ЖУРНАЛ «СТА» №2/2001

32 СТА 2/2001 СИСТЕМНАЯ ИНТЕГРАЦИЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ www.cta.ru Нефтяные компании понемногу начи- нают уделять внимание модернизации си- стем автоматики, используемых в добыче нефти и газа. Иногда применяются ста- рые, давно известные подходы, но иногда учитывается и сегодняшний уровень раз- вития средств автоматизации и программ- ного обеспечения. Это и будет рассмотре- но далее. Обычно нефтяная компания (НК) или нефтегазодобывающее предприятие (НГДП) представляет собой иерархичес- кую структуру. На нижних уровнях структуры разворачивается преимущест- венно технологическая деятельность, на верхних — административная, хозяйст- венная, управленческая, организацион- ная, плановая и прочая. Границы наблюдаемых и управляемых технологических процессов для АСУТП— от устья скважины на кусте скважин до пункта сдачи товарной нефти в магист- ральный трубопровод. Водогазонефтяная эмульсия в виде изначально единого пото- ка (с механическими примесями) прохо- дит по различным агрегатам, которые вы- полняют свои функции по изменению па- раметров и свойств потока и превращению его в воду, газ, нефть (рис. 1). Системообразующие элементы АСУ ТП: ● датчики и интеллектуальные преобразо- ватели, ● средства телеметрии, ● вторичные преобразующие и показыва- ющие приборы, ● программируемые логические контролле- ры и их программное обеспечение (ПО), ● персональные компьютеры и их ПО (АРМ специалистов), ● серверы для ведения баз данных реаль- ного времени и для выполнения сервер- ных компонентов ПО АСУ ТП, Диапазон средств реализации задач АСУ ТП нефтедобычи, обычно используемых в проектах с участием специалистов компа- нии IBS, довольно широк: ● от интеллектуальных приборов Fisher Rosemount, радарных уровнемеров Saab, Seltec до отечественных разработок «Гамма 7», «Гамма 8»; ● от известных зарубежных контроллеров Modicon или Scada Pack до «ТК1616», «СТМZ», «СакмарСкат», производи- мых на отечественных предприятиях; ● от зарубежных SCADAсистем InTouch, iFix, Factory Link, GENESIS32 до их оте- чественных аналогов «Телескоп+», «Trace Mode» или «КРУГ 2000». Применяемые технические средства, ра- зумеется, зависят от конкретной ситуации в каждом проекте АСУ ТП. К РИТЕРИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ И РЕШАЕМЫЕ ЗАДА Ч И Вот некоторые параметры, по значению которых можно судить об успешности функционирования АСУ ТП: ● соответствие нефти принятым стандар- там качества; ● минимальные временные и финансовые затраты на поддержание технологичес- ких процессов; ● своевременное и полное информирова- ние оперативного и управленческого персонала о ситуациях, с которыми АСУ ТП не справляется самостоятельно; ● отсутствие аварий, экологического ущерба; ● минимальное вовлечение персонала в процесс управления механизмами и аг- регатами при ведении процесса (автоно- мизация АСУ ТП при возможности); ● минимальное количество или сущест- венное уменьшение доли технологичес- ки немотивированных действий персо- нала. В целом АСУ ТП должна воспринимать сформированный планмероприятий и рег- ламент работы оборудования по добыче и выполнять автоматизированную поддерж- ку необходимых бизнеспроцессов с мини- мальной себестоимостью. Для этого необ- ходимо реализовать целый ряд функций. ● Сбор информации от кустов и ДНС (до- жимных насосных станций), УПСВ (ус- тановки предварительного сброса во- ды), БКНС (блочных компрессонона- сосных станций), электрических рас- пределительных станций. ● Промежуточное хранение информации. Данные из подсистем АСУ ТП поступа- ют, как правило, не одновременно, тре- буют взаимной проверки и увязки. С этой целью организуется промежуточное кратковременное хранение данных пе- ред их согласованием и агрегированием. ● Унификация информации. Все данные приводятся к единой системе классифи- каторов, кодов, структур и справочни- ков. Унификация происходит на уровне корпоративных, международных стан- дартов и т. п. Кроме того, данные преоб- разуются к принятым единицам измере- ния. ● Интеллектуальное агрегирование ин- формации (с очисткой, выбраковкой случайных, флуктуационных данных). Некорректные и противоречивые дан- ные уточняются и согласуются. ● Эргономичная многоэкранная визуали- зация с возможностью детализации по желанию оператора и предоставление информации потребителям. В соответ- ствии с запросами пользователей и лиц, ответственных за принятие управленче- ских решений, осуществляется выбор необходимых данных. ● Сведение агрегированных данных на су- первизорный уровень (диспетчерский пункт промысла) или в «ситуационную комнату уровня» (обычно это ЦДУ). ● Хранение информации (трендов пара- метров). Целью хранения данных слу- жит накопление исторических данных, которые необходимы для проведения ретроспективного анализа, выявления тенденций и прогноза. ● Подготовка данных для проведения спе- цифических расчетов вне АСУ ТП или проведение таких расчетов в тех случаях, когда необходимые вычислительные ал- горитмы реализованы в «теле» АСУ ТП (например, регулирование). ● Процедуры анализа трендов по апертур- ному принципу или с привлечением операторатехнолога. ● Процедуры поддержки принятия опера- тивных технологических решений с предварительной оценкой их экономи- ческих последствий (перезапуск некон- диционной нефти на второй цикл под- готовки или слив в дренаж  типичные ситуации, требующие такой оценки). ● Генерация заявок в систему верхнего уровня на проведение бизнеспроцессов на основе собранной информации о со- стоянии и наработке технологического оборудования. ● Отчетность перед системой верхнего уровня в согласованных терминах. Кроме функциональных требований, выделяют группы требований по способам АСУ ТП для нефтедобывающего предприятия Дмитрий Казанский