Сборник материалов конференции

XVI Международная специализированная выставка
«ГАЗ.НЕФТЬ.ТЕХНОЛОГИИ – 2008»
21 мая 2008 г.
г. Уфа
Научно-практическая конференция
АВТОМАТИЗАЦИЯ И МЕТРОЛОГИЯ
В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ-2008
Организатор - Межрегиональное открытое акционерное общество
«Нефтеавтоматика»
Материалы конференции
Уфа 2008
УДК 681.5:622.276
Автоматизация и метрология в нефтегазовом комплексе/Материалы
конференции// Научно-практическая конференция 21 мая 2008 г.- Уфа:
Нефтеавтоматика. 2008 – 73 с.
Представлены
материалы
научно-практической
конференции
«Автоматизация и метрология в нефтегазовом комплексе», проводимой
Межрегиональным открытым акционерным обществом «Нефтеавтоматика» 21 мая
2008 г. в рамках XVI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть.
Технологии 2008».
Место проведения конференции – г. Уфа, ул. Авроры 2, Президент Отель,
конференцзал.
© Межрегиональное ОАО «Нефтеавтоматика», 2008
2
Участникам конференции
«Автоматизация и метрология в нефтегазовом комплексе -2008»
Очередной раз на конференцию «Автоматизация и метрология в нефтегазовом
комплексе», которую ОАО «Нефтеавтоматика» ежегодно организует для
специалистов нефтяных компаний, собрался представительный форум.
Участники нашей конференции:
 специалисты нефтяных компаний ТНК ВР, Татнефти, Башнефти , Роснефти,
Русснефти, Лукойла;
 вендоры - компании Wonderware, Shneider Electric, Yokogawa, Mitsubisy;
 представители
заводов-изготовителей
оборудования,
научнопроизводственные компании из городов России
 сервисные организации по автоматизации и метрологии
Мы с удовлетворением отмечаем, что ОАО "Нефтеавтоматика" –
многопрофильная компания, независимый системный интегратор, головная
организация метрологической службы нефтяной промышленности, выдерживает свое
положение лидера и определенного координатора направлений развития метрологии
и автоматизации в нефтегазовой отрасли, не смотря на то, что мы наравне с другими
компаниями – обычные участники на рынке продукции и услуг.
Анализ тезисов докладов, заявленных на нашу конференцию, а также
предварительные переговоры с представителями нефтяных компаний, показали, что
наиболее актуальными являются следующие проблемы.
1. ГОСТ 8.615-2005 и проблемы, возникшие у нефтяных компаний в связи с его
принятием;
2. несоответствие друг другу принимаемых и действующих нормативных
документов и законодательных актов и проблемы исполнения требования и
аудита (как внутреннего, так и государственного);
3. опыт разработки и апробирования новых измерительных средств,
соответствующих ГОСТ 8.615-2005;
4. интеллектуализации и интеграции АСУ различного назначения, повышение
их эффективности, в т.ч. для решения задач оперативного учета
углеводородного сырья в соответствии с требованиями ГОСТ 8.615-2005 и
др. нормативных документов;
5. создание и внедрение специализированных подсистем для специалистов
служб автоматизации и метрологии нефтяных компаний и их сервисных
организаций;
6. современные программно-технические решения для автоматизации блочномодульного оборудования, автоматизации управления технологическими
процессами, направленные на повышение надежности и безопасности
нефтедобывающего производства, удобство эксплуатации обслуживания
программно-технических комплексов, снижение энергоемкости и уровня
аварийности.
3
Каждая из этих проблем решается не быстро, всегда имеется вариантность
решений и направлений развития. Поэтому важным для нас сейчас является
проблема финансовых и человеческих ресурсов для решения наиболее актуальных
проблем текущего этапа развития нефтегазовой отрасли. Создание объединенных
исследовательских центров, центров компетенции и экспертных советов - это
проблема, назревшая для решения. Хотелось бы услышать мнение участников
конференции и по этой проблеме.
Предлагаем первый шаг в этом направлении – создание закрытого форума
специалистов по автоматизации, метрологии и прикладным информационным
технологиям с публикацией проблем, мнений, возможных вариантов решений на
нашем официальном сайте www.nefteavtomatika.ru.
Надеюсь, что сегодняшнее обсуждение названных проблем будет
способствовать развитию нефтегазовой отрасли, появлению нового оборудования,
программно информационных и программно-технических средств, а специалисты по
метрологии и автоматизации сделают выводы для улучшения своей дальнейшей
работы.
Желаю удачной работы всем участникам нашей конференции.
Председатель конференции,
Генеральный директор Межрегионального ОАО «Нефтеавтоматика»
Иванов Александр Петрович
4
Глушков Э.И., Денисов Е.И. Стегинская А.А.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Внедрение на территории России национального стандарта ГОСТ Р
8.615-2005 и применение налоговых льгот по НДПИ с принятием
Федерального закона от 27.07.2006 №151-ФЗ.
Национальный стандарт ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества
извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические
требования» был утвержден приказом ФАТРМ Минпромэнерго РФ №411-ст 28
декабря 2005 года и введен в действие с 1 марта 2006 года.
Стандарт устанавливает общие метрологические и технические требования к
измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр РФ,
нормы погрешности измерений. Его применяют в качестве основы для разработки
МВИ количества сырой нефти и нефтяного газа и подбора конкретных средств
измерений для ИУ и СИКНС.
ГОСТом регламентируется терминология и определения основных
используемых понятий, их сокращение и разъяснение. Рассматриваются средства
измерений, входящие в состав ИУ и СИКНС.
СИ, входящие в состав ИУ и СИКНС и применяемые при указанных
измерениях, должны иметь сертификат об утверждении типа, а введенные в
эксплуатацию до принятия настоящего стандарта подлежат техническому
освидетельствованию, модернизации с последующими испытаниями для
утверждения типа.
Рассматриваются требования к погрешностям СИ, при измерениях количества
сырой нефти и нефтяного газа по отдельным скважинам и по лицензионным
участкам.
Рассматриваются методы измерений массы сырой нефти в зависимости от
содержания воды в сырой нефти и требования к измерениям количества попутного
сепарированного нефтяного газа.
В приложениях А и Б приводятся рекомендуемые формы технического задания
на проектирование СИКНС и разработку МВИ массы нефти с помощью СИКНС, а в
приложениях В и Г – требования к погрешностям СИ, применяемых в составе СИКНС,
и требования к погрешностям измерений и СИ, используемых при косвенном методе
статических измерений.
С момента ввода в действие ГОСТ Р 8.615-2005 прошло два года. В течение
этого времени членами технического комитета 024 дважды происходило обсуждение
действующего государственного стандарта (в феврале 2007 и в январе 2008 годов). В
результате этих обсуждений появились подготовленные к опубликованию в печати
«Изменения №1 ГОСТ Р 8.615-2005», которые вносят в действующий ГОСТ Р 8.6152005 существенные замечания, дополнения и изменения.
Изложена новая редакция области применения «Стандарта», приведены
разъяснения используемых терминов, определений и сокращений; уточнены
допускаемые относительные погрешности измерений массы нефти измерительными
5
установками и СИКНС в зависимости от содержания воды в нефти; переработаны
приложения ГОСТа.
В течение прошедшего двухлетнего периода усилились требования
Правительства РФ, Минпромэнерго РФ к добывающим предприятиям в части
качества учета добываемого углеводородного сырья (нефти, газа, попутного
нефтяного газа), необходимости инструментального подсчета массы и объема
добытого сырья и обоснования их потерь при добыче, обработке и транспортировке.
Участки недр с разрабатываемыми полезными ископаемыми имеют различную
степень выработанности продуктивных пластов, различное качество добываемого
углеводородного сырья и различную территориальную расположенность.
С 1 января 2007 года вступил в силу принятый 27 июля 2006г. Федеральный
закон №151-ФЗ «О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса
Российской Федерации…», предусматривающий применение налоговых льгот на
добычу полезных ископаемых.
Закон предусматривает применение налоговых льгот на добычу нефти:
 на участках недр, расположенных полностью или частично в границах
Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края при
определенных условиях объемов добычи и сроков разработки запасов;
 на участках недр при добыче нефти на месторождениях с выработанностью 80
процентов и более;
 на участках недр при добыче сверхвязкой нефти ( нефть вязкостью более 200
МПа*с в пластовых условиях).
Вместе с тем, налоговые льготы по вышеуказанному Федеральному закону
предоставляются только при наличии прямого метода учета количества добытой
нефти.
В отличие от метрологических понятий «измерение массы нефти прямым (или
косвенным)
методом
динамических
измерений»,
разработчики
ФЗ
определили:«…количество добытого полезного ископаемого определяется прямым
методом (посредством применения измерительных средств и устройств) или
косвенным методом (расчетно, по данным о содержании добытого полезного
ископаемого…)». Причем, количество добытого полезного ископаемого определяется
по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого.
Вместе с тем необходимо отметить, что «…при подготовке нефти, поступающей с
разных участков недр, на одном узле (установке) налогоплательщик не имеет права
на использование льгот по НДПИ, предоставляемых по конкретным участкам недр».
Разработчики Федерального закона дополнили закон понятиями качества
подготавливаемой
нефти
«нефть
обезвоженная,
обессоленная
и
стабилизированная». То есть, переводя на язык метрологов, нефть должна
соответствовать ГОСТ Р 51858 - быть нефтью определенной группы, класса, типа,
вида.
ГОСТ Р 8.615-2005 (п.7.6) требует: «Измерения количества сырой нефти по
лицензионному участку при подготовке нефти для приведения ее параметров в
соответствие требованиям ГОСТ Р 51858 выполняют по ГОСТ Р 8.595».
6
Кроме того, «Изменения №1 ГОСТ Р 8.615-2005» поясняют взаимодействие ФЗ
и ГОСТа: «Результаты вычислений массы нетто сырой нефти, полученные в
соответствии с аттестованными МВИ с использованием СИКНС, могут являться
информацией о количестве добытой обезвоженной, обессоленной и
стабилизированной нефти для прямого учета нефти по лицензионным участкам и
месторождениям. По результатам определения массы нефти обезвоженной,
обессоленной и стабилизированной формируются отчетные данные о количестве
добытой нефти по лицензионным участкам и месторождениям» (п.п.8.9).
Таким образом, подводя итог сказанного, исходя из требований ФЗ-151 и ГОСТ
Р 8.615, недропользователи имеют право на льготы по налогам на добываемые
полезные ископаемые (в данном случае нефть) только в следующих случаях:
 при территориальном расположении, степени выработанности запасов
продуктивных пластов месторождения и качестве пластовой нефти согласно
указанных выше;
 измерение массы нефти ведется прямым методом (с использованием
измерительных средств и устройств) на конкретном участке недр, который
подлежит льготному налогообложению;
 подготовка нефти должна производиться до приведения ее параметров в
соответствие требованиям ГОСТ Р 51858 и соответствовать определенной
группе, классу, типу, виду;
 учет массы нетто добытой нефти, измеренной методами прямых и косвенных
динамических измерений с использованием СИКН (СИКНС) производится в
соответствии с МВИ, разработанными по ГОСТ Р 8.595, аттестованными в
утвержденном порядке, установленном ГОСТ Р 8.563.
Возникают вопросы:
 как быть с разработкой МВИ массы сырой нефти по действующей МИ 26932001 ГСИ. «Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на
нефтедобывающих предприятиях.» и использовании СИ предназначенных для
учета сырой нефти на СИКНС? ГОСТ Р 8.615 ее даже не упоминает, хотя
конечный продукт – масса нетто сырой нефти;
 как провести учет нефти для льготного налогообложения на СИКН, куда
поступает нефть с СИКНС с различных лицензионных участков, имеющих
различную степень выработанности и как быть с разработкой МВИ для каждого
лицензионного потока. Может быть, в таких случаях, необходимо
строительство накопительных емкостей сырой нефти с дальнейшей ее
технологической переработкой и учетом по СИКН с каждого лицензионного
участка?
Вероятно, что при разработке ФЗ №151 не было учтено мнение институтов
«Ростехрегулирования», иначе не возникли бы такие понятия и определения,
вносящие путаницу, как «прямой и косвенный метод измерений», «нефть
обессоленная, обезвоженная и стабилизированная» (не хватает понятия
«обезгаженная» - дегазированная нефть, прошедшая сепарацию).
7
В практических исследованиях непонятна технология измерения плотности.
Если по СИКНС плотность сырой нефти возможно измерить поточным ПП, то в
резервуарах определить среднюю плотность сырой нефти практически невозможно.
Так же не представляется возможным измерение плотности сырой нефти
ареометрами в химико-аналитических лабораториях (ХАЛ).




Выводы и предложения:
в руководящие нормативно-технические документы (ГОСТ Р 8.615, МИ-2693)
необходимо внесение пояснения и разъяснения терминов и определений,
применяемых в ФЗ № 151 с целью гармонизации этих понятий;
необходима переработка МИ-2693 по алгоритмам вычислений массы нетто
сырой нефти. На наш взгляд, при применении СИКНС на участках недр,
попадающих под льготное налогообложение, для учета массы нефти
необходимо ограничиться применением только массовых расходомеров,
исключив применение расходомеров других типов. Тогда не будет нужно
определять плотность нефти, а масса нетто сырой нефти будет вычисляться
как разность между массой брутто сырой нефти и количеством балласта,
определенным лабораторией (или измеренного приборами – влагосодержание,
содержание хлористых солей и содержание механических примесей). Для
поверки этих массомеров по месту, следует пользоваться массоизмерительной
эталонной установкой;
следует вообще отказаться от применения резервуаров для измерения массы
сырой нефти, а учитывать только объем, прошедший через них, а резервная
схема учета будет подразумевать измерение только объема перекачанной
жидкости в соответствии с отградуированными резервуарами;
после появления утвержденных «Изменений №1 ГОСТ Р 8.615-2005»
появляется возможность использовать стандарт в качестве основы разработки
МВИ массы для применения льготного НДПИ, так как они гласят: «…Стандарт
применяют в качестве основы для разработки методик выполнения измерений,
а также нормативных и других документов, результаты использования которых
являются основанием для расчета количества нефти и нефтяного газа,
извлеченных из недр, расчета фактических потерь и проведения раздельного
учета по скважинам, месторождениям и лицензионным участкам.
Результаты измерений массы нефти по ГОСТ Р 8.595 являются основанием
для корректировки результатов измерений с применением СИКНС, ИУ и СИ по
лицензионным участкам, отдельным скважинам или группам скважин»(Раздел 1).
 п.п.5.4 «Результаты измерений массы сырой нефти и объема свободного
нефтяного газа, выполненных методами прямых и косвенных измерений в
соответствии с аттестованными в установленном порядке МВИ, являются
основанием для прямого учета на конкретном участке недр».
 п.п. 7.1 «Допускается количество нефти по лицензионному участку определять
как сумму результатов измерений, полученных с помощью СИ, ИУ, СИКНС по
МВИ, утвержденной в установленном порядке».
8
Мухаметсафин Н.Г., Малмыгин Л.Г., Суханов А.Н.
Уфимское наладочное управление ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Приведение в соответствие с ГОСТ Р 8.615-2005 измерительной
установки первичного учета углеводородного сырья.
Необходимость совершенствования измерений и метрологического
обеспечения учета сырой нефти и нефтяного газа возникла в начале 90 годов, когда
изменилась форма собственности недропользователя.
До 90 годов недровладелец и недропользователь имели одинаковую форму
собственности - государственную. В этих условиях вопросы рационального
использования и охраны недр решались директивными указаниями государства,
контроль осуществлялся как со стороны недровладельца (Министерства геологии и
охраны недр СССР, республиканского Министерства геологии и охраны недр,
надзорные органы в лице Госгортехнадзора России, так и недропользователя в лице
вышестоящих организаций - производственные объединения, главные управления
министерства и аппарат министерства нефтяной промышленности). Кроме того,
внутри самих предприятий осуществлялся периодический контроль соблюдения
требований НТД, методик.
Разрабатываемые в настоящее время нефтяные и нефтегазовые
месторождения обустроены, в основном, в советское время. Система учета нефти,
газа и ее метрологическое обеспечение были разработаны и реализованы для
условий государственной собственности недр и нефтедобывающих предприятий.
При существующей системе контроля и ответственности за рациональное
использование и охрану недр, замер извлеченного количества и определение
показателей качества углеводородов из конкретной скважины осуществлялся для
контроля за соблюдением технологического режима эксплуатации скважин.
С изменением формы собственности недропользователя принципы
обустройства месторождений сохранились, тогда как задачи недропользователя
изменились.
В современных условиях требуются иные принципы при обустройстве
нефтяных и нефтегазовых месторождений в части учета, которые позволяли бы
достоверно измерять количество извлеченных углеводородов из каждой отдельно
взятой скважины. Требуется создание системы учета извлекаемых запасов
углеводородов на основе достоверного измерения продукции каждой скважины. При
этом необходимо вести учет времени работы каждой скважины, так как
преждевременное исключение из работы даже одной скважины нарушает технологию
разработки залежи и, как правило, приводит к снижению конечного коэффициента
извлечения нефти из недр.
Нефтяные компании, ведущие разработку месторождений нефти и газа по
Западной Сибири, для измерения дебита скважин и учета извлекаемых
углеводородов из недр используют в основном групповые замерные установки типа
«Спутник», а по лицензионным участкам - узлы учета при ДНС или на установках
подготовки нефти.
9
В связи с ведением в действие Приказом Федерального агентства по
техническому регулированию и метрологии от 28.12.2005г. №411 Национального
стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ «Измерения количества
извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические требования»,
установлены требования по допустимой погрешности измерений сырой нефти, газа и
воды по отдельной скважине и по лицензионному участку.
Нефтяная компания ОАО «ТНК-ВР холдинг» проанализировала положение на
существующих групповых замерных установках и узлах учета лицензионных участков
и при этом установила, что величина погрешности измерений как на замерных
установках, так на узлах учета сырой нефти далеко не всегда соответствует
требованиям ГОСТ Р 8.615-2005.
В компании в настоящее время находятся в эксплуатации более 4000 АГЗУ и
несколько сотен замерных узлов лицензионных участков; поэтому внедрение
национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005 на месторождениях компании требует
тщательной ревизии всех замерных устройств, с последующей модернизацией и
реконструкцией системы учета углеводородов.
Для начала таких работ необходима разработка Программы работ по
улучшению системы учета извлекаемых углеводородов, которая должна
предусматривать отработку процесса внедрения Национального стандарта ГОСТ Р
8.615-2005. При этом процесс внедрения и отработки технических решений на каждом
лицензионном участке имеет свои особенности, которые должны быть учтены. Не
отработав технологию и методы выполнения работ по созданию системы учета
извлекаемых углеводородов и приведению АГЗУ в соответствии с ГОСТ на
небольшом пилотном проекте, можно столкнуться с проблемами необходимости
доработок при реализации проекта в крупномасштабном варианте.
На
сегодняшний
день
заводами
изготовителями
выпускаются
сертифицированные замерные установки, укомплектованные средствами измерения,
удовлетворяющими требованиям ГОСТ Р 8.615-2005. По желанию Заказчика
замерные установки комплектуют средствами измерений, внесенными в Госреестр, от
зарубежных и Российских производителей. Готовое новое замерное изделие,
естественно, облегчит и ускорит процесс автоматизации учета в соответствии с
требованиями ГОСТа.
Для периодического контроля метрологических характеристик все средства
измерения дебита скважин обязаны проходить периодические испытания на
сертифицированных испытательных полигонах (установках) для оценки
метрологических параметров измерителей дебита на нефтеводогазовых
(трехкомпонентных смесях) средах с применением разработанных и утвержденных
НТД и МП.
