Файл: Информация об объекте управления.rtf

Перед началом работ над проектом два специалиста ОАО "Сургутнефтегаз" прошли обучение в авторизованном учебном центре AdAstra Research Group и получили квалификацию сертифицированных инженеров TRACE MODE. При разработке АСУ ТП ДНС-4А ими были учтены все замечания и пожелания технологов, благодаря чему новая система стала более эргономичной и удобной в эксплуатации. Специалисты ОАО "Сургутнефтегаз" по достоинству оценили гибкость TRACE MODE как универсальной SCADA системы для объектов нефтедобычи. В настоящее время рассматриваются проекты применения SCADA TRACE MODE на еще нескольких ДНС и других объектах ОАО "Сургутнефтегаз". Список внедрений SCADA системы TRACE MODE в нефтедобывающей отрасли продолжает расти [2].

Квалифицированная разработка алгоритмов управления АСУ ТП подготовки и перекачки нефти позволила специалистам компании IBS обеспечить минимально необходимое вовлечение персонала технологических объектов в процесс управления механизмами и агрегатами. Такой подход существенно снижает нагрузку на оператора и тем, самым уменьшает возможное негативное влияние "человеческого фактора" на рост себестоимости продукции, создание предпосылок аварийных ситуаций и загрязнения окружающей среды.

Около 95% российской нефти добывается сегодня методом заводнения. В результате обводненость нефти в процессе добычи возрастает до 80 и более процентов, что приводит к необходимости осуществления дополнительных мероприятий по подготовке нефти и вызывает постоянный рост себестоимости продукции. Более точно — с ростом обводненности нефтегазовой эмульсии повышаются затраты на отделение нефти, воды, попутного газа, механических примесей и на дожимной насосной станции (ДНС) все больше появляется функций, характерных для установки подготовки и перекачки нефти (УППН). Это означает, что традиционная с точки зрения функциональности ДНС постепенно эволюционирует в сторону УППН. Нефтяники в какой то момент поняли неэффективность перегонки по внутри промысловым трубопроводам (длина которых, зачастую, может быть весьма значительной) эмульсии, содержащей 80-90 % воды. В связи с этим стали применяться средства и агрегаты по уменьшению обводненности непосредственно на ДНС. Хотя иногда ставят мульти фазные насосы, но их применение довольно ограничено. В основном в управлении обводненностью переносится на оптимальное управление процессом подготовки нефти на ДНС.

Очевидно необходимо решать следующую задачу — удержать на прежнем уровне затраты на подготовку нефти и при этом сохранить уровень качества нефти.

---

Существуют объективные факторы, которые накладывают определенные требования на АСУ ТП подготовки нефти в Западной Сибири — удаленность площадок подготовки от населенных пунктов, жесткий климат и вытекающая отсюда организация работ (сменный персонал, текучесть квалифицированных кадров), пожароопасность, неразвитость инфраструктуры. Эти обстоятельства должны породить новый подход к построению АСУТП, в котором должно быть реализовано повышенное внимание к надежности и трудоемкости.

Развернуть проект по внедрению нового типа АСУ ТП было решено на Пермяковском и Кошильском месторождениях "Нижневартовского нефтегазодобывающего предприятия" (ННП), компании ТНК. ННП — одно из градообразующих предприятий этого региона. Оно разрабатывает ряд месторождений, находящихся на значительном удалении от города (до 450 км), что обусловливает наличие некоторых особенностей в его деятельности. Так, помимо жестких климатических условий, характерных для данного региона в целом, вся работа на объектах ННП ведется вахтовым методом, что предполагает повышенные затраты на жизнеобеспечение работающих (вплоть до привозной питьевой воды), на поддержание инфраструктуры. Именно поэтому любые возможности оптимизации экономических показателей, снижения трудозатрат и отрицательного влияния роли "человеческого фактора", а следовательно, и себестоимости добычи нефти здесь весьма актуальны. Кроме того, для двух ДНС предприятием уже были закуплены импортные установки предварительного сброса воды "Sivalls", сами по себе требовавшие нового уровня промышленной автоматики.

Общая задача, поставленная перед специалистами IBS формулировалась в сугубо экономических терминах — улучшить качество подготовки нефти, одновременно снизив себестоимость этого процесса. Особое внимание уделялось возможности последующей стабилизации уровня себестоимости, компенсирующей ожидаемое увеличение обводненности извлекаемой нефти. Проект создания АСУ ТП нового поколения для ДНС, входящих в производственную структуру нефтедобывающих предприятий ТНК, был реализован компанией IBS в период 2001-2002 гг. В процессе реализации проекта был выполнен весь цикл работ, необходимых для ввода в эксплуатацию АСУ ТП ДНС — от разработки технических решений по автоматизации до проведения пусконаладочных работ на объекте и обучения персонала. Логически было выделено 3 основные уровня системы: площадка подготовки нефти, уровень нефтепромысла (удаление от площадок подготовки нефти — 50 км), уровень НГДУ (в городе, удаленном на 400 км от нефтепромысла). Таким образом, получилось 3 зоны, охваченные проектом.

---

Первым этапом работ были обеспечены традиционные функции мониторинга ТП непосредственно на площадке подготовки нефти. Технологической целью этой очереди проекта являлось обеспечение стабильной обводненности выходной нефти при нестабильных характеристиках поступающей на площадку водонефтегазовой эмульсии. Был выполнен монтаж контрольно-измерительного оборудования (более 200 типов), инсталлирован и сконфигурирован SCADA-пакет InTouch на 1500 тегов (на каждой площадке подготовки), а также система поддержки регламентных работ Avantis.Pro.

Разработка, реализованная на втором этапе (также на базе линейки продуктов компании Wonderware — Industrial SQL, Active Factory, Suite Voyager, SCADA Alarm) позволяет разделять событийный поток, идущий от технологического объекта управления, и распределять различные его составляющие между рабочими местами специалистов (оператор, технолог, механик, энергетик, геолог), способных принять решения по данным событиям.

Наконец, на третьей фазе работ была реализована парадигма "процессного" управления.

Если говорить о технических перспективах проекта, то необходимо отметить следующее. Построение вертикали "площадка и InTouch — технологический сервер Industrial SQL — рабочие места в НГДУ на базе MS Office + Active Factory" позволяет наращивать как число присоединяемых технологических объектов, так и число рабочих мест в НГДУ. Потенциально узким местом является тэговая емкость Industrial SQL, так как через него все технологические параметры доставляются в НГДУ. Заложенная емкость (100.000 тэгов), по нашим расчетам, позволяет подключить все кусты месторождения, и таким образом, прийти к ситуации, когда вся технологическая информация с месторождения концентрируется в одном месте и в едином формате, что крайне привлекательно с точки зрения возможности глубокого анализа протекания ТП.

Укажем основные статьи эксплуатационных затрат, на которые позитивно повлияло создание данной АСУ ТП:

• 
  ремонты технологического оборудования, ликвидация аварий и сопутствующий расход комплектующих, энергоносителей, материалов, транспортных ресурсов;
  
• 
  расход эксплуатационных материалов;
  
• 
  штрафы (например, за нарушение экологического состояния прилегающей территории);
  
• 
  расходы на обеспечение контроля качества и количества сданной нефти;
  
• 
  выплаты сотрудникам, которые получили повреждения в авариях.
  
• 
  Эти затраты могут быть приняты за экономические критерии оценки эффективности АСУ ТП. По разным статьям затрат экономия составила 5-30%, что было сочтено результатом, адекватным произведенным инвестициям. Очевидно, что эти показатели также свидетельствуют об успешности проекта в целом [3].
  

---

2. Автоматизация технологического процесса
2.1 Целевая функция автоматизации
Автоматизация производства выполняется для облегчения процесса управления объектом, в следствии чего отпадает необходимость привлечения большого количества операторов. Постом управления станции является пульт управления, расположенный в операторной. С него осуществляется дистанционный контроль и управление оборудованием, а также режимами работы основных и вспомогательных объектов. Схема автоматизации представлена в приложении Б.

Технологический процесс должен протекать как можно более безопасно во всех его стадиях, для этого в системе автоматизации применяются новые, более точные, по сравнению с ранними разработками, приборы, датчики и исполнительные механизмы. Возможности системы в части отслеживания параметров процесса, срабатывания цепей управления КИПиА и аварийного отключения функционируют независимо друг от друга, это реализовано с целью обеспечить максимальную безопасность производства. Проектирование АСУ осуществляется таким образом, чтобы обеспечить безопасное, надежное и точное управление системами станции, а также предусмотреть эксплуатацию установки в наиболее эффективном режиме.

---

2.2 Функции разрабатываемой системы

Актуальность создания системы значительно возросла в последнее время в связи с повышением стоимости нефти, энергоресурсов, реагентов, затрат на содержание обслуживающего персонала и поддержание экологии окружающей среды.

Основные функции АСУ ТП включают:

• 
  сбор информации о контролируемом технологическом процессе подготовки нефти;
  
• 
  передача управляющих команд в технический комплекс технического уровня;
  
• 
  регистрация событий (предыстория событий), связанных с контролируемым технологическим процессом;
  
• 
  регистрация действий персонала;
  
• 
  оповещение персонала об обнаруженных аварийных событиях, связанных с ходом контролируемого технологического процесса;
  
• 
  непосредственное автоматическое управление технологическим процессом в соответствии с заданными алгоритмами с возможностью перехода в ручной режим, так со щита автоматики, так и по месту;
  
• 
  отображение на автоматизированном рабочем месте технологических параметров процесса в реальном времени, а также представление архивной информации в удобной для восприятия форме;
  
• 
  ведение архивной базы данных [4].
  

Средством достижения этих целей является использование современных технических средств, в том числе и микропроцессорных.

Применяемые технические средства должны позволять реализовать из заданного набора алгоритмов одноконтурные, многоконтурные и многосвязные системы автоматического регулирования, сигнализации и защиты, а так же оперативно преобразовывать и усовершенствовать существующие схемы защиты, регулирования и сигнализации.

Применение современных микропроцессорных средств должно позволить, в случае необходимости, развитие системы управления, а так же ее связь с другими информационными сетями, в том числе более высокого уровня.

2.3 Структура АСУ ТП ДНС

В АСУ ТП ДНС выделяют основные 2 уровня иерархии:

• 
  нижний уровень – уровень датчиков, приборов, исполнительных механизмов;
  
• 
  верхний уровень – микропроцессорных контроллеров и автоматизированных рабочих мест операторов.
  

---