Эксплуатация объектов нефтегазового комплекса неразрывно связана с накоплением и обработкой огромного количества информации. Применение данных, не отвечающих современным требованиям, чревато возникновением дополнительных рисков в плане обеспечения безопасности и финансовой стабильности предприятия. В плане оперативного реагирования на изменения ситуации немаловажным фактором является организация системы управления информационными потоками.
Одним из условий улучшения управления и повышения эффективности деятельности объектов нефтегазового сектора является внедрение технологий, позволяющих структурировать, консолидировать и актуализировать информацию о данных объектах. Научный и технический прогресс позволяет предоставлять обслуживающему персоналу полную картину происходящих процессов на предприятии в режиме реального времени.
Основные задачи, стоящие перед эксплуатирующими организациями, позволяют сформировать модель информационной системы, включающей в себя следующие блоки:
- «Визуальное представление данных». Этот блок позволяет работать с различными данными во всевозможных форматах, к которым относятся чертежи, технологические схемы, 3D-модели, электрические схемы и прочее. Разработка данного блока требует решения проблемы совмещения систем автоматизированного проектирования по различным специализациям, а также проблем, возникающих при совмещении графических данных, полученных из программ различных производителей.
- «Система автоматизированного проектирования» позволяет актуализировать вновь поступающую информацию об объектах на информационных моделях, разработанных в предыдущие годы. Такой подход позволяет создавать единое информационное пространство для конкретного объекта.
- «Технический документооборот» предназначен для обеспечения упорядоченного движения информации путем предварительного задания стандартных направлений передвижения данных. Это обеспечивает хранение и накопление данных, а также автоматизацию подготовки различных отчетных документов.
- «Диагностика, обследование, мониторинг». Данный блок имеет несколько подсистем. Подсистема «Диагностические обследования» позволяет обрабатывать данные, полученные специалистами в ходе диагностических мероприятий. Подсистема «Интеграция с системами КИПиА» позволяет осуществлять обмен информацией с устройствами КИПиА. Дело в том, что на одном объекте может применяться несколько отличных друг от друга система автоматики. Назначение данной подсистемы связано с комплексным анализом информации различных систем КИПиА. Подсистема «Регулярные обходы и осмотры» предназначена для организации регулярности обходов и осмотров технологического оборудования. Принцип работы подсистемы связан с нанесением на каждый подвергающийся осмотру объект специального штрих-кода. Путем считывания этой метки обслуживающий персонал заносит актуальные показания, которые автоматически попадают в систему. Такой подход позволяет принимать решения в оперативном режиме и осуществлять мониторинг состояния каждого объекта.
- «Ремонты». Основной функцией данного блока является информационное сопровождение ремонтных работ и технического обслуживания. Здесь же собрана история осуществленных и планы-графики будущих ремонтов. Имеется также возможность составления прогнозов, учитывающих информацию об осуществленных работах и данные нормативной литературы. Данный блок позволяет значительно сокращать вероятность возникновения аварийных неисправностей.
- «Интеграция с ERP». Этот блок представляет особую значимость при планировании и оптимизации денежных расходов на эксплуатирующем предприятии. Информационная система при этом позволяет вести полный учет качества и количества технологических объектов, а также планировать выполнение определенных работ. Данная система позволяет оптимизировать процесс закупок и управления имеющимися ресурсами, что способствует минимизации издержек.
- «Планирование». Данный блок содержит в себе информацию полного спектра планируемых работ в масштабах определенного эксплуатационного объекта.
- «Выдача заданий». Необходимость внедрения данного блока объясняется тем, что эксплуатирующая организация в своей деятельности неразрывно связана с различного рода смежными организациями. Данные субподрядные организации выполняют определенные работы, касающиеся деятельности эксплуатируемого предприятия. Для обмена информацией и определения конкретных задач существует данный блок, позволяющий сторонним организациям получать доступ только к конкретной информации и передавать данные о выполненных работах с помощью единого устройства.
- Блок «Тренажеры и симуляторы» предназначен для технического сопровождения различных тренажеров, позволяющих изучать объекты и технологические процессы в условиях максимально приближенных к реальным.
Построение информационной системы предполагает применение подхода, ориентированного на конкретный объект, который считается самостоятельным объектом и обладает определенным набором связей.
В качестве примера можно рассмотреть взаимосвязи объектов системы. На объект «Насос» имеется определенный набор технических документов, паспорт, а также на него определены задачи по осуществлению обходов, осмотров, диагностических мероприятий. Кроме этого, объект «Насос» входит в участок, который подлежит модернизации.
Для реализации данной информационной системы на сегодняшний день имеются такие программы, как Intergraph SPO или AvevaNet.
Применение предлагаемой системы позволяет значительно сократить риски возникновения внештатных и аварийных ситуаций, а также сократить расходы на вероятные поломки и остановы. Кроме того, будет обеспечена полная прозрачность в плане контроля и управления ресурсами организации, а также налажено взаимодействие со сторонними субподрядными организациями.
Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.
