«Компьютеризация процессов хранения и транспортировки нефти и газа»

Реферат по информатике «Компьютеризация процессов транспортировки и хранения нефти и газа» ФТПУ 7.1-21/1 Федеральное агентство по образованиюГосударственное профессиональное учреждение Высшего профессионального образованияТомский политехнический университетКафедра информатики и проектирования системРеферат на тему «Компьютеризация процессов хранения и транспортировки нефти и газа»Выполнили: Вертинская О.(гр.2Б53) , Лукьянова Е.(гр.2550), Лебедева А.(гр.2Б53). Принял: доцент, к.т.н. Хамухин А.А.Томск – 2006 Содержание Содержание 2Введение 3Модернизация компании «Негуснефть» 4Заключение 8Литература 9 Введение Развитие науки о нефти и газе сейчас переживает переломный момент: невиданный размах компьютеризации и информатизации всей инфраструктуры, связанной с поиском, разведкой и разработкой месторождений, внедрением фундаментальных разработок в технику и технологию добычи и транспортировки углеводородов дает возможность перейти к инновационному этапу развития нефтяной и газовой промышленности РоссииИстория технологического развития нефтяной промышленности России связана с добычей легкой, маловязкой и малосернистой нефти из природных резервуаров с хорошими коллекторскими параметрами (с более полным и легким извлечением нефти). Естественно, что в первую очередь осваивались неглубоко залегающие нефтяные месторождения с редко встречающимися аномально высокими пластовыми давлениями и температурами. В этих условиях эффективнее было использовать технологии заводнения, в которых нефтяники достигли впечатляющих результатов. И сегодня в добыче более 95% нефти России используется заводнение, обеспечивающее максимальную степень извлечения углеводородов.По мере истощения легкодоступных ресурсов приходилось сталкиваться с тяжелой вязкой нефтью и нетрадиционными коллекторами. Увеличивались глубины бурения, залежи с аномально высокими давлениями и температурами встречались все чаще. Технологические проблемы нефтяной и газовой промышленности стали особенно явными в середине 80-х годов прошлого века, совпав с экономическими и политическими преобразованиями в нашей стране. Все это сказалось на резком снижении добычи нефти в начале 90-х годов.Многие нефтегазодобывающие компании начали переходить на компьютеризированные и автоматизированные технологии для повышения добычи нефти. [1] Содержание^ Модернизация компании «Негуснефть» Рассмотрим, как шел процесс компьютеризации и оснащения новыми техническими возможностями предприятия на примере компании “Негуснефть”.С 1993 года нефтяная компания “Негуснефть” ведет разработку Варынгского нефтяного месторождения, занимается разведкой, добычей, транспортировкой, хранением и реализацией нефти и нефтепродуктов. Сегодня нефтяная компания “Негуснефть” оснащена по последнему слову техники: новейшее технологическое оборудование, современные системы замера и контроля, полная компьютеризация, своя телефонная станция пятого поколения, система телемеханики, подобной которой нет в регионе, специализированный автотранспорт. До внедрения SCADA TRACE MODE на объектах нефтяной компании “Негуснефть” автоматизация носила локальный характер. Самой продвинутой из используемых на тот момент АСУТП была система телемеханики нефтяного месторождения, функционирующая под управлением ОС MS-DOS. Были попытки внедрения SCADA на базе QNX для автоматизации дожимных насосных станций (ДНС) и кустовых насосных станций (КНС), но они закончились неудачно. Развитие системы своими силами не представлялось возможным, поэтому было принято решение привлечь системного интегратора, в роли которого выступила московская фирма АТ, авторизованный системный интегратор компании АдАстра.Выбор программной платформы для автоматизации был однозначным – зарубежные продукты сопоставимой со SCADA TRACE MODE функциональности были заведомо дороже. [2] В качестве аппаратной основы компания АТ использовала контроллеры M2000 собственной разработки. Таким образом, первая АСУТП, обладающая полноценным операторским интерфейсом, в “Негуснефть” была основана полностью на российских технологиях.