«ЛУКСАД» разрастается на площадях Кумколя15.05.1999

Журнал “Нефть России” май 1999

Выбор системы телемеханики был сделан правильно

Алик АЙДАРБАЕВ, генеральный директор ЗАО «Кумколь-ЛУКОЙЛ», Ринат НУРИАХМЕТОВ, главный специалист по АСУ ЗАО «Кумколь-ЛУКОЙЛ», Алексей СЕВОСТЬЯНОВ, технический директор ЗАО «ПКБ АСУ-нефть».

Риск - благородное дело

В № 11 журнала «Нефть России» за 1997 г в статье «ЛУКСАД» прижился на месторождении Кумколь» мы писали о проведенном нами анализе различных нефтепромысловых систем телемеханики с целью выбора оптимальной для объектов этого месторождения. Мы проанализировали системы SCADA фирм: Fisher-Rosemount, «Авитрон-Ойл» (г. Уфа), НПО «Интротест» (г. Екатеринбург), ТОО «Инсист Автоматика» (г. Омск) и ПКБ «АСУ-Нефть» (г. Тюмень). Мы, можно сказать, пошли на определенный риск, остановив свой выбор на системе «ЛУКСАД», разработанной и производимой двумя последними упомянутыми фирмами. Этот риск был обусловлен тем, что мы и ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» были первыми, кто «осмелился» внедрять у себя доселе неизвестную в России и в странах СНГ систему.

Двухлетний опыт эксплуатации системы продемонстрировал ее высокую надежность. Например, за все это время, то есть примерно за 9000 часов непрерывной работы в сложных климатических условиях (резкие колебания годовых и суточных температур, чрезвычайно высокая запыленность мест установки аппаратуры и др.) не. вышел из строя ни один из элементов «сердца» системы - интеллектуальных контроллеров TeleSAFE, осуществляющих сбор и обработку информации на уровне технологических объектов и в большой степени определяющих надежность системы в целом. То есть пристальное око технолога промысла было постоянно вооружено тонким и «всевидящим» инструментом, что несомненно, повысило оперативность и качество управления нефтедобывающим производством и, в конечном итоге, дало и будет давать впредь ощутимый экономический эффект.

Таким образом, можно констатировать тот факт, что наш риск в выборе системы «ЛУКСАД» был вполне оправдан В этой связи уместно здесь напомнить об актуальном решении, принятом осенью прошлого года на совещании специалистов смежных отраслей промышленности по проблеме повышения эффективности работы механизированного фонда скважин ОАО «ЛУКОЙЛ». На этом совещании, в частности, было решено: «Считать целесообразным дальнейшее совершенствование и внедрение системы автоматизации процессов добычи нефти и газа типа «ЛУКСАД» (см. статью «Когда плоскости пересекаются» в журнале «Нефть России», № 1, 1999г)

«ЛУКСАД»-постоянно развивающаяся система по Стандарту «ЛУКОЙЛа»

В начале 1998 г. в нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» произошло одно важное событие, которое подтверждает правильность нашего выбора системы автоматизации нефтедобычи. Мы имеем в виду разработку и введение в действие приказом президента компании Стандарта ОАО «ЛУКОЙЛ» “СТП-01-007-97. Автоматизированная система управления технологическими процессами нефтегазодобычи. Основные положения”. В этой связи важно проследить, как внедренная система соответствует данному Стандарту и в каком направлений она развивалась и совершенствовалась за прошедший период времени.

В полном соответствии с решением упомянутого совещания мы в достаточно короткие сроки разработали и успешно внедрили в прошлом году важный проект развития системы «ЛУКСАД» с целью охвата ею самых «главных» объектов на месторождении Кумколь - групповых установок добычи нефти. При работе над проектом со всей очевидностью подтвердилась правильность выбранной стратегии построения системы, основанной на соответствии стандартам «открытых систем». «Открытые системы» предполагают соблюдение международных стандартов на электрические, информационные и программные интерфейсы. Это важное требование четко зафиксировано в пункте 7.1.3. упомянутого Стандарта. Именно соответствие системы «ЛУКСАД» этому требованию позволило безболезненно и в кратчайшие сроки внедрить вторую очередь системы, которая базируется на самых последних версиях программных продуктов и модификациях контроллеров. То есть «разрастание» «ЛУКСАДа» происходило без коренной ломки того, что уже «прижилось» на земле Кумколя. А ведь известно, что наибольшие средства и время расходуются на всякого рода «переделки» и «перестройки» хозяйства…

Как выглядит «ЛУКСАД» сегодня?

Объектами автоматизации второй очереди системы являются групповые установки добычи нефти (ГУ), включающие в себя следующие технологические аппараты и блоки: буферную емкость Е-1; сепаратор Е-2; дренажную емкость; поршневые насосы НБ-32, НБ-125; подогреватель нефти ПП-0,63; автоматическую групповую замерную установку (АГЗУ); водораспределительный пункт (ВРП); узел учета нефти; узел учета газа; локальную операторную (ЛО). В структуре системы (рис. 1) можно выделить следующие компоненты:

  • локальные системы контроля и управления (СКУ) групповыми установками добычи нефти;
  • систему телемеханики объектов ППД;
  • рабочую станцию оператора БКНС-2;
  • диспетчерский пункт системы.

Система телемеханики объектов ППД включает в себя: локальные системы контроля и управления БКНС-2 и водозаборных скважин, рабочую станцию оператора БКНС-2. Эти объекты были внедрены в рамках первой очереди и описаны в вышеупомянутой статье в 11-м номере журнала «Нефть России» за 1997 г.