Поверка разрабатываемых и выпускаемых промышленностью средств
измерений покомпонентного состава продукции, добываемой из нефтяных скважин,
производится на средах-заменителях, характеристики которых принципиально
отличаются от реальной смеси, подаваемой из нефтяных скважин. Поэтому
достоверность метрологических характеристик, заявленных разработчиками и
10
производителями, определенных по водо-воздушным или масляно-воздушным
смесям, вызывает серьезные сомнения.
Методы решения вопроса путем модернизации существующих АГЗУ имеют
существенные недостатки. Как правило, используется схема модернизации, с
врезкой 2-х массовых расходомеров: один на газовой и один на жидкостной линии с
дополнительным монтажом влагомера на жидкостной линии. Одним из основных
является недостаток, исходящий из конструкции самой АГЗУ, а именно недостаточная сепарация газа. Существующий сепаратор не обеспечивает
необходимую сепарацию. Отсюда следует, что измерение расхода газа с
регламентированной точностью
при такой модернизации невозможно. Как
показывает опыт работ, массовые расходомеры увеличивают погрешность с
повышением содержания остаточного газа в жидкости. Данное заключение
подтверждают выводы экспериментального исследования массовых расходомеров
Rotamass, опубликованные в статье: «Измерения расхода с помощью кориолисовых
расходомеров в случае двухфазного потока» (официальный сайт фирмы Yokogawa).
Дополнительной проблемой является сложность выполнения калибровочных и
поверочных работ в динамическом режиме на потоке в рабочих условиях. Отсутствие
соответствующих образцовых установок и метрологической базы не позволяет
выполнить эти работы. Кроме того существующие АГЗУ после сепарации и измерения
отдельных параметров вновь объединяют потоки в общем коллекторе. Измерение с
помощью последовательно подключенной образцовой установки требует вновь
разделения потока на газовую и жидкую фазы.
Арсланов Р.В.
ООО «СОЗАИТ», р.п. Серафимовский
Измерение дебита массоизмерительными установками АСМА
Добыча углеводородного сырья – сложный процесс, характеризующийся
различными параметрами и зависящий от большого количества внешних факторов.
Для оптимального извлечения из пласта сырой нефти и попутного нефтяного газа с
минимальными затратами требуется постоянный контроль основных технологических
параметров процесса добычи. К основным рабочим параметрам скважины:
 дебит жидкости и газа, извлекаемых из скважины;
 физические свойства коллектора и добываемой нефти и газа;
 физические параметры нефтегазоносного пласта.
Измерение на устье скважины объема и массы, извлекаемых из продуктивного
пласта жидкости и газа за определенный временной интервал и в каждый конкретный
момент времени имеет большое значение для их оперативного учета, а также для
контроля и регулирования параметров технологического процесса добычи и
транспорта нефти и газа.
Большинство существующих в настоящее время замерных установок
используют три основных принципа измерения дебита скважин:
11
 объемный метод измерения дебита (с последующим пересчетом в массовый),
основанный на замере времени налива калиброванного объема, или на
косвенном измерении проходящего объема жидкости и газа с помощью
турбинных и/или вихревых преобразователей расхода;
 гидростатический метод, основанный на использовании зависимости
гидростатического давления столба жидкости от количества жидкости в
емкости;
 прямой метод измерения массового дебита, основанный на применении двух
массовых расходомеров – на линиях измерения дебита жидкости и газа.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
1.
2.
3.
4.
1.
2.
3.
4.
Все эти методы имеют существенные недостатки.
К недостаткам объемного метода измерения дебита относятся:
чувствительность к пене, образующейся на поверхности измеряемой среды в
накопительной емкости при большом газовом факторе продукции скважины;
зависимость плотности среды от содержания свободного газа в жидкости;
высокие требования к узлу сепарирования;
низкий предел измерения газового дебита;
отсутствие рабочего эталона для оперативной проверки достоверности
получаемых результатов;
несоответствие требованиям нового ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения
количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».
К недостаткам гидростатического метода относятся:
высокая погрешность гидростатического метода измерения из-за участия в
вычислениях большого количества эмпирических коэффициентов и
переменных для вычисления результата измерения;
несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005;
низкий предел измерения дебита газа;
отсутствие рабочего эталона для оперативной проверки достоверности
получаемых результатов.
К недостаткам метода с использованием массовых расходомеров относятся:
высокие требования массомеров к свойствам измеряемой среды (отсутствие
свободного газа в измеряемой жидкости и отсутствие капель жидкости в потоке
измеряемого газа);
низкий предел измерения дебита газа;
несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005;
отсутствие возможности оперативной проверки достоверности получаемых
результатов.
Избавиться от недостатков существующих методов измерения дебита
позволяет метод статического взвешивания, применяющийся на массоизмерительных
установках, изготавливаемых ООО «СОЗАиТ». Этот метод позволяет измерять
12
скорость набора заданной массовой порции жидкости и определять массовый дебит
скважины прямым методом.
К достоинствам метода статического взвешивания относятся:
1. нечувствительность метода к наличию пены на поверхности измеряемой
жидкости;
2. наличие большой площади поверхности и динамического налива жидкости в
емкость обеспечивают лучшее качество сепарации и, как следствие,
возможность измерение дебита газа большей величины;
3. соответствие требованиям нового ГОСТ Р 8.615-2005;
4. канал измерения массы имеет возможность калибровки с помощью рабочих
эталонов в месте проведения измерений, что значительно повышает
достоверность получаемых результатов.
Таким образом,
массоизмерительная установка, производимая на
Серафимовском опытном заводе средств автоматики и телемеханики, позволяет
решить большинство проблем, связанных с эксплуатацией замерных установок
других производителей.
Ананьев А.
ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», г. Москва
Выполнение требований ГОСТ 8.615 по замерам сырой нефти на
устье скважин
С момента введения в действие ГОСТ 8.615-2005 прошло 2 года.
По Закону «О техническом регулировании» применение ГОСТов добровольное,
но государственные органы настаивают на его обязательном исполнении, вопреки
этому Закону. В итоге, нефтедобывающие компании и производители замерного
оборудования стоят перед проблемой - каким образом достичь требований ГОСТ
8.615-2005?.
На настоящий момент в мире не существует ЗУ, замеряющих с точностями
указанными в ГОСТ 8.615. В западных странах замеры на устье скважин нормируется
в среднем с точностью 10%. Но, тем не менее, мы вынуждены искать пути
реализации требований ГОСТ 8.615.
Очевидно, что здесь возможны для реализации два варианта:
1. модернизация действующих ГЗУ до уровня требований ГОСТ;
2. закупка нового оборудования, формально соответствующего требованиям
ГОСТ.
Применение 3-х фазных ЗУ на устье скважин позволяет с большей точностью
определять режимы работы скважин, но их применение имеет и отрицательные
факторы, перечисленные ниже.
13
1. Отсутствует эталонная база для проведения поверок и метрологических
сличений по месту эксплуатации;
2. Установки поверяются на смеси воды и воздуха, а не на реальных
газожидкостных смесях, т.е. реальная точность замеров отличается от
стендовых.
3. Резко возрастают капитальные затраты (новые установки дороже широко
применяемых ГЗУ «Спутник» АМ-40).
4. Увеличение операционных затрат на техническое обслуживание оборудования
5. Увеличение операционных затрат на метрологическое обеспечение
измерительного оборудования
В конечном итоге увеличивается себестоимость тонны добытой нефти.
При закупке нового оборудования, формально соответствующего требованиям
ГОСТ, нужно учесть 6 факторов, описанных ниже.
1. Соответствие потребностей нефтедобывающих компаний компании в
трехфазных замерных установках и возможностей производителей. Сейчас
производители не готовы обеспечить программы нефтяных компаний по
внедрению ГОСТ, так как в случае принятия ГОСТа и выполнения даже 10летних программ по внедрению общая годовая суммарная потребность
нефтяных компаний составит не менее 1000 трехфазных замерных установок.
На сегодняшний день, общее количество выпускаемых трехфазных ЗУ
составляет около 500 шт. в год, и даже при этом количестве мы отмечаем
большое количество заводского брака при изготовлении ЗУ.
2. Соответствие возможностей производителей и сервисных компаний по
модернизации ГЗУ. Очевидно, что модернизация экономически выгодна лишь в
том случае, когда она производится рядом с месторождениями. Это позволяет
сократить и без того высокие транспортные расходы. И так же очевидно, что
модернизацию установок могут проводить специализированные предприятия,
получившие необходимые разрешительные и метрологические документы на
такие работы. К сожалению, в течение этих 2 лет мы так и не получили
коммерческих предложений на модернизацию существующих ГЗУ. Мы не
увидели также, что ведутся работы по развитию таких предприятий.
3. Неприемлемость предложений по доукомплектации наших ГЗУ с помощью
комплектов КТСиУ и RA-T-MM. Т.к. последние не имеют разрешительной и
нормативной документации в полном объеме, производители таких комплектов
предлагают нам самим заниматься этими документами, что для нас
неприемлемо, так как при установке таких измерительных комплектов
необходимо будет аттестовать измерительную установку, как трехфазную
замерную, с проведением соответствующих испытаний ЗУ.
4. Соизмеримость единственного технического предложения по модернизации
ГЗУ (с установленными измерительными комплектами с проведением
соответствующих испытаний) по цене со стоимостью новых ГЗУ, формально
14
соответствующих требованиям ГОСТ, Это сразу переносит «модернизацию
ГЗУ» в категорию экономически необоснованных проектов.
5. Точности замеров ГЗУ не обеспечивают достоверный учет УВС потому, что:
 высокая погрешность определения влагосодержания и количества газа
не позволяет ввести в действие программные алгоритмы по учету УВС;
 все современные принципы измерения количества жидкостей
рассчитаны на стабильные физико-химические свойства измеряемой
среды, что в случае многофазных потоков не работает, так как в этом
случае физические свойства измеряемой среды многократно меняются
в процессе перекачки;
 случайная погрешность при выполнении измерений на скважине
трехфазной замерной установки высока и не прогнозируема;
 предлагаемые циклические методы выполнения измерений дебитов
скважин предполагают принцип усреднения текущих расходов, что не
приемлемо для многофазных нестабильных потоков
 Оценка существующих трехфазных замерных установок с точки зрения
требований нормативных документов - методики поверки и методик
выполнения измерений существующих трехфазных замерных установок
несовершенны.
6. Стоимость трехфазных замерных установок. Пути снижения.
 унификация измерительного оборудования и его узлов;
 повышение технологичности процесса изготовления ЗУ;
 снижение издержек производства;
 типовые комплектации ЗУ.
Позиция компании ТНК-ВР по отношению к существующей ситуации с
замерами сырой нефти на устье скважин сводится к следующему - мы считаем, что
требования ГОСТ по точностям замеров завышены, и что выпускаемые на настоящий
момент ЗУ не обеспечивают его требования.
В настоящее время компания ведет ряд пилотных проектов для определения
точности измерений в рабочих условиях на месторождениях, для определения путей
модернизации существующих ГЗУ «Спутник» и для определения стратегии по
применению новых ГЗУ, формально соответствующих требованиям ГОСТ 8.615.
15
Шайхутдинов Р.М.
ОАО «Оренбургнефтегаз» ТНК-ВР, г. Бузулук
Опыт реализации требований ГОСТ Р 8.615-2005 на месторождениях
Оренбургнефти
После введение в действие ГОСТ Р 8.615-2005 многие НГДП столкнулись с
проблемой выбора технических средств, отвечающих требованиям названного
документа.
Существовавшие на момент введения ГОСТ ИУ не позволяли с требуемой
погрешностью измерять количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа.
На ряде месторождений ОАО «Оренбургнефть» к выше обозначенной
проблеме добавлялось наличие высокого газового фактора (до 25000 м³/м³), что не
позволяло применить даже традиционные АГЗУ «Спутник». Проведя анализ
существующих ИУ (в т.ч. импортного производства) было принято решение о
применении на скважинах с газовым фактором менее 500 м³/м³ установок «ОЗНАИмпульс», а на скважинах с газовым фактором более 500 м³/м³ принципиально новую
установку с сепаратором повышенного объёма. Данная установка была разработана
по техническому заданию ОАО «Оренбургнефть» научно-производственным
предприятием «Уфанефтегазмаш» и в конце 2006 года введена в опытную
эксплуатацию.
Технические характеристики мобильной измерительной установки УЗТ-6,0-600:
Наименование параметра
Значение
Расход нефти, м3/сут, не более
непрерывный в
течение времени
измерения
сепарационный,
прямой,
динамический
500
Расход воды, м3/сут, не более
400
Расход газа в рабочих условиях, м3/сут, не более
47 000
3
Расход жидкости, м /сут, не более
600
Давление в сепараторе, МПа, не более
6,0
Режим работы УЗТ
Метод измерений массы по ГОСТ Р 8.615
Температура жидкости, °С
максимальная
60
минимальная
5
Плотность жидкости, кг/м3
максимальная
1190
минимальная
750
Содержание воды, %, до
90
16
Газовый фактор по нефти, не более
30 000
Газовый фактор по жидкости, не более
30 000
Габаритные размеры, мм
длина
13090
ширина
2800
высота
3950
Масса, кг, не более
19200
Технические характеристики шасси
Наименование шасси
шасси тракторное
Марка шасси
84703В-0001020
Масса снаряженного шасси, кг
3707
Полная масса шасси, кг
19200
Поток газожидкостной смеси (ГЖС) из скважины поступает на вход сепаратора.
Перед входом в сепаратор в эту смесь впрыскивается деэмульгатор с помощью
устройства дозирования УДЭ. Во входе сепаратора с помощью специальных
устройств происходит сепарация газа от ГЖС. Сепаратор разделен на два отсека для
сепарации жидкости на водяную и нефтяную эмульсии. За счет «зеркала» в этих
отсеках происходит дополнительная сепарация газа от жидкости. В сепараторе
контролируются предельные уровни и давление жидкости, измеряются уровни
жидкости в обоих отсеках, температура в нефтяном отсеке. После сепарации газовый
поток поступает в газовую измерительную линию (ИЛ), где поддерживается
постоянное давление и измеряется расход, давление, температура газового потока.
Нефтяной поток под давлением поступает в нефтяную ИЛ, где измеряется расход,
давление, температура, плотность, содержание воды в нефтяном потоке. В нефтяной
ИЛ измеряется также количество растворенного и свободного газа в нефтяном потоке
с помощью устройства определения содержания газа и, таким образом, производится
контроль качества сепарации. Водяной поток поступает из сепаратора в водяную ИЛ,
где измеряется расход, давление, плотность, температура водяного потока.
Нефтяная и водяная ИЛ снабжены автоматическими пробоотборниками для отбора
проб и определения по ним качественных показателей водяной и нефтяной эмульсий.
В процессе проведения опытно-промышленных испытаний было отмечено:
 установка имеет достаточную маневренность и может транспортироваться по
дорогам без покрытия;
 монтаж установки на скважине прост и удобен;
 независимое энергообеспечение (установка укомплектована дизельным
генератором), что особенно удобно при эксплуатации на фонтанирующих
скважинах, не оснащенных электроэнергией;
 разделение потока газоводонефтяной смеси на три фазы после сепаратора
(газ, нефть, вода) обеспечивает достаточно глубокую сепарацию нефти
17





(анализ пробы с линии пластовой воды показал следы нефти, анализ нефти с
линии нефти показал следы воды);
система обработки информации выполняет вычисление среднего расхода по
трем фазам, среднесуточного дебита скважин по трем фазам, объема газа при
нормальных условиях, обводненность скважины и формирует отчет, который
конвертируется в формат Еxсel;
в процессе измерения дебита скважин формируется база данных по всем
основным технологическим параметрам (база данных ведется в табличной
форме и может конвертироваться в формат Excel, что дает возможность
строить графики и анализировать процесс измерения);
удобный человеко-машинный интерфейс;
непрерывный режим измерения, что улучшает работу массомера и влагомера;
возможность эксплуатации установки при различных погодных условиях
(установка эксплуатировалась при температурах от минус 30 до 35 ).
В ноябре 2007 года установка измерительная трехфазная УЗТ–6,0–600
успешно прошла испытания с целью утверждения типа средства измерений.
Испытания проводились специалистами НГДУ «Бузулукнефть», ООО «НПО
«Уфанефтегазмаш» и ВНИИР на скважинах Росташинского месторождения НГДУ
«Бузулукнефть».
В настоящее время УЗТ-6,0-600 эксплуатируется на объектах ОАО
«Оренбургнефть».
Гончаров А.А., Полторацкий В.М., Слепян М.А.
Инженерный центр ПО «Нефтегазовые Системы»
Методы определения обводненности сырой нефти: отечественный и
зарубежный опыт
В настоящее время обводненность продукции нефтедобывающих скважин
достигла в среднем 75% (при подсчете учтены скважины в разных странах мира).
Основным методом определения содержания воды в продукции скважин в России и
за рубежом остается лабораторный метод, который не претерпел никаких изменений
за многие годы, несмотря на то, что погрешность определения у него недопустимо
высока, причем при высоких значениях обводненности относительная погрешность
приближается к 100%. Для определения обводненности требуется к тому же
значительное время.
Разработка методов оперативного контроля содержания воды в продукции
скважин продиктована введением с 1 марта 2006 г. национального стандарта ГОСТ Р
8.615-2005 «Государственная система обеспечения единства средств измерений.
Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие
метрологические и технические требования».
18
За рубежом контроль обводненности осуществляют при автоматической
откачке нефти с промысла потребителю по закрытой системе (с регистрацией
объёма, плотности, температуры, содержания донных осадков и воды). В подобных
системах не используются резервуары, и они широко применяются не только на
промыслах, но и при любой передаче нефти от одного владельца к другому, в
частности, при загрузке автоцистерн или танкеров.
В состав зарубежных установок LACT, помимо объемного счетчика
перекачиваемой нефти, обычно входит монитор, который, по сути, является
автоматическим влагомером, настроенным на диапазон с небольшим содержанием
воды, т.к. потребителю отпускается обезвоженная нефть. Основное назначение таких
влагомеров - выдать сигнал на перекрытие подачи жидкости, если содержание воды
превышает заданный уровень (обычно это 0,3%). Установки LACT можно
рассматривать как упрощенный вариант известных у нас систем коммерческого учета.
Первые массовые приборы для постоянного контроля обводненности в
системах LACT появились около 40 лет назад. В дальнейшем методы непрерывного
измерения содержания воды разрабатывались и совершенствовались различными
компаниями. В основе большинства таких методов лежат измерения электрических
свойств водонефтяной смеси с помощью емкостного датчика, который измеряет
диэлектрическую постоянную смеси, а затем с помощью решения уравнений
определяется состав смеси. В емкостном методе используется большая разница в
диэлектрических постоянных воды (около 80) и углеводорода (около 2). Таким
образом, небольшая добавка воды существенно меняет диэлектрические свойства
смеси, что и обеспечивает высокую чувствительность подобных датчиков. Все
устройства емкостного типа используют аналоговую электронику, и их точность
ограничена. Парафиновые отложения на пластинах конденсатора - другой крупный
недостаток емкостных датчиков, также ограничивающий их применение. Устройства
емкостного типа обеспечивают достаточно хорошую точность измерения при малых
значениях обводненности, их можно использовать в системах предварительного
сброса воды для контроля качества сепарации. Однако общей проблемой для
электрических измерений такого типа является то, что для измерения емкости
требуется сплошная углеводородная среда (эмульсия типа "вода в нефти"). Как
только происходит обращение эмульсии, и сплошной средой становится вода
(эмульсия типа "нефть в воде"), емкостные измерения перестают быть достоверными
из-за протекания тока между пластинами конденсатора.
Среди зарубежных производителей влагомеров емкостного типа отметим
компании FMC Technologies (влагомеры с торговой маркой Invalco) и Eesiflo
(влагомеры с торговой маркой EACZ-1). В России влагомеры «ВНП-100» и «ВСНБОЗНА» выпускал опытный завод БОЗНА (МОАО «Нефтеавтоматика»).