Вам понравилась статья? Не хотите пропускать новые? Тогда подпишитесь на RSS или получайте новые статьи мгновенно на электронную почту
Основным назначением информационно-управляющих систем (ИУС) является автоматизированный контроль и управление основными и вспомогательными технологическими процессами, противоаварийная и противопожарная защиты оборудования, контроль загазованности в помещениях и на площадках объектов разрабатываемого производства, интеграция технологических объектов в единый комплекс.
Состав информационно-управляющей системы определяется техническим заданием и в общем случае содержит следующие компоненты:
- автоматизированные системы оперативно-диспетчерского управления;
- автоматизированные системы управления технологическими процессами;
- системы противоаварийной защиты;
- системы автоматического пожаротушения и контроля загазованности;
- системы телемеханики;
- автоматизированные системы управления энергообеспечением.
Внедрение информационно-управляющих систем является особенно актуальным для промышленных объектов, расположенных в труднодоступных районах со сложными климатическими условиями. Центром созданы ИУС для газоконденсатных, газовых и нефтяных месторождений (Мыльджинское, Губкинское, Уренгойское, Восточно-Таркосалинское, Ханчейское, Юрхаровское и др.).
Ниже представлен перечень разработанных и внедренных НИЦ Инкомсистем информационно-управляющих систем с описанием примененного оборудования и количеством обрабатываемых сигналов. Перечень разбит на следующие категории:
- Объекты добычи и транспорта нефти, газа и газового конденсата;
- Объекты нефтегазоперерабатывающего комплекса и химической промышленности;
- Объекты переработки газоконденсата
Полный актуальный перечень выполненных проектов доступен на странице Выполненные проекты (ссылка открывается в новом окне).
Объекты добычи и транспорта нефти, газа и газового конденсата
|
№ |
Наименование |
Заказчик |
год |
|
1 |
Информационно-управляющая система Мыльджинского газоконденсатного месторождения АСУТП УКПГ, АСУТП УДСК, АСУ ШФЛУ, АСУ котельной, АСУ водозаборных сооружений, система телемеханики, производственно-диспетчерская служба (I, II, III очереди) Система управления: Fisher-Rosemount EMERSON RS3, EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 4350 |
АО «ГАЗПРОМ» АО «Томскгазпром» |
1999 |
|
2 |
АСУ объектами энергоснабжения пос. Харасавей Система управления: Fisher-Rosemount ROC364, Intellution FIX32. |
АО «ГАЗПРОМ» АО «Надымгазпром» |
1999 |
|
3 |
Информационно-управляющая система Губкинского газового месторождения АСУТП УКПГ, САПКЗ, система телемеханики кустов газовых скважин и газопровода, производственно-диспетчерская служба. Система управления: АСУТП — EMERSON RS3, САПКЗ – Quadlog, СТМ – ROC364, iFIX. Количество сигналов — 2670 |
ЗАО «ПУРГАЗ» |
2000 |
|
4 |
АСУТП Северо-Альметьевской установки комплексной подготовки нефти Система управления: EMERSON RS3. Количество сигналов — 350 |
АО «ТАТНЕФТЬ» |
2000 |
|
5 |
Информационно-управляющая система Восточно-Таркосалинского газоконденсатного месторождения АСУТП и САП УНТС, АСУТП и САП УДК, система телемеханики конденсатопровода, АСУ Э, Вторая очередь АСУТП и САПКЗ УНТС. Система управления: АСУТП — EMERSON DeltaV, САП – ЭМИКОН, iFIX, СТМ – SCADAPack, iFIX. Количество сигналов — 4450 |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2001 |
|
6 |
Информационно-управляющая система Северо-Уренгойского газоконденсатного месторождения (Западный купол) АСУТП УКПГ, САПКЗ, система телемеханики, производственно-диспетчерская служба. Система управления: АСУТП — EMERSON DeltaV, САП – ЭМИКОН, iFIX, СТМ – ROC364, iFIX. Количество сигналов — 1808 |
АО «НОРТГАЗ» |
2001 |
|
7 |
Информационно-управляющая система Восточно-Таркосалинского газового месторождения АСУТП УКПГ, САПКЗ, система телемеханики кустов газовых скважин, Вторая очередь СТМ, производственно-диспетчерская служба. Система управления: АСУТП — EMERSON DeltaV, САП – ЭМИКОН, iFIX, СТМ – SCADAPack, iFIX. Количество сигналов — 3000 |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2001 |
|
8 |
АСУТП УППГ Вьюжного газового месторождения. Система управления: контроллеры Modicon, SCADA — iFIX. Количество сигналов — 300 |
ООО «ЯнгПур» |
2001 |
|
9 |
Система автоматического газового пожаротушения НПС «Невская», «Кириши», «Приморск». Система управления – ЭМИКОН. |
АО «ТРАНСНЕФТЬ» |
2001 |
|
10 |
Система автоматики нефтеперекачивающей станции «Суторминская» |
АО «ТРАНСНЕФТЬ» АО «Сибнефтепровод» |
2001 |
|
11 |
Информационно-управляющая система Северо-Васюганского газоконденсатного месторождения АСУТП УКПГ, САП, АСУТП котельной Система управления: EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 2850 |
АО «ГАЗПРОМ» АО «Томскгазпром» |
2002 |
|
12 |
АСУТП Ольховской дожимной насосной станции. Система управления: ПЛК SMART PEP Modular Computers, SCADA – InTouch Wonderware. Количество сигналов – 200. |
АО «ТНК» АО «Оренбургнефть» |
2002 |
|
13 |
Информационно-управляющая система Западно-Таркосалинского газоконденсатного месторождения АСУТП УКПГК и САПКЗ (I и II очередь). Система управления: ЭМИКОН ЭК-2000, SCADA-iFIX. Количество сигналов — 842 |
ООО «Энерготехгрупп» |
2003 |
|
14 |
АСУТП и САПКЗ УКПГ Западно-Озерного газового месторождения. Система управления: АСУТП — EMERSON DeltaV, САПКЗ – ЭМИКОН, iFIX. Количество сигналов — 500 |
АО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» |
2003 |
|
15 |
АСУТП ЦПС Южно-Мыльджинской группы месторождений. Система управления: ПТК SIMATIC PCS7 Siemens, EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 1325 |
АО «Томская нефть» |
2003 |
|
16 |
САПКЗ Западно-Таркосалинского газоконденсатного месторождения Система управления: ЭМИКОН, Intellution iFIX. |
ООО «Энерготехгрупп» |
2003 |
|
17 |
САП резервуарного парка РВС-5000 |
АО «ТАТНЕФТЬ» |
2003 |
|
18 |
Информационно-управляющая система Ханчейского нефтегазоконденсатного месторождения АСУТП УКПГ и САП, АСУТП УНТС, система телемеханики кустов газовых скважин, газопровода, производственно-диспетчерская служба. Система управления: АСУТП — EMERSON DeltaV, САП – ЭМИКОН, iFIX, СТМ – SCADAPack, iFIX. Количество сигналов — 1950 |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2004 |
|
19 |
Информационно-управляющая система Юрхаровского газоконденсатного месторождения АСУТП УКПГ, САПКЗ, система телемеханики кустов скважин, газопровода и конденсатопровода, подсистема управления водозаборными сооружениями, АСУ Э, производственно-диспетчерская служба. Система управления: АСУТП, САПКЗ — EMERSON DeltaV, СТМ – ROC364, iFIX. Количество сигналов — 3000 |
ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз» |
2004 |
|
20 |
САПКЗ УКПГ Вынгаяхинского газового месторождения Система управления: Siemens QuadLog. Количество сигналов — 1100 |
ОАО «ГАЗПРОМ» ООО «Ноябрьскгаздобыча» |
2004 |
|
21 |
САПКЗ УППГ Еты-Пуровского газового месторождения. Система управления: Siemens QuadLog. Количество сигналов — 250 |
ОАО «ГАЗПРОМ» ООО «Ноябрьскгаздобыча» |
2004 |
|
22 |
АСУТП и САП Восточно-Таркосалинского нефтяного месторождения. Система управления: контроллеры SCADAPack, SCADA — iFIX. Количество сигналов — 450 |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2004 |
|
23 |
АСУТП ГРС поселка Тарко-Сале. Система управления: контроллеры SCADAPack, SCADA – Trace Mode. Количество сигналов — 100 |
2004 |
|
|
24 |
АСУТП ГРС на скважине 71. Система управления: контроллеры SCADAPack, SCADA – Trace Mode. Количество сигналов — 100 |
2004 |
|
|
25 |
АСУТП УКПГ-2 Оренбургского ГПУ |
АО «ГАЗПРОМ» ООО «Оренбурггазпром» |
2004 |
|
26 |
Система телемеханики газосборных сетей |
ООО «НОВАТЭК Юрхаровнефтегаз» |
2004 |
|
27 |
САПКЗ УКПГ Находкинского газового месторождения. Система управления: Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC серии S7-400). Количество сигналов — 1000 |
ООО «Ямалнефтегаз» |
2004 |
|
28 |
Система автоматики резервуарного парка «Западный Сургут» |
АО «ТРАНСНЕФТЬ» АО «Сибнефтепровод» |
2005 |
|
29 |
САППСиКЗ ГТЭС Ватьеганского месторождения. Система управления: Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC серии S7-400). Количество сигналов — 250 |
ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь» |
2006 |
|
30 |
АСУТП пункта сдачи-приёмки нефти «Завьялово». Система управления: Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC серии S7-400). Количество сигналов — 1000 |
ООО «Норд Империал» |
2006 |
|
31 |
АСУТП пункта сдачи-приёмки нефти «Лугинецкое». Система управления: Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC серии S7-400). Количество сигналов — 1000 |
ООО «Норд Империал» |
2006 |
|
32 |
АСУТП НТС-2 Ханчейского газоконденсатного месторождения