Первая АСУТП на основе SCADA TRACE MODE была введена в промышленную эксплуатацию в 1999 году и обеспечивала автоматизацию всего одной дожимной насосной станции Варынгского месторождения. Один программируемый контроллер М2000 обеспечил ввод информации с 45 дискретных и 55 аналоговых датчиков. В АСУТП дожимной насосной станции было использовано всего 82 канала, включая служебные, и здесь нет никакой ошибки, дело в том, что SCADA TRACE MODE позволяет уплотнять до 16 дискретных сигналов в одном канале. Рабочее место оператора ДНС было одно, клиент-серверная архитектура TRACE MODE не задействовалась. Отчеты создавались при помощи простейшей программы на Visual Basic, которая получала данные по 40 основным каналам от Монитора реального времени TRACE MODE через DDE-интерфейс и каждые два часа создавала файл отчета в формате Excel. Полученные файлы отчетов персонал дожимной насосной станции отправлял по модему в НГДУ.Такая система имела много недостатков, но позволила инженерам службы автоматизации познакомиться с идеологией SCADA, и с этой задачей блестяще справилась. Операторы дожимной насосной станции впервые смогли “увидеть” весь объект на одном экране монитора, управлять процессом стало на порядок легче. Отпала необходимость выходить из операторской за каждым показанием манометра, что в условиях Севера немаловажно. Одна основная экранная форма АСУТП ДНС  заменила целую стену вторичного оборудования с многочисленными индикаторами, облегчив молодым сотрудникам понимание технологии.Уже через полгода эксплуатации руководство нефтяной компании “Негуснефть” решило применять SCADA TRACE MODE в качестве основы всей системы автоматизации производства. [2] Следующим шагом стало приобретение программ SCADA TRACE MODE для автоматизации системы телемеханики нефтяного месторождения. При этом, руководство компании, воодушевленное прошлогодними успехами, не остановилось на покупке одного Монитора реального времени (МРВ) TRACE MODE на 32000 каналов, в заказ были включены сетевые графические консоли NetLink Light, дополнительная инструментальная система (разработка велась в профессиональной версии) и сервер документирования. Новая система телемеханики нефтяного месторождения пришла на смену старой DOS-системы вместе с новыми полевыми контроллерами М2000. Основой АСУТП стал МРВ TRACE MODE. К нему подключен мастер-контроллер (диспетчер), который  по радиоканалу опрашивал все удаленные технологические объекты: ГЗУ (групповые замерные установки), БГ (блоки гребенок), МФ (мех. фонд – группы из нескольких ЭЦН). Несмотря на низкую скорость обмена по радиоканалу – 2400bps, за счет оптимизации потоков данных и использования технологии групповых запросов удалось добиться существенного сокращения цикла опроса по сравнению со старой системой телемеханики, которая запрашивала параметры индивидуально. В результате оперативность оповещения диспетчера о наличии аварийных ситуаций на удаленных объектах выросла примерно в 5 раз. Параллельно с вводом в эксплуатацию новой системы телемеханики нефтяного месторождения инженеры “Негуснефть” получили возможность поэкспериментировать различными модулями SCADA TRACE MODE. Научившись привязывать графику к входам датчиков, работающие вахтовым методом сотрудники департамента автоматизации, увлеклись этим настолько, что в конце каждой вахты руководство нефтяной компании “Негуснефть” получало новые экранные копии графических форм. Это, как и ожидалось, ускорило внедрение модуля TRACE MODE Cупервизор. Чуть позднее энтузиазм сотрудников службы автоматизации перенесся на Редактор шаблонов и Сервер документирования. Руководство “Негуснефть” с пониманием отнеслось к необходимости повышения квалификации своих сотрудников. После ввода новой системы телемеханики нефтяного месторождения на базе TRACE MODE в эксплуатацию двое из них прошли обучение в Учебном центре Adastra. Внедрение следующего объекта – АСУТП кустовых насосных станций прошло уже без личного участия системных интеграторов, силами предприятия. Помимо очевидного роста числа автоматизированных объектов, необходимо отметить и повышение качества АСУТП. Показания каждого датчика стали доступны в виде графиков и таблиц, благодаря чему выявились огрехи монтажа оборудования – отсутствие заземления, наводки на информационные кабели, следующие за ними ложные тревоги и срабатывания, дребезг аналоговых сигналов, взаимное влияние датчиков – все это “всплыло на поверхность”, и было постепенно устранено.В довершение всего новая АСУТП “заговорила” – на каждую аварийную ситуацию было создано речевое сообщение, в результате чего конечный пользователь был избавлен от необходимости постоянно смотреть в монитор В настоящее время на предприятиях нефтяной компании “Негуснефть” с помощью SCADA TRACE MODE автоматизированы все существующие жизненно важные объекты нефтяной добычи, дальнейшее наращивание системы идет в ногу с вводом новых объектов, благо в регионе идет активное бурение и строительство .За 4 года внедрения и эксплуатации телемеханических АСУТП на базе SCADA TRACE MODE в нефтяной компании “Негуснефть” была доказана их надежность, простота и, в то же время, функциональность и масштабируемость. Сейчас “Негуснефть” планирует выйти на новый уровень автоматизации – интеграцию с системами учета основных фондов и планирования добычи.[2]Средняя норма сохранности трубопроводов составляет 30 лет. Однако ее конкретное значение зависит от почвы, климата и других факторов. Основная причина аварий – человеческий фактор (около 70%), и только 14% происходит из-за коррозионного износа. В то же время имеющиеся диагностические средства могут точно предсказать развитие аварийной ситуации, что дает возможность своевременно провести ремонт. Тем не менее если авария произошла, то автоматика посылает сигнал на диспетчерский пульт уже при потере давления до 5% и указывает на «неблагонадежный» участок, а посредством обратной связи может его аварийно перекрыть. Стоимость системы составляет 7,5 тыс. долл. для защиты одного погонного метра магистрального трубопровода и 5,5 тыс. долл. – для промыслового. На полное оснащение трубопроводного транспорта в России системами автоматизации требуется 1,5 млрд долл. для магистральных сетей и 200 млн долл. – для промысловых. [3] Содержание Заключение Компьютеризация современных нефтегазодобывающих предприятий, как в нашей стране, так и за рубежом набирает обороты. Связанно это с увеличением потребления продуктов нефтегазовой промышленности, истощением запасов месторождений нефти и газа, нарастающей труднодоступностью, трудоемкостью и энергоемкостью добычи, транспортировки и хранения нефти и газа, требующих все более высоких и модернизированных технологий, в частности компьютеризации и автоматизации предприятий. Прогноз аналитических организаций говорит в пользу тенденции перехода нефтегазодобывающих предприятий на полностью компьютеризированное управление. Каждый год в нашей стране и за рубежом проводится множество конференций по проблемам оснащения новыми компьютерными технологиями нефтегазодобывающих предприятий. Проблема компьютеризации процессов транспортировки и хранения нефти и газа наиболее актуальна на сегодняшний день .Связано это с огромными расстояниями между нефтегазоносными месторождениями и увеличивающимися с геометрической прогрессией потребителями. Например, недавно прошла конференция диагностики электрооборудования газораспределительных и компрессорных станций на ряде предприятий в составе ОАО “Газпром”. [4] Она разрешила некоторые проблемы, связанные с автоматизацией и компьютеризацией транспортировки нефти и газа, что позволит снизить риск аварий, приводящих к огромным убыткам, уменьшить стоимость транспортировки нефти, а также уменьшить загрязнение окружающей среды, если подобные аварии будут иметь место. Содержание Литература http://www.worldenergy.ru/mode.1349-id.7138-type.html – журнал «мировая энергетика» – июнь 2004 2. http://www.adastra.ru/apps/oil/negusneft/ – нефтяная промышленность на сайте Trace Mode 3. http://www.worldenergy.ru/mode.1369-id.23482-type.html – журнал «мировая энергетика» ноябрь 2004 4. http://www.intma.ru/index.php?topic=4_4 – новости АСУПТСодержание Документ: стр. из Дата разработки: 25.05.2006Выполнила : ст. гр. 2Б53 Вертинская О.В. Принял : доц Хамухин А.А.