Система предназначена:
• для учета добываемой нефти и закачиваемой технической воды в нефтеносные пласты на всех месторождениях двух НГДУ относящихся к АО «Эмбамунайгаз». Система обеспечивает отображение на АРМ в центральной диспетчерской (расположенной в ЦИТС НГДУ) всех регистрируемых на локальных АРМ (расположенных на месторождениях) параметров: расход нефти и воды, уровень в резервуарах, температуры, параметры систем телемеханики и пр.
• для автоматизации процесса сбора и отображения информации о работе технологического оборудования нефтепромыслов, учета продукции добывающих скважин и объема закачки воды в нагнетательные скважины;
• для обеспечения централизованного контроля технологического процесса сбора и подготовки нефти;
• для сбора, хранения обработки технологической информации, поступающей с месторождений, сборных пунктов, установок подготовки нефти, и представления этой информации в виде видеокадров и форма отчетной документации о работе этих объектов за различные периоды времени с целью автоматизации деятельности специалистов нефтегазодобывающего управления «Кайнармунайгаз» и НГДУ «Доссормунайгаз» АО «Эмбамунайгаз».

Система внедрялась в 2014 году на месторождениях НГДУ «Кайнармунайгаз» (м/р В.Молдабек, м/р С.Котыртас, м/р Б.Жоламанова, м/р Уаз, м/р Кондыбай) и НГДУ Доссормунайгаз (м/р «В.Макат», м/р «Ботакан», м/р «Карсак», м/р «Байчунас», м/р «С.Жолдыбай», м/р «Алтыкуль», м/р «Кошкар», м/р «Бек-Бике», м/р «Сагиз», м/р «Танатар»).
Месторождения располагаются в Атырауской области.

Цель

Целью создания системы учета является:
• повышение качества конечной продукции (товарной нефти) за счет повышения к.п.д., надежности и эффективности работы технологического оборудования нефтепромыслов, сборных пунктов и установок подготовки нефти;
• повышение оперативности и качества учета добываемой продукции скважин и подготавливаемой товарной нефти;
• снижение вероятности возникновения аварийных ситуаций с технологическим оборудованием;
• облегчение условий работы эксплуатационного персонала;
• обеспечение сохранности технологического оборудования путем дистанционного контроля за доступом в технологические и щитовые помещения.

Структура системы

В ходе реализации проекта внедрены две подсистемы в два НГДУ. Структура каждой из подсистем описана ниже.

1-й уровень – уровень возникновения информации.
Включает в себя КИП.
В ходе реализации проекта в НГДУ «Кайнармунайгаз» установлено 2 новых ультразвуковых расходомера и 3 новых электромагнитных расходомера, в НГДУ «Доссормунайгаз» было установлено 6 новых кориолисовых расходомеров и 7 новых электромагнитных расходомеров. Электромагнитные расходомеры установлены для учета воды, кориолисовы и ультразвуковые расходомеры установлены для учета нефти.
Также осуществлены сбор и передача данных о расходе с существующих расходомеров (5 расходомеров в НГДУ «Кайнармунайгаз» и 9 в НГДУ «Доссормунайгаз»).

2-й уровень – уровень сбора данных о технологическом процессе.
Включает в себя шлюзы HART/ModbusTCP и модули удаленного ввода-вывода. Данное оборудование расположено в шкафах по местам установки расходомеров. Основной задачей данного оборудования является сбор данных со всех вышеуказанных расходомеров посредством запросов по протоколу HART либо посредством подсчета импульсов с расходомеров, а также передача данных по сети на локальный АРМ оператора технолога.

3-й уровень – уровень локальной сети передачи данных по месторождению.
Включает в себя модули беспроводной передачи данных. На базе данных модулей организована сеть с передачей данных посредством протокола Modbus TCP. При помощи данной сети обеспечивался обмен информацией между 2-м и 4-м уровнем.

4-й уровень – уровень человеко-машинного интерфейса (MMI) на месторождении.
Включает в себя АРМ оператора-технолога на базе персонального компьютера. А также SCADA-систему, развернутую на базе данного ПК. На данном АРМ в удобном для восприятия оператором виде отображается информация, поступающая с расходомеров. В SCADA-системе было реализовано несколько экранов. Экран мнемосхемы на котором отображается текущее состояние датчиков расхода. Экран архива, в котором осуществляется построение таблиц для возможности осуществления анализа по расходу и прочим параметрам (плотность, обводненность нефти и пр.) за определенный период времени. Экран трендов, в котором осуществляется построение графиков для возможности анализа динамики изменения параметров измеряемых расходомерами (мгновенный и накопленный расход, плотность жидкости, температура и пр.).
В НГДУ «Доссормунайгаз»: развернуто 6 новых АРМ операторов, а также доработаны проекты SCADA-систем для отображения информации с расходомеров на 4-х существующих АРМ операторов.
В НГДУ «Кайнармунайгаз»: развернуто 5 новых АРМ операторов, а также доработаны проекты SCADA-систем для отображения информации с расходомеров на 3-х существующих АРМ операторов.

5-й уровень – уровень сети передачи данных между компьютерами НГДУ.
Включает в себя существующую радиорелейную сеть НГДУ.

6-й уровень – уровень человеко-машинного интерфейса (MMI) в центральной диспетчерской.
Включает в себя сервер сбора данных и АРМ оператора технолога на базе персонального компьютера расположенный в ЦИТС каждого НГДУ. А также SCADA-систему развернутую на сервере и на АРМ оператора-технолога. Ниже приведены скриншоты мнемосхемы с АРМ центральной диспетчерской двух НГДУ.

Главный экран НГДУ «Доссормунайгаз».

Производные экраны НГДУ «Доссормунайгаз».

Главный экран НГДУ «Кайнармунайгаз».

Производные экраны НГДУ «Кайнармунайгаз».