НПП «Нефтесервисприбор» (г. Саратов) выпускает влагомеры ВСН-2 в
различных модификациях. Измерение объёмной доли воды в нефти влагомерами
ВСН-2 осуществляется путём определения полного комплексного сопротивления
нефтяной
эмульсии,
протекающей
через
первичный
измерительный
преобразователь.
19
Первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти
ПИП–ВСН - разработка ЗАО "Приборы измерения и контроля" (ЗАО «ПИК и Ко.»,
Москва) - предназначен для измерения объемной доли воды в сырой нефти и
нефтепродуктах. В измерительном преобразователе используется емкостный
коаксиальный датчик, включенный в колебательный контур автогенератора.
Ограниченные возможности влагомеров емкостного типа не давали
возможности использовать их в системах непосредственного учета продукции
скважин. В 90-х годах несколько зарубежных компаний попытались решить проблему.
Среди этих компаний Multi-Fluid Inc. (в настоящее время Roxar) из Норвегии, и Phase
Dynamics и Agar Corporation из США.
Roxar в своей разработке использовала объемный резонатор (отрезок трубы),
через который проходит микроволновое излучение на различных частотах. Phase
Dynamics использовала аналогичный подход для анализа электрических свойств
жидкости. Датчик присоединен непосредственно к генератору гармонических
колебаний, который выдает частотный сигнал в зависимости от величины
присоединенной к нему электрической нагрузки. Частота, которую выдает генератор,
будет зависеть от содержания воды в водонефтяной смеси. И у Roxar, и у Phase
Dynamics образование парафиновых отложений на стенках влияет на показания в
меньшей степени, чем в приборах емкостного типа, однако остаются проблемы,
вызванные зависимостью показаний от солености воды и необходимостью в связи с
этим точной калибровки приборов, которую надо проводить непосредственно на
промыслах.
Agar Corporation использовала другой принцип измерения обводненности,
основанный на поглощении микроволнового излучения в смеси. Преимущество
метода – незначительное влияние на измерение состава (сорта) нефти. К
недостаткам относится влияние уровня содержания соли в пластовой воде на
результаты измерения. Влагомеры, основанные на поглощении микроволнового
излучения, довольно дороги.
В России влагомеры микроволнового типа УДВН-1пм производит НПО
«Годсиб» в г. Фрязино. Влагомер УДВН-1пм используется в составе блока контроля
качества нефти, а также для контроля содержания воды в нефти в процессе ее
подготовки (помимо основной модели, выпускают четыре модификации влагомера с
диапазонами измерения обводненности вплоть до 30%). При расширении диапазона
измерений возможно их использование и в автоматических групповых замерных
установках.
Среди других физических принципов, используемых для замера
обводненности, отметим использование поглощения гамма-излучения от изотопных
источников различного типа (Shlumberger и Roxar). В России гамма-излучение для
определения массовой доли воды в водонефтяной смеси используется в
измерительном устройстве «Нефтемер-МК10» (разработка В.А.Кратирова, ООО
«Комплекс-Ресурс»).
Компания eProduction Solutions (США) предложила оптический способ
измерения обводненности с использованием поглощения света в ближнем ИКдиапазоне. Метод компании eProduction Solutions хорошо зарекомендовал себя при
20
высоких значениях обводненности, на показания не влияет плотность воды и нефти,
содержание соли и наличие окклюдированного газа, прибор к тому же сравнительно
недорогой, и поэтому у него есть перспективы для использования на старых
месторождениях с большим содержанием воды в продукции скважин. Недавно
eProduction Solutions выпустила второе поколение своего измерительного устройства
под названием Red Eye 2G, где используется три светодиода на разных длинах волн.
Оптический метод не позволяет проводить измерение нефти с большой
оптической плотностью и очень малым содержанием воды – излучение светодиода
практически не доходит до датчика.
В разработке инженерного центра компании «Нефтегазовые системы”
использован комбинированный метод анализа воды в продукции скважин,
сочетающий возможности оптического метода и емкостного метода определения
обводненности. Влагомер ВОЕСН (торговая марка «Аквасенс») запатентован,
выпускается опытным заводом БОЗНА МОАО «Нефтеавтоматика» и установлен в
настоящее время на месторождениях нескольких российских нефтяных компаний.
Прибор позволяет определять содержание воды во всем диапазоне от 0 до 100% в
условиях существования непрерывной нефтяной фазы или непрерывной водной
фазы. При этом модель измерения позволяет автоматически определять ту фазу
(нефть или вода), которая является непрерывной.
Комбинированный метод дает наилучшие показатели по точности и при почти
нулевом, и при близком к 100% значении обводненности, при этом нет необходимости
в сложной калибровке, учитывающей влияние солей. Влагомер ВОЕСН может быть
использован в различных вариантах модернизации действующих АГЗУ, а также при
выпуске новых модификаций замерных установок.
Слепян М.А., Дондошанский А.Л., Маншилин С.В.
Инженерный центр ПО «Нефтегазовые системы», г. Москва
Модернизация массомеров МАСК
Выпускаемые ПО «Нефтегазовые системы» кориолисовы массомеры серии
МАСК были модернизированы с целью улучшения точностных характеристик,
надежности и других эксплуатационных показателей. Для этого в первую очередь был
автоматизирован процесс соединения деталей, тем самым исключен человеческий
фактор. При этом вместо сварки применена пайка, что способствовало сохранению
структуры металла и его динамических свойств. Применена балансировка
динамическая с помощью виброанализатора «Кварц», изготовленного компанией
«Диамех» (Москва). Изменена конструкция крепления катушек возбуждения и катушек
съема сигнала, применен дополнительный магнитопровод катушки возбуждения.
Вторичный преобразователь вместо ранее применяемой аналоговой обработки
сигнала теперь использует цифровую обработку и выпускается в двух исполнениях –
в виде моноблока и в виде отдельных блоков. Вторичный блок по техническим
требованиям разработан и будет выпускаться фирмой «Альтоника» (Москва). В блоке
21
применена новая комплектация элементов, предусмотрены многие ранее
отсутствующие функции, например, автоматическая коррекция ухода нуля.
Математическое обеспечение для модернизированного варианта также
значительно усовершенствовано, появились такие новые элементы, как виртуальная
аппроксимация, коррекция по температуре и многие другие функции.
Демьянов А.А., Поярков С.А.
ЗАО «ПИК и Ко», г. Москва
Влагомер сырой нефти ВОЕСН-ПИК.
Характеристика и опыт эксплуатации
Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК предназначен для непрерывного измерения в
потоке влагосодержания сырой нефти в объемных долях воды после сепарации
свободного газа.
Основными составными частями влагомера являются первичный
измерительный преобразователь (ПИП-ВСН), вторичный блок и блок питания. В
качестве вторичного блока, в зависимости от комплектации, используются: блок
индикации и контроля (БИК) или же контроллер Segnetics SMH 2010.
При прохождении потока сырой нефти сквозь ПИП-ВСН с разным
влагосодержанием изменяется комплексная диэлектрическая проницаемость и
электрические
параметры
датчика,
изменения
которых
фиксируются
микропроцессорным устройством и от которых зависят показания и регистрация
влагосодержания сырой нефти.
ПИП-ВСН состоит из двух датчиков, в которых один электрод конструктивно
является корпусом и выполнен в виде металлической трубы, второй – коаксиально
размещен внутри этой трубы в виде двух покрытых диэлектриком металлических
цилиндрических электродов. Также в состав ПИП-ВСН входит микропроцессорное
устройство, которое размещается в цилиндрическом металлическом корпусе,
смонтированном на внешней стороне корпуса ПИП-ВСН. Датчики входят в состав
измерительного устройства и обеспечивают измерение влагосодержания сырой
нефти в заданном диапазоне. Микропроцессор обеспечивает формирование сигнала
пропорционального влагосодержанию и его передачу в цифровом виде по
последовательному интерфейсу в БИК.
БИК конструктивно выполнен в виде металлического прямоугольного корпуса с
пластиковой передней панелью. БИК обеспечивает прием цифрового сигнала, его
визуализацию и выдачу не менее двух гальванически развязанных сигналов
постоянного тока (4-20 мА), а также формирование стандартного цифрового
выходного сигнала по последовательному интерфейсу RS232.
Контроллер Segnetics SMH 2010 применяется в комплекте с конвертором
интерфейса КВМ-2 и блоком искрозащиты (БИЗ-ВСН) и обеспечивает прием
цифрового сигнала по последовательному интерфейсу RS485.
22
ПИП-ВСН соответствует требованиям ГОСТ Р 51330.0-99 и ГОСТ Р 51330.1099 и имеет маркировку взрывозащиты «Exib11AT5 в комплекте ВСН-ПИК».
БИК и БИЗ-ВСН соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.10-99, относятся к
виду взрывозащиты «Искробезопасная электрическая цепь» уровня «ib», имеют
маркировку взрывозащиты «Exib11A».
Диапазон измерений от 1 до 100 %.
Пределы допускаемых значений абсолютной погрешности влагомера для
содержаний воды от 1 до 30 % - ±0,8 %; а для содержаний воды от 30 до 100 % - ±1,2
%.
Метрологические характеристики влагомера соответствуют требованиям
национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005.
Поверка проводится в соответствии с инструкцией «ГСИ. Влагомеры сырой
нефти типа ВСН-ПИК. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ВНИИР 23 ноября
2007 года.
Прибор
проходил
опытно-промышленную
эксплуатацию
в
ОАО
«Варьеганнефть» в составе замерной установки куста №232а. Подтверждена
возможность использования прибора для определения содержания воды в продукции
нефтедобывающей скважины.
При проведении измерений для каждой скважины фиксируется в памяти и
отражается на экране: номер скважины и время, в течении которого поступает
продукция скважины.
Осуществляется расчет и накопление данных отдельно по каждой продавке и
по каждой скважине. Фиксация значений и обработка данных о содержании воды
осуществляется при наличии расхода через расходомер.
Предусмотрены тренды мгновенных значений измеряемых величин и таблицы
данных о средних значениях по каждой продавке и каждой скважине, а также работа
системы как в автоматическом, так и ручном режимах.
За время проведения промысловых испытаний в июне-сентябре 2007 года
подтверждены работоспособность и паспортные характеристики ВСН-ПИК.
Абрамов Г.С.
ОАО ИПФ «Сибнефтеавтоматика»
О некоторых проблемах недропользователей
с внедрением ГОСТ Р 8.615-2005
Следует сказать, что ни у государства, как недровладельца, устанавливающего
«правила игры на своем поле», ни у заводов-изготовителей измерительных
установок, желающих увеличения заказов на новое оборудование, проблем с
внедрением ГОСТа нет.
Проблемы с внедрением ГОСТ Р 8.615-2005 есть и будут у
недропользователей, причем проблемы эти уже не связаны с финансовыми
затратами, нефтяные компании поняли их неизбежность.
23
Перед нефтяными компаниями и сегодня, и завтра будет проблема выбора из
большой гаммы агрессивно рекламируемых, средств и систем измерений при
приобретении новых измерительных установок и реконструкции большого парка
эксплуатируемых групповых замерных установок и обустройства новых скважин. При
этом каждой нефтяной компании, с одной стороны, хотелось бы получить надежно
работающие средства измерений с меньшей стоимостью, а, с другой стороны,
затратив немалые средства, не оказаться стороной, купившей «кота в мешке»,
поддавшись на не очень добросовестную рекламу.
К сожалению, за последние 15 лет в нефтяных компаниях, как и во всей
российской промышленности, практически не осталось квалифицированных
метрологов-практиков, знающих и технологию, и метрологию, и измерительную
технику, способных еще до массового внедрения новых измерительных средств и
систем дать оценку их метрологических, технологических и эксплуатационных
характеристик.
Для примера рассмотрим наиболее рекламируемый сегодня подход к
оснащению АГЗУ вибрационно-массовыми расходомерами для измерения жидкой
фазы (сырой нефти) и свободного попутного газа.
Что нужно нефтяникам от приборов, работающих в режиме счетчика
количества жидкости и газа помимо широкого динамического диапазона измерений
нормируемых расходов, минимальной погрешности, приемлемой цены и высокой
надежности?
Выявленные нами замечания и откровенные, мягко говоря, неточности
производителей, рекламирующих применение кориолисовых массомеров, как
единственное и безальтернативное средство для решения проблем
недропользователей при внедрении ГОСТ Р 8.615-2005, к сожалению, подрывают
авторитет и самого государственного стандарта и государственных структур в лице
ФГУП ГИЦ, сертифицирующих без квалифицированного и профессионального
анализа все средства измерений.
В этой ситуации нефтяным компаниям действительно сложно отделить «зерна
от плевел», то есть разобраться, где недобросовестная реклама и что нельзя
принимать за истину, даже имея подтверждающие сертификаты.
На наш взгляд, помочь нефтяным компаниям разобраться с этой проблемой
можем только мы с Вами, как представители двух организаций, не просто
сохранивших и имеющих в своем составе высокопрофессиональных специалистов
метрологов и расходометристов, но и доказавших на протяжении более тридцати лет
свою непредвзятость в оценках качества различных средств измерений для нужд
нефтяной промышленности.
Наверное, идеальным вариантом было бы создание Экспертного совета,
выполняющего барьерные функции перед представлением документов по
испытаниям тех или иных средств измерений на утверждение в Госкомстандарт
России.
Но пока до реализации этого идеала далеко, мы можем помочь нефтяникам
более частыми такими встречами. И, пользуясь случаем, приглашаю специалистов
«Нефтеавтоматики» и присутствующих здесь представителей нефтяных компаний
24
принять участие в нашей 5-ой научно-практической конференции по расходометрии
30-31 октября в г. Тюмени.
Жильцов В.В., Олюнина Л.А.
ООО «НТЦ «ОмскСибНА»»
О метрологическом обеспечении интеллектуальной технологии
управления механизированным фондом скважин
Как известно, сокращение эксплуатационных затрат, оптимизация отборов и
снижение рисков из-за неопределенности поведения пласта возможно путем
активного управления процессами разработки пласта в реальном времени. Такое
управление реализуется так называемой интеллектуальной технологией.
Примером типового решения интеллектуальной технологии служит
интеллектуальный
программно-технический
комплекс
(ИПТК)
«СОКРАТ»
расширенного мониторинга и адаптивного управления в реальном времени
механизированным фондом скважин.
ИПТК «СОКРАТ» относится к классу АСУ ТП и в этой связи нормативной
основой для его метрологического обеспечения служат положения ГОСТ Р.8.5962002, МИ 202-80, РД 153-340-11.201-97.
Комплекс нормируемых метрологических характеристик (НМХ) представляется
в виде следующей иерархии:
1. НМХ сложных измерительных каналов прямых измерений в совокупности: вида
измеряемого параметра добывающей системы (ДС) - их обычно 20÷30,
например, давление и температура на приёме насоса, диапазона измерения и
предела допускаемой основной приведенной погрешности.
2. НМХ сложных измерительных каналов косвенных измерений в совокупности:
вида измеряемого параметра ДС (их обычно 10÷15, например, забойное
давление, мгновенный суммарный дебит), диапазона измерений и предела
допускаемой основной приведенной погрешности.
3. НМХ каналов регулирования выходных параметров ДС, определяющих режим
её работы, в совокупности: вида регулируемого параметра, например,
забойное давление, суммарный дебит скважины, диапазона регулирования,
предела допускаемой суммарной инструментальной погрешности
регулирования.
Векторы преобразования измерительной информации направлены от уровня
НМХ №1 к уровням №№2 и 3, а от уровня №2 к уровню №3.
Опыт расчета НМХ ИПТК «СОКРАТ» конкретных исполнений в соответствии с
предложенной методикой выявил предельные инструментальные погрешности в
зависимости от типов используемых датчиков и преобразователей, например, для
25
измерения давления на приёме насоса 0,2 – 2,2%, для забойного давления – 1,5 –
5%, для регулирования забойного давления – 7-15%.
Ерофеев А.М.
ООО Монтажавтоматика Сервис, г. Нефтекамск
Некоторые аспекты унификации приборов
В своем небольшом выступлении мне хотелось бы обратить внимание
присутствующих на появление некоторых проблем, связанных с бурным ростом
количества средств измерений, появляющихся на рынке приборной продукции,
возникающих в связи с этим сложностях при выборе приборов, организации их
обслуживания и интегрирования в уже созданные информационно измерительные
сети.
Наверняка каждый из присутствующих был в операторной нефтепромысла или
котельной и может вспомнить все то разнообразие вторичных приборов,
установленных в щитах этих помещений.
Давайте разберемся, что входит в состав средств измерений наиболее часто
применяемых на объектах нефтегазодобывающих предприятий.
Например, газовый счетчик. Он состоит из датчиков расхода, давления,
температуры и вторичного прибора (иногда называемого вычислителем или
корректором); в состав теплосчетчика также входят датчики расхода, давления,
температуры и вторичный прибор; счетчик жидкости состоит из датчика расхода и
вторичного прибора и т.д.
Таким образом, большинство средств измерений состоят из датчиков
измеряющих какие либо параметры среды и вторичных приборов, получающих
информацию от датчиков в виде электрических сигналов и обрабатывающих их по
определенным алгоритмам.
Технические характеристики счетчиков газа, жидкости, тепла, пара в
наибольшей степени определяются характеристиками первичных датчиков. Если
говорить о счетчиках газа, то их технические характеристики в наибольшей степени
определяются характеристиками датчиков расхода. А поскольку задачи измерения
расхода газа (особенно попутного нефтяного) очень разнообразны, то и количество
типов применяемых датчиков расхода значительно.
Например, в изготавливаемых нами счетчиках расхода попутного нефтяного
газа для измерения малых расходов (расходы менее 4 м3/час) применяются
струйные датчики расхода РС СПА-М, для измерения расходов выше 4 м3/час
применяются вихревые датчики расхода ДРГ.М, для измерения расхода газа на
факельных линиях и в тех узлах учета, где недопустимо создание дополнительного
сопротивления потоку газа, мы применяем корреляционные преобразователи
расхода Диметик 1222. В счетчиках природного газа нами применяются вихревые
датчики расхода (ДРГ.М, ИРВИС, ИРГА), турбинные (СГ-16), ротационные (RVG,
DELTA). Выбор типа датчика расхода определяется требованиями, предъявляемыми
26
к узлу учета. На типах датчиков давления и температуры останавливаться не будем
- они общеизвестны.
В теплосчетчиках мы применяем элетромагнитные датчики расхода (ПРИМ,
Взлет, ЭРИС), вихревые (Метран, ВЭПС), ультразвуковые (РУС, Взлет и др). Тип
датчика расхода выбирается при проведении предпроектного обследования с учетом
пожеланий Заказчика.
Например, необходимо организовать учет тепловой энергии и теплоносителя,
протекающего по трубам диаметром 700 мм, причем датчики должны сниматься и
устанавливаться без остановки потока. В этом случае чаще всего мы применяем
зондовые электромагнитные расходомеры ЭРИС с лубрикаторным устройством.
Такое же большое разнообразие датчиков расхода в счетчиках жидкости и в
счетчиках пара.
В отличие от других счетчиков, имеющихся на рынке, во всех своих счетчиках
мы применяем один и тот же вторичный прибор: контроллер ИМ2300. Его
особенность в том, что в ПЗУ контроллера записаны все задачи (алгоритмы) для
которых он может быть применен.
Такая унификация счетчиков дает ряд преимуществ. Поскольку все приборы
одинаковы, то обменный фонд можно значительно сократить. Действительно, если
надо заменить вторичный прибор (например, счетчика газа), со склада берется
контроллер ИМ2300, в нем активируется газовая задача, программируются
параметры датчиков, и контроллер устанавливается на место. Этот же прибор может
быть использован и в счетчике жидкости, тепла или пара при активировании
соответствующего алгоритма. Конечно, если узел учета коммерческий, то все это
делается комиссионно.
Обслуживающему персоналу гораздо легче разобраться с одним типом
приборов, чем с десятком. При такой унификации уменьшаются затраты на
диспетчеризацию объектов или автоматизированный сбор информации со счетчиков.
Понятно, что программное обеспечение всех счетчиков при подобном подходе одно
(и, кстати, гораздо дешевле многих других аналогичных программных продуктов).
Такие схемы сбора информации реализованы в НПС «Кереметово», где
информация собирается со счетчиков газа, пара и тепла на компьютер энергетика, в
НПС «Ташкиново», в котельной п. Краснохолмский, на Туймазинском ГПП и на других
объектах.
Контроллер ИМ2300 мы применяем не только в своих счетчиках.
Еще в 2000 году мы предложили и реализовали систему учета и регулирования
подачи тепловой энергии в здание «Ростехнадзора» города Нефтекамска (ранее эта
организация называлась - межрайонная инспекция Госэнергонадзора). Мы
выполнили этот проект на базе нашего теплосчетчика ИМ2300Т с контроллером
ИМ2300 и регулятором ИМ2300ТЭР (модификацией контроллера ИМ2300).
Описанная система учета и регулирования неплохо работает и по сегодняшний день.
Развивая идею унификации приборной продукции в 2007 году, мы выполнили
разработку и внедрение двух АСУ ТП.
Одна из них - это АСУ ТП ДНС-19 «Ташлы-Куль». Применены 6 контроллеров
ИМ2300 ЩМ и 10 контроллеров ИМ2300ТЭР. Контроллеры принимают и
27
обрабатывают 249 различных сигналов с первичных датчиков, управляют девятью
клапанами и шестью задвижками, реализуя различные законы регулирования.
Информация с контроллеров передается на АРМ оператора и по радиомосту на АРМ
диспетчера.
АСУ ТП компрессорной станции УПН “Копей-Кубово” выполнено также на
контроллерах ИМ2300.
Контроллер ИМ2300 может быть применен для сбора данных, управления и
передачи информации на АГЗУ. Работа проведена нами пока только в лабораторных
условиях, но мы уверены, что и на реальном объекте эта схема будет неплохо
работать.
Наверное, я не ошибусь, если предположу, что количество приборов
применяемых в промышленности, будет неуклонно расти. Когда мы начинали
заниматься учетом попутного нефтяного газа, то перечень датчиков расхода был
очень мал. Практически это был только вихревой датчик расхода ДРГ Тюменского
предприятия “Сибнефтеавтоматика”. По нашей информации на сегодняшний день
только в Тюмени уже три предприятия выпускают вихревые датчики расхода, четыре
предприятия в Челябинске, одно в Белгороде. Появились ультрозвуковые приборы,
струйные, термоанемометрические, оптические и многие другие. Поэтому вопрос
унификации средств измерения для потребителей приборной продукции достаточно
актуален.
Подводя итоги, хочу отметить, что мы предложили и, в какой-то степени,
реализовали один из вариантов унификации разнообразия приборов, применяемых в
нефтегазодобывающей отросли.
Напомню, что суть этого варианта в едином вторичном приборе, применяемом
в счетчиках газа, пара, жидкости, уровнемеров, газосигнализаторов и других средств
измерений. Такой подход, по нашему мнению, позволяет получить определенные
экономические и технические преимущества, что в наше время очень важно.
Еременко Т.С., Мешкова Г.Ю.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Стандартизация в ОАО «Нефтеавтоматика» в свете Закона «О
техническом регулировании»
ОАО «Нефтеавтоматика» - головная организация метрологической службы
нефтяной промышленности, одна из немногих компаний, которая берется за
комплексные проекты по автоматизации и метрологии и успешно их реализует.
Мы владеем обширной информацией о действующих национальных,
межгосударственных, международных стандартах, о номенклатуpе выпускаемых
промышленностью оборудования, средств измерений (СИ), материалов, базой
нормативных документов по метрологии, строительных норм и правил.
ОАО "Нефтеавтоматика" совместно с инcтитyraми Федерального агенства по
техническому регулированию и метрологии участвует в разработке основных
28
нормативных документов по коммерческому и оперативному учету углеводородного
сырья, широко применяемых в России и зарубежных странах.
ОАО «Нефтеавтоматика» прошло оценку соответствия проектной организации
требованиям ОАО «АК «Транснефть» в СДС «Транссерт», что обеспечивает нам
большой объем заказов от этой крупнейшей Российской компании. Отдел
стандартизации последние два года сотрудничал с ОАО «ВНИИСТ», регулярно
получал нормативные документы Компании и, используя процедуры
конфиденциальности, доводил их до специалистов.
В ОАО «Нефтеавтоматика» разработано свыше 60 стандартов организации.
Согласно Закона «О техническом регулировании», при проектировании должны
закладываться только сертифицированные материалы и оборудование, поэтому в
нашей организацией разработана инструкция по контролю получаемых
комплектующих и проверке комплектности СИКН перед отгрузкой Заказчику.
Для получения информации на средства измерений и их сертифицирования
отдел стандартизации сотрудничает с отделом Госреестра (г.Москва, ВНИИМС).
Совместная работа позволяет выявить нестыковки и недоработки некоторых
сертификационных документов и реализовать мероприятия по повышению качества
сертификационных документов.
Отдел стандартизации старается ответить на все вопросы нефтегазовых
компаний по поводу использования нормативных документов на СИКН, СИКНП, СИКГ
и мы готовы всегда помочь в их приобретении и актуализации.
Информация о новых нормативных документах и методиках выполнения
измерений регулярно публикуется на нашем сайте www.nefteavtomatika.ru в разделе
«Интеллектуальная собственность».
Шагеева Э. И.
ОАО «Нефтеавтоматика» г. Уфа
Новые нормативные документы ОАО «Нефтеавтоматика»
ОАО «Нефтеавтоматика» согласно с институтом Ростехрегулирования
разработаны основные нормативные документы по коммерческому и оперативному
учёту углеводородного сырья.
Вашему вниманию предоставляются две последние разработки МИ 3002-2006
и МИ 3081-2007.
МИ 3002-2006 Правила пломбирования и клеймения средств измерений и
оборудования применяемых в составе систем измерений количества и показателей
качества нефти и поверочных установок.
В настоящее время существует проблема стабильности метрологических
параметров средств измерений, достоверности результатов, сохранения архивных
данных и объективности других эксплуатационных характеристик средств измерений.
Один из важных параметров, влияющих на указанные проблемы, является
защищённость средств измерений от несанкционированного доступа.
29
Нашей организацией для решения этой проблемы выпущена рекомендация МИ
3002-2006. Рекомендация распространяется на средства измерений, входящих в
состав СИКН и поверочных установок, и устанавливает порядок и места нанесения
оттисков поверительных, калибровочных и контрольных клейм, порядок доступа к
местам пломбирования, паролирования, хранения паролей.
Правила распространяются на средства измерений, входящих в состав СИКН и
ПУ, эксплуатируемые различными предприятиями и организациями добычи,
транспорта и переработки нефти, независимо от форм собственности.
МИ 3081-2007 Системы измерений количества и показателей качества нефти,
светлых нефтепродуктов и жидких углеводородов. Техническое обслуживание и
ремонт. Основные положения.
Рекомендация распространяется на введенные в промышленную
эксплуатацию
в установленном порядке системы измерений количества и
показателей качества нефти, светлых нефтепродуктов и жидких углеводородов и
поверочные установки (рабочие эталоны расхода), применяемые для
метрологического обеспечения преобразователей расхода, эксплуатируемых в
составе систем измерений.
Положения рекомендации также могут быть распространены на системы
измерений количества и параметров сырой нефти (СИКНС), отдельные средства
измерений, применяемые для измерений количества сырой нефти и попутного
нефтяного газа.
Рекомендация устанавливает основные положения к техническому
обслуживанию и ремонту средств измерений, поверочных установок и определяет
порядок приёма-передачи их на техническое обслуживание сервисной организацией,
порядок их технического обслуживания, перечень работ и периодичность их
выполнения при техническом обслуживании, номенклатуру средств измерений и
оборудования подлежащих обслуживанию сервисной организацией и владельцем
систем измерений и поверочных установок, перечень эксплуатационной и
оперативной документации и порядок их ведения при техническом обслуживании.
Кизина И.Д.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Программно-методические решения ОАО «Нефтеавтоматика»
для совершенствования оперативного учета
извлекаемого углеводородного сырья
В составе программных средств, разработанных ОАО «Нефтеавтоматика» для
MES уровня управления, имеется хорошо апробированный программный комплекс
«Оперативный контроль потоков жидкости, нефти, газа и воды в инженерных сетях
нефтедобывающего предприятия» (ОКСИС).
Комплекс ориентирован на возможность выполнения анализа баланса потоков
газожидкостных смесей в системе обустройства промыслов (от скважины до сдачи
30
нефти) с оперативным сведением материального баланса на любом технологическом
участке, оснащенном средствами измерений.
В последнее время комплекс дорабатывается в части отслеживания событий:
 по изменению технологических схем системы добычи подготовки и сдачи
нефти;
 по изменению средств измерений, установленных на объектах мониторинга
(замена средств измерений на подобные или средства измерений другого
класса точности) и пр.;
 обеспечение возможности расчета погрешности измерений на любом участке
добычи подготовки и сдачи нефти;
 более развитых средств многофакторного анализа дисбалансов на различных
участках технологической цепочки добычи подготовки и сдачи нефти.
Расширение функционала комплекса «ОКСИС» позволяет использовать его в
качестве инструментального средства при создании доказательной базы измерений и
результатов их обработки, формирования отчетов по добыче нефти с лицензионных
участков и по скважинам в соответствии с требованием ГОСТ.615-2005 и др. новых
нормативных документов по учету добычи нефти.
Кизина И.Д., Санарова К. А.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Программно-методические решения ОАО «Нефтеавтоматика» для
служб автоматизации предприятий нефтегазовой отрасли
Исторически сложилась ситуация, что системы автоматизации на предприятии
строились частями – сначала автоматизировался технологический процесс, затем
процессы на уровне управления производством и на уровне планирования и учета
ресурсов. Подобное разделение уровней автоматизации управления соответствует
общепринятой классификации SCADA-, MES- и ERP-системы. При этом на
большинстве предприятий службы автоматизации и метрологии, а также механики и
энергетики как инфраструктурные подразделения, зачастую попадают далеко не в
первую очередь автоматизации.
В конце 2005 года в ОАО «Нефтеавтоматика» началась разработка
платформы, предназначенной для создания интегрированных систем управления
технологическими и производственными процессами в нефтегазодобычи (ИНГА).
Программные средства, разрабатываемые на платформе ИНГА, позволяют:
 вести учет оборудования (механического, электрического, средств измерения,
КИПиА);
 осуществлять контроль и планирование проведения технического
обслуживания и ремонтов;
31
 проводить согласование измерений потоков жидкости и энергии с
использованием современных математических методов;
 обеспечивать принятие решений при управлении производством с
использованием мониторинговых, аналитических и экспертных систем.
Разработанные программные средства, в основном автоматизируют уровень
управления производством (MES), но в зависимости от уровня автоматизации на
предприятии могут быть сконфигурированы таким образом, чтобы на единой
платформе реализовать функции, которые традиционно относятся к ERP- и SCADA
системам, но отсутствуют в конкретной версии на данном предприятии.
Программные комплексы, разработанные на базе системы ИНГА, являются
простыми и гибкими в использовании, имеют развитые средства настройки,
интегрируются с другими приложениями и системами.
Специалисты ОАО «Нефтеавтоматика» оказывают услуги по внедрению
программных комплексов, проводят обучение пользователей и осуществляют
сопровождение системы на первых этапах эксплуатации. Внедрение системы
производится поэтапно, за счет наращивания функционала программных модулей и
расширения информационной модели предприятия.
В настоящее время программные комплексы системы ИНГА внедряются и
эксплуатируются на предприятия ОАО «Татнефть», ОАО «Белкамнефть», ОАО
«Оренбургнефть». Планируются работы по внедрению программных комплексов
системы ИНГА на предприятиях Западной Сибири.
Жильцов А.А.
ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Бронников В.Г.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Внедрение программного комплекса «Контроль и надзор за
системами параметров потоков жидкости, нефти и воды в сетях
сдачи нефти для корпоративного центра метрологического
обеспечения (Баланс КМЦ)
ПК «Баланс-КМЦ» внедрен в ОАО Татнефть.
Основное назначение: автоматизация функций контроля и надзора за
состоянием систем и средств измерения параметров потоков подготовленной нефти в
инженерных сетях подготовки, транспортировки и сдачи нефти в ОАО Татнефть и
обеспечение достоверной информацией о параметрах потоков метрологических,
инженерно-технологических служб и других профильных подразделений ОАО
«Татнефть».
Инженерная сеть (ИС): включает узлы учета (СИКН) оперативные и
объединительные, трубопроводную сеть и оборудование, поддерживающее
технологические и измерительные процессы.
32
Математическая балансная модель: интегрированная модель, состоящая из
совокупности связанных между собой узлов и соотносимых с ними ребер (потоков),
баланс потоков жидкости которых представляет интерес, в том числе изменение
нефти в резервуарах. Строится на инженерной сети и применяется с использованием
математических методов для анализа и обработки данных.
Графический интерфейс пользователя: наряду со стандартным
представлением и управлением элементами балансовой модели в виде
иерархического дерева предоставляется графический интерфейс для работы с ней.
Согласование измерений: включает следующие основные процессы приема и
обработки данных:
 автоматический сбор параметрических данных из систем АСУ ТП;
 автоматизированный прием дополнительных данных (данных лабораторных
анализов нефти и др.), в том числе автоматизированное восполнение
отсутствующих данных;
 выявление и устранение нарушений в значениях измерений;
 формирование расчетных сбалансированных значений измерений.
Выявление и устранение нарушений: использование данных анализа
дисбалансов на математической балансной модели, в том числе применение
автоматизированных диагностических процедур:
 нейроcетевые методы при анализе данных по временным рядам;
 метод наименьших квадратов (МНК) при анализе множества значений
измерений на временном срезе;
 диагностика динамики потоков в трубопроводах - базируется на
сравнительном анализе фактических динамических характеристик потоков
жидкости в трубопроводе с «образцовыми» данными по динамическим
характеристикам.
Расчет сбалансированных значений измерений: использование метода МНК на
балансовой математической модели ИС для разнесения величин дисбалансов узлов
по входящим в них потокам с учетом погрешностей измерений на них.
Регламент обработки данных: предусматривается обработка данных по
двухчасовому и суточному регламентам в режиме OFFLINE.
33
Отчетные данные.
В состав основных отчетных данных входят:
 «Балансовые сводки по узлам»;
 «Балансовые сводки по линиям измерений»;
 «Суточные сводки по СИКН-донорам»;
 «Оперативные листы по объединительным СИКН»;
 «Качество нефти по объединительным СИКН»;
 «Нефть брутто/нетто по объединительным СИКН»;
 «Диаграммы сдачи нефти по объединительным СИКН».
Возможно как совместное использование ПК «Баланс-КМЦ» с АРМ
«Метрология» и АРМ «Подготовка» на единой базе данных, так и отдельное
использование ПК.
Эффект от внедрения
1. Ежесуточный мониторинг технологических процессов по подготовке,
перекачке и сдачи нефти в режиме OFFLINE.
2. Оперативное выявление нарушений в работе приборного парка,
метрологических «уходов» по приборам и необходимости их внеочередного
метрологического обслуживания.
3. Оперативный анализ и контроль за состоянием качества подготовленной и
сдаваемой нефти.
34
4. Своевременное выявление нарушений в работе трубопроводов (утечки,
закупорки, нарушения в динамике потоков и т.п.).
Санарова К.А., Бурангулова С.Б., Коняева Е.В.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Гараев Р.М.
ОАО «Белкамнефть» НК Русснефть, г. Ижевск
Внедрение программных комплексов «МЕХАНИКА» И «МЕТРОЛОГИЯ»
в ОАО «Белкамнефть»
ОАО «Белкамнефть» - одно из самых динамично развивающихся предприятий
нефтяного комплекса не только Удмуртии, но и России. В числе приоритетных
направлений развития ОАО «Белкамнефть» - применение современных
информационных технологий для повышения эффективности производства.
Для создания автоматизированной системы по учету оборудования и средств
измерений, планированию работ по проведению ремонтов, технического и
метрологического обслуживания, контролю и анализу этой информации в качестве
разработчиков были приглашены специалисты ОАО «Нефтеавтоматика», имеющие
большой опыт создания подобных систем для предприятий других нефтяных
компаний.
Программные комплексы «МЕХАНИКА» и «МЕТРОЛОГИЯ», сформированы в
программно-информационной среде ИНГА, разработанной ОАО «Нефтеавтоматика».
Программный комплекс «МЕХАНИКА» предназначен для автоматизации
работы специалистов механической службы при мониторинге состояния
оборудования; позволяет на основе нормативной информации планировать и
контролировать проведение ремонтов и технического обслуживания оборудования.
Программный комплекс «МЕТРОЛОГИЯ» предназначен для автоматизации
работы специалистов – метрологов при мониторинге состояния средств измерения,
включая автоматизацию учетных и аналитических операций, операций по
формированию и контролю выполнения графиков поверок, калибровок и плановопредупредительных ремонтов средств измерений.
Внедрение перечисленных программных комплексов в ОАО «Белкамнефть»
включало в себя следующие этапы работы:
 обследование предприятия;
 установка лицензионных программных комплексов;
 адаптация функционала программных комплексов к условиям деятельности
метрологической и механоремонтной службы ОАО «Белкамнефть»;
 первоначальная загрузка информации в базу данных системы ИНГА;
 оказание консультаций пользователям по работе с программными
комплексами;
 ведение авторского надзора в течение года после ввода в эксплуатацию.
35
Для того чтобы автоматизированная система учета оборудования стала
неотъемлемой частью работы метрологической и механической службы необходим
период адаптации, в течение которого пользователи «примеряют к себе» функции
системы, а разработчики по мере необходимости изменяют или дополняют функции
программного комплекса в соответствии с действующими на предприятии
стандартами.
Эффект от внедрения системы автоматизированного учета оборудования на
предприятии состоит в следующем:
 улучшение условий труда специалистов механической и метрологической
службы;
 оперативное управление большим парком оборудования и средств измерений;
 анализ наличия и движения, возрастного состава оборудования (средств
измерений);
 оптимизация закупок нового оборудования, снижение складских запасов;
 автоматизированное планирование и контроль выполнения работ по ремонтам
и техническому обслуживанию;
 сокращение расходов на ремонты и техническое обслуживание оборудования;
 сокращение простоев оборудования.
Санарова К.А.
ОАО «Нефтеавтоматика», г.Уфа
Гузаеров Р.А.
ОАО «Татнефть», г. Джалиль
Программный комплекс «Анализ эффективности потребления
электроэнергии» в составе интегрированной АСУ НГДУ
«Джалильнефть»
В порядке развития ресурсо- и энергосберегающих технологий в
нефтегазодобывающем управлении «Джалильнефть» ОАО «Татнефть» внедрен
программный
комплекс
«ЭНЕРГОБАЛАНС»,
разработанный
ОАО
«Нефтеавтоматика».
Программный комплекс предназначен для автоматизации работ при
мониторинге потребления электроэнергии по элементам технологического процесса
нефтедобычи, включая:
1. Расчет баланса потоков энергии по узловым точкам модели электрической
инженерной сети и выявление недостоверных измерений;
2. Расчет потребления электроэнергии по фидеру с учетом потерь
электроэнергии в линиях и трансформаторах;
3. Определение баланса измеренных и расчетных значений потребления
электроэнергии по фидеру;
36
4. Расчет удельного расхода электроэнергии объектами нефтегазодобычи на
основе согласованной информации по потокам электроэнергии и жидкости;
5. Расчет коэффициентов графика нагрузки по узловым точкам модели
электрической инженерной сети;
6. Расчет потребления электроэнергии с учетом тарифных зон по узловым точкам
модели электрической инженерной сети;
7. Вывод на экран, печать и экспорт в EXCEL таблиц и графиков.
Программный комплекс информационно связан как с автоматизированной
системой коммерческого учета электроэнергии ДИСК-110, так и с системой
оперативного технологического учета добычи нефти АРМИТС.
Эффект от внедрения.
 Ежесуточный мониторинг потребления электроэнергии по всем элементам
нефтедобычи снижает необходимость установки дорогостоящих систем на
каждом объекте энергопотребления (в нефтедобыче – самый массовый объект
– скважины).
 Оперативное выявление цехов, участков, объектов с наибольшими удельными
расходами энергопотребления.
 Своевременное обнаружение нарушений в электроснабжении (неучтенное
потребление, возросшие потери электроэнергии, резкое изменение удельных
расходов энергопотребления).
 Определение оптимальной мощности и места установки БСК для компенсации
реактивной мощности.
 Анализ работы АСКУЭ (по величине дисбаланса) – уменьшение дисбаланса,
повышение точности расчетов потребления электроэнергии.
Хуснутдинов А.А., Жильцов А.А., Алабужев В.А.
ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Гурин П.Г., Бронников В.Г., Синицын А.В.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Интеграция подсистемы «Оперативный анализ баланса
материальных и энергетических потоков в КИС «АРМИТС » и
организация ее внедрения в ОАО «Татнефть»
В 2007 году выполнен первый этап работ по созданию системы оперативного
анализа баланса материальных и энергетических потоков в ОАО «Татнефть». На
базе объектов НГДУ «Альметьевнефть» проведена интеграция программных
модулей «Анализ баланса», разработанных ОАО «Нефтеавтоматика», в
корпоративную информационную систему ОАО «Татнефть» АРМИТС.
Клиентское приложение программных модулей «Анализ баланса» как
подсистема встроено в клиентское приложение КИС АРМИТС. Пользователь
37
определяется и идентифицируется по единому паролю при входе в клиентское
приложение.
Таким образом, пользователи АРМИТС имеют возможность в привычной для
себя программной оболочке вызывать программные модули анализа баланса
материальных потоков и осуществлять в соответствии со своими правами доступа:
 формирование и модифицирование структуры и параметров балансной модели
инженерных сетей;
 подготовку исходных данных для расчета потоков жидкости в инженерных
сетях;
 расчет потоков жидкости в узлах инженерных сетей с обеспечением нулевого
дисбаланса в каждом узле;
 выполнение диагностических процедур по оценке полноты и качества
измерений;
 выделение цветом данных при превышении дисбалансов заданного порогового
значения;
 формирование графических изображений, отображающих динамику изменений
баланса в узлах инженерной сети по измерениям и расходов потоков за
заданный интервал времени;
 отображение графических схем балансной модели инженерных сетей;
 оперативный анализ потокораспределения в суточном регламенте;
 контроль выполнения технологического режима по скважинам и насосным
агрегатам;
 автоматизированную подготовку типовых отчетов.
ЦИТС
Отдел ППД
Технический отдел
ЦДНГ
ЦППН
ЦППД
Программная оболочка АРМИТС
Интегрируемые программные модули
«Анализ баланса потоков жидкости»
Традиционные функции
АРМИТС
База данных существующих подсистем
АРМИТС
База данных ПК
«Анализ баланса»
Технологические объекты
38
За довольно короткий период времени (май – сентябрь 2007 года) были
проведены основные работы по интеграции двух систем, подготовлена
эксплуатационная документация, программные средства установлены на рабочих
местах пользователей, проведено их обучение.
В сентябре 2007 года программные модули для оперативного анализа баланса
потоков жидкости были сданы в опытную эксплуатацию в НГДУ «Альметьевнефть».
Полученный опыт используется на втором этапе интеграции программных
модулей анализа баланса энергетических потоков.
Внедрение подсистемы «Анализ баланса материальных и энергетических
потоков» в составе КИС «АРМИТС» в других НГДУ ОАО «Татнефть» планируется со
второй половины 2008 и до конца 2009 года.
Алабужев В.А.
ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Состояние и перспективные направления развития информационных
технологий в НГДУ «Альметьевнефть»
Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» — одно из крупнейших
подразделений ОАО «Татнефть». За 50 лет своей истории коллектив управления
прошел этапы становления, наибольшей добычи, естественного сокращения
нефтедобычи, и за все эти годы добыл около 560 млн. тонн нефти. В 27
подразделениях НГДУ «Альметьевнефть» трудится около пяти тысяч человек.
Структура производства очень сложная и объемная – 2652 скважины
действующего фонда обслуживаются 6 цехами добычи нефти и газа, контроль
замеров осуществляется 400 ГЗУ, перекачку нефти по промыслу осуществляют
28ДНС. Продукция скважин под давлением, развиваемым глубинными насосами
(ЭЦН и ШГН), направляется через ГЗУ на установки по подготовке нефти.
Эксплуатация технологических объектов добычи нефти производится двумя
цехами комплексной подготовки и перекачки нефти, в состав которых входят 10
товарных парков.
Поддержание пластового давления реализуется внутриконтурной закачкой
пресной воды и сточной воды товарных парков.
Закачка осуществляется в 2078 нагнетательные скважины через 26 КНС.
Преобразование и распределение электроэнергии для питания объектов
нефтегазодобычи осуществляется через 15 ТПС, 400 фидеров общей
протяженностью 700 км, 700 КТП 6/0,4 кВ.
НГДУ «Альметьевнефть» играет особую роль в системе приема-сдачи
товарной нефти ОАО «Татнефть», так как на его территории расположен
объединенный пункт приема и сдачи товарной нефти в магистральный нефтепровод
ОАО СЗМН АК «Транснефть». Прием и сдача нефти НГДУ «АН» являются объектом
контроля корпоративного метрологического центра ОАО «Татнефть».
39
Комплекс нефтедобычи НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» является
сложной технологической системой с высоким уровнем автоматизации и развития
прикладных информационных технологий управления
Описание действующих автоматизированных систем.
В настоящее время
в НГДУ «Альметьевнефть» эксплуатируется ряд
локальных АСУ ТП, позволяющих автоматизировать технологический процесс
нефтегазодобычи. Для оперативного управления производственным процессом
используются информационные системы «МЕТРОЛОГИЯ» и «ПОДГОТОВКА».
Основные производственные подразделения оснащены следующими
системами АСУ ТП:
 ЦДНГ – «МЕГА-добыча»;
 ЦППД - «ПРОТОК»;
 ЦППН - «СЕЛТИК», «АЛЬБАТРОС»
 ПРЦЭиЭ - «ДИСК-110»;
 ЦДНГ, ЦППД – «АРМИТС».
Схемой автоматизации охвачены все основные технологические объекты
системы добычи, сбора и подготовки нефти, поддержания пластового давления,
электроснабжения, а именно:
 нефтяные и нагнетательные скважины;
 автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);
 установки предварительного сброса воды (УПС);
 дожимные насосные станции (ДНС);
 установки подготовки нефти (УПН);
 пункт приема-сдачи нефти (ППСН);
 нефтесборный пункт (НСП);
 нефтепроводы межпромысловой перекачки нефти;
 кустовые насосные станции (КНС);
 отдельно стоящие блоки водораспределительных гребенок;
 трансформаторные подстанции (ТПС);
 отходящие линии (фидера), питающие объекты нефтедобычи.
В целом в НГДУ «АН» достигнут высокий уровень автоматизации
технологических и производственных процессов:
 имеется развитая и современная система связи и высокоскоростные
компьютерные сети, внедрена электронная почта, развиваются
автоматизированные системы различного назначения (финансовые,
геологические, технологические, бурения скважин, моделирования разработки
месторождений);
 рабочие места специалистов оснащены
компьютерной и оргтехникой,
персонал обучен;
 развиты локальные АСУ ТП (добычи, поддержания пластового давления,
транспорта нефти, приема–сдачи нефти);
40
 строятся новые и реконструируются узлы коммерческого и технического учета
нефти (СИКН).
Перспективные направления развития информационных технологий.
Специалисты НГДУ «АН» при определении направления развития
информационных технологий работают над
усилением
действующей
автоматизированной системы оперативного диспетчерского управления (АСОДУ)
автоматизированным технологическим комплексов нефтегазодобычи.
Известно, что основным назначением систем диспетчерского управления
является:
 обеспечение мониторинга технологических процессов на основе данных
реального времени (получаемых от информационно-измерительных систем и
датчиков) и нормативно-справочной информации, включая:
 строительство, заканчивание, опробование и ввод в эксплуатацию скважин;
 обустройство промыслов;
 эксплуатацию добывающих, нагнетательных и специальных скважин;
 добычу, подготовку и транспорт нефти;
 прием и сдачу нефти в магистральные нефтепроводы;
 прочие процессы;
 оперативное управление автоматизированным технологическим комплексом
нефтегазодобычи, включая удаленное управление агрегатами и механизмами
(насосы, задвижки, дозаторы и пр.) на основе данных мониторинга,
нормативов, технологических регламентов и инструкций;
 координация действий персонала, в том числе сервисных организаций;
 выявление предаварийных и аварийных ситуаций, своевременное оповещение
персонала и участие в выполнении работ, связанных с выводом систем и
комплексов в нормальный режим работы, или вынужденной остановки машин и
механизмов;
 участие в составе экспертной группы в разборе ситуаций, повлекших за собой
сбои в нормальном протекании процессов;
 формирование отчетности и направление ее другим лицам, принимающим
решения.
Системы оперативного диспетчерского управления находятся на стыке
большого количества подсистем (функциональных, структурных, технических,
экономических, информационных, программных), поэтому развитие этих систем
является комплексным. При этом появляется дополнительный системный эффект от
внедрения
Развитие АСОДУ обеспечивает перевод системы оперативного управления из
нечеткой системы в систему более четкую и корректную, основанную на
формализованных знаниях, представленных в виде правил, нормативов, динамично
формируемых на основе непрерывного многофакторного анализа информации,
получаемой из мониторинговых подсистем, проигрываемой на имитационных
41
моделях процессов и изменяемых в зависимости от ситуаций в системе. Это означает
постепенную интеллектуализацию АСОДУ и повышение уровня надежности
управления уже в ходе эксплуатации системы за счет совершенствования системы
поддержки при-нятия решений.
Информация АСОДУ используется многократно - не только на рабочих местах
диспетчеров (в центральной диспетчерской или непосредственно на промыслах), но
и:
 на рабочих местах специалистов, обеспечивающих корректность эксплуатации
промыслов, действий агрегатов, механизмов, измерительных устройств,
средств передачи, обработки и хранения данных, энергообеспечения и пр., в
том числе с экономической оценкой ситуации;
 в центре по чрезвычайным ситуациям в режиме on-line
 в центре по разбору сложных ситуаций в режиме off-line.
Достижение высокого уровня надежности и безопасности производства при
общей
малочисленности
производственно-управленческого
персонала
нефтедобывающего предприятия, обеспечение возможности перехода к
комбинированному методу планирования эксплуатации, технического обслуживания,
ремонта и замены оборудования, основанному не только на типовых нормативах, но
и на динамично формируемых нормативах, получаемых по реальным данным
(например, наработка на отказ и пр.) - это ожидаемый технико-экономический
эффект от внедрения новых прикладных информационных технологий.
НГДУ «Альметьевнефть» планомерно работает над развитием собственных
разработок, и адаптирует наиболее перспективные разработки, выполненные
сторонними организациями, интегрируя их в целостную систему контроля и
управления производством.
Хочется обратить особое внимание на роль ОАО «Нефтеавтоматика» в
развитии информационных технологий оперативного управления производствам по
показателям эффективности и качества.
В частности, с 2005 года успешно внедрен и развивается комплекс «БалансКМЦ», разработанный специалистами ОАО «Нефтеавтоматика».
В корпоративную систему АРМИТС, ставшую «де-факто» стандартом
платформы MES-уровня, произведена интеграция программных модулей для анализа
баланса материальных и энергетических потоков.
НГДУ «Альметьевнефть» является базовым в ОАО «Татнефть» для отработки
новых разработок, в т.ч. ОАО «Нефтеавтоматика». В силу наиболее высокого уровня
автоматизации и развития информационных технологий на объектах НГДУ
«Альметьевнефть» будет отрабатываться функционал мониторинговой и
аналитической подсистемы распределенной системы контроля и управления.
Интеллектуальные системы производственного управления имеют своей
базовой основой современные системы автоматизации реконструируемых и новых
объектов капитального строительства.
42
Зозуля Ю.И., Зозуля В.Ю.
ОАО «Нефтеавтоматика» г. Уфа
Согласование данных и интеграция адаптивных моделей объектов
нефтегазодобычи в промысловых мониторинговых системах
Широкое использование в нефтегазодобывающей промышленности
современных компьютерных средств автоматизации приводит к росту потоков данных
реального времени, требующих своевременной верификации и детального анализа,
как со стороны технологического персонала, так и со стороны персонала,
обслуживающего средства автоматизации. Ошибки, возникающие при интерпретации
этих данных и планировании режимов работы промыслового оборудования, нередко
приводят к резкому снижению эффективности нефтедобычи, особенно на тех
промыслах, которые эксплуатируют месторождения, находящиеся на завершающей
стадии разработки. Поэтому все более актуальным становится использование в
составе промысловых мониторинговых систем процедур согласования данных (data
reconciliation), основанных на использовании адаптивных (нейросетевых) моделей
объектов нефтегазодобычи.
В качестве базы для разработки нейросетевых моделей в данной работе
используется Wonderware Application Server (WAS), входящий в состав Wonderware
System Platform 3.0. Инструментальные средства WAS обеспечивают интеграцию
нейросетевых моделей объектов автоматизации, с учетом параметров их состояния и
результатов их диагностики, а также реализуют процедуры согласования данных
реального времени.
Для проверки достоверности данных о состоянии объектов нефтегазодобычи
на вход структурированной нейросетевой модели в реальном времени подаются
значения измеренных параметров (например, суточный дебит, давление на устье
скважины, давление в коллекторе групповой замерной установки – ГЗУ, состояние
электродвигателя насосного агрегата скважины). В ходе обработки этих данных,
которые чаще всего являются неполными или противоречивыми, формируются
признаки достоверности каждого из входных параметров. Эти признаки используются
для управления процессами обучения нейронных сетей, на базе которых
реализованы адаптивные модели объектов нефтегазодобычи.
Текущие расходы потоков n скважин, подключенных к ГЗУ, анализируются по
приведенной ниже формуле:
i
Q i тек  b i ( Pуст
 Pколл ), i  1,.., n,
i
где Pуст
– давление на устье i-й скважины;
Pколл – давление в коллекторе ГЗУ;
 – известная нелинейная функция;
43
b i – коэффициент пропорциональности, определяемый на основе совместных
измерений перепада давления в выкидной линии i-й скважины и расхода ее потока,
полученного при замере на ГЗУ.
На основе анализа текущих расходов потоков скважин оценивается
вероятность того, что произошел останов насосного агрегата какой-либо скважины,
или что скважина или ее полевой трубопровод перешли в предаварийное или
аварийное состояние, вследствие которого произошло, например, изменение
амплитуды колебаний, падение давления на устье скважины или изменение перепада
давления на ее выкидной линии. Далее, мониторинговая система, используя
адаптивную модель, реализованную в нейросетевом базисе, подсказывает
оператору, что произошло значительное отклонение расхода потока скважины от
ожидаемого значения, соответствующего режиму ее работы, и необходимо
выполнить внеочередной замер дебита этой скважины на ГЗУ.
Апробация разработанных адаптивных моделей объектов нефтегазодобычи
проведена на данных нефтепромыслов № 2 НГДУ «Джалильнефть» и № 1 НГДУ
«Альметьевнефть» ОАО «Татнефть».
Токарев Д.В.
ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа
Процедура автоматизированного сбора данных о безопасности
технологических процессов в нефтегазовой отрасли
Проведение анализа промышленной безопасности опасных производственных
объектов в нефтегазовой отрасли подразумевает идентификацию опасностей,
присущих данным производствам, оценку риска аварий для отдельного человека или
групп людей, имущества или окружающей природной среды.
Производственные опасности реализуются в виде аварий и инцидентов по РД
09-398-01, следовательно, анализ промышленной безопасности подразумевает в
качестве одного из своих этапов прогнозирование этих событий. Прогнозирование
аварий и инцидентов на производствах нефтегазовой отрасли подразумевает
всесторонний анализ технологического процесса.
Технологические процессы отрасли характеризуются набором технологических
параметров (давление, расход и т.д.). Очевидно, что при анализе промышленной
безопасности можно использовать только те из них, которые фиксируются на
приборном уровне, то есть по ним осуществляется управление технологическим
процессом (контроль, регистрация, блокировка и т.д.).
Для проведения такого анализа промышленной безопасности производств
нефтегазовой отрасли необходимо подробное изучение технологического регламента
данного производства.
Технологическими параметрами, характеризующими процессы добычи,
транспорта и переработки нефти и газа и фиксируемыми на приборном уровне, в
общем случае являются:
44
 параметры среды, содержащейся в технологических аппаратах;
 параметры, характеризующие техническое состояние оборудования;
 содержание до взрывных концентраций взрывоопасных газов в помещениях и
на открытых площадках.
Все перечисленные параметры в совокупности определяют текущее состояние
технологического процесса. При этом существующие коррелятивные зависимости
между параметрами обуславливают необходимость фиксации значений всех
параметров в определенные моменты времени (срезы параметров). При сравнении
получаемого среза параметров с набором возможных состояний технологического
процесса, хранящемся в базе данных, данный срез идентифицируется, если
соответствует одному из прецедентов, или заносится в базу данных как новый
прецедент. Таким образом, необходимо решить задачу диагностики нарушений
технологических процессов нефтегазовой отрасли для проведения апостериорного
анализа промышленной безопасности – накапливаемый таким образом массив
срезов будет востребован в дальнейшем при построении «деревьев отказов».
В таблице 1 приведена процедура автоматизированного сбора данных о
безопасности технологического процесса в нефтегазовой отрасли.
Таблица 1
Этапы
процедуры
1
2
3
Наименование этапов процедуры
Сбор исходных данных в виде:
 технологического регламента производства;
 журнала учета неполадок оборудования службы электрообеспечения;
 журнала учета неполадок оборудования службы КИПиА.
Составление перечня технологических параметров, характеризующих процесс и
фиксируемых на приборном уровне:
 параметров среды, содержащейся в технологических аппаратах;
 параметров, характеризующих техническое состояние оборудования;
 параметров содержания довзрывных концентраций взрывоопасных газов в
помещениях и на открытых площадках.
Составление набора нарушений технологического процесса, выраженного в
отклонениях параметров технологического процесса от регламентированных
значений, которые сами по себе или в сочетании с другими факторами могут
привести к возникновению и развитию аварии, в виде «типовых карточек»
прецендентов
45
Токарев Д.В., Зозуля Ю.И., Фазлетдинов Р.А.
ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа
Диагностика отказов технологического оборудования резервуарных
парков на основе нейросетевых технологий
Резервуарные парки предприятий трубопроводного транспорта нефти и
нефтепродуктов аккумулируют значительные объемы пожаровзрывоопасных
веществ. Резервуарные парки относятся к числу опасных производственных
объектов, в частности по Федеральному закону от 21 июля 1997 г. № 116–ФЗ «О
промышленной безопасности опасных производственных объектов», к ним
предъявляются особые требования по обеспечению промышленной безопасности. В
этой связи задача обеспечения безаварийной эксплуатации резервуаров – одна из
важнейших производственных задач для предприятий трубопроводного транспорта
нефти и нефтепродуктов.
Непременным условием безопасной эксплуатации опасных производственных
объектов является своевременное выявление отказов технологического
оборудования. Иными словами, в условиях активного внедрения современных
информационных технологий в производство, речь идет о непрерывном мониторинге
состояния технологического оборудования в рамках интегрированной АСУ ТП.
Задача мониторинга отказов технологического оборудования резервуарного
парка решается на основе разработанного программного модуля, который может
работать автономно или входить в состав интегрированной АСУ ТП.
Задача программного модуля – распознавать отказы оборудования в
автоматическом режиме, используя данные датчиков, поэтому в основе его работы
лежат нейросетевые технологии (сеть Хопфилда).
Распознавание образов является той областью, где наиболее ярко
выражаются преимущества искусственных нейронных сетей. Искусственные
нейронные сетей дают эффективное решение задачи распознавания независимо от
того, существует обучающее множество уже классифицированных объектов или еще
не существует. Кроме того, обучающее множество не обязательно должно быть
ограниченным. Это является несомненным преимуществом нейросетевых моделей
по сравнению с другими моделями распознавания.
Для выявления случаев нарушений технологического процесса заполнения
резервуара, хранения в нем нефти или нефтепродукта и его опорожнения были
составлены «типовые карточки» ситуаций, для чего был проведен анализ нормальной
работы резервуара и возможных нарушений. В общем случае по мере увеличения
времени эксплуатации количество типовых ситуаций и соответствующих им «типовых
карточек» будет расти. Новая ситуация, не имеющая прецедента (нет
соответствующей «типовой карточки») автоматически запоминается и в режиме
привлечения внимания оператора высвечивается на экране монитора. Оператор,
ознакомившись с этой новой ситуацией, дает ей название и заносит в каталог уже
имеющихся «типовых карт» как новый прецедент.
46
Отметим, что в случае резервуара, возможно, новые ситуации добавляться не
будут, ввиду сравнительной простоты технологического процесса и ограниченного
количества средств КИПиА. Однако в случае увеличения количества параметров
технологического процесса, контролируемых датчиками, количество типовых
ситуаций, действительно, будет увеличиваться по мере увеличения периода
наблюдения.
В общем случае с помощью программно реализованной сети Хопфилда могут
распознаваться:
 отклонения параметров технологического процесса от регламентированных
значений, которые сами по себе или в сочетании с другими факторами могут
привести к отказу и дальнейшему развитию аварии;
 отказы контуров регулирования.
Разработанный программный модуль, реализующий сеть Хопфилда, позволяет
распознавать типовые и нетиповые сочетания переменных, характеризующих
текущее состояние технологического процесса в данный момент времени (срез
параметров) даже при некорректных сигналах с датчиков (например, в случае их
неисправности).
Выводы:
1. Задача диагностики нарушений технологических процессов транспорта нефти и
нефтепродуктов, которые потенциально могут явиться причиной возникновения
аварии или отказа технологического оборудования, эффективно решается на
основе применения искусственной нейронной сети Хопфилда и программного
модуля на ее основе.
2. Разработанный программный модуль, реализующий сеть Хопфилда, успешно
протестирован с помощью программного симулятора технологического
процесса.
Кондратьев А.
Компания Wonderware, г. Москва
Системная платформа Wonderware: новая стратегия построения
систем автоматизации
Компания Wonderware является одним из лидеров рынка промышленной
автоматизации в России и в мире. На сегодня свыше 100000 предприятий используют
более 500000 программных продуктов Wonderware. C 2003 г., когда на рынок была
выпущена новая технология ArchestrA и продукт Industrial Application Server (Сервер
промышленных приложений), компания Wonderware последовательно осуществляет
политику разработки решений по автоматизации на основе единой программной
платформы.
47
Системная платформа Wonderware (данный термин появился в 2007 г. с
выходом одноименного лицензионного продукта) представляет единую среду и
компоненты для реализации задач по SCADA, диспетчеризации, а также управлению
производством и производительностью (т.е. комплекс задач АСУТП + АСУП) в рамках
единого масштабируемого приложения.
Системная платформа, построенная на использовании технологии Microsoft.Net
и объектно-ориентированного подхода, включает ряд сервисов, которые доступны
любым приложениям на базе платформы.
К сервисам относятся: связь с
различными источниками данных (контроллеры, РСУ, базы данных), управление
данными (сбор и агрегирование данных, их последующее хранение), доступ к
информации и ее анализ (различные средства визуализации данных и их обработки),
а также разработка приложений.
Использование Системной платформы для реализации проектов по
автоматизации имеет ряд преимуществ, в т.ч. позволяет значительно сокращать
время разработки приложения, повышает гибкость системы (через сокращение
рисков, постепенное масштабирование системы, легкость интеграции существующих
или вновь приобретаемых систем и устройств), а также существенно упрощает ее
обслуживание и развитие. Системная платформа также расширяет выбор
архитектуры системы автоматизации – от клиент-серверной до распределенной и
мультисерверной.
В состав Системной платформы (лицензии на системную платформу) входят
сервер промышленных приложений (Industrial application server), промышленный
архив (Wonderware Historian), вэб-портал (Wonderware Information Server), а также
набор серверов ввода-вывода (Device integration). В качестве клиентов системной
платформы могут использоваться InTouch for system platform (InTouch для системной
платформы), вэб-клиенты (Information Server clients), или ActiveFactory (приложение
для построения трендов).
Продукт «InTouch» – широко известная SCADA-система, получившая
наибольшее распространение и признание во всем мире, - за последние годы
постоянно совершенствовался и развивался. Основные изменения в этом продукте
связаны с его интеграцией в Системную платформу. С выходом в 2007 г. версии
InTouch 10.0 стало возможным использование продукта в качестве управляемого
приложения (объекта) из единой среды разработки в системной платформе. Кроме
того, существенные изменения произошли в графике: в десятой версии реализована
полностью векторная, масштабируемая, «интеллектуальная» ArchestrA-графика.
В результате на сегодня существует три основных возможности использования
продукта InTouch:
1. Отдельно стоящее приложение InTouch. В этом случае при переходе на
версию 10.0 функциональные и технические изменения по сравнению с
предыдущей версией минимальны. InTouch используется , как и ранее, в
качестве отдельной SCADA-системы.
2. Опубликованное приложение InTouch. В этом случае приложение InTouch
создается и редактируется из единой среды разработки (IDE), с
48
использованием новой ArchestrA графики. После процедуры опубликования
InTouch вновь становится отдельно стоящим приложением.
3. Управляемое InTouch-приложение с Системной платформой. В данном
варианте InTouch создается и редактируется из единой среды разработки в
качестве шаблона (объекта) и его экземпляров. Таким образом достигаются
все преимущества объектно-ориентированного подхода – автоматическое
распространение изменений, мгновенное развертывание приложений на
пользовательских компьютерах, возможности объектно-ориентированных I/O.
ArchestrA-графика автоматически привязывается внутри объектов приложения.
Появление Системной платформы и выход десятой версии InTouch обусловили
необходимость предусмотреть механизмы миграции с предыдущих версий InTouch.
Компания Wonderware протестировала и доказала беспрецедентную возможность
миграции с версии InTouch 2.0 до версии 10.0, то есть фактически переход с
технологии 1988 г. (Windows 3.1) на технологию 2007 г. (Windows Vista).
Пользователи
предыдущих
версий
InTouch
могут
осуществить
последовательный перевод приложения на Системную платформу (обновление до
последней версии, создание опубликованного приложения, создание управляемого
приложения в Системной платформе), либо прямую миграцию с созданием
управляемого приложения в Системной платформе.
Коннов В.П., Петров С.В.
ОАО «Оренбургнефть», НГДУ «Бузулукнефть» г. Бузулук
Мякишев П.В.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Опыт использования продуктов Wonderware в системах АСУ ТП на
площадных объектах ОАО «Оренбургнефть
ОАО «Оренбургнефть» является крупнейшим нефтегазодобывающим
предприятием в Оренбургском регионе. Свою деятельность на территории области
ведет с 1937г. 19 февраля 1963г. создается производственное «Оренбургнефть». С
2000г. ОАО «Оренбургнефть» входит в состав ТНК и в дальнейшем становится
составной частью компании «ТНК-ВР».
Нефть и газ на сегодняшний день остаются одними из основных сырьевых
материалов для современного общества. Безотказная и эффективная эксплуатация
большинства технологических объектов нефтедобычи невозможна без применения
современных контрольно-измерительных приборов и систем АСУ ТП.
Так и ОАО «Оренбургнефть» в процессе своей производственной
деятельности столкнулась с необходимостью внедрения на своих площадных
объектах автоматизированных систем управления. Данные системы должны с
высокой надежностью, скоростью и достоверностью предоставлять персоналу
необходимые данные о технологическом процессе.
49
Постепенная эволюция систем АСУ ТП достаточно хорошо просматривается на
действующих объектах ОАО «Оренбургнефть». Опыт использования различных
систем в конечном итоге привел к тому, что на сегодняшний день наибольшее
распространение получили продукты Wonderware.
В качестве примера приведем несколько АСУ ТП эксплуатирующиеся в ОАО
«Оренбургнефть»:
 АСУ ТП БКНС-4 InTouch – 7.1 совместный проект с ОАО «Нефтеавтоматика», г.
Уфа 2000г.
 АСУ ТП ДНС Крутояровка InTouch – 8.
 АСУ ТП УПСВ Курманаевка InTouch – 8.03.
 АСУ ТП ТСП УПН Бобровка InTouch – 8.
 АСУ ТП ПТБ – 10 Бобровка InTouch – 9.5.
 АСУ ТП УПН Покровка InTouch – 9.
 АСУ ТП УПСВ Савельевка InTouch – 9.5.
С ведением в действие «Регламента по подключению объектов нефтедобычи и
нефтепереработки к магистральным нефтепроводам» ОР-03.100.50-КТН-260-07,
изменились требования, предъявляемые к системам АСУ ТП нефтедобывающих
предприятий, осуществляющих сдачу нефти в магистральный нефтепровод.
Для выполнения требований регламента ОР-03.100.50-КТН-260-07 назрела
необходимость реконструкции систем АСУ ТП ОАО «Оренбургнефть».
Работа на сегодняшний момент идет к своему логическому завершению.
Совместно со специалистами ОАО «Нефтеавтоматика» разработан проект
«Реконструкция объектов подключения к магистральным нефтепроводам ОАО «АК
«ТРАНСНЕФТЬ» (СИКН №244, СИКН №245, № 249). Проектом предусмотрено
использование новой системной платформы Wonderware.
Сложности, возникшие на стадии проектирования:
 Географическая особенность региона.
 Большая территориальная разбросанность объектов нефтедобычи ОАО
«Оренбургнефть» (ПСП).
 Соблюдение требований внутренних стандартов Информационной
безопасности ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» и ОАО «Оренбургнефть».
Благодаря плодотворной работе специалистов ОАО «Оренбургнефть», ОАО
«Нефтеавтоматика» и Wonderware все проблемные вопросы в упомянутом проекте
нашли свои решения.
50
Мананников С.В.
филиал ЗАО «Шнейдер Электрик», г.Уфа.
Концепция прозрачного производства на базе современных средств
автоматизации компании Schneider Electric
На современном этапе развития производства приходится решать задачи не
только непосредственно самой автоматизации технологического процесса, но и
задачи получения от автоматизированной системы управления технологическим
процессом (АСУ ТП) максимального объема информации о ходе технологического
процесса и дальнейшего максимально эффективного использования данной
информации для оптимизации работы производства, эффективного планирования
работы оборудования, персонала, проведения обслуживания, диагностики,
прогнозирования и уменьшения вероятности простоев производства.
Увеличение объемов анализируемой информации ведет к повышению
требований как к оборудованию АСУ ТП, к скорости и надежности каналов связи
применяемых в АСУ ТП, к функциям диагностики и самодиагностики оборудования и
системы, к средствам сбора, архивирования и представления полученных данных.
При этом система и ее компоненты должны оставаться простыми для понимания их
работы, способными к расширению и модернизации, обеспечивать простоту доступа к
информации, не требовать высококвалифицированного персонала для повседневного
обслуживания.
Все вышеописанные аспекты учитывает в себе концепция прозрачного
производства от компании Schneider Electric, которая обеспечивает «бесшовное»
соединение уровня производства и бизнес систем.
В докладе представлен опыт внедрения такой концепции нефтедобывающего
производства на примере одного их предприятий нефтедобычи.
В период с 2007-2008 компания Schneider Electric выпустила большое
количество нового оборудования и программного обеспечения для применения в
современных АСУ ТП. Более детально будут раскрыты главные новинки.
Крылов А.М., Хренов М.И.
ООО «Электротехнические системы», г. Москва
Современные аппаратные средства резервирования и сопряжения с
системами управления БД для контроллеров SystemQ (Mitsubishi
Electric)
В областях, которые предъявляют повышенные требования к надежности
функционирования системы управления, используются контроллеры с
резервированной структурой.
51
Компания Mitsubishi Electric предлагает высоконадежное решение для такого
рода задач, представленное специальными вариантами процессорных модулей для
контроллеров линейки System Q. Система предусматривает несколько уровней
резервирования: по процессору, по источнику питания, по коммуникационным
интерфейсам.
При резервировании по процессору в исходном состоянии системы
функционирует только первый контроллер (А), в то время как второй, резервный (В)
находится в режиме ожидания. В случае, если какой-то элемент системы А вышел из
строя, то процессом сразу же начинает управлять идентичная система В, что
обеспечивает непрерывность процесса. При неполадках одного из сетевых
интерфейсов или при обрыве коммуникационного кабеля также происходит
переключение. Кроме того, существует также возможность горячей замены
нескольких модулей в работающей системе без остановки всего процесса.
Для случаев, где есть дополнительные требования к надежности по источнику
питания, компания Mitsubishi Electric предусмотрела возможность добавления в
систему двух независимых резервированных источников, работающих в паре.
Потенциальные области применения резервированных контроллеров это –
переработка и розлив нефти, химическая промышленность, металлургия,
энергетические установки, ответственные объекты ЖКХ и многие другие. Благодаря
своей высокой надежности резервированные System Q могут использоваться:
 в системах с высокими затратами на перезапуск производства в случае отказа
контроллера;
 в системах с высокой стоимостью простоя;
 в процессах обработки и непрерывного учета ценных материалов;
 в системах без постоянного контроля со стороны персонала;
 в системах с небольшим количеством обслуживающего персонала.
Одним из преимуществ системы является гибкость в составлении
конфигурации, так как в составе резервированной системы могут применяться все те
же модули, что и в традиционном варианте System Q.
Система на базе резервированных System Q обладает следующими
качествами:
 высокопроизводительный CPU, малое время переключения;
 резервирование по процессору, сетевым интерфейсам, питанию;
 модули установленные на удаленном шасси могут быть заменены без
остановки и отключения системы;
 неограниченное количество ПИД-регуляторов (включая специализированные
инструкции управления непрерывными процессами);
 система поддерживает все популярные открытые сети, включая Profibus,
Melsecnet/H, CC-Link, Ethernet и т.д.;
 автоматический переход на работающую систему верхнего уровня (например
SCADA) при обрыве одной из линий связи.
52
Компания Mitsubishi Electric, являясь одним из крупнейших производителей
средств промышленной автоматизации, предлагает эффективные решения для
стыковки информационного уровня, реализованного на MES-системе с уровнем
управления производством. Основной аппаратной частью концепции «Управление
производством и контроль за загрузкой мощностей» от Mitsubishi Electric является
интерфейсный MES-модуль для оперативного сбора данных и управления
производством (Manufacturing Executing System). Он был специально разработан для
удобства стыковки контроллеров напрямую с широко распространенными СУБД.
Основное преимущество работы с MES модулем (в отличие от традиционного
подхода) заключается в том что, исключается промежуточный шлюз на базе ПК для
связи производственного и информационного уровня. Это уменьшает время и
стоимость разработки и позволяет сократить время ввода в эксплуатацию и
последующего обслуживания.
Применение MES-модуля имеет ряд важных преимуществ перед системой с
промежуточными программными интерфейсами:
 посредством SQL предоставляется простое, прямое подключение контроллера
к базе данных MES без необходимости программирования;
 нет необходимости в разработке и наладке специализированного
коммуникационного ПО;
 предварительная обработка данных производится на месте сбора;
 минимизация потерь производительности при одновременном доступе к
данным;
 сохранение целостности данных при обмене;
 автоматическое архивирование данных на Compact Flash и восстановление
после сбоев;
 расширенные настройки уровней доступа к разным данных;
 возможность установить условия чтения/записи в базу данных (по событию, по
времени, по заданному циклу)
На данный момент существует два аппаратных варианта реализации MESмодуля: для панелей оператора GOT1000 и для модульных контроллеров System Q,
в том числе и резервированных.
Неганов О.В.
ООО НПФ «Экситон-автоматика», г. Уфа
Перспективы создания АСУ ТП повышенной надежности и опыт
применения контроллеров Mitsubishi Electric на нефтесборном пункте
Распределенные системы управления уже довольно давно и прочно вошли в
повседневную жизнь нефтедобывающих предприятий. Однако мир развивается,
ежедневно появляются новые технологии, применение которых открывает новые
53
возможности в построении подобных систем. С другой стороны, постоянно
повышаются требования к качеству, надежности и безопасности систем мониторинга
и управления технологическими процессами добычи, переработки, хранения и
транспортировки нефтепродуктов – это характерная черта современного
производства.
Решение о выборе технических средств для АСУТП является особенно
ответственным при построении систем управления технологическими процессами
подготовки и переработки нефти и газа. Это связано, в первую очередь, с наличием
на таких производствах токсичных легковоспламеняющихся жидкостей и
взрывоопасных сред, вследствие чего отклонения в технологических процессах могут
спровоцировать аварию с большим материальным ущербом, а также ущербом для
экологии. Именно поэтому ключевыми требованиями к системам управления
технологическими процессами на подобных производствах являются требования
высокой надежности аппаратной части, высокой надежности выполнения алгоритмов,
а также возможность резервирования системы при управлении критичными
процессами.
Основные задачи по автоматическому контролю и управлению объектом, в том
числе и по автоматическому регулированию, выполнению задач блокировок и
противоаварийной защиты, а также архивирования текущих данных в ряде случаев
обеспечиваются на контроллерном уровне. Таким образом, наиболее высокие
требования, в первую
очередь, по надёжности предъявляются именно к
оборудованию контроллерного уровня. Очевидно, что правильный выбор
контроллерного оборудования, которое будет ядром всей системы, обеспечит
эффективность внедрения системы, надежность и качество ее эксплуатации и
текущего обслуживания.
Компания Mitsubishi Electric входит в тройку крупнейших мировых
производителей оборудования для промышленной автоматизации и предлагает
своим клиентам широкую гамму изделий – от низковольтной коммутационной
аппаратуры до мощных программируемых логических контроллеров. ПЛК Mitsubishi
Electric отличаются исключительно высокой надежностью и быстродействием,
возможностью одновременной обработки нескольких алгоритмов со строго
детерминированным временем реакции, возможностью аппаратного резервирования
систем. По применению ПЛК Mitsubishi Electric делятся на три серии: серия Alpha,
серия FX и серия System Q.
ПЛК System Q применяются для комплексных задач автоматизации среднего и
высокого уровня сложности. ПЛК System Q поддерживают многопроцессорный режим
обработки данных, что делает возможным параллельное использование в одном ПЛК
до четырех процессорных модулей одного или нескольких типов. Для выбора
оптимальной конфигурации контроллера предлагается 14 типов процессорных
модулей, отличающихся друг от друга скоростью обработки данных, памятью
программы, а также наличием специальных функций. Для повышения надежности
системы при управлении критичными процессами предусмотрено трехуровневое
аппаратное резервирование контроллера: по центральному процессору, по источнику
питания, по сетевым соединениям.
54
Начиная с 2005 года, научно-производственная фирма (НПФ) «Экситонавтоматика» занимается внедрением АСУТП на базе контроллеров Mitsubishi Electric.
В 2007-2008 г.г. «Экситон-автоматикой» была разработана и внедрена АСУТП
нефтесборного пункта (НСП) «Шушнур» (ОАО АНК «Башнефть», филиал «БашнефтьЯнаул») на базе контроллеров серии System Q.
НСП «Шушнур» является крупным нефтесборным пунктом, рассчитанным на
нагрузку более 20000 тонн жидкости в сутки. Этот объект характеризуется наличием
большого количества сигналов ввода-вывода (более 1700), а также большим
количеством контуров автоматического регулирования различных параметров
технологического процесса (поддержание уровня, давления, температуры, расхода
жидкости или газа). Контроллерный уровень представляет собой 8 независимых,
территориально распределенных контролеров, объединенных в локальную
вычислительную сеть Ethernet и соединенных с сервером системы.
На НСП «Шушнур», как и на предыдущих менее крупных объектах,
контроллеры Mitsubishi Electric снова подтвердили заявленные характеристики, по
надежности и быстродействию.
Минаков А.В.
ОАО «Нефтеавтоматика» г. Уфа
Автоматизированная система пожарообнаружения и пожаротушения
на основе контроллера КСП «Идель»производства ОАО
«Нефтеавтоматика»
В 2003 году в ОАО «Нефтеавтоматика» был разработан контроллер
специальный пожарный «Идель» (далее КСП «Идель») и сертифицирован в системе
сертификации пожарной безопасности для серийного производства.
КСП «Идель» объединяет в себе функции пожарного приёмо – контрольного
прибора и прибора управления большой информационной ёмкости согласно НПБ-75.
КСП «Идель» реализует следующие функции:
 автоматического обнаружения пожара;
 автоматического управления средствами пожарной сигнализации;
 автоматического управления установками пожаротушения различных типов
(пенного, порошкового, газового тушения);
 обеспечения человеко – машинного интерфейса сигнализации пожара и
управления установками пожаротушения, сигнализации;
 управления вспомогательным оборудованием (системами эвакуации,
дымоудаления, орошения и др.);
 связи с другими системами (АСУ ТП, системами обеспечения зданий и
сооружений, системами диспетчерского контроля и т.п.);
 автоматической непрерывной диагностики подключенного оборудования и
компонентов контроллера.
55
КСП «Идель» выполнен на основе промышленного контроллера с
возможностью применениия распределённого ввода – вывода, резервирования
центрального процессора и каналов ввода - вывода.
В КСП «Идель» применяются следующие виды каналов ввода – вывода:
 каналы для подключения пожарных извещателей всех типов (тепловых,
дымовых, пламени) с контролем обрыва и короткого замыкания, с
возможностью автоматического и ручного отключения канала или подачи
напряжения обратной полярности;
 каналы для подключения пожарных извещателей, пожарных приборов
приёмо – контрольных и приборов управления с интерфейсным выходом (RS232/RS-485);
 каналы для связи с другими системами (интерфейсы общепромышленных
протоколов – Ethernet, RS-232/RS-485, Profibus и др.);
 каналы управления средствами пожарной сигнализации (=24В, ~220В) с
контролем целостности линии;
 каналы для управления оборудованием установок пожаротушения (=24В,
~220В) с контролем целостности линии;
 каналы контроля и управления всеми видами оборудования, входящего в
комплекс средств пожарообнаружения и пожаротушения.
Для всех видов каналов сигнализации и управления может обеспечиваться вид
защиты «искробезопасная электрическая цепь», и применяться защита канала от
несанкционированной подачи больших напряжений (грозозащита).
Конструктив КСП «Идель» выполняется в виде шкафной конструкции, с
системой поддержания микроклимата (обогрев и вентиляция), дежурным
освещением, системой обеспечения бесперебойного питания и контролем доступа.
Всё оборудование энергообеспечения системы (источники вторичного питания 24В,
источники бесперебойного питания, вводные шины питания шкафа) контролируются
на наличие напряжения и исправность (при наличии каналов диагностики). Источник
бесперебойного питания подключен по схеме с применением «байпасного» канала,
что позволяет производить техническое обслуживание ИБП без отключения системы.
Для обеспечения повышенной надёжности источники вторичного питания
резервированы, питание «полевых» каналов осуществляется от отдельных
источников.
Возможность распределённого ввода – вывода и применения интерфейсных
каналов связи между компонентами КСП (межконтроллерная сеть, сеть связи средств
человеко – машинного интерфейса) позволяет размещать оборудование системы
непосредственно у силовых «сборок» управления исполнительными устройствами
установок пожаротушения, в помещениях насосных пожаротушения и
противопожарного водоснабжения.
Применение программируемого контроллера позволяет:
56
 применять сложные алгоритмы контроля и управления системами
пожарообнаружения, пожаротушения, пожарной сигнализации и оповещения,
противопожарного водоснабжения, эвакуации и дымоудаления;
 строить гибкую тактику тушения в зависимости от текущей ситуации
(сложность пожара, наличия и исправности средств пожаротушения, запаса
огнетушащего вещества);
 предупреждать о неисправности средств пожарообнаружения и
пожаротушения;
 вести непрерывную самодиагностику системы;
 производить проверки средств пожарообнаружения и пожаротушения,
алгоритмов работы системы без полного включения установки
пожаротушения;
 при модернизации системы пожарообнаружения и пожаротушения легко
менять алгоритмы работы.
Средства человеко–машинного интерфейса выполняются в виде
автоматизированного рабочего места (персонального компьютера) или панели
оператора (с сенсорным или кнопочным управлением, влаго – пылезащищённого
исполнения), связанных с контроллером по интерфейсной «полевой» шине, с
возможностью резервирования канала связи, и обеспечивают выполнение
следующих функций:
 подключения нескольких компьютеров или панелей;
 отображения текущего состояния средств
пожарообнаружения,
пожаротушения, пожарной сигнализации и оповещения, противопожарного
водоснабжения, эвакуации и дымоудаления;
 автоматизированного (запуск всей установки в соответствии с заданным
алгоритмом на тушение по направлению) и ручного управления
исполнительными устройствами установки пожаротушения;
 установки режимов запуска оборудования;
 установки и снятия с дежурства контролируемого объекта (помещения или
зоны);
 включение и отключение из работы шлейфа пожарной сигнализации
(отдельного пожарного извещателя);
 включения и отключения запуска установки пожаротушения в целом;
 настройки системы;
 разграничения доступа к функциям управления и настройки;
 отображения, регистрации, архивирования и вывода на печать, с
возможностью сортировки, событий;
 регистрации трендов.
Дополнительно в систему могут устанавливаться информационные текстовые
панели, размещаемые на постах охраны или пожарных частях объекта.
57
Гибкость конструкции КСП «Идель» позволяет применять контроллер в
автоматизированных системах пожарообнаружения и пожаротушения промышленных
и бытовых объектов любой сложности и информационной ёмкости.
КСП «Идель» успешно эксплуатируется в автоматизированных системах
пожаротушения на объектах АК «Транснефть», ОАО «Татнефть», ОАО «Роснефть».
Ханило П.И., Нуртдинов А.З.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Программно-технический комплекс автоматизации
нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом
Оснащение месторождений системами подготовки нефти традиционными
способами - долгий, трудоемкий и затратный процесс. Установки для подготовки
нефти (УПН) являются сложными техническими сооружениями, состоящими из целого
ряда отдельно стоящих блоков (сепараторов, печей, дегидраторов, отстойников и
т.п.). Всё это оборудование занимает достаточно большие площади. Кроме этого,
установки, состоящие из большого количества сооружений, сложны в обслуживании,
достаточно затратны и не всегда эффективны в работе.
Совмещение процессов нагрева, сепарации, обезвоживания нефти и очистки
воды в одном технологическом аппарате - нефтегазоводоразделителе с прямым
подогревом (НГВРП) - позволяет существенно повысить эффективность процесса
подготовки нефти.
Совмещение процессов в одном блоке выгодно и с экономической точки
зрения, так как существенно снижаются расходы на электроэнергию для перекачки
водонефтяной эмульсии на пункт подготовки товарной нефти и обратно на закачку в
пласты, а также расходы по ремонту и замене трубопроводов после коррозии.
Назначение НГВРП:
 Сепарация продуктов скважин, предварительное обезвоживание нефти и
очистка отделившейся воды;
 Подготовка товарной нефти.
1.
2.
3.
4.
5.
Основные функции системы автоматизации НГВРП:
автоматическое управление технологическим оборудованием;
автоматическое регулирование по ПИД-закону;
предупредительная и аварийная сигнализации технологических параметров;
сбор, обработка и предоставление на АРМ-оператора технологических
параметров;
протоколирование событий и тренды.
Основным достоинством этой установки и сопутствующего комплекса
автоматизации является быстрота развертывания системы. Мобильность комплекса,
58
достигается за счет блочной системы. Система не требует существенных доработок,
т. к. программная часть уже отлажена. Процесс пуско-наладки сведен к минимуму и,
как следствие, все это приводит к снижению общей стоимости работ.
Абдулов Д.Х.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Системы автоматизации подогревателей косвенного нагрева и печей
прямого нагрева
Базовые элементы систем автоматизации теплоагрегатов малой
мощности.
Современный рынок сбыта предлагает для целей автоматизации множество типов
программируемых реле и логических контроллеров, а для визуализации процессов –
множество типов панелей операторов.
Для теплоагрегатов средней и большой мощности применение серийных ПЛК
вполне оправдано, так как обеспечивают приемлемое соотношение «цена
автоматики/цена теплоагрегата».
Для автоматизации же теплоагрегатов малой мощности, таких как
подогреватели нефти косвенного нагрева ППТ-0,2, ПП-0,63, ПП-1,6, ПНПТ-0,3, ПНПТ0,63, ПНПТ-1,6 и блочные котельные установки, функции и конфигурация
программируемых реле часто недостаточны, а применение серийных ПЛК приводит к
удорожание автоматики.
Некоторые отечественные производители с целью снижения стоимости систем
автоматизации теплоагрегатов идут на создание своих специализированных ПЛК. Это
контроллеры СПЕКОН НПФ «Теплоком» (г. Санкт-Петербург), контроллеры АГАВА
6432 конструкторского бюро «АГАВА» (г. Екатеринбург). С 2007 года начат
промышленный выпуск ПЛК трех модификаций и панелей оператора ИП 320 своей
разработки
научно-производственным объединением «ОВЕН» (Москва).
Характеристики указанных изделий ПО «ОВЕН», надо честно сказать, весьма
привлекательны.
С этой же целью нами был разработан свой ПЛК «Микро 2», который
предназначен не для самостоятельной поставки, а только для встраивания в блоки
управления. Этот ПЛК выполнен на базе однокристального микроконтроллера AVRархитектуры типа «ATмega-128» на одной плате небольших размеров (200х120 мм) и,
по- существу, представляет собой соединенные вместе два устройства: собственно
ПЛК и панель оператора. ПЛК содержит программируемые восемь клавиш и три
световых индикатора, а также двустрочный символьный ЖК или ВЛ дисплей.
Несмотря на свою простоту и дешевизну ПЛК «Микро 2» имеет неплохие
характеристики:
 16 дискретных двунаправленных входов постоянного тока;
 6 дискретных входов постоянного или переменного тока;
 5 аналоговых входа 0-5 В (0-5 мА, 0-20 мА, 4-20 мА);
59





память: FLASH – 128 кбайт, EEPROM – 4 кбайт, ОЗУ – 4 кбайт;
встроенные часы реального времени, запрограммированные до 2100 г.;
интерфейс RS-485 для связи с устройством верхнего уровня;
высокая помехозащищенность;
порт программирования.
Программное обеспечение микроконтроллера создается и отлаживается при
помощи программного инструментария и отладочных средств ICC AVR v. 6.30 фирмы
ImageCraft. Языком программирования является стандартный ANSI C. Листинг
программы после компиляции представляет собой файл, содержащий
шестнадцатеричный код (HEX), и, предназначен для прошивки микроконтроллера
внутрисхемным программатором STK-200 фирмы-изготовителя микроконтроллера.
В таблице 1 приведены для сравнения цены базовых элементов разных
производителей, используемых в системах автоматизации подогревателей нефти
ПП-0,63. Условия сравнения – конфигурация, обеспечивающая 4 аналоговых входа,
12 дискретных входов и 8 дискретных выходов (транзисторных ключей), 1 интерфейс
RS-485 с поддержкой протокола Modbus-RTU, пользовательский интерфейс
(монохромный символьный или графический дисплей + клавиатура управления).
Таблица 1 – Цены базовых элементов (ПЛК + панель оператора)
ПЛК
Панель
оператора
Цена
аппаратуры с
НДС, руб.
Цена пакета программирования с НДС,
руб.
ПЛК
Панели
DL205
C-more micro
43 236
11060
1120
DL06
ОВЕН ПЛК 150 +
МДВВ
Микро 2
C-more micro
ИП 320
22 180
19 824
11060
Бесплатный
1120
Бесплатный
Встроенная
8 500
Бесплатный
Бесплатный
Унифицированная система автоматизации теплоагрегатов малой
мощности.
Созданный ПЛК «Микро 2» послужил нам базой для разработки унифицированной
локальной системы автоматизации для теплоагрегатов малой мощности. Основная
составная часть унифицированной системы – это блоки управления, которые
выполнены в унифицированном приборном корпусе серии «RegloCard-Plus» с
габаритами 315 х 260 х 120 мм.
Блоки управления унифицированной системы имеют:
 до 5-и аналоговых входов для подключения датчиков с унифицированными
потенциальными и токовыми выходами, а также реостатных датчиков;
 до 20-и дискретных входов постоянного тока для подключения
электроконтактных, электронноключевых датчиков (двух или трехпроводных
NPN и PNP-типа);
60
 до 18-и потенциальных релейных выходов (~220 В) с высокой нагрузочной
способностью;
 до трех двухпозиционных регуляторов;
 встроенные источники для питания цепей датчиков.
Все дискретные входы оптоизолированы от шины микроконтроллера и
содержат конфигурируемые цифровые фильтры, а аналоговые входы защищены от
перенапряжений и неправильной полярности подключений, содержат аппаратные
фильтры.
Потенциальные выходы, предназначенные для подключения исполнительных
устройств, имеют варисторную защиту от коммутационных перенапряжений.
Системы автоматизации для различных типов котлоагрегатов и котельных
установок, которые должны заменить ранее выпускаемоые ОАО «Нефтеавтоматика»
типы оборудования, предполагается делать в перспективе с использованием
описанной хдеь унифицированной системы.
Система автоматизации подогревателей косвенного нагрева. На базе
унифицированной системы автоматизации к настоящему времени нами разработаны
три прикладных ее исполнения, предназначенные для автоматизации подогревателей
нефти косвенного нагрева – это система автоматизации СА-ПКН. Изготовлен
опытный образец одного из этих исполнений системы (СА-ПКН-1ИГ), который прошел
успешно предварительные стендовые испытания и демонстрируется на выставке.
Заинтересованных приглашаем посетить наш стенд 145 на выставке
«Газ.Нефть.Технологии-2008» для более подробного ознакомления с СА-ПКН.
Блок управления СА-ПКН размещен внутри шкафа навесного типа с
габаритами 700 х 500 х 250 мм, который обеспечивает защиту размещенной в ней
аппаратуры от внешних механических и климатических воздействий. Шкаф
управления имеет теплоизоляцию и систему термостатирования, обеспечивающую
поддержание необходимой температуры для встроенной аппаратуры при
отрицательных температурах наружного воздуха.
СА-ПКН имеет архив емкостью 64 события и два пользовательских меню: меню
оператора и меню конфигурации.
Меню оператора доступно пользователю без ввода пароля и предназначено
для задания температуры нагрева и гистерезиса ее регулирования, а также для
мониторинга состояния дискретных входов ПЛК.
Меню конфигурации доступно только после ввода пароля и предназначено для
задания логики дискретных входов ПЛК, тестирования дискретных выходов ПЛК,
задания времени задержки фильтров дискретных входов ПЛК, длительности каждого
шага программы управления, сетевого адреса СА-ПКН, верхнего предела измерения
аналоговых датчиков, корректировки показаний часов реального времени и
изменения пароля доступа к пунктам меню.
Розничные цены блоков и шкафов управления для систем автоматизации
подогревателей косвенного нагрева. В таблице 2 приведены розничные цены
61
микропроцессорных блоков управления, а в таблице 3 – шкафов управления
различных производителей для автоматики подогревателей нефти ПП-0,63, ППТ-0,63,
ПНПТ-0,63:
Таблица 2 – Микропроцессорные блоки управления подогревателями
Блок управления
Производитель
Розничная цена с НДС, руб.
СК2-14
НПФ «ТЕПЛОКОМ»
23 500...28 000
АГАВА 6432.10
ООО «КБ АГАВА»
18 048 ... 26 556
БУП-1ИГ
ОАО «Нефтеавтоматика»
22 500
БУК-4Х.1
ООО НПП «ТАН-ИТ»
21 889
Таблица 3 – Шкафы управления подогревателями
Климатическое
Шкаф управления
исполнение
Производитель
Розничная цена с
НДС, руб.
ШУ СА-ПНГ.М
У2
НПП «Теплогазавтоматика»
150 000
ШУП ПНПТ-1,6
УХЛ4
ЗАО «Налком-Сервис»
202 000
ШУП-1ИГ(-2ИГ)
У2
ОАО «Нефтеавтоматика»
45 000
ШУП-1ИГ (на DL06)
У2
ОАО «Нефтеавтоматика»
53 450
Система автоматизации печей прямого нагрева СА-ППН.
В ОАО
«Нефтеавтоматика» разработана система автоматизации печей прямого нагрева,
имеющего десять исполнений, и запущена в серийное производство. Изделие имеет
сертификат соответствия и разрешение на применение Ростехнадзора.
Кроме шкафа управления или аппаратурного блока комплект поставки изделия
включает в себя полный комплект КИП, датчиков и исполнительных устройств
(комплект электромагнитных газовых клапанов и регулирующих затворов – по
спецзаказу).
Цена (в зависимости от исполнений системы): от 650 до 1 310 тыс. рублей.
62
Белоусов М.П.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Интеграция релейной и микропроцессорной автоматики в системе
виброконтроля насосных агрегатов
Ряд нефтеперекачивающих станций (НПС) ОАО «АК «Транснефть» работают
под управлением старой релейной автоматики, не осуществляющей контроль
вибрации насосных агрегатов.
Специалистами ОАО «Нефтеавтоматика» предложен вариант реализации
контроля вибрации на базе современной микропроцессорной техники и стыковке ее с
существующей релейной автоматикой - программно-технический комплекс (ПТК)
«Идель» системы виброконтроля насосных агрегатов (СВК НА).
Применение ПТК в составе системы виброконтроля обеспечивает выполнение
следующих функций:
 контроль работы магистральных агрегатов по уровню вибрации и осевому
смещению;
 отображение информации на АРМ системы виброконтроля;
 вывод аварийной сигнализации отклонения параметров;
 передачу информации о параметрах и состоянии системы виброконтроля в
систему релейной автоматики НПС и систему телемеханики;
 вывод дискретных сигналов на формирование аварийных защит по вибрации,
осевому смещению и неисправности системы виброконтроля.
Комплекс обеспечивает выполнение заданных функций как автономно под
наблюдением оператора, так и в составе системы дистанционного контроля и
управления под наблюдением диспетчера районного диспетчерского пункта.
Целями создания ПТК в составе системы виброконтроля являются:
 достижение высоких технико-экономических показателей работы за счет
автоматизированного поддержания наиболее рационального режима работы
технологического оборудования;
 повышение уровня надежности работы и живучести технологического
оборудования и средств автоматизации;
 повышение экологической безопасности производства;
 снижение трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.
Назначением ПТК является контроль вибрации с целью предотвращения
аварийных ситуаций при эксплуатации насосных агрегатов.
В докладе раскрывается структура и функциональные возможности ПТК
виброконтроля.
Программно технический комплекс системы виброконтроля насосных агрегатов
может лечь в основу или стать составной частью микропроцессорной системы
63
автоматики нефтеперекачивающей станции при последующей комплексной
реконструкции системы автоматики.
Система успешно эксплуатируется на 4 нефтеперекачивающих станциях ОАО
«Приволжские Магистральные Нефтепроводы», AK «Транснефть».
Минаков А.В.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Белоусов Г.Г.
ОАО «ТРЭИ-ГМБХ», г. Новомосковск
Программная реализация цифровых ПИД – регуляторов с обратной
связью для объектов с малым временем реакции и переходными
характеристиками высокого порядка
В работе рассматриваются методы реализации программных «надстроек» на
алгоритм ПИД — регулятора для эффективного управления объектами с малым
временем реакции и переходными характеристиками высокого порядка.
ПИД - регулятор в программе контроллера является лишь малой частью задач,
решаемых при управлении объекта в целом. Для систем с малой инерционностью
увеличение времени цикла программы контроллера является критичным, так как
приходится сталкиваться со сложностью настройки коэффициентов регулятора,
чтобы обеспечить быструю реакцию на возмущение и устойчивую работу системы в
установившемся режиме одновременно.
Предлагается дополнить алгоритм программы контроллера блоком
ограничения возмущающего воздействия за счёт обратной связи в каждом цикле
выполнения программы. Для объектов с переходными характеристиками высокого
порядка предлагается разделить диапазон регулирования на несколько зон со
своими коэффициентами регулятора. Описываются проблемы, возникающие при
реализации данного метода («броски» при изменении настроек, колебания
регулируемого параметра на границе зон) и способы их решения. Приводится пример
трендов работы реального оборудования при применении данных методик.
Голубятников М.Б., Сахаров В.В.
ООО НПФ «Экситон-автоматика», г. Уфа
Многофункциональный программно-технический комплекс «СФЕРА»
МПТКТ «Сфера» предоставляет информацию, необходимую для работы
специалистам:
• диспетчерам ЦДНГ и ЦППД
• геологам
64
• технологам
• работникам КИПиА
• охранным предприятиям, осуществляющим контроль за сохранностью
имущества промыслов.
Функциональное назначение МПТКТ «Сфера».
 обеспечение автономной работы технологического оборудования объектов
АГЗУ, БИУС, ШГН, ДНС, и т.д.;
 дистанционное управление объектом;
 предоставление возможности удаленной корректировки параметров работы
оборудования;
 сбор технологических и аварийных параметров с объектов;
 предоставление информации в удобном для восприятия и быстрого принятия
решения виде;
 обеспечение диспетчера ЦДНГ полноценным рабочим местом с контролем
основных технологических параметров, предоставление дополнительной
информации:
o визуализация технологических процессов,
o звуковые сопровождения аварийных ситуаций,
o контроль
несанкционированного
проникновения
на
объекты
нефтепромысла,
o контроль порывов на объекте путем предоставления и анализа
показаний давления коллектора АГЗУ,
o контроль остановов скважин путем анализа последних замеров,
o контроль отключения фидеров методом анализа состояния связи с
соответствующими объектами,
o предоставление информации по замерам в различном виде с выводом
на печать и экспортом в Excel,
o контроль объектов ППД, расчет двухчасовок,
o и т.д.
 реализация долгосрочного хранения и обеспечения доступа к полученной
информации;
 самодиагностика оборудования и программного обеспечения комплекса;
 контроль корректности полученной информации;
 обеспечение полноценной работы удаленных АРМов с отсутствием
ограничения по их количеству
Система МПТКТ включает в себя рабочие места:
 АРМ диспетчера ЦДНГ;
 АРМ диспетчера ЦППД;
 АРМ геолога/технолога.
65
Реализована подсистема автоматического экспорта в корпоративную систему
АНК Башнефть «Matrix», что обеспечивает всех пользователей данной системы
информацией по добыче продукции скважинами.
Отличительные особенности комплекса.
 удобное конфигурирование комплекса – описание объектов и всех настроек
комплекса выполняется в одном месте с помощью «Конфигуратора»;
 возможность вносить новые объекты в состав комплекса конечными
пользователями, т.е. специалистами обслуживающей организации;
 наглядное отображение на одном экране – карте нефтепромысла всех
объектов с основными контролируемыми параметрами;
 для удаленных объектов с отсутствием прямой видимости, комплекс позволяет
настраивать ретрансляцию через промежуточные КП, количество
ретрансляторов может достигать 5.
 в случае изменения маршрута нет необходимости выезжать на КП, маршрут
настраивается непосредственно на модеме диспетчерского пункта;
 в связи с особенностями реализации алгоритма опроса достигается высокая
эффективность передачи данных в ДП в штатном режиме – ориентировочно
2,5 минуты на опрос 100 объектов АГЗУ.
 усовершенствование качества связи при ретрансляции и адаптации
алгоритмов передачи данных при плохом прохождении определенных пакетов
через эфир при FSK модуляции;
 выполнение
автоматической
синхронизации времени и
контроль
конфигурации контроллера КП;
 во всех КП МПТКТ «Сфера» реализована функция удаленной перепрошивки
исполняемой задачи в контроллере, что позволяет не объезжая объекты с ДП
менять функциональность станции управления,в т.ч. в случае позднего
обнаружения ошибки;
 реализован импорт и экспорт в корпоративную информационную систему АНК
Башнефть «Matrix». При снятии замеров выполняется их экспорт и ежемесячно
производится синхронизация основных параметров скважин;
 система имеет открытую архитектуру, взаимодействие выполняется через
стандартные интерфейсы по унифицированным протоколам;
 для передачи данных между КП и ДП применяется протокол «Modbus-RTU»;
 в качестве интерфейса передачи технологических параметров используется
интерфейс OPC DataAccess версии 2.0;
 для хранения и передачи обработанных данных между модулями системы
применяется стандарт SQL;
 протокол нижнего уровня передачи данных – TCP/IP;
 удаленные АРМы работают по интерфейсам DCOM;
 система отчетности базируется на Web-технологиях и способна работать по
протоколу TCP/IP средствами стандартного Internet Browser;
66
 в связи с реализацией собственными разработчиками части функций
обработки данных, выполняется экономия клиентских единиц лицензии Iconics
Genesis32 - одной лицензии хватает на 3 полноценных АРМ диспетчера;
 отсутствуют специальные ограничения на АРМы системы отчетности.
Количество АРМов определяется клиентскими единицами Microsoft SQL Server.
Супрун О.Н.
ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Автоматизированная система технического учета электроэнергии с
элементами управления электрохозяйством предприятий (АСТУЭ)
ОАО «Приволжскнефтепровод»
Доклад посвящен созданию “Автоматизированной системы технического учета
электроэнергии с элементами управления электрохозяйством предприятий (АСТУЭ)
ОАО “АК” Транснефть” на примере дочернего акционерного общества компании
“Приволжскнефтепровод”.
Указаны
цели
создания
АСТУЭ
ОАО
“Приволжскнефтепровод”, подробно описан объем и содержание предпроектного
обследования, выполненного ОАО «Нефтеавтоматика».
Информация, полученная во время обследования, использовалась для:
 разработки технического задания на создание АСТУЭ;
 выполнения рабочего проекта АСТУЭ;
 разработки программы и методики приемо–сдаточных испытаний для ввода
АСТУЭ в промышленную эксплуатацию;
 разработки проектно-сметной документации (ПСД).
Результатом предпроектного обследования, включающего в себя этапы
документального, визуального и инструментального обследования, явились отчеты,
которые были составлены, в зависимости от объекта, по каждому из
вышеприведенных этапов.
По материалам отчетов предпроектного обследования разработано
техническое задание на создание АСТУЭ, где были конкретизированы требования к
АСТУЭ ОАО «Приволжскнефтепровод» и предложены основные технические
решения.
В техническом задании были конкретизированы требования к АСТУЭ в целом,
так и к функциям (задачам), выполняемым АСТУЭ, к видам обеспечения, к составу и
содержанию работ по созданию АСТУЭ, к порядку контроля и приемки АСТУЭ, к
документированию.
Основные технические решения были приняты по структуре АСТУЭ, по
информационному обмену между компонентами системы, по информационному
обмену между уровнями АСТУЭ, по обеспечению взаимодействия АСТУЭ со
67
смежными системами, по комплексу задач диагностирования системы, по комплексам
задач решаемых АСТУЭ, по комплексу технических средств АСТУЭ.
После согласования основных технических решений разработана проектносметная документация, проведены соответствующие экспертизы, и проект был
передан Заказчику.
В настоящее время ОАО «Нефтеавтоматика» выполняет работу по реализации
проекта АСТУЭ на объектах ОАО “Приволжскнефтепровод”.
Этап реализации проекта показывает, что основные технические решения,
реализованные в проекте АСТУЭ, показали свою правильность и могут легко
адаптироваться к новым условиям при дальнейшем развитии системы, что позволит
построить качественную и надежную систему технического учета электроэнергии с
элементами
управления
электрохозяйством
предприятий
ОАО
“Приволжскнефтепровод”.
Фаткуллин А.А., Васильев А.А.
ООО «НПО «Уфанефтегазмаш»
К вопросу модификации измерительных установок продукции
нефтедобывающих скважин
В данной работе сделана попытка обоснования идеи модификации
измерительных установок на основе анализа широкоиспользуемых в настоящее
время методов и средств измерений продукции скважин.
В результате анализа сепарационных методов измерений, применяемых в
измерительных установках было установлено, что сепарационный динамический
метод прямых измерений по сравнению с другими обладает меньшей погрешностью
измерений дебита скважины по нефти.
В основе идеи модификации принят комбинированный трехкомпонентный
сепаратор с тремя измерительными линиями газовой, нефтяной и водяной. Эта
измерительная установка может работать в трех режимах в зависимости от
содержания воды в сырой нефти. При большом содержании воды водонефтяная
эмульсия накапливается в нефтяном отсеке сепаратора, а нефтеводяная эмульсия
непрерывно поступает в водяную линию. При небольшом содержании воды
нефтеводяная эмульсия накапливается в водяном отсеке, а водонефтяная эмульсия
непрерывно поступает в нефтяную линию. При среднем содержании воды
одновременно работают две жидкостные линии.
Для правильных измерений дебита скважины по жидкости и по нефти с
помощью массомеров и поточных влагомеров большое значение имеет учет влияния
остаточного газосодержания на показания средств измерений в жидкостных
измерительных линиях.
Поэтому в настоящее время проводятся работы по созданию идентификаторов
остаточного газосодержания в жидкости, которые совместно с новыми
68
пробоотборниками позволят вводить коррекцию на остаточное газосодержание в
средства измерений количества и параметров продукции скважин.
69
Содержание
Стр.
1. Иванов А.П. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Участникам конференции «Автоматизация и метрология в нефтегазовом комплексе 2008»……………………………………………………………………………………………………………………..
2. Глушков Э.И., Денисов Е.И., Стегинская А.А. – ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Внедрение на территории России национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005 и применение
налоговых льгот по НДПИ с принятием Федерального закона от 27.07.2006 №151ФЗ………………………………………………………………………………………………………………………...
3. Мухаметсафин Н.Г., Малмыгин Л.Г., Суханов - А.Н.Уфимское наладочное управление ОАО
«Нефтеавтоматика», г. Уфа
Приведение в соответствие с ГОСТ Р 8.615-2005 измерительной установки первичного учета
углеводородного сырья……………………………………………………………………………………………
4. Арсланов Р.В. - ООО «СОЗАИТ», р.п. Серафимовский
Измерение дебита массоизмерительными установками АСМА…………………………………………
5. Ананьев А. - ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», г. Москва
Выполнение требований ГОСТ 8.615 по замерам сырой нефти на устье скважин…………………
6. Шайхутдинов Р.М. - ОАО «Оренбургнефтегаз» ТНК-ВР, г. Бузулук
Опыт реализации требований ГОСТ Р 8.615-2005 на месторождениях Оренбургнефти…………..
7. Гончаров А.А., Полторацкий В.М., Слепян М.А. - Инженерный центр ПО «Нефтегазовые Системы»
Методы определения обводненности сырой нефти: отечественный и зарубежный опыт……...
8. Слепян М.А., Дондошанский А.Л., Маншилин С.В. - Инженерный центр ПО «Нефтегазовые
системы», г. Москва
Модернизация массомеров МАСК……………………………………………………………………………….
9. Демьянов А.А., Поярков С.А. - ЗАО «ПИК и Ко», г. Москва
Влагомер сырой нефти ВОЕСН-ПИК. Характеристика и опыт эксплуатации………………………...
10. Абрамов Г.С. - ОАО ИПФ «Сибнефтеавтоматика»
О некоторых проблемах недропользователей с внедрением ГОСТ Р 8.615-2005…………………..
11. Жильцов В.В., Олюнина Л.А. - ООО «НТЦ «ОмскСибНА»»
О метрологическом обеспечении интеллектуальной технологии управления
механизированным фондом скважин……………………………………………………………………….....
12. Ерофеев А.М. - ООО Монтажавтоматика Сервис, г. Нефтекамск
Некоторые аспекты унификации приборов………………………………………………………………......
13. Еременко Т.С., Мешкова Г.Ю. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Стандартизация в ОАО «Нефтеавтоматика» в свете Закона «О техническом регулировании»…
14. Шагеева Э. И. – ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Новые нормативные документы ОАО «Нефтеавтоматика»………………………………………………
15. Кизина И.Д. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Программно-методические решения ОАО «Нефтеавтоматика» для совершенствования
оперативного учета извлекаемого углеводородного сырья………………………………………….....
16. Кизина И.Д., Санарова К. А. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Программно-методические решения ОАО «Нефтеавтоматика» для служб автоматизации
предприятий нефтегазовой отрасли……………………………………………………………………………
17. Жильцов А.А. - ОАО «Татнефть», г. Альметьевск.
Бронников В.Г. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Внедрение программного комплекса «Контроль и надзор за системами параметров потоков
жидкости, нефти и воды в сетях сдачи нефти для корпоративного центра метрологического
обеспечения (Баланс КМЦ)……………………………………………………………………………………......
18. Санарова К.А., Бурангулова С.Б., Коняева Е.В. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Гараев Р.М. - ОАО «Белкамнефть» НК Русснефть, г. Ижевск
Внедрение программных комплексов «МЕХАНИКА» И «МЕТРОЛОГИЯ» в ОАО
70
4
6
10
12
14
17
19
22
23
24
26
27
29
30
31
32
33
«Белкамнефть»……………………………………………………………………………………………….............
19. Санарова К.А. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Гузаеров Р.А. - ОАО «Татнефть», г. Джалиль
Программный комплекс «Анализ эффективности потребления электроэнергии» в составе
интегрированной АСУ НГДУ «Джалильнефть»………………………………………………………………..
20. Хуснутдинов А.А., Жильцов А.А., Алабужев В.А. - ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Гурин П.Г., Бронников В.Г., Синицын А.М. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Интеграция подсистемы «Оперативный анализ баланса материальных и энергетических
потоков в КИС «АРМИТС » и организация ее внедрения в ОАО «Татнефть»…………………………
21. Алабужев В.А. - ОАО «Татнефть», г. Альметьевск
Состояние и перспективные направления развития информационных технологий в НГДУ
«Альметьевнефть»…………………………………………………………………………………………………...
22. Зозуля Ю.И., Зозуля В.Ю. - ОАО «Нефтеавтоматика» г. Уфа
Согласование данных и интеграция адаптивных моделей объектов нефтегазодобычи в
промысловых мониторинговых системах………………………………………………………………….....
23. Токарев Д.В. - ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г.
Уфа
Процедура автоматизированного сбора данных о безопасности технологических процессов в
нефтегазовой отрасли……………………………………………………………………………………………....
24. Токарев Д.В., Зозуля Ю.И., Фазлетдинов Р.А. - ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной
технический университет», г. Уфа
Диагностика отказов технологического оборудования резервуарных парков на основе
нейросетевых технологий………………………………………………………………………………………….
25. Кондратьев А. - Компания Wonderware, г. Москва
Системная платформа Wonderware: новая стратегия построения систем автоматизации……….
26. Коннов В.П., Петров С.В. - ОАО «Оренбургнефть», НГДУ «Бузулукнефть» г. Бузулук
Мякишев П.В. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Опыт использования продуктов Wonderware в системах АСУ ТП на площадных объектах ОАО
«Оренбургнефть»……………………………………………………………………………………………………..
27. Мананников С.В. - филиал ЗАО «Шнейдер Электрик», г.Уфа.
Концепция прозрачного производства на базе современных средств автоматизации
компании Schneider Electric………………………………………………………………………………………..
28. Крылов А.М., Хренов М.И. - ООО «Электротехнические системы», г. Москва
Современные аппаратные средства резервирования и сопряжения с системами управления
БД для контроллеров SystemQ (Mitsubishi Electric)………………………………………………………….
29. Неганов О.В. - ООО НПФ «Экситон-автоматика», г. Уфа
Перспективы создания АСУ ТП повышенной надежности и опыт применения контроллеров
Mitsubishi Electric на нефтесборном пункте……………………………………………………………………
30. Минаков А.В. - ОАО «Нефтеавтоматика» г. Уфа
Автоматизированная система пожарообнаружения и пожаротушения на основе контроллера
КСП «Идель»производства ОАО «Нефтеавтоматика»………………………………………………………
31. Ханило П.И., Нуртдинов А.З. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Программно-технический комплекс автоматизации нефтегазоводоразделителя с прямым
подогревом……………………………………………………………………………………………………………..
32. Абдулов Д.Х. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Системы автоматизации подогревателей косвенного нагрева и печей прямого нагрева………..
33. Белоусов М.П. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Интеграция релейной и микропроцессорной автоматики в системе виброконтроля насосных
агрегатов………………………………………………………………………………………………………………..
34. Минаков А.В. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Белоусов Г.Г. - ОАО «ТРЭИ-ГМБХ», г. Новомосковск
Программная реализация цифровых ПИД – регуляторов с обратной связью для объектов с
71
36
37
38
40
44
45
47
48
50
52
52
54
56
59
60
64
малым временем реакции и переходными характеристиками высокого порядка………………….
35. Голубятников М.Б., Сахаров В.В. - ООО НПФ «Экситон-автоматика», г. Уфа
Многофункциональный программно-технический комплекс «СФЕРА»………………………………..
36. Супрун О.Н. - ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа
Автоматизированная система технического учета электроэнергии с элементами управления
электрохозяйством предприятий (АСТУЭ) ОАО «Приволжскнефтепровод»………………………….
37. Фаткуллин А.А., Васильев А.А. - ООО «НПО «Уфанефтегазмаш»
К вопросу модификации измерительных установок продукции нефтедобывающих скважин….
72
65
65
68
68
Научно-техническое издание
Материалы научно-практической конференции 21 мая 2008 г.
АВТОМАТИЗАЦИЯ И МЕТРОЛОГИЯ
В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ
Межрегиональное ОАО «Нефтеавтоматика», Уфа, 2008 г.
Составитель и редактор
Главный менеджер по науке - начальник департамента разработки и внедрения
интегрированных АСУ И.Д. Кизина, к.т.н.
При редактировании максимально сохранены особенности авторского текста.
Верстка
Инженер отдела внедрения ИАСУ А.М. Юрьев
Выпуск
Начальник отдела нормативно-технического обеспечения И.А.Ниязова
Подписано в печать 16.05.08
Тираж 500, заказ № 30
450005, г. Уфа, ул. 50 лет Октября 24, ОАО «Нефтеавтоматика»
73