Локальная система контроля и управления ГУ представляет собой шкаф с установленными в нем микропроцессорным контроллером, клеммными зажимами, трансформатором, автоматическим выключателем и т. д. Шкаф монтируется в локальной операторной ГУ. Основой СКУ ГУ является новый интеллектуальный контроллер SCADAPack® фирмы Control Microsystems® (Канада), который создан как новая версия весьма надежного и неприхотливого контроллера TeleSAFE, используемого для контроля и управления БКНС-2. К шкафу подключаются кабели от датчиков, установленных на технологическом объекте. Часто неполадки в работе систем автоматизации связаны, казалось бы на первый взгляд, с достаточно простой проблемой - отсутствием контактов при подключении внешних кабелей. Для повышения надежности клеммных соединений применены безвинтовые клеммные зажимы фирмы WAGO - создателя и мирового лидера технологии безвинтовых зажимов.

В дальнейшем предполагается использовать интеллектуальные датчики с HART протоколом, что позволит значительно снизить затраты кабельной продукции и количество дорогостоящих приборов - искробезопасных барьеров.

Функции диспетчерского пункта системы выполняются операторской станцией на базе промышленного компьютера, установленного в помещении центрального диспетчерского пункта (ЦДП) нефтепромысла.

Обмен между СКУ ГУ и диспетчерским пунктом осуществляется по двухпроводной линии связи. Для передачи данных используются модемы стандарта BELL 202.

Связь диспетчерского пункта с рабочей станцией системы телемеханики объектов ППД осуществляется по выделенному телефонному каналу с применение высокоскоростных модемов COURIER (US Robotics). Таким образом, все параметры работы системы телемеханики ППД доступны диспетчеру промысла, а сама система органично вписывается в структуру второй очереди.

Функции системы

В соответствии со структурой функции системы распределены следующим образом.

На уровне групповой установки локальная СКУ выполняет функции контроля, сигнализации, противоаварийной защиты и управления основными технологическими параметрами, предусмотренными разделом 6 упомянутого выше Стандарта АСУТГ нефтегазодобычи.

Диспетчерский пункт системы выполняет следующие функции:

  • сбор информации с СКУ групповых установок и системы телемеханики объектов ППД, регистрацию текущих значений технологических параметров:
  • сигнализацию об отклонениях - технологических параметров, за аварийные и технологические границы;
  • телеуправление АГЗУ:
  • ведение базы данных;
  • наглядное представление хода технологического процесса;
  • хранение и архивацию информации по замерам технологических параметров, по изменению состояния оборудования, аварийной сигнализации:
  • обслуживание информационных запросов пользователей в диалоговом режиме;
  • формирование регламентных отчетных документов.

Существует практическая возможность доступа в любой момент времени к данным системы со стороны клиентов локальной сети промысла, а также посредством удаленного доступа по коммутируемому телефонному каналу.

Система формирует выходные документы – сводки, отображающие в текстовой или графической форме значения технологических параметров и изменение их во времени. Сводки генерируются за произвольный промежуток времени и могут выдаваться на экран или принтер.

Система позволяет, в частности, формировать следующие сводки:

  • замеры дебитов жидкости по скважинам АГЗУ;
  • замеры расхода газа по скважинам АГЗУ;
  • откачка жидкости с ГУ;
  • замеры расхода газа с ГУ;
  • расход воды по ВРБ;
  • изменение состояния насосов откачки ГУ;
  • текущее состояние насосов откачки ГУ;
  • текущее состояние аппаратных средств.

Программное обеспечение системы «ЛУКСАД»

Разработка прикладного программного обеспечения - самая трудоемкая часть при создании проекта. Как известно, не бывает программ без ошибок. Для уменьшения количества неизбежных ошибок упор был сделан на применение стандартных программных пакетов для создания SCADA приложений.

Важнейшая функция программного обеспечения - создание дружественного пользовательского интерфейса - способа взаимодействия пользователя с системой, основанного на использовании графических образов, вложенных окон, понятного и не требующего значительных затрат времени на обучение. Это преимущество системы наглядно иллюстрируется рабочим окном групповой установки добычи нефти, воспроизводимой на экране монитора (см. рис. 2). На создание пользовательского интерфейса может быть потрачено до 60% затрат труда программистов. Применение программного продукта InTouch™, входящего в состав интегрированного пакета FactorySuiie фирмы Wonderware, позволило резко снизить затраты труда и ускорить внедрение второй очереди системы. Это важное требование также предусмотрено Стандартом АСУ ТП нефтегазодобычи (пункт 7.3.3.).

В качестве операционной системы была выбрана WINDOWS NT компании Microsoft - де-факто стандарт в области промышленной автоматизации (см. пункт 7.3.1. Стандарта на АСУ ТП).

Вся принимаемая с технологических объектов информация хранится в базе данных. Доступ к информации осуществляется при помощи механизма ODBC (стандарта открытого подсоединения к базам данных). Таким образом, любая программа, которая входит в состав диспетчерского пункта (сводки, отчеты) или написанная сторонним разработчиком. может функционировать в рамках системы, если в ней использован механизм ODBC.

Подводя итог вышесказанному, можно сделать следующий основополагающий вывод: техническая политика в области автоматизации, основанная на поэтапном внедрении и расширении системы “ЛУКСАД” при соблюдении принципов «открытых систем» и Стандарта ОАО «ЛУКОЙЛ» по АСУ ТП нефтегазодобычи, позволила с минимальными затратами времени и материальных средств включить в нее новые объекты и выполнять новые функции, обеспечивая при этом совместимость с ранее внедренными объектами.