учету нефти, связанных с внедрением
новых средств измерений, организация продолжает разработку новых нормативных
документов, и переработку устаревших.
Некоторые документы разработаны совместно с ОАО «АК «Транснефть»,
некоторые ими переработаны без нашего участия.
В отрасли складывается ситуация, что нормативная база организации
коммерческого учета нефти на сегодня составляет несколько десятков нормативных
документов разного ранга.
Такая ситуация складывается по причине несоблюдения элементарных
требований порядка и норм разработки НД, как разработчиками этих НД, так и
институтами Ростехрегулирования.
Держатель Госреестра - ВНИИМС – не всегда имеет легитимный вариант
методик, т.к. разработчики вносят изменения помимо этой организации.
Необходимо продолжить традицию, когда разработчики согласовывали проекты
своих НД с ОАО «Нефтеавтоматика».
Немаловажным на сегодня является вопрос гармонизации нормативных
документов по учету нефти.
С этой проблемой объединение cтолкнулось при выполнении работ в Казахстане
и Украине.
Еще в 1992 году была определена концепция согласованной политики в области
стандартизации. В то время был подготовлен проект соглашения, где выразили просьбу
главам Правительств Независимых Государств рассмотреть и подписать этот документ,
в котором одним из направлений согласованной политики является взаимное
признание результатов государственных испытаний, поверки и калибровки средств
измерений.
Нужна согласованная политика в области учетных операций.
Иначе метрологические работы, требуя согласования в Казахстанских
институтах, носят затяжной характер из-за дополнительных испытаний, разработки
новых НД, проведения учетной регистрации существующих.
К ВОПРОСУ РАЗРАБОТКИ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ В
ОБЛАСТИ АВТОМАТИЗАЦИИ И МЕТРОЛОГИИ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО
ПРОИЗВОДСТВА
И. И. Лобода (ОАО «Татнефть», г. Альметьевск), П. Г. Гурин (ОАО
«Нефтеавтоматика», г. Уфа)
Существует мнение [1], что создание стандартов исключительно для
национальных целей или стандартов предприятий (организаций) и технических условий
вряд ли имеет будущее. Некоторые специалисты считают, что международные
стандарты призваны примирить существующие противоречия, что они необходимы для
7
обеспечения эффективного сотрудничества на мировом рынке и гарантии того, что
материалы, оборудование и выполняемые работы соответствуют требованиям
безопасности и надежности при эксплуатации.
С первым произнесенным мнением необходимо и следует поспорить.
Международные стандарты должны иметь главенствующую роль над проблемами,
поднимаемыми в национальных стандартах и стандартах организаций (СТО), но ни в
коей мере не должны их заменять. Проблемы, поднимаемые в корпоративных
стандартах (СТП), должны в полной мере учитывать основные положения, изложенные
в национальных и международных стандартах.
В ОАО «Татнефть» уделяется особое внимание стандартизации этапов
производственного и технологического процессов. Большую часть решений по
стандартизации этапов этих процессов не удается обнаружить в рекомендациях
международных и национальных стандартов. Поэтому принято решение о разработке
(да и ранее этому придавалось большое значение) положений, инструкций,
руководящих документов в области автоматизации и метрологии. Эти документы не
могут и не должны противоречить принятым международным и национальным
стандартам, а дополняют, конкретизируют их и не входят с ними в противоречия.
С принятием в 2002 году Федерального закона «О техническом регулировании»
были отрегулированы отношения, возникающие при разработке, принятии, применении
и исполнении обязательных требований по ведению процессов производства,
эксплуатации и выполнению работ или услуг [2]. В соответствии с этим Законом
существуют два вида стандартов – Национальный стандарт и стандарт организации.
Все виды руководящих документов, принимаемых в ОАО «Татнефть» (инструкции,
положения, и т. д.) считаются стандартами организации.
Так в ОАО «Татнефть» в 2000 году был разработан и внедрен на всех
предприятиях нефтегазодобычи руководящий документ «Основные положения по
автоматизации и телемеханизации нефтегазодобывающего производства». В развитие
его были разработаны типовые проектные решения по автоматизации и
автоматизированному управлению в нефтегазодобыче. Эти документы сыграли
значительную роль в унификации систем автоматизации и позволили типизировать
состав этих систем.
В 2002 году были введены руководящие документы о порядке проектирования
систем коммерческого и оперативного учета сырой и товарной нефти для предприятий
ОАО «Татнефть». Эти документы позволили определить и стандартизировать
требования к этим системам. Понятно, что ни в международных, ни в национальных
стандартах Российской Федерации таких требований быть не могло.
В каждом нефтегазодобывающем регионе имеются свои, специфические
особенности функционирования систем измерения количества и показателей качества
нефти (СИКН). Так на территории Республики Татарстан действуют и добывают нефть
более тридцати так называемых «малых» нефтедобывающих предприятий. В связи с
этим была необходимость разработки «Положения о порядке проведения операций по
приему и сдаче нефти между ОАО «Татнефть» и другими нефтяными компаниями,
сдающими нефть на подготовку и транспортировку в республике Татарстан».
Перечень названных документов является далеко не полным и большая часть
из них требует сегодня их переработки и переиздания, что и предполагается выполнить
8
в 2006 году. Кроме того предполагается разработка ряда новых, не выпускаемых ранее
руководящих документов, положений, инструкций (и по многим из них уже дано задание
проектным и научно-исследовательским организациям).
Как правило, разрабатываемые и принимаемые стандарты организации
включают в себя следующие разделы:
 общие положения;
 перечень объектов, по которым в данном стандарте рассматривается проблема;
 общие требования к существу излагаемой проблемы;
 при необходимости приводятся принципиальные технологические схемы;
 перечень действующих нормативных документов, на которых базируется
разрабатываемый стандарт;
 ряд специальных разделов, отражающих специфику документа (например типовые
задания на проектирование определенных систем).
В конце 2005 года был утвержден Национальный стандарт Российской
Федерации ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и
нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», определяющий
метрологические и технические требования к порядку учета добываемой жидкости из
недр недропользователями. Название этого стандарта (и, следовательно, в какой-то
мере назначение) несколько раз изменялось. В результате излагаемый ранее порядок
учета добываемой жидкости был переформулирован в требования к процессу
измерений количества извлекаемых нефти и газа. Хорошо это или плохо – время
покажет.
Не исключено, что этот стандарт придется дополнять, подрабатывать и как-то
изменять, приспосабливая его к современным требованиям.
В данной статье не рассматриваются проблемы внедрения названного
Национального стандарта РФ. Их столько, что они заслуживают отдельного
внимательного рассмотрения, в т. ч. и в области разработки дополнительных
методических и руководящих документов, либо в переработке уже имеющихся.
На эту тему уже написано и издано несколько проблематичных статей, которые
можно обсуждать, а в ряде случаев с излагаемыми положениями необходимо и
поспорить [3, 4]. Но однозначно можно заявить, что уточнение и конкретизация на
региональных уровнях положений и методических рекомендаций в области учета
добываемой жидкости необходима. И это должно стать заботой нефтяных компаний,
как этому придается значительное внимание в ОАО «Татнефть». Однозначно можно
заявить, что эти затраты окупятся и очень быстро.
Литература
1. Самойлова О. В., Замятина О. В. Международные стандарты для нефтяной отрасли,
Трубопроводный транспорт нефти. №9, 2005.
2. Федеральный Закон «О техническом регулировании» №184-Ф3, 27.12.2005г.
3. 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. №11, 2005.
4. Овсий Л. И. Никто не хотел измерять, Нефть и жизнь. №8, 2005.
9
ПРОБЛЕМЫ ПОВЕРКИ ПОТОЧНЫХ ВЛАГОМЕРОВ
«PHASE DYNAMICS»
А.А Фаткуллин, Э.И.Глушков (ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа)
В настоящее время в области поверки поточных влагомеров фирмы «Phase
Dynamics» (далее – влагомеров) действуют три методики поверки МИ 2643–2001,
методика поверки (без номера) 2003 г. и МИ 2643-2004.
При поверке по МИ 2643–2001 или МИ 2643-2004 контролируется только одна
точка по температуре, а как ведет себя влагомер при других значениях температуры
остается невыясненным. Тем более, если у заказчика на объекте температура нефти от
30 до 50 ºС, то поверка влагомера при 20 ºС ему вообще ни к чему. С другой стороны,
по методике поверки (без номера) 2003 г. поверка должна проводиться в диапазоне
(15–70) ºС. Зачем проводить периодическую поверку в таком широком диапазоне
температуры? Периодическую поверку влагомера надо проводить в диапазоне
температур и содержаний воды в нефти как на объекте его эксплуатации.
Нефть и масло, применяемые в качестве поверочных жидкостей, по
характеристикам могут значительно отличаться от нефти, на которой эксплуатируется
влагомер. Из-за этого может появиться методическая погрешность. Поверку влагомера
можно проводить на поверочной жидкости такой же плотности, как в условиях
эксплуатации. А лучше на поверочных жидкостях, которые были использованы при
выпуске из производства влагомера, то есть эмульсиях вода в масле и/или масло в
воде. В противном случае при эксплуатации влагомера необходимо учитывать поправку
по плотности нефти к показаниям влагомера, так называемый калибровочный фактор.
Рассмотрены методы приготовления поверочных жидкостей: добавления,
замещения, полной замены. Для приготовления поверочных жидкостей важно
правильно указать метод приготовления (полной замены, добавления, замещения) и
учесть погрешность приготовления поверочной жидкости в погрешности поверки.
В лаборатории поверки средств измерений ОАО «Нефтеавтоматика» для
поверки поточных влагомеров применяют поверочную петлю фирмы «Phase
Dynamics». Отличие поверочной петли от других поверочных установок в том, что в ней
нет ни термостатирующего бака, ни емкости для поверочной жидкости. Кроме того,
поверочная петля снабжена шаровым краном для заливки поверочной жидкости, что
позволяет с высокой точностью отмерять количество заливаемой жидкости.
Для стабилизации температуры и обеспечения возможности поверки при других
значениях температуры поверочная петля была дооборудована термостатом и
термостатирующей рубашкой.
В настоящее время в ОАО «Нефтеавтоматика» ведутся работы по разработке
методики поверки влагомера «Phase Dynamics» с учетом рассмотренных предложений.
Правильное проведение поверки поточных влагомеров «Phase Dynamics» с
учетом данных предложений и рекомендаций позволит снизить метрологические отказы
поточных влагомеров.
10
СПОСОБЫ ЗАМЕРА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И ПРОМЫСЛОВЫЙ ОПЫТ
ЭКСПЛУАТАЦИИ СЕРИЙНО ОСВОЕННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ
А.Н. Мурыжников (ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа), Р.М. Хамадиев (ОАО «АК
«Транснефть», Москва), А.А. Мурыжников (ОАО «АНК «Башнефть», ДООО
«Геопроект», г. Уфа)
Контроль за процессом разработки нефтяных месторождений включает в себя
анализ индивидуальных замеров дебитов скважины и обводненности пластовой
жидкости. Наряду с этим может производиться замер количества попутного нефтяного
газа, выделившегося в свободную фазу при давлении и температуре замерного
устройства.
Результаты проводимых измерений дебита, обводненности и газосодержания
добываемой жидкости должны находиться в пределах точности приборов,
регистрирующих эти параметры. Необеспеченность точности может послужить
причиной внепланового ремонта подземного оборудования скважины, например, если
снижение дебита обычно связано с осложнениями в эксплуатации (отложения солей,
парафина, износ оборудования и т.д.).
С другой стороны, необеспеченность точности производимых замеров дебитов и
обводненности добываемой продукции из-за ошибок в базе данных может послужить
причиной сбоя геологической и гидродинамической моделей месторождений, которые
являются необходимым условием защиты проектов разработки месторождений на
Центральной комиссии по разработке месторождений Министерства промышленности и
энергетики Российской Федерации.
ГОСТ Р8.615-2005 требует организации учета углеводородного сырья по каждой
нефтяной скважине измерительными устройствами с пределами допускаемой
относительной погрешности измерений:
а) массы сырой нефти: +_ 2,5%;
б) массы нефти с содержанием воды до:
70% +_ 6,0%
95% +_ 15,0%
98% +_ 30,0%
в)объема нефтяного газа: +_5%;
Наибольшее распространение в нефтедобывающих регионах России, в том
числе Республике Башкортостан для замеров
получили автоматизированные
групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник», позволяющие измерять дебит
каждой из группы скважин поочередным их переключением. К числу наиболее
распространенных типов относится А-40-14/400, А-25-10/1500, А-16-14/400.
Для замера добываемая продукция в сепараторе предварительно отделяется от
свободной газовой фазы.
Обводненность жидкости измеряется в лабораториях цехов научноисследовательских и производственных работ нефтегазодобывающих предприятий по
методу Дина_- Старка. Точность измерения обводненности по этому методу достаточно
высока и составляет около +_ 1%.
11
Следует отметить, что основным недостатком существующих АГЗУ является
невозможность измерения дебита скважины в интервале 0…3м3/сут., а метода ДинаСтарка - высокая трудоемкость и длительность измерения. Поэтому в последние годы в
отечественной промышленности разработаны и серийно эксплуатируются замерные
установки «АСМА» и «Квант» как в передвижном, так и в стационарном вариантах, а
также малогабаритный дебитомер ДМ-4. Они позволяют измерять все три фазы
пластовых флюидов, добываемых из скважины в широких диапазонах их изменения.
Исследования показали значительные ошибки измерений дебитов установкой
«Квант». К недостаткам прибора ДМ-4 следует отнести невозможность замера
обводненности нефти, а также бесперспективность автоматизации процесса
измерения.
Наряду с объемными и массоизмерительными способами существуют
диэлькометрический, ультразвуковой и радиоизотопный комплексы датчиков и
вторичных приборов для определения количественно-качественных параметров как
проб, так и потоков двухфазных жидкостей. Но ни один из существующих датчиков и
приборов не позволяет производить замер дебита, обводненности и газосодержания
добываемой продукции нефтяных скважин.
Сравнительные промысловые исследования замеров дебитов скважин по
жидкости, обводненности нефти и газовому фактору, показавшие существенную
погрешность их измерении установками «Квант» и «Асма», связанную с присутствием
защемленности газовой фазы в эмульсии обратного типа.
Использование методов измерений, применяемых серийно-выпускаемым
оборудованием, основанных на замере гидростатистического давления и взвешивании
продукции скважин требует предварительной дестабилизации эмульсий обратного типа
во избежание снижения плотности жидкости из-за недостаточной сепарации газа.
Измерительные установки, в которых используется сепарация с доведением
попутного газа до нормального давления - УГФ, АСМА, трапно-замерная - дают
результаты измерений с погрешностями, удовлетворяющими требованиям,
предъявляемым к учету углеводородного сырья.
Для выполнения требований ГОСТ в стационарных измерительных установках
целесообразно использовать счетчик жидкости массовый «МАСК» в комплекте с
гибридным влагомером и корреляционным счетчиком газа.
МЕТОДИКИ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА ДОБЫВАЕМОЙ НЕФТИ И
ГАЗА ПО ТРЕБОВАНИЯМ НАЦИОНАЛЬНОГО СТАНДАРТА ГОСТ 8.615-2005
Н.Ф.Хатмуллин, Р.Ф.Халитов (ОАО «АНК «Башнефть»)
ОАО «АНК «Башнефть» разрабатывает более 160 нефтяных месторождений,
эксплуатационный фонд составляет более 18 000 скважин. На месторождениях
смонтировано 2678 автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ
«Спутник»), подключенных к 77 диспетчерским пультам. Для оперативного учёта
построено 107 бригадных узлов учёта нефти и 256 узлов учёта газа.
12
Учёт добываемой нефти и попутного нефтяного газа в ОАО «АНК «Башнефть»
ведётся следующим образом.
Газожидкостная смесь (ГЖС) со скважин поступает на АГЗУ «Спутник», которая
производит периодический замер дебита жидкости по каждой скважине; на скважинах,
не подключенных к АГЗУ «Спутник», замеры дебита производятся передвижными
замерными установками. Для контроля работы скважин, оборудованных ШГН,
периодически проводится снятие динамограмм.
Расчёт дебита скважин по нефти производится по результатам лабораторных
испытаний пробы нефти, взятой со скважин. Периодичность отбора проб и проведения
лабораторных испытаний проводится согласно РД 153-39.0-109-01.
Далее вся добытая ГЖС поступает на установки предварительного сброса (УПС,
ДНС), где, после первичной сепарации газа и отделения попутно добываемой воды,
замеряется на оперативных узлах учёта нефти (СИКН). Газ, отсепарированный на УПС,
поставляемый потребителям или сжигаемый на факеле, проходит учёт на узлах учёта
газа, в качестве измерительных устройств (ИУ) используются счётчики СВГ.Т.
Товарная нефть, подготовленная в нефтесборных парках (НСП) в соответствии с
ГОСТ Р 51858-2002, поступает в пункты приёма сдачи нефти (ППСН), где пройдя учёт
на коммерческих узлах учета (СИКН) поступает в систему АК «Транснефть» или на
нефтеперерабатывающие заводы. Эксплуатационный фонд АГЗУ и длительность их
эксплуатации на промыслах АНК «Башнефть» приведены в таблице.
Таблица
Эксплуатационный
фонд АГЗУ, ед.
2656
Кол-во АГЗУ,
не
выработавших
нормативный
срок,
ед.(%)
666 (25,1)
Кол-во
АГЗУ,
эксплуатируемых
от 8 до 16 лет
ед. (%)
673 (25,3)
Кол-во
АГЗУ,
эксплуатируемых
свыше 16 лет
ед. (%)
1317 (49,6)
Из таблицы видно, что 75 % (1990ед.) АГЗУ “Спутник» отработало свой
нормативный срок и их стоимость амортизирована.
Согласно требований ГОСТ Р 8.615-2005 п. 5.2. «Измерения количества
извлекаемой из недр сырой нефти и нефтяного попутного газа выполняют по
отдельным скважинам и лицензионным участкам по МВИ, аттестованным и
утверждённым в порядке установленном ГОСТ Р 8.563».
Для приведения существующей системы измерений ОАО «АНК «Башнефть» в
соответствие с требованиями ГОСТ Р 8.615-2005 необходимо определиться: проводить
модернизацию эксплуатирующихся АГЗУ или внедрять на каждой скважине
измерительные установки.
Для разъяснения положений стандарта и определения вариантов реконструкции
систем измерений нефти в ОАО «АНК «Башнефть» направлено письмо в ОАО
«Тюменский нефтяной научно-технологический центр» и в Управление горного надзора
по РБ с двумя вопросами:
1) Допускается ли измерение количества извлекаемой из недр сырой нефти выполнять
на АГЗУ в существующем режиме с периодическим переключением скважин на
замер, с последующей интерполяцией результатов измерений на период до
13
следующего измерения, с модернизацией измерительных устройств согласно
требований ГОСТ Р 8.615-2005?
2) Допускается ли измерение количества извлекаемого из недр нефтяного газа по
скважинам выполнять один раз в год 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, в связи с тем, что газовый фактор в процессе разработки месторождения
является величиной постоянной.
В варианте с модернизацией АГЗУ и реконструкцией системы сбора затраты на
реконструкцию составят около 6 млрд. рублей.
При условии, что выдаётся разрешение проводить измерение дебита скважин
периодически, выполнив модернизацию АГЗУ, можно использовать следующие 4
варианта реконструкции систем измерений в АНК «Башнефть»:
1. Модернизация АГЗУ, основанная на создании комплекса влагомер ВОЕСН –
кориолисовый массомер «МАСК» (вариант, предлагаемый ОАО «Нефтеавтоматика»). В
этом случае получается более менее адаптированный вариант модернизации АГЗУ с
затратами от 350 до 550 тыс. руб., но при этом возникает риск несоответствия
проведённой модернизации требованиям ГОСТ Р 8.615-2005. Вызывает также
сомнение достоверность полученных замеров. Показания массомера «МАСК» при
испытаниях сравнивались с показаниями турбинного счётчика «ТОР». В процессе
эксплуатации невозможно будет определять метрологические характеристики
массомера «МАСК» - не с чем и негде сравнивать. Влагомер «ВОЕСН» или другие типы
влагомеров (ВСН, УДВН, Fhase Dynamics) из-за наличия свободного газа в
отсепарированной жидкости на линии после сепаратора и из-за циклической работы
АГЗУ «Спутник» (режим накопления – режим опорожнения) могут выдавать
недостоверные результаты. Поэтому получается только лишь более современный
вариант АГЗУ «Спутник» без получения ожидаемых результатов измерений.
2. Вариант с использованием измерительной установки гидроста-тического
взвешивания с применением измерительно-вычислительного комплекса модели
Dymetic-7752. При использовании этой измерительной установки многие показатели
определяются расчетным путем. Для внедрения этого ИУ необходима его
сертификация с внесением в Госреестр и наличие МВИ, аттестованной и
утверждённой в установленном порядке.
3. Вариант с использованием серийных измерительных установок АГЗУ
«Спутник-М», «АСМА», «Спутник – СКЖ».
4. Вариант на основе прямого взвешивания.
ОАО «АНК «Башнефть» готово провести опытно-промышленные испытания
указанных измерительных установок.
О НОРМАТИВНОЙ БАЗЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ЗАМЕРАМ И УЧЕТУ
НЕФТИ НА СКВАЖИНАХ
В. Малицкий, В.Амиров, И. Травинин (ОАО «ТНК-БВ», Москва)
14
Закон «О техническом регулировании» принят в 2002 году и действует с
середины 2003 года. Одна из целей этого закона – устранение торговых барьеров и
гармонизации Российской нормативной базы c международной. Закон устанавливает
новый тип нормативно-правового документа – технического регламента, который имеет
силу закона, и национальные стандарты – документы добровольного применения. В
настоящий момент разработаны или разрабатываются новые нормативные документы
по измерению и учету добываемой нефти и нефтяного газа:
1.
ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и
нефтяного газа», который принят 29 декабря 2005 г. и вступил в силу с 1 марта
2006 г.
2. Проект пакета документов «Матрица нормативно-правовых документов».
Планируется закончить работу в 2006 г.
3. «Рекомендации по учету нефти» Институт проблем транспорта
энергоресурсов «ИПТЭР» (г. Уфа). Направлены поправки в ноябре 2005 г.
Планируется к выпуску в 2006 г.
Матрица и Рекомендации: Каков статус этих документов в рамках Закона «О
техническом регулировании»? К какой части системы технического регулирования они
относятся? Попытаемся ответить на эти вопросы.
Закон «О техническом регулировании» устанавливает норму
добровольности и
заинтересованности сторон в области стандартизации, в частности:

Статья 12. Стандартизация осуществляется в соответствии с принципами: добровольного
применения стандартов; максимального учета при разработке стандартов законных
интересов заинтересованных лиц;
 Статья 15. … Национальный стандарт применяется на добровольной основе равным образом
и в равной мере независимо от страны и (или) места происхождения продукции, осуществления
процессов производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации,
выполнения работ и оказания услуг, видов или особенностей сделок и (или) лиц, являющихся
изготовителями, исполнителями, продавцами, приобретателями .
Национальный стандарт ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из
недр нефти и нефтяного газа», утвержденный 29 декабря 2005 г. и вступивший в силу с
1 марта 2006 г., не соответствует этим статьям. Некоторые государственные органы
настаивают на его обязательном исполнении.
Национальный стандарт разработан ОАО «Тюменский нефтяной научнотехнологическим центр» на базе «Предварительного стандарта ПС 153-39.0-133-2002
«Положение о системе учета и контроля количества нефти и газа, добываемых на
месторождениях ХМАО»». Предварительный стандарт действовал 2 года: с 1.04.2003
г. по 1.04.2005 г. По словам его авторов, предварительный стандарт прошел успешную
обкатку на нефтедобывающих предприятиях в ХМАО.
Имея горький опыт «успешной обкатки» Предварительного стандарта, все компании
активно включились в работу по подготовке замечаниям к проекту нового
национального стандарта. Специалисты ОАО «ТНК-ВР» активно работали с
Минпромэнерго, Федеральным Агентством по техническому регулированию, ТК-445 и с
авторами проекта. Было направлено выше 200 консолидированных замечаний, но при
принятии этого стандарта были нарушены принципы стандартизации: добровольности
и заинтересованности.
15
Что же несет стандарт нефтяным компаниям и государству и какова эффективность
от его внедрения? Существует несколько потенциальных рисков.
Риск 1. Невозможность осуществлять замеры на устье скважин с помощью
существующих на настоящий момент ГЗУ или многофазных расходомеров с точностями
указанными в
стандарте:
-массы сырой нефти ±2,5%
-объема нефтяного газа, приведенного к н.у. ±5,0%
-определения массы нетто нефти и воды:
с содержанием воды до 70% ±6,0%;
с содержанием воды до 95% ±15,0%.
Это связано, прежде всего:

с недостаточной эффективностью сепаратора ГЗУ, что ведёт к высокому
содержанию растворённого, а зачастую и свободного газа в замеряемой жидкости;

с высокой обводнённостью (до 95%) жидкости, замеряемой в АГЗУ, что даже при
применении лабораторных анализаторов влагосодержания (абсолютная погрешность
±2,5%) ведёт к допустимой погрешности определения массы нефти с применением
АГЗУ ± 39% (по расчётам ИПТЭР);

отсутствием поверочных схем для указанных измерительных установок. Нет
подтверждения заявленных точностей ЗУ. Все испытания проводятся на водогазовых
смесях в лабораторных условиях. На месторождениях погрешности будут совершенно
другими.
Риск 2. Требования производить замеры по лицензионному участку с точностями, как
на коммерческих узлах учета. Чтобы достичь этого, необходимо будет произвести
тотальную модернизацию оперативных узлов учета нефти и построить дополнительные
объекты подготовки нефти. На это потребуется немало дополнительных средств. В
настоящий момент в мире не существует установок, которые замеряют с точностью
2.5% на устье скважин, подтвержденных полевыми испытаниями. (Для примера: в
Норвегии, где одно из самых строгих законодательств по учету нефти, мультифазные
расходомеры и 3-х фазные тестовые сепараторы замеряют с точность 5-15% на устье
скважин, и эта погрешность устраивает всех, в том числе и государство).
Оперативные замеры, осуществляемые в UK, составляют 5% (сравните с 0.35%
в национальном стандарте).
Таблица.
Замеры нефти в различных странах
Страна
1
Россия
Великобритания
16
Устье скважин
Оперативные замеры
2
3
a) массы сырой нефти: ± 2,5 %;
0.35% (вода 0.5%)
б) массы нефти с содержанием 15% (вода 85%)
воды до:
70 %: ± 6,0 %;
95 %: ± 15,0 %;
98 %: ± 30,0 %;
10%
*
и
0-20%*
замеры 5%
мультифазными расходомерами
Коммерческий узел
учета
5
… 0.25% по массе брутто и
0.35 по массе нетто
0.25% -нефть
Норвегия
5-10%*
и
15%*
замеры 5-10%
мультифазными расходомерами
0.3% - нефть
Риск 3. Обязательность исполнения. Как показывает опыт Предварительного
стандарта, некоторые государственные органы настаивают на его обязательном
принятии всеми нефтяными компаниями путем административного давления,
включением исполнения его требований в лицензионное соглашение и пр.
Риск 4. Замеры сырой нефти переходят в сферу государственного надзора.
П. 5.1 стандарта устанавливает: «Для измерений количества сырой нефти и нефтяного
газа применяют СИ в виде ИУ и СИКНС, имеющих сертификат об утверждении типа и
внесенных в Государственный реестр средств измерений в соответствии с правилами
по метрологии.
СИ подлежат государственному метрологическому контролю,
осуществляемому в виде периодических поверок в соответствии с правилами по
метрологии, проводимых органами Государственной метрологической службы или
метрологическими службами юридических лиц, аккредитованными на право поверки
СИ». Для реализации этого требования, потребуются дополнительное финансирование
и организационные мероприятия, для обеспечения государственной поверки СИ. Эти
затраты нефтедобывающим компаниям придется нести, урезая запланированные
вложения на разработку и обустройство новых месторождений, а это в свою очередь
повлияет на снижение налогооблагаемой базы.
КОМПЛЕКС РАБОТ ПО МЕТРОЛОГИЧЕСКОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ СИКН
НЕФТЕНАЛИВНОГО ТЕРМИНАЛА СПЕЦМОРНЕФТЕПОРТА «ПРИМОРСК»
Жданов В.П. (ОАО «АК «Транснефть», Москва), Проккоев В.В. (ФГУП ВНИИР,
г.Казань), Рябков Ю.В. (Центр метрологического обеспечения
ОАО « АК «Транснефть», Москва), Сафонов А.В. (ЗАО «ИМС – инжиниринг», Москва).
Создание нефтеналивного терминала на Балтийском море, задачей которого
является увеличение количества нефти, поставляемой на экспорт, является важнейшей
государственной задачей. Проведение данной работы было вызвано необходимостью
метрологического обеспечения СИКН нефтеналивного терминала при сдаче его в
эксплуатацию, в сроки, запланированные руководством АК «Транснефть». Задача
осложнялась тем, что в соответствии с утвержденными руководством АК «Транснефть»
графиками работ по созданию терминала, время на отладку и поверку систем
измерения отводилось крайне мало, превышение отведенного лимита времени могло
повлечь за собой срыв сроков начала отгрузки нефти на экспорт. Кроме того,
требовалось заблаговременно, до начала эксплуатации СИКН, исключить любые
возможные неисправности в ее работе. Это потребовало проведения работ по
метрологическому обеспечению одновременно и параллельно с проведением монтажа
оборудования на терминале
Основная проблема состояла в обеспечении работоспособности и проведении
поверки преобразователей расхода, в качестве которых были выбраны
преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N 400 производства фирмы
«Faure Herman» (Франция). Была разработана программа работ, которая включала
17
этапы: исследование метрологических характеристик
преобразователей
эксплуатируемых на объектах АК «Транснефть», заводские испытания, испытания на
существующих СИКН и поверка на месте эксплуатации.
В докладе раскрываются результаты выполнения данной программы.
СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В ИЗМЕРЕНИИ ДАВЛЕНИЯ, РАСХОДА И УРОВНЯ
В.Н. Кравченко («Иокогава электрик СНГ», г. Уфа)
Основополагающими направлениями в Контрольно-Измерительных Приборах для
промышленной автоматизации являются измерения 4-х технологических параметров:
давления, расхода, уровня и температуры. В первых трех из них обязательно
присутствуют измерения давления и перепада давления.
Компания Yokogawa, выпустив принципиально новый сенсор для измерения
давления и перепада давления DPHarp на базе последних полупроводниковых
технологий, за последние 15 лет стала признанным мировым лидером в технологии
измерения давления и перепада давления.
Сенсоры DPHarp в своей основе используют частотно-резонансный метод,
реализованный на базе единой кремниевой монокристаллической структуры.
В этих сенсорах в поверхность упругой кристаллической мембраны интегрированы
механические резонаторы, собственная частота которых меняется с деформацией
мембраны. Механические колебания резонаторов прямо преобразуются в
электрический частотный сигнал.
Единая монокристаллическая структура и принцип работы сенсора гарантируют
непревзойденную стабильность датчиков и устойчивость к внешним факторам.
При этом сенсоры DPHarp одновременно измеряют сразу 3 величины: рабочее
давление, перепад давления и температуру сенсора. Помимо информации для
верхнего уровня это дает возможность датчику дополнительно компенсировать
оставшиеся зависимости от температуры и статического давления.
Сенсор на выходе выдает сразу частотный цифровой сигнал, не требующий в
последствии аналого-цифровых преобразований, обеспечивая высокую точность в
широком диапазоне перестройки шкалы.
Эти преимущества ставят датчики DPHarp на уровень выше по сравнению с
емкостными и пьезорезистивными методами измерения, врожденными проблемными и
принципиально непреодолимыми барьерами которыми являются остаточная
деформация, перекос сенсора и уход характеристик при изменении статического
давления, температуры.
Технология DPHarp уже прекрасно зарекомендовала себя и «завоевала сердца»
многих потребителей. На территории России работает уже более 60 тысяч датчиков с
сенсором DPHarp.
Недавно компания Yokogawa выпустила новую линейку преобразователей
давления – серию EJX, которая является следующим поколением преобразователей на
базе технологии DPHarp.
18
Датчики EJX выпущены как серия Премиум-класса, покрывающая всю линейку
датчиков выпускаемых ранее серии EJA, но имеющая дополнительно целый ряд новых
исключительных функций и свойств, способных удовлетворить самого изыскательного
пользователя.
Датчики серий EJA/EJX внесены в Госреестр (межповерочный интервал – 3 года) и
имеют все российские сертификаты, разрешающие их применение в Российской
Федерации. Все приборы поставляются с первичной поверкой, признаваемой
российскими органами.
МОНИТОРИНГ, РЕГИСТРАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ
ПРОЦЕССАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
СТАНЦИЙ СБОРА ДАННЫХ И РЕГИСТРАТОРОВ КОМПАНИИ YOKOGAWA
С.Е. Подовинников, Д.Н.Дунюшкин («Иокогава электрик СНГ», г. Уфа)
В настоящее время на многих производствах остро стоит вопрос управления и
отображения данных о ходе процесса на небольших технологических участках.
Основными требованиями к такому оборудованию являются промышленное
исполнение, большое время наработки на отказ и широкие средства вывода
информации для оператора.
Компания Иокогава – является мировым лидером по производству регистраторов
и станций сбора данных. Регистраторы Yokogawa признаны лучшими по опросам
читателей американского журнала Control’s Magazine в 2005 году.
Диапазон продукции включает, как автономные системы сбора данных MW100,
станции сбора данных с возможностью управления технологическим процессом
CX2000, так и новейшие регистраторы DX1000/2000 с возможностью расширения числа
измерительных входов.
Станция CX2000 – это уникальное сочетание функций управления, сбора данных и
простоты настройки. С помощью CX2000 возможно управлять шестью независимыми
контурами регулирования, обрабатывать данные технологического процесса по 20
точкам. Сетевые функции станции позволяют следить за изменением параметров в
реальном времени с ПК, используя стандартный Web-браузер. Автоматическую
архивацию данных можно осуществлять по FTP протоколу. CX2000 широко
применяются на металлургических предприятиях России для управления температурой
печей и процессов горения, в химической промышленности.
Система сбора данных MW100, которая может работать автономно без
подключения к ПК, состоит из основного модуля и блоков ввода/вывода различных
типов (универсальный вход, дискретный вход/выход, модули для подключения
тензодатчиков). Одна система позволяет обрабатывать данных с 60 точек, и
поддерживает подключение дополнительных блоков MW100, что позволяет расширить
количество охватываемых точек контроля до 360. В данный момент системы MW100
внедряются на объектах транспортировки нефти и химической промышленности.
Новейшая разработка компании Yokogawa – станции сбора данных DX1000/2000.
Ключевыми особенностями станций являются очень малый интервал измерения – 25
мс, поддержка подключения до 48 точек измерения и возможность расширения
19
количества входов измерения до 348 с помощью подключения модулей MW100.
Станции серии DX получили очень широкое распространение как в России, так и в
странах СНГ и применяются в различных производствах, как машиностроение,
выработка электроэнергии, объекты транспортировки газа и нефти и т.п.
Все приборы имеют сертификат об утверждении типа средств измерения.
Межповерочный интервал – 2 года.
СОЗДАНИЕ И ВНЕДРЕНИЕ СИСТЕМ ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК НА ПРЕДПРИЯТИЯХ
НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
С.Е. Кутуков (УГНТУ, г. Уфа)
Повышение уровня государственных требований к системам измерений и учета
энергоресурсов делает чрезвычайно актуальным создание и внедрение систем
диагностирования и обнаружения утечек в
трубопроводах, транспортирующих
товарную и сырую нефть.
В докладе будет сделан краткий обзор решений для создания систем обнаружения
утечек товарной нефти, а также освещены проблемы внедрения и эксплуатации
указанных систем в АСУ предприятий нефтегазодобычи.
ПРОГРАММНЫЕ ПРОДУКТЫ И УСЛУГИ ДЛЯ СОЗДАНИЯ ИНТЕГРИРОВАННЫХ
СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ДОБЫЧЕЙ НЕФТИ НА ОСНОВЕ СРЕДСТВ АСУ ТП И MES
И.Д. Кизина, Ю.И. Зозуля, А.К. Муравский
(ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа))
Предлагаемые ОАО «Нефтеавтоматика» программные продукты «ИНГАнефтегазодобыча» (ИНГА-НД) – это многопользовательская среда типа клиент/сервер,
которая функционирует на основе единой базы данных (БД), содержащей как данные
реального времени, так и оперативно обновляемые нормативно-справочные данные, и
позволяет поддерживать постоянно действующую модель нефтегазодобывающего
производства.
ИНГА-НД имеет в своем составе библиотеку программных модулей (ПМ) и
инструментальные программные средства, с помощью которых могут быть
сконфигурированы программные комплексы (ПК), предназначенные для поддержки
принятия решений специалистов в области нефтегазодобычи (геологов, технологов,
механиков, энергетиков, метрологов, специалистов по автоматизации и
информационным технологиям).
ПМ делятся на универсальные и специализированные модули.
Универсальные ПМ реализуют функции, общие для всех ПК, конфигурируемых в
среде ИНГА-НД, и обеспечивают:

сбор и подготовку данных реального времени;
20

сопровождение БД и просмотр данных.
Универсальные ПМ оформлены в виде отдельного ПК (ПК ИНТЕГРАЦИЯ).
Специализированные ПМ реализуют специальные прикладные функции и
включаются в состав конкретных типовых или заказных ПК.
ОАО «Нефтеавтоматика» оказывает услуги по разработке и внедрению
интегрированных систем управления на базе программных продуктов ИНГА-НД
(генерацию и загрузку БД, сопровождение и развитие ПК и другие).
АДАПТИВНАЯ БАЛАНСНАЯ МОДЕЛЬ ИНЖЕНЕРНОЙ СЕТИ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
А.А. Жильцов (ОАО «Татнефть», г. Альметьевск), Ю.И. Зозуля (ОАО
«Нефтеавтоматика», г. Уфа)
С появлением технологий искусственного интеллекта, при обработке и
интерпретации данных реального времени все большее значение приобретают методы,
основанные на знаниях (knowledge-based methods). Их применение для анализа состояния
объектов инженерных сетей (ИС) нефтегазодобычи связано с использованием
разнообразных дополнительных априорных и опытных данных о функционировании и
нарушениях в работе ИС, имеющих детерминированный или случайный характер. Одними
из наиболее перспективных среди этих методов являются нейросетевые методы. Они
позволяют в простом нейросетевом базисе автоматически генерировать адаптивные
модели объектов нефтегазодобычи, параметры которых могут быть найдены на основе
неполных и противоречивых данных реального времени с использованием известных
алгоритмов обучения нейронных сетей.
Балансная модель ИС представляется в виде следующих уравнений:
Q  BX ;
(1)
X  F (Y )  V ,
(2)
где Q – вектор притоков (потерь, утечек) в узлах ИС нефтегазодобычи;
B – матрица баланса (матрица инцидентности для графа G) ИС
X – вектор потокораспределения ИС нефтегазодобычи;
Y – вектор результатов измерений переменных состояния ИС;
F (Y ) – нелинейная матричная функция связи;
V – вектор погрешностей измерения.
Нейросетевой программный модуль, реализующий балансную модель (1)–(2),
используется в программном комплексе БАЛАНС-КМЦ, обеспечивая поддержку
принятия решений о причинах нарушения баланса многокомпонентных потоков в
инженерных сетях приема-сдачи нефти.
ПРЕДСТАВЛЕНИЕ ИНЖЕНЕРНОЙ СЕТИ В ВИДЕ НАБОРА «ЦЕПНЫХ ГРАФОВ 5»
С.И. Хисамутдинов (ОАО «Татнефть», г. Альметьевск),
Т.Р. Насыров, В.М.Гиниятуллин (УГНТУ, г.Уфа)
21
Пусть по прямолинейному горизонтальному трубопроводу постоянного сечения
течет не сжимаемая жидкость без разрывов. На трубопроводе установлены 3
расходомера. Эту ситуацию можно изобразить в виде ориентированного графа (см. рис.
1).
Вершины графа символизируют датчики, а дуги графа трубопровод. В идеале
показания датчиков в точности соответствуют расходу жидкости. На практике же
приходиться считаться с возможностью нарушений в работе, как датчиков
(завышения/занижения), так и трубопровода (утечки/притоки). В этом случае показания
датчиков будут отличаться от реальных расходов.
V0
V1
R0
I0
V2
V3
R1
I1
dl0
V4
R2
I2
M0
dr0
df0
Рисунок 1
На рисунке 1 введены, следующие понятия:
V0…V4 – признаки нарушения;
R0…R2 – реальные расходы;
I0…I2 – показания измерителей;
M0 – среднее арифметическое показаний 3 измерителей;
dl0, dr0, df0 – элементы матрицы дисбалансов, в %, рассчитываются по
формулам:
dl0 
(I 0  I1 )
* 100 ;
M0
dr0 
(I1  I 2 )
* 100 ;
M0
df 0 
(I 0  I 2 )
* 100
M0
где dl0 – дисбаланс левее измерителя I1;
dr0 – дисбаланс правее измерителя I1;
df0 – дисбаланс «вокруг» измерителя I1.
Поскольку имеется 5 мест возникновения нарушений, то такая совокупность
абстракций получила название «цепной граф 5».
Положим, что расход жидкости на входе составляет 1000 м3/час, нарушение в 10
м3/час (k) является недопустимым и в один момент времени возможно не более одного
нарушения. В таблице 1 приведены все возможные комбинации нарушений (в таблице
выделены столбцы, соответствующие дугам – утечки/притоки), показания измерителей,
среднее арифметическое показаний измерителей и матрицы дисбалансов.
Для целей моделирования показания измерителей рассчитываются по
формулам:
I0 = R0+k*V0;
I1 = R0+k*V0+k*V1+k*V2=I0+k*V1+k*V2;
I2 = R0+k*V0+k*V1+k*V2+k*V3+k*V4=I0+k*V1+k*V2+k*V3+k*V4=I1+k*V3+k*V4.
22
где V0…V4 – принимают значения –1, 0, 1 (занижение/утечка, нормальная работа,
завышение/приток).
Таблица 1
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
комбинация
нарушений
0
0
0
0
0
0
1
-1
0
0
0
0
0
0
0
0
-1
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
-1
0
-1
0
0
1
0
0
0
0
0
0
показания
измерителей
0
0
-1
1
0
0
0
0
0
0
0
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1010
990
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
990
1000
1000
1010
1010
990
1000
990
990
1010
1010
990
1000
1000
1010
1000
1000
средние расходы по 3- матрицы
м измерителям
дисбалансов
1000.00
996.67
996.67
1003.33
1003.33
993.33
1003.33
996.67
1006.67
1003.33
996.67
000
011
011
0 -1 -1
0 -1 -1
101
101
-1 0 -1
-1 0 -1
-1 1 0
1 -1 0
В таблице 1 выделенные столбцы соответствуют дугам графа, в столбце
«матрицы дисбалансов» первая цифра – это дисбаланс dl0, вторая – dr0, третья –df0.
Таким образом, генерируется гипотеза о возможных причинах нарушений.
Добавление ещё одного измерителя приводит к появлению набора из 2
пересекающихся «цепных графов 5» и к необходимости совместного анализа 2 матриц
дисбалансов, что увеличивает достоверность анализа.
Моделирование проводилось для 3, 4, 5 и 6 датчиков, при наличии 1, 2 и 3
нарушений на графе разветвленной инженерной сети, в результате была создана
методика представления инженерной сети в виде набора «цепных графов 5».
ОПЕРАТИВНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕРОЯТНЫХ ПРИЧИН НАРУШЕНИЯ БАЛАНСА
ПОТОКОВ В УЗЛАХ ИНЖЕНЕРНОЙ СЕТИ МЕТОДОМ ПЕРЕКРЕСТНОГО КОНТРОЛЯ
ПАРАМЕТРОВ
Н.М. Сибагатуллин, Ю.И. Зозуля (ОАО “Нефтеавтоматика”, г.Уфа)
Метод перекрестного контроля параметров потоков в узлах инженерной сети
основан на сопоставлении дисбалансов потоков во взаимосвязанных элементарных и
агрегированных узлах сети. Он может быть использован для выявления спектра
возможных причин нарушения баланса материальных и энергетических потоков в узлах
сети с оценкой вероятности этих причин.
Определение вероятности возможных причин нарушения баланса в узлах
сложной инженерной сети осуществляется путем приведения модели сложной сети к
иерархии моделей простых сетей (состоящих из двух взаимосвязанных элементарных
узлов, в разных вариантах).
На основе модели простой сети разрабатывается алгоритм анализа ее
состояния, который позволяет наблюдаемой комбинации дисбалансов в узлах этой
23
сети сопоставить возможные причины нарушения баланса с указанием степени их
вероятности. Этот алгоритм применяется для анализа состояния сложной сети,
представленной в виде иерархии моделей простых сетей.
Ключевой задачей при реализации метода является разработка имитационной
модели простой сети, включая:
− описание всех возможных комбинаций неисправностей в сочетании по 1, по 2,
по 3 и т. д., приводящих к нарушению баланса потоков в узлах этой сети, с
определением степеней вероятности их возникновения (для простой сети, количество
возможных комбинаций неисправностей − более 4000);
− описание всех возможных комбинаций дисбалансов в узлах простой сети
(количество комбинаций дисбалансов − более 70);
− составление списка вероятных комбинаций неисправностей для каждой
возможной комбинации дисбалансов в узлах простой сети, приводящих к этой
комбинации дисбалансов, путем программной имитации всех возможных комбинаций
неисправностей.
ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ АВТОМАТИЗАЦИИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
СЛУЖБЫ ГЛАВНОГО МЕХАНИКА НЕФТЕГАЗДОБЫВАЮЩИХ И СЕРВИСНЫХ
ОРГАНИЗАЦИЙ
И.Д. Кизина, С.Б.Бурангулова (ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа)
Нефтегазодобывающее производство является потребителем огромного
количества оборудования, различающегося по сложности конструкции, процедур
обслуживания и ремонта, по поставщикам и изготовителям, по стоимости.
Капитальные и эксплуатационные затраты, связанные с приобретением,
доставкой, хранением, установкой, эксплуатацией, диагностикой, ремонтом
оборудования, используемого в нефтегазодобывающих и сервисных организациях
составляют значительную долю в общих затратах на нефтегазодобычу. Изношенность
оборудования по различным оценкам составляет 60-70%, что резко повышает затраты
на обеспечение требуемого уровня безопасности при их эксплуатации. В этой связи,
решение задач по:
 сокращению капитальных вложений на приобретение оборудования по
реконструируемым и строящимся объектам за счет анализа их состояния, наличия
и движения и соответствия требованиям технологических режимов
нефтегазодобычи;
 сокращению затрат на техническое обслуживание и ремонт нефтепромыслового
оборудования;
 увеличению межремонтного периода работы и срока службы оборудования;
 сокращение трудозатрат на сбор, обработку и анализ информации по состоянию,
техническому обслуживанию и ремонту нефтепромыслового оборудования и пр.;
 сокращение времени и трудозатрат на организацию взаимодействия службы
заказчика с сервисными и подрядными организациями 24
являются крайне актуальными и лежат в русле создания ресурсо- и энергосберегающих
технологий.
Программный комплекс «МЕХАНИКА» (ПК «МЕХАНИКА»), разработанный в ОАО
«Нефтеавтоматика», рекомендуется для автоматизации деятельности служб главного
механика нефтегазодобывающих предприятий и их сервисных организаций.
С функционально-структурной точки зрения ПК «МЕХАНИКА» является подсистемой
MES-уровня в интегрированной АСУ нефтегазодобывающего производства; имеются
механизмы связи с АСУ ТП и ERP-системами.
Для специалистов-механиков обеспечивается решение задач учета, контроля,
анализа, планирования и подготовки отчетных форм:
 ведение паспортов оборудования;
 учет и контроль движения оборудования (монтаж/ демонтаж/ перемещение);
 учет и контроль резервного и списанного оборудования;
 учет и контроль наличия, движения и эксплуатации оборудования,
установленного на скважинах, нефтепромысловых объектах, прочего
оборудования, оперативное и достоверное получение информации об
имеющемся на предприятии оборудовании, его параметрах, местах размещения
и режимах функционирования;
 контроль и закрытие выполненных ремонтов по видам графиков;
 контроль выполненных заявочных ремонтов;
 контроль запланированных и выполненных ремонтов за отчетный год и месяц;
 амортизации и продлений срока службы оборудования;
 внеплановых (заявочных) ремонтов в графическом и табличном виде ;
 ведение истории показателей работы оборудования, показателей эксплуатации
объектов;
 формирование графиков планово-предупредительных ремонтов (ППР) на основе
нормативов и с учетом фактических данных по эксплуатации оборудования;
 формирование годовых графиков (дефектоскопии, техобслуживания,
освидетельствования грузоподъемных механизмов и сосудов под давлением,
ревизии ППК т.д.);
 расчет наработок за месяц по коэффициенту эксплуатации оборудования или с
учетом простоев;
 расчет плановых потерь нефти по запланированным графикам ППР;
 отчетные формы по оборудованию за любой период:
- наличие и движение;
- возрастной состав по настраиваемым периодам и с разбивкой до 20 лет;
- поступившее, списанное и резервное оборудование;
- сведения о наработке;
- сведения о работе и ремонтах оборудования;
- анализ динамики старения оборудования, % обновления и надежности;
- ведомость установочных давлений ППК т.д.;
 отчеты
по
показателям
оборудования,
моделей
оборудования,
нефтепромысловых объектов и других типов объектов;
25
 движение заявок на сервисное обслуживание и ремонты оборудования,
 показатели работы ремонтных бригад;
Нормативно-справочная информация, используемая в ПК «МЕХАНИКА» ведется
централизованно - специалистами, наделенными функциями администратора базы
данных. Нормативы на планирование графиков ППР и других графиков ремонтов,
нормативный срок службы и продление сроков службы с учетом условий работы
оборудования основаны на нормативных документах по техническому обслуживанию и
плановым ремонтам нефтепромыслового оборудования.
Классификатор оборудования создан на основе «Общероссийского классификатора
продукции». Предусмотрена возможность создания и работы с любым другим
классификатором и выделения для работы пользователя нужного перечня разделов
классификатора.
База данных ПК «МЕХАНИКА» может использоваться в качестве справочника по
нормативам, классификаторам, моделям оборудования, объектам нефтегазодобычи.
Базовая конфигурация ПК «МЕХАНИКА» для работы в компьютерных сетях
предприятий нефтегазодобычи предполагает наличие АРМ-механиков на трех
уровнях:
1. уровень специалистов службы главного механика нефтяной компании
2. уровень специалистов механической службы нефтегазодобывающих управлений
и других предприятий компании;
3. уровень специалистов, ответственных за оборудование в подразделениях
нефтегазодобывающих управлений.
С точки зрения архитектуры и технологии изготовления программный комплекс
«МЕХАНИКА» является многоуровневой открытой программно-информационной
средой, реализованной в методологии «клиент-сервер» (с преобладанием «тонких»
клиентов) на базе СУБД «ORACLE» и среды программирования DELPHI. Имеется
развитый инструментарий назначения ролей и прав доступа, администрирования
информационной базы и специализированных программных приложений.
Следует обратить внимание на гибкую систему объектов, типов объектов и
показателей, что позволяет без дополнительного программирования администрировать
любые типы данных (в том числе графические образы) в базе данных комплекса и
экспорт данных и отчетных документов в EXCEL.
Обеспечена безопасность и целостность базы данных. При внедрении
максимально используются имеющиеся на предприятии базы данных. Разработан
специальный модуль для облегчения первоначальной загрузка информации в базу
данных комплекса «МЕХАНИКА» с любых источников.
Программный комплекс «МЕХАНИКА» рекомендуется для автоматизации
деятельности службы главного механика и автоматизированного решения наиболее
информационно-емких задач учета, контроля, анализа и планирования и выполнения
работ в части нефтепромыслового оборудования и оборудования сервисных
организаций.
Экономический и организационный эффект от внедрения комплекса «МЕХАНИКА»
заключается в снижении трудозатрат на сбор и обработку информации для принятия
решений специалистами службы главного механика; в обеспечении «прозрачности»
производства и управления в части оборудования, его обслуживания, ремонта,
26
диагностики; в снижении риска от принятия некорректных управленческих решений; в
снижении возможных штрафных санкций и в целом – в снижении аварийности,
повышения надежности работы оборудования, оптимизации соответствующих затрат.
НОВЫЕ IT – РЕШЕНИЯ ДЛЯ РАЗВИТИЯ РЕСУРСО- И ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ
ТЕХНОЛОГИЙ В НГДУ «ДЖАЛИЛЬНЕФТЬ» ОАО «ТАТНЕФТЬ»
А.К. Санарова, Ю.С. Петрунов (ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа),
Р.А. Гузаеров (ОАО «Татнефть», г. Джалиль)
Достоверная оценка удельного потребления электроэнергии объектами
нефтедобычи, систематизация причин увеличения удельных расходов электроэнергии
и выбор правильного направления работ для устранения этих причин – это наиболее
информационно емкие задачи отдела главного энергетика нефтегазодобывающего
управления (НГДУ). Существующие автоматизированные системы коммерческого учета
электроэнергии не обеспечивают в полном объеме решение этих задач.
В порядке развития ресурсо- и энергосберегающих технологий руководством
нефтегазодобывающего управления «Джалильнефть» (НГДУ «ДН») было принято
решение о внедрении программы для обеспечения анализа эффективности
потребления электроэнергии, имеющей информационную связь как с
автоматизированной системой коммерческого учета электроэнергии (ДИСК-110), так и с
системой оперативного технологического учета добычи нефти (АРМИТС).
ОАО «Нефтеавтоматика» был разработан программный комплекс (ПК)
«ЭНЕРГОБАЛАНС», который в НГДУ «ДН» был использован в качестве
дополнительной функции ранее внедренного комплекса «БАЛАНС». ПК «БАЛАНС»
обеспечивает возможность анализа баланса материальных потоков в инженерных
сетях. Развитие функций обеспечивающих возможность анализа баланса
энергетических потоков позволило решать задачи собственно служб главного
энергетика и усилить эффект от эксплуатации ПК «БАЛАНС».
Программа использует информацию из базы данных «Диск-110» и ПК
«БАЛАНС». Из «Диск-110» берутся данные коммерческого и технического учета
энергии. Из ПК «БАЛАНС» - режимные данные и данные о простоях скважин, замеры по
групповым замерным установкам (ГЗУ) и другим объектам нефтедобычи, получаемые
из систем АРМИТС.
Для объектов, не включенных в состав АСКУЭ, предусмотрен ручной ввод
информации о средней потребляемой мощности.
Накопленные данные предоставляются для детального анализа потребления
электроэнергии по элементам технологического процесса за выбранный период
времени (за исключением текущих суток). В течение суток дискретность анализа –
получасовки.
27
Информация по потреблению электроэнергии представлена в виде графиков
(наглядность представления информации) и в виде таблиц (полнота представления
данных). По сформированным отчетам имеется возможность вывода информации в
Excel.
Программа обеспечивает контроль дисбаланса потоков активной и реактивной
энергии по секции шин трансформаторной подстанции, что позволяет делать выводы о
достоверности информации, поступающей в базу данных АСКУЭ.
По секции шин и отходящим фидерам в программе рассчитываются
коэффициенты графика нагрузки, коэффициенты мощности, ведется расчет
потребления электроэнергии с учетом тарифных зон.
В программе ведется структура потребления электроэнергии объектами
нефтегазодобычи (скважины, ГЗУ, насосные агрегаты КНС, ДНС) с учетом
присоединения сторонних потребителей. Производится расчет режимного потребления
электроэнергии (мощности) по фидеру с учетом потерь активной и реактивной энергии
(мощности) в линиях электропередач и трансформаторах КТП, результаты расчета
сопоставляются с замерами потребленной электроэнергии по каждому фидеру.
На основе согласованной информации по потреблению электроэнергии и добычи
жидкости формируются отчеты по удельному расходу электроэнергии объектами
нефтедобычи с группировкой объектов по фидерам и производственным цехам добычи
нефти и поддержания пластового давления.
Анализ потребления электроэнергии по элементам технологического процесса
переведен в разряд постоянно выполняемых процедур, его, в отделе главного
энергетика, производит специально назначенный человек.
Программа принята в опытную эксплуатацию в 2005 году. Ее внедрение
позволило снизить дисбаланс электроэнергии по секции шин и способствует
поддержанию значений удельных расходов электроэнергии в нормативных пределах.
РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ И АНАЛИЗА
БАЛАНСА ПОТОКОВ В ИНЖЕНЕРНЫХ СЕТЯХ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
В ОАО «ТАТНЕФТЬ»
Р.Р. Ахметзянов, А.А. Хуснутдинов
В.В. Низамов, С.А. Екимцов (ОАО «Татнефть»)
И.Д. Кизина, Ю.И. Зозуля (ОАО «Нефтеавтоматика»)
ОАО «Татнефть» имеет многолетний опыт разработки и использования
программно-информационных средств мониторинга состояния объектов и анализа
баланса в инженерных сетях нефтегазодобычи.
Опробовались различные варианты построения:
 локальных АСУ ТП;
 программных комплексов расчета и анализа балансов потоков в инженерных
сетях различного уровня: промысловых сетей, сетей межпромыслового
транспорта нефти НГДУ, сетей системы приема-сдачи товарной нефти;
28
 корпоративных информационных систем (КИС) компании.
Появление на рынке информационных технологий средств интеграции
приложений (SOA) позволило приступить к дальнейшему развитию информационных
систем ОАО «Татнефть».
Современное программное обеспечение интеграции может быть использовано
для систематической поддержки распределенных приложений, управляемых
событиями (event-driven) приложений, синхронизации данных в (почти) реальном
масштабе времени, многошаговых бизнес-процессов. В частности, оно может быть
использовано для построения КИС мониторинга состояния объектов и анализа баланса
потоков в инженерных сетях нефтегазодобычи, что актуально в условиях изменения
законодательной и нормативной базы нефтедобывающего производства,
совершенствования технологий производства, а также управления производственными
и технологическими процессами в ОАО «Татнефть».
В порядке выполнения работ по созданию КИС мониторинга состояния объектов
и анализа баланса потоков с использованием средств интеграции разнородных баз
данных в системах управления технологическими и производственными процессами в
ОАО «Татнефть» проводится:
1) обновление нормативной документации в области учета добываемой и
сдаваемой товарной
нефти, организации контроля метрологических
характеристик;
2) сбор и систематизация информации по действующим локальным АСУ ТП и
системам MES-уровня с целью их формализованного описания (источников
данных,
идентификации
информационных
потоков, программноинформационных средств, на которых они реализованы) для использования
этого описания в интегрирующих средах;
3) разработка прототипа информационной технологии анализа баланса потоков в
инженерных сетях, реализуемой в свободно-конфигурируемой программноинформационной среде, настраиваемой на изменения на уровне локальных АСУ
ТП и на уровне MES, постепенно насыщаемой программными модулями для
поддержки принятия решений
диспетчерами, инженерно-техническим
персоналом промыслов, НГДУ, аппарата управления компании.
В результате этих работ предполагается создание развивающейся
интеллектуальной интегрированной КИС мониторинга состояния объектов и анализа
баланса потоков в инженерных сетях нефтегазодобычи,
удовлетворяющей
требованиям государственных стандартов и обеспечивающей оптимальное решение
внутрикорпоративных задач оперативного управления с использованием данных
реального времени и современных средств моделирования.
ИНТЕГРАЦИЯ СРЕДСТВ АСУ ТП И MES ПРИ РАЗРАБОТКЕ СИСТЕМЫ
МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ И АНАЛИЗА БАЛАНСА ПОТОКОВ
В ИНЖЕНЕРНЫХ СЕТЯХ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
И.Д. Кизина, Ю.И. Зозуля, С.В. Петунин (ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа)
Н.А. Куцевич, Любашин А.Н. (ЗАО «РТСофт», Москва)
29
Создание корпоративной информационной системы (КИС) мониторинга состояния
объектов и анализа баланса материальных и энергетических потоков в инженерных сетях
(ИС) нефтегазодобычи – это одна из актуальных задач нефтедобывающих компаний.
Острота ее решения возросла в связи с введением с 01.03.06 ГОСТ Р 8.615-2005.
Основные требования к такой системе:
1. Использование данных реального времени (РВ), поступающих из АСУ ТП и
вводимых вручную персоналом промыслов;
2. Предоставление диспетчерам и специалистам предприятий развитых
средств поддержки принятия решений.
На нефтегазодобывающих предприятиях России в составе технологических комплексов
добычи нефти функционирует множество автоматизированных систем управления
технологическими процессами (АСУ ТП) отдельных объектов и производственными
процессами (MES) нефтегазодобычи. Среди новых требований к вновь создаваемым
MES-системам следует отметить:
- объектно-ориентированное моделирование данных при создании
приложений. Модель должна отражать производственный процесс предприятия;
- поддержка автоматического обновления модели данных. 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, БД.
Модель данных описывает технологическую карту производства через иерархию
объектов (Рис.1). Все объекты представляются с учетом их взаимосвязей и максимально
точно отражают структуру
производственного процесса:
Ввод-вывод
Алармы события
.
Объект - насос
Скрипты
Контроль доступа
Архивирование
Список документов
Рис.1. Основные группы свойств прикладного объекта:
30
При изменении значения какого-то атрибута в шаблоне соответствующее изменение
произойдёт во всех его дочерних шаблонах.
- 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
Разработанная однажды модель может быть экспортирована и импортирована для
применения в других системах/приложениях.
Иерархическая объектно-ориентированная структура объектов должна стать основой
систем производственного уровня, таких как диспетчерских систем, балансовых систем,
систем управления материальными потоками, производственными фондами и др. В связи
с плановыми и внештатными ремонтами, заменами свойства объектов и иногда их
структура модернизируются. Поэтому инструментарий для создания производственных
систем должен поддерживать не только средства создания объектов и сих структуры, но и
механизмы их обновления.
Компания Wonderware представила объектно-ориентированный инструмент для
создания, прежде всего, диспетчерских приложений, позволяющий:
- обеспечивать интеграция разнородных АСУ ТП через специальный класс
объектов подключения (DIObject);
- поддерживать функциональную интеграцию с другими подсистемами
производственного уровня в двух режимах: существующие приложения посредством
стандартных протоколов, подключения DLL-модулей и новые приложения с объектноориентированной архитектурой с возможностью синхронного обновления структур
объектов в соответствии со стандартом IEC 61970 или OPC UA.
- разрабатывать новые программные компоненты и адаптировать их к условиям
нефтедобывающих компаний,
- подключать готовые программные средства согласования данных и
моделирования потоков в ИС, например, RECON компании ChemPlant Technology .
Инструментальный комплекс, разработанный ОАО «Нефтеавтоматика» и ЗАО
«РТСофт» на базе продуктов фирмы Wonderware, ChemPlant Technology и модулей
ИНГА-нефтегазодобыча ОАО «Нефтеавтоматика» позволяет конфигурировать операции:
 формирования потоков данных реального времени с локальных АСУ ТП
нефтегазодобычи;
 преобразования и накопления данных реального времени в базе данных
InSQL;
 согласования данных реального времени с использованием графовых
моделей, реализованных в системе RECON;
 мониторинга и диагностики состояния инженерной сети с расчетом
поправочных коэффициентов к измеренным значениям расходных
31
параметров потоков и утечек (потерь) с помощью программных модулей
системы «ИНГА-нефтегазодобыча»;
 визуализации измеренных и расчетных значений параметров
технологических процессов добычи нефти с помощью SCADA InTouch.
В прототипе инструментального комплекса реализована модель участка
инженерной сети подготовки жидкости для поддержания пластового давления.
ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ПОДГОТОВКИ
НЕФТИ ПО ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ
А.П. Веревкин, О.В. Кирюшин (УГНТУ, г. Уфа), И.Д. Ельцов (ОАО «ЛукойлЗападная Сибирь, г. Тюмень), Ю. И. Зозуля (ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа),
Решение задач управления по показателям технико-экономической и экономиической эффективности (ПТЭЭ) обычно относят к задачам менеджмента предприятием
(ERP-системы) и решают на верхних уровнях автоматизированных систем управления
предприятием (АСУП) или интегрированных систем управления (ИАСУ).
В то же время, большие возможности повышения эффективности управления
процессами в смысле ПТЭЭ связаны с нижним уровнем автоматизированных систем –
АСУТП. Подчеркнем, что возможности современной техники и технологий управления
позволяют ставить и решать задачи оперативного управления производством по ПТЭЭ.
Как следует из литературных данных [1,2,3 и др.], экономический эффект
решения задач оперативного управления установками по переработке нефти по ПТЭЭ
очень часто лежит в пределах 0.3-1 доллара на кубометр производимой продукции, а в
относительных цифрах повышение эффективности составляет обычно 2-8%.
Выход предприятий на международный рынок не возможен без сертификации
продукции и предприятий в целом в соответствии со стандартами качества ИСО 900*.
Таким образом, вопрос обеспечения качества нефтепродуктов и
эффективности производства – это вопрос выживания предприятий
нефтеперерабатывающей отрасли.
На наш взгляд основным направлением развития автоматических систем
управления сложными для управления производственными процессами является
разработка адаптивных систем управления по показателям качества и
показателям технико-экономической эффективности.
В [4] предлагается при построении АСУТП установкой подготовки нефти на
аппаратах типа «Малони» (АМ) использовать структуру адаптивной системы
управления, включающей процедуры определения и оптимизации управления по ПТЭЭ.
Процедура адаптации состоит в выработке корректирующих воздействий
(параметрических и структурных) на СКУ и модель на основе анализа поступающей
информации о контролируемых и расчетных параметрах. Модель представляет собой
комбинацию трех моделей:
М = <МY, MP, MT>,
32
т.е. моделей ОУ (МY) и расчета ПК (MP) и ПТЭЭ (MT). Выходом модели является
множество моделируемых параметров
VМ = <YМ, PМ, TМ>.
Особенностью построения подобных систем является исследование и
конкретизация специфических для задач оперативного управления ПТЭЭ.
Поэтому для оперативного управления отдельными технологическими процессами
по ПТЭЭ, предлагается рассчитывать ПТЭЭ, аналогичные показателям «Прибыль» и
«Рентабельность», но без учета некоторых условно постоянных затрат [5].
Как показали имитационные испытания системы экономический эффект от
внедрения системы может достигать 10-35%, что позволяет рассматривать подобные
системы как весьма перспективные для разработки и использования на объектах, где
управление по качеству проводится вручную.
Литература
1. Справочник современных АСУ ТП // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -1987. -№ 3. -С. 87 - 125.
2. Ахметов С.А. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа. /Учеб. пособие.
С.А. Ахметов, М.Х. Ишмияров, А.П. Веревкин, Е.С. Докучаев, Ю.М. Малышев. Под ред. С.А. Ахметова. –М.:
Химия, 2005. -736 с.
3. Веревкин А.П. Автоматизация технологических процессов и производств в нефтепереработке и
нефтехимии. /Учеб. пособие. А.П. Веревкин, О.В. Кирюшин .- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005.-171 с.
4. Веревкин А.П., Ельцов И.Д., Кирюшин О.В. Концепция построения адаптивной системы управления по
технико-экономическим показателям для процесса подготовки нефти. //Вторая Всероссийская н/т конф. с
междунар. участием «Мехатроника, автоматизация, управление» (МАУ´2005): Сб. трудов. Том 1.-Уфа:
УГАТУ, 2005. C. 231-235
5. Веревкин И.А. Организационно-экономическое обеспечение разработки системы оперативного управления
нефтеперерабатывающим производством. Диссертация канд. эконом. наук. Уфа, УГНТУ. 2000 г.
МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СОЗДАНИЯ СИСТЕМ УЧЕТА И УПРАВЛЕНИЯ
ПРИРОДНЫМИ И ЭНЕРГОРЕСУРСАМИ ТЕРРИТОРИАЛЬНО РАСПРЕДЕЛЕННОГО
ПРЕДПРИЯТИЯ
А.А. Болдырев (ЗАО «РТСофт», г. Уфа)
На основе опыта по разработке систем учета и управления природными и
энергоресурсами для предприятий нефтегазодобычи, нефтехимии, магистральных
трубопроводов, а также газо- и водораспределительных предприятий рассматриваются
отличительные черты таких систем и формулируются основные задачи, которые
необходимо решать в процессе их создания.
Системы учета и управления природными и энергоресурсами территориально
распределенного предприятия относятся к классу систем, которые так же, как и АСУТП,
основываются на технологической информации, но имеют при этом ряд существенных
отличий:
1. Изменение состава и характеристик технологического оборудования.
Появление новых узлов учета, наличие технологических переключений,
«превращающих» объект из источника в потребителя ресурсов являются штатными
33
ситуациями, и внесение изменений в программное обеспечение должно
осуществляться в темпе с ходом процесса.
2. Невозможность охватить все необходимые источники информации средствами
автоматизации.
3. Большие «транспортные» запаздывания, связанные с протяженностью
технологических коммуникаций и разделением по времени момента получения ресурса
и его использования.
4. При оценке достоверности информации необходимо учитывать:
o Погрешности измерений;
o Нормативные потери;
o Неурегулированные разногласия.
5. Использование отдельных каналов связи для каждого ресурса приводит к
невозможности их надежной эксплуатации. Следовательно, непоступление
необходимой информации в установленное время – это тоже штатная ситуация.
Эти отличительные черты позволяют констатировать, что при современном уровне
развития измерительной техники, коммуникаций и программного обеспечения ряд задач
формализовать не удается, и их решение необходимо возлагать на человека. Но,
правильно сформулировав задачи, стоящие перед системой учета и управления
природными и энергоресурсами территориально распределенного предприятия можно
в значительной мере автоматизировать эту деятельность.
Исходя из нашего опыта, мы сформулировали следующие задачи, которые
должна решать автоматизированная система:
 Оперативное ведение технологической схемы процесса учета и управления
природными и энергоресурсами с целью выявления зон возможного сведения
баланса.
 Сбор имеющейся информации о расходах и качестве ресурсов, состоянии
оборудования.
 Синхронизация информации и приведение измерений к стандартным условиям.
 Неформализованная корректировка результатов измерений и ручной ввод
данных.
 Импорт паспортных данных оборудования из имеющихся баз данных.
 Расчет промежуточных вариантов балансов.
Таким образом, при создании автоматизированных систем учета и управления
природными и энергоресурсами территориально распределенного предприятия
необходимо учитывать следующие обстоятельства:
1. Несмотря на то, что мы имеем дело с технологической информацией, задача
состоит не в автоматизации технологического процесса, а в автоматизации
деятельности специалистов, занимающихся учетом и управлением этими
ресурсами, и это обстоятельство необходимо учитывать при выборе технических
и программных средств.
2. Разделение общей проблемы на отдельные задачи позволяет поэтапно
подходить к автоматизации деятельности по учету и управлению природными и
34
энергоресурсами,
возможностей.
исходя
из
имеющихся
финансовых
и
технических
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ
ПРОЦЕССАМИ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ «ПЕРМЬ-3»
О.А. Супрун, А.С. Сайфуллин, В.М. Валиев (ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа) В. И.
Стешин (Пермское РНУ ОАО «СЗМН», г. Пермь )
Назначением автоматизированной системы управления технологическими
процессами (АСУТП) является автоматизация технологических процессов
нефтеперекачивающей станции (НПС) «Пермь-3». Разработанная и внедренная в 2005
г. система обеспечивает в автономном режиме контроль и управление технологическим
процессом с учетом всех режимов работы оборудования, дистанционное управление
технологическими объектами с автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора
из местного диспетчерского пункта (МДП) и интегрируется с единой системой
диспетчерского контроля и управления территориального диспетчерского пункта (ТДП).
Объектами автоматизации являются: магистральная насосная станция (МНС),
подпорная насосная станция (ПНС), резервуарный парк (РП), узел пуска средств
очистки и диагностики, оборудование регулирования давления, объекты
энергоснабжения НПС.
Структура
программно-технического
комплекса
(ПТК)
соответствует
магистрально-модульному принципу построения с сетевой организацией обмена
информацией между устройствами и имеет распределенное программное обеспечение
и базу данных. Для обеспечения надежности работы системы управления в шкафу ЦП
предусмотрено резервирование контроллеров и питания. Две одинаково
сконфигурированные системы контроллеров связываются между собой через
процессор резервного контроллера (CHS), установленный в каждой из систем. В
конфигурации каждого из контроллеров определены область и объем передаваемых
данных и информации о состоянии между обоими контроллерами. ПТК выполнен по
схеме удалённого ввода/вывода повышенной надежности, что предусматривает
дублированную сеть связи между шкафом ЦП и шкафами УСО, предохраняющую
систему от последствий выхода из строя одной из них. Арбитраж кабеля и проверка
целостности проводятся автоматически на головном конце в шкафу ЦП и каждом из
узлов в шкафах УСО.
Система автоматизации имеет трехуровневую структуру: нижний, средний и
верхний уровни.
К верхнему уровню относится оборудование комплекта АРМ, выполненное на
базе стандартных персональных компьютеров, и ПО.
К среднему уровню системы автоматизации относятся шкафы ЦП, УСО и ШПП.
К нижнему уровню системы автоматизации относятся:
 датчики технологических параметров;
 исполнительные механизмы;
35
 система автоматического регулирования;
 показывающие приборы, устанавливаемые по месту.
К нижнему уровню относится также средства ручного управления, входящие в
состав шкафа БРУАЗ, который размещается в месте постоянного присутствия
оперативного персонала и имеет в своем составе устройства сигнализации,
срабатывающие непосредственно от датчиков сигналов, и кнопки управления,
воздействующие непосредственно на магнитные пускатели или соленоиды масляных
выключателей.
Независимость
контуров
управления
обеспечена
распределением
входных/выходных сигналов как по разным шкафам УСО, так и их подключением к
разным установочным панелям с модулями ввода/вывода в пределах шкафа УСО.
РАСПРЕДЕЛЕННАЯ АСУ ТП ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО НЕФТЕНАЛИВНОГО
КОМПЛЕКСА «ПРИВОДИНО»
В.И. Ростиславов, А.Л. Чалых, Н.Ф. Фирсова
(ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа)
АСУ ТП ЖННК «Приводино» обеспечивает:
- автоматизацию технологических процессов приема, хранения, перекачки и
отгрузки нефти на железнодорожный транспорт;
- повышение надежности работы и безопасность эксплуатации технологического
оборудования и средств автоматизации;
- повышение достоверности и оперативный сбор информации;
- снижение трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.
Система автоматизации предназначена для выполнения заданных функций по
контролю и управлению технологическими процессами как автономно (под
наблюдением оператора), так и в составе АСУ ТП.
При проектировании учтена сложная структура и территориально
распределенное расположение объекта (например, площадка насосов удалена от
резервуарного парка на расстояние более 6 км).
В состав объектов автоматизации входят:
а) I-ая площадка (район ЛПДС «Котлас»):
1) насосная станция отбора нефти, в составе:
- насосы и технологическое оборудование;
- дренажная емкость V=63 м3;
2) узел учета нефти;
3) подводящий нефтепровод от НПС с узлом подключения;
4) соединительный нефтепровод, в составе:
- камера запуска средств очистки и диагностики;
б) II-ая площадка (район станции «Приводино»):
- камера приема средств очистки и диагностики;
36
5) железнодорожная нефтеналивная эстакада;
6) шесть резервуаров РВС – 10 000 м3;
7) котельная (обогрев резервуаров);
8) установка рекуперации паров;
9) очистные сооружения промышленной ливневой канализации;
10) станция пожаротушения;
11) резервуары противопожарного запаса воды;
12) камеры задвижек;
13) система аварийной звуковой сигнализации.
Структура АСУ ТП соответствует магистрально - модульному принципу
построения с сетевой организацией обмена информацией между устройствами и имеет
распределенное программное обеспечение и базу данных, доступную (с заданными
ограничениями) абонентам промышленной сети.
Система автоматизации имеет трехуровневую структуру – нижний, средний и
верхний уровни.
К нижнему уровню системы автоматизации относятся:
- датчики технологических параметров;
- исполнительные механизмы;
- показывающие приборы, устанавливаемые по месту.
К среднему уровню системы автоматизации относятся программно-аппаратные
модули (блоки) управления узлов и агрегатов на базе программируемых логических
контроллеров (ПЛК) серии Modicon TSX Quantum производства Schneider Electric.
Программирование контроллера производится с помощью инструментального пакета
Concept XL, обеспечивающего программирование на любом из 5 технологических
языков в стандарте IEC1131-3.
Сетевые модули, установленные в контроллерах, используют два независимых
канала подключения к полевым шинам для реализации полевой шины с горячим
резервом.
Для обеспечения надёжности работы системы предусмотрены резервирование
контроллера и питания. Две одинаково сконфигурированные системы связаны между
собой через процессор резервного контроллера (CHS), установленный в каждой из
систем.
Верхний уровень системы автоматизации
включает автоматизированное
рабочее место (АРМ) оператора-технолога, реализованных на базе персональных
компьютеров со сдвоенными мониторами: АРМ общеплощадочный, АРМ котельной,
АРМ очистных сооружений, АРМ коммерческой системы учета взлива резервуаров,
АРМ наливной эстакады.
37
Рис. 1
Система посредством Ethernet – интерфейса обеспечивает работоспособность в
составе АСУ верхнего уровня.
МОДЕРНИЗАЦИЯ СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ
УСТАНОВКИ УРГ-Л
М.А. Косцов (ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа)
Важнейшей задачей, встающей перед оперативным персоналом при газлифтном
способе добычи нефти, является поддержание стабильной величины расхода газа по
скважинам.
Установка УРГ-Л решает задачу стабилизации и регистрации расходов газа по
скважинам. Стабилизация расходов газа производится по уставкам, заданным
оператором.
Цели модернизации станции управления установки УРГ-Л:
 повышение надежности и безопасности технологического оборудования;
 повышение достоверности и оперативного сбора информации о процессе;
 снижение трудоемкости работ по сбору, обработке и передаче информации
на верхний уровень;
 самодиагностику средств системы.
За основу новой станции управления УРГ-Л был принят промышленный
контроллер ROC-809 производства фирмы «Emerson Process». Программноаппаратные средства этого контроллера дают возможность использовать для
вычисления расхода газа методы AGA 3, AGA7, AGA 8. Данные методы (стандарты)
38
подробно описаны в соответствующих докладах Американской газовой ассоциации.
Контроллер ROC-809 прошел сертификацию в Госстандарте России и допущен к
применению в Российской Федерации.
Станция управления работает как в автоматическом, так и в ручном режимах,
для чего предусмотрен ручной пульт оператора, состоящий из органов управления и
элементов световой сигнализации. Имеющийся резерв по входам/выходам позволяет
реализовать дополнительные алгоритмы, не связанные непосредственно с
регулированием расхода газа.
Модернизированная станция управления УРГ-Л позволяет в реальном времени
рассчитывать и поддерживать на заданном уровне расход по 8-ми скважинным линиям,
вести почасовой архив данных, отслеживать возникновение аварийных и внештатных
ситуаций.
Для просмотра оперативных данных используется программа пульта оператора.
Программное обеспечение работает в среде Windows NT4/2000/XP. Программное
обеспечение предоставляет следующие возможности:
 обмен данными со станцией управления УРГ-Л
 отображение информации о технологическом процессе и состоянии
оборудования в виде графической мнемосхемы, отчетов и экранных форм
 редактирование уставок по изменяемым и контролируемым параметрам.
Предусмотрена возможность вывода информации на верхний уровень,
например, на АРМ диспетчера и т.д. Обмен информацией ведется по протоколу
Modbus. Используемый физический интерфейс – RS-232/RS-485. Скорость обмена – до
57600 бит/с.
Особенность данной станции управления установкой УРГ-Л в том, что по
желанию заказчика имеется возможность привязки к уже существующему
технологическому оборудованию, что, несомненно, вызовет интерес предприятий,
которые хотят заменить старую локальную автоматику на новую систему, не изменяя
уже имеющуюся технологическую часть.
ИСТОРИЯ АВТОМАТИЗАЦИИ
УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА УСИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
(УПН «Уса»)
А.Е. Кузнецов, Ю.А. Солин, С.Н. Латыпова
(ОАО «Нефтеавтоматика, г. Уфа)
Объект УПН «Уса» - сложнейший комплекс подготовки товарной нефти,
оснащенный передовыми технологиями и средствами автоматизации, метрологии,
телеметрии. На установке достигнут высокий уровень автоматизации управления
технологическими процессами, корректно выполнена интеграция программнотехнических средств от полевого оборудования до автоматизированных рабочих мест
операторов,
диспетчеров,
инженерно-технического
персонала,
адаптация
технологического комплекса Maloney к условиям Усинского месторождения и другие
интересные решения.
39
При проектировании АСУ ТП УПН «Уса» требовалось интегрировать типовую
систему управления установкой канадской компании Maloney, всех имеющихся
приборов и вспомогательных систем (SAAB Tank-Radar, Panametrics, УВП, ASC-600,
SPAC, БУ ЭГ, ИБП) в общую систему контроля и управления. Для этого были приняты
следующие меры:
 исходный типовой интерфейс SCADA Maloney был полностью переделан
под общую идеологию системы;
 разработан универсальный OPC – сервер с подключаемыми
библиотеками ввода/вывода для сбора информации с имеющихся
приборов и вспомогательных систем;
В сентябре 2003 года был осуществлен запуск установки подготовки нефти на
Усинском месторождении.
Проработав с АСУ ТП более года, заказчик обнаружил множество недоработок в
программном обеспечении Maloney.
Эти недоработки не позволяли качественно и безопасно вести технологический
процесс и значительно затрудняли работу обслуживающего персонала. По
предложению заказчика программное обеспечение ТК Maloney было доработано
специалистами ОАО «Нефтеавтоматика», а в некоторых случаях и разработаны
совершенно новые алгоритмы.
Очередной работой на УПН «Уса» стало подключение установки улавливания
легких фракций (УУЛФ). При этом процесс автоматизации УУЛФ не потребовал
остановки работы объекта за счет выбранного типа контроллеров и заложенного в
процессе проектирования запаса по модулям ввода/вывода.
Тщательная предварительная проработка проекта, высокий профессионализм
специалистов ОАО «Нефтеавтоматика», использование открытых стандартов, тесное
сотрудничество с заказчиком «ЛУКОЙЛ-КОМИ» позволило в кратчайшие сроки
разработать и ввести в эксплуатацию АСУ ТП УПН «Уса». Работа с таким большим и
сложным объектом как УПН «Уса» дала неоценимый опыт для специалистов ОАО
«Нефтеавтоматика» в области разработки и внедрения АСУ ТП и, в частности, в
области автоматизации канадской установки Maloney. Представляется, что
практический опыт ОАО «Нефтеавтоматика» будет полезен при проектировании и
реализации проектов подобного рода объектов.
ВИБРОДИАГНОСТИКА СОСТОЯНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
В НЕФТЕГАЗОДОБЫЧЕ
Р.В. Арсланов
(СОЗАиТ ОАО «Нефтеавтоматика», р.п. Серафимовский)
В настоящее время в нефтегазовой промышленности, как в России, так и за
рубежом применяется огромное количество машин, содержащее в своем составе
вращающиеся и колеблющиеся элементы большой массы. К таким машинам относятся:
насосные и компрессорные установки, дутьевые вентиляторы, газоперекачивающие
агрегаты, электродвигатели большой мощности и т.п. Для простоты будем называть их
40
машинный агрегат (МА). Режим работы МА во многом зависит от его балансировки, так
как в них вращаются значительные массы.
Состояние МА может быть легко и быстро установлено с помощью общих измерений,
таких, как вибрации, значения состояния подшипников, величины перемещений и
переменные процесса. Для того чтобы сделать это, измеряются соответствующие
параметры, они сравниваются с граничными значениями и, обычно, тренд измерений
отслеживается в течение определенного периода времени. Исходя из результатов,
можно принять решение, может ли МА продолжать работать или необходимы
детальные диагностические измерения или же следует произвести ремонт.
В последние годы отчетливо проявляются основные различия между системами
управления и контроля электронных систем управления МА, с одной стороны, и
системами их диагностики, с другой стороны. Системы контроля, цель которых не
допустить выход контролируемого параметра из заданных пределов, используют, как
правило, простейшие способы измерения основных физических величин.
Диагностические системы строятся с учетом необходимости получения наибольшего
объема информации, содержащейся, прежде всего в сигналах вибрации и шума.
В докладе автором поясняются возможности современных систем мониторинга
состояния МА по параметрам вибрации, систем диагностики отказов по параметрам
вибрации, а также раскрывается метод контроля текущего состояния МА по
характеристикам вибрационного спектра. Кроме того, в докладе рассмотрены
различные параметры вибрации для использования их в качестве информационных.
Показано, что наибольшее применение при контроле состояния агрегата по
параметрам имеет виброскорость, как показатель энергии вибрации, приводящей к
разрушению конструкции МА или сопрягаемых с ним конструкций.
Предлагаемый метод контроля на основе алгоритма следящего узкополосного
цифрового фильтра прост в реализации, имеет приемлемые временные
характеристики (низкое время реакции на изменение вибрации), а также имеет низкую
погрешность.
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ
СТАНКОМ- КАЧАЛКОЙ
С.Г. Воронин (ЮУрГУ, г. Челябинск)
С.М Корабельников (ОАО «Белые ночи» компания «Русснефть»)
Д.А. Курносов, Д.В. Коробатов, В.В. Запунный (ЮУрГУ, г. Челябинск)
В настоящее время наиболее распространен следующий способ добычи нефти
из скважин с помощью плунжерных насосов. В соответствии с определенной при
геофизических исследованиях ожидаемой производительностью скважины на станкекачалке устанавливается ход поршня насоса, обеспечивающий приблизительно
заданную производительность. Далее осуществляется добыча с периодическими
остановками качалки и регистрацией уровня нефти в скважине. Если уровень резко
понижается или повышается, то осуществляют переустановку хода поршня. Это
обусловлено тем, что при добыче стараются поддерживать примерно постоянным
41
уровень нефтяного столба в скважине. Однако, как показывают исследования,
производительность скважины определяется соотношением целого комплекса
геофизических параметров и существует оптимальное соотношение, обеспечивающее
максимальную производительность [1]. Обеспечив такое соотношение параметров,
можно повысить производительность скважины [2]. Создание системы, которая в
автоматическом режиме решает такую задачу и является целью настоящего проекта.
В ЮУрГУ разработана система автоматического управления станком-качалкой
(АСУСК), непрерывно обеспечивающая оптимальное сочетание геофизических
параметров в скважине в процессе добычи нефти и, как следствие, позволяющую
повысить ее производительность. Такая система может быть установлена на любой
скважине, оборудованной станком-качалкой с плунжерным насосом, а в ближайшем
будущем и на скважинах, оборудованных ЭЦН. Причем ее установка не требует
значительных временных затрат, так как в ее состав входит датчик геофизических
параметров и станция управления двигателем станка-качалки. По желанию заказчика
может быть использован один из двух типов датчиков. Это может быть либо датчик
давления и температуры, который опускается в скважину примерно на прием насоса,
либо эхолот, который устанавливается на устье скважины. Станция управления
устанавливается взамен существующей и, обладая большим набором
информационных и управленческих функций, обеспечивает управление двигателем
станка-качалки. Основные затраты при переоборудовании скважин составит
приобретение оборудования АСУСК.
Существенным фактором, является также то, что АСУСК позволяет не только
повысить добычу нефти, но и автоматизировать процесс вывода скважины на режим.
При существующей технологии после пуска скважины в эксплуатацию
осуществляется периодический визуальный и инструментальный контроль ее
состояния и параметров, требующий присутствия обслуживающего персонала.
Учитывая, что скважина может находиться на значительном удалении от
технологических служб, такой контроль оказывается достаточно трудоемким. Так как
предлагаемая АСУСК содержит полный набор данных о параметрах скважины,
который хранится в ее памяти, эта информация может в перспективе передаваться
на диспетчерский пункт по радиоканалам, следовательно, расширить зону
обслуживания добывающих скважин одним инженером-оператором.
Следует отметить также, что предлагаемую систему можно рассматривать как
начальный этап внедрения безлюдной технологии добычи нефти. Такая технология
предполагает введение в процесс добычи большого количества информационных
датчиков. Данная система их уже содержит, а микропроцессорный контроллер,
входящий в ее состав может обслуживать один куст нефтедобычи, получая и
обрабатывая информацию со всех скважин куста, а затем передавая ее на
центральный диспетчерский пункт.
Литература
1 Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. М.,
Недра, 1989.
2 Мальцев А.В., Дюков Л.М. Приборы и средства контроля процессов бурения. Справочное
пособие. М., Недра, 1989.
42
СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖКИ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ В ЗАДАЧАХ УПРАВЛЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТЬЮ ПРОИЗВОДСТВ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
Д.В. Токарев (УГНТУ, г.Уфа)
Эффективное управление промышленной безопасностью производства строится
на основе:
- достоверных результатов анализа промышленной безопасности, по существу,
являющихся обратной связью процесса управления промышленной безопасностью;
- адекватных управляющих воздействий (управленческих решений), основанных
на результатах такого анализа.
Анализ промышленной безопасности ведется на основе:
- системы сбора и формализации информации об инцидентах и авариях на
производстве или, если говорить обобщенно, информации о безопасности
эксплуатации производства;
- моделей анализа промышленной безопасности.
Управленческие решения строятся на основе выбора оптимального решения из
набора альтернативных решений в соответствии с заданным критерием.
В основе системы поддержки принятия решений (СППР) о безопасности
эксплуатации производства лежит информационное хранилище данных
производственного опыта. Оно представляет собой базу данных определенной
структуры, содержащую информацию о производственном процессе предприятия в
историческом контексте. Информационное хранилище обладает целым рядом
преимуществ:
- наличие единого источника информации (единая информационная среда, на
которой строятся все справочно-аналитические приложения);
- высокая производительность (физические структуры хранилища
оптимизированы для выполнения произвольных выборок);
- интегрированность (интеграция данных из разных источников проведена уже на
уровне проектного решения);
- стабильность (долговременное хранение информации с адаптацией к
изменениям структуры параметров).
На основе массивов данных о безопасности производства, накопленных в
информационных хранилищах, СППР выдает лицу, принимающему решения,
рекомендации по эффективному управлению промышленной безопасностью
предприятия.
Сама по себе процедура выдачи рекомендаций по управлению промышленной
безопасности производства весьма сложна, так как подразумевает необходимость
решение многокритериальной задачи. При этом, часть исходных данных может быть
получена только экспертным путем и задана в качественном виде. Сама задача в
настоящее время также еще не до конца формализована – например, в нашей стране
до сих пор нормативно не установлено значение приемлемого риска, кроме того, нет
43
единых методик его расчета и т.д. При этом, очевидно, что одним из критериев
качества управлении промышленной безопасностью является именно риск гибели
человека в аварии на производстве (так называемый индивидуальный риск), а точнее
поддержание приемлемого значения этого риска.
Выбор конкретных методов принятия решений, в силу того, что каждый из них
имеет свои сильные и слабые стороны, делается на основе анализа эффективности их
применения в данной предметной области.
ЛЕНИНОГОРСКИЙ УЧЕБНЫЙ ЦЕНТР
В.Н.Муслихов
(ЛУЦ ОАО «Нефтеавтоматика», г. Лениногорск)
Приказом Миннефтепрома СССР № 630 от 31 декабря 1968 г. было создано
Всесоюзное производственное объединение (ВПО) «Союзнефтеавтоматика». На вновь
созданное объединение были возложены задачи по автоматизации, телемеханизации и
диспетчеризации объектов добычи нефти и бурения скважин, в т. ч. вопросы подготовки
кадров. Местом создания Учебно-курсового комбината не случайно был выбран город
Лениногорск – родина Татарской нефти. Перед коллективом УКК была поставлена
задача: наращивать динамику подготовки кадров ежегодно на 250 человек и довести ее
до 1500 человек в год по специальностям автоматики телемеханики и связи. Первым
директором УКК стал В. С. Ковалев.
Последовательно разворачивались группы по обучению операторов групповых
установок и слесарей КИП по обслуживанию оборудования группового сбора нефти,
операторов узлов учета нефти, специалистов по КИП и А, автоматизации
технологических процессов бурения, специалистов по кабельным линиям связи,
операторов ПЭВМ, магистральному трубопроводному транспорту, добычи нефти и газа,
химанализу, нефтепромысловому оборудованию и пр. Проводилась подготовка
специалистов по нефтяным специальностям для зарубежных стран: Кубы, Сирии,
Болгарии, сварщиков для фирмы «Тенгиз-ШеврОйл», а также преподавателей для
учебных заведений Ирака. Учебный центр напрямую сотрудничал с фирмой ЭТЛ
«Роботрон» ГДР. Проводилось повышение квалификации по новой технике с выездом в
Венгрию и Германию. За 35 лет деятельности Лениногорский учебный центр
подготовил более 82 тысяч специалистов. Из них 18 тысяч - для города и района,
остальные - для различных отраслей народного хозяйства и других регионов.
В настоящее время Учебный центр обучает ежегодно более 5000 рабочих и
специалистов по дневной и вечерним формам с отрывом от производства, в т.ч.:
первоначальное обучение лиц, ранее не имевших профессии;
переподготовка (переобучение) рабочих – освоение новой профессии лицами, у
которых есть уже профессия, но есть необходимость сменить профессию с учетом
потребности производства или с учетом введения новых технологий;
обучение рабочих вторым (смежным) профессиям – обучение лиц, уже имеющих
профессию, с целью получения новой дополнительной профессии;
44
повышение квалификации рабочих – обучение, направленное на
последовательное совершенствование их профессионального мастерства, сюда же
входят курсы целевого назначения;
предаттестационная подготовка руководителей и специалистов – обучение
руководителей и специалистов в соответствии с Положением о порядке подготовки и
аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области
промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных
Госгортехнадзору России (РД 03-444-02) и Федеральным законом «О промышленной
безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 № 116-ФЗ.
Аттестация руководителей и специалистов в области промышленной
безопасности проводится в объеме, соответствующем должностным обязанностям и
установленной компетенции.
В своей деятельности ЛУЦ руководствуется действующим законодательством РФ,
Правилами и нормами Ростехнадзора, приказами и указаниями вышестоящих
организаций и Положением об Учебном центре. Имеются все необходимые лицензии и
разрешительные документы.
Содержание и организация образовательного процесса строится с учетом уровня
квалификации, стажа, опыта работы персонала. Учебный процесс определяется
учебными планами и программами, согласованными с органами Ростехнадзора. Курс
обучения включает в себя теоретическое обучение в учебных классах и практическое
обучение в учебных мастерских, на полигоне и на объектах предприятий.
Теоретическое обучение осуществляется в учебных классах численностью учащихся от
10 до 25 человек. Производственное обучение осуществляется в учебных мастерских,
на полигоне или на рабочих местах по группам численностью 8-12 человек, под
руководством мастеров производственного обучения и инструкторов.
К инженерно-педагогическим работам привлекаются высококвалифицированные
специалисты (штатные и внештатные), имеющие необходимую профессиональнопедагогическую квалификацию, которые проходят периодическую аттестацию и
психолого-педагогическую подготовку.
Оснащенность учебных классов, полигона наглядными пособиями, современными
техническими средствами обучения, действующим оборудованием и макетами
соответствуют нормативам оснащения. В целях повышения качества подготовки
слушателей курсов и педагогических работников создана комиссия по проведению
контроля качества за учебным процессом.
ЛУЦ раскрывает все свои потенциальные возможности, чтобы помочь людям,
оставшимся без работы, переквалифицироваться, повысить квалификацию, получить
новые специальности, нужные в условиях перехода к рынку.
45
СОДЕРЖАНИЕ
С.М.Михайлов. ОАО «НЕФТЕАВТОМАТИКА»: опыт, традиции и новые подходы к решению проблем
метрологии и автоматизации в нефтегазовой отрасли
Г.С.Абрамов, М.А.Слепян. О внедрении стандарта ГОСТ Р8.615-2005
А.А. Феоктистов, Т.С.Еременко. Новые нормативные документы по учету нефти, нефтепродуктов.
Вопросы согласованной политики в области стандартизации, метрологии и сертификации
И. И. Лобода, П. Г. Гурин. К вопросу разработки нормативно-технических документов в области
автоматизации и метрологии нефтегазодобывающего производства
А.А Фаткуллин, Э.И.Глушков. Проблемы поверки поточных влагомеров «PHASE DYNAMICS»
А.Н. Мурыжников, Р.М. Хамадиев, А.А. Мурыжников. Способы замера продукции нефтяных
скважин и промысловый опыт эксплуатации серийно-освоенных технических средств измерения
Н.Ф.Хатмуллин, Р.Ф.Халитов. Методики выполнения измерений количества добываемой нефти и
газа по требованиям национального стандарта ГОСТ 8.615-2005
В. Малицкий, В.Амиров, И. Травинин. О нормативной базе Российской Федерации по замерам и
учету нефти на скважинах
В.П.Жданов, В.В.Проккоев, Ю.В.Рябков, А.В.Сафонов. Комплекс работ по метрологическому
обеспечению СИКН нефтеналивного терминала Спецморнефтепорта «Приморск»
В.Н. Кравченко. Современные технологии в измерении давления, расхода и уровня
С.Е. Подовинников, Д.Н.Дунюшкин. Мониторинг, регистрация и управление технологическими
процессами с использованием станций сбора данных и регистраторов компании Yokogawa
С.Е. Кутуков. Создание и внедрение систем обнаружения утечек на предприятиях нефтегазодобычи
И.Д. Кизина, Ю.И. Зозуля, А.К. Муравский. Программные продукты и услуги для создания
интегрированных систем управления добычей нефти на основе средств АСУ ТП и МЕS
А.А. Жильцов, Ю.И. Зозуля. Адаптивная балансная модель инженерной сети нефтегазодобычи
С.И. Хисамутдинов, Т.Р. Насыров, В.М.Гиниятуллин. Представление инженерной сети в виде
набора «цепных графов 5»
Н.М. Сибагатуллин, Ю.И. Зозуля. Оперативное определение вероятных причин нарушения баланса
потоков в узлах инженерной сети методом перекрестного контроля параметров
И.Д. Кизина, С.Б.Бурангулова. Программный комплекс для автоматизации деятельности службы
главного механика нефтегаздобывающих и сервисных организаций
А.К. Санарова, Ю.С. Петрунов, Р.А. Гузаеров. Новые IT – решения для развития ресурсо- и
энергосберегающих технологий в НГДУ «Джалильнефть ОАО «Татнефть»
46
Р.Р. Ахметзянов, А.А. Хуснутдинов, В.В. Низамов, С.А. Екимцов, И.Д. Кизина, Ю.И. Зозуля.
Разработка системы мониторинга состояния объектов и анализа баланса потоков в инженерных сетях
нефтегазодобычи в ОАО «Татнефть»
И.Д. Кизина, Ю.И. Зозуля, С.В. Петунин, Н.А. Куцевич, А.Н. Любашин. Интеграция средств АСУ
ТП и МЕS при разработке системы мониторинга состояния объектов и анализа баланса потоков в
инженерных сетях нефтегазодобычи
А.П. Веревкин, И.Д. Ельцов, Ю. И. Зозуля, О.В. Кирюшин. Оперативное управление
технологическими процессами подготовки нефти по технико-экономическим показателям
А.А. Болдырев. Методические основы создания систем учета и управления природными и
энергоресурсами территориально распределенного предприятия
О.А. Супрун, А.С. Сайфуллин, В.М. Валиев, В. И. Стешин. Автоматизированная система
управления технологическими процессами нефтеперекачивающей станиции «ПЕРМЬ-3»
В.И. Ростиславов, А.Л. Чалых, Н.Ф. Фирсова. Распределенная система АСУ ТП железнодорожного
нефтеналивного комплекса «ПРИВОДИНО»
А.Е. Кузнецов, Ю.А. Солин, С.Н. Латыпова. История автоматизации установки подготовки нефти на
Усинском месторождении (УПН «Уса»)
М.А. Косцов. Модернизация станции управления установки УРГ-Л
Р.В. Арсланов. Вибродиагностика состояния оборудования в нефтегазодобыче
С.Г. Воронин, С.М Корабельников Д.А. Курносов, Д.В. Коробатов, В.В. Запунный.
Автоматизированная система управления станком- качалкой
Д.В. Токарев. Системы поддержки принятия решений в задачах управления промышленной
безопасностью производств нефтегазовой отрасли
В.Н.Муслихов. Лениногорский учебный центр
47
Научное издание
Материалы конференции
АВТОМАТИЗАЦИЯ И МЕТРОЛОГИЯ
В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ
Редакционная группа
Первый заместитель генерального директора - главный инженер Э.И.Глушков
Главный менеджер по науке - начальник департамента разработки и внедрения
интегрированных АСУ И.Д. Кизина
Начальник отдела научно-технического развития Л.Б. Зарецкий
Ведущий инженер отдела научно-технического развития А.К.Муравский
Верстка
Ведущий инженер отдела научно-технического развития Е.С. Казарян
Выпуск
Начальник отдела нормативно-технического обеспечения И.А.Ниязова
Подписано в печать 16.05.06
Тираж 500, заказ № ___
450005, г. Уфа, ул. 50 лет Октября 24, ОАО «Нефтеавтоматика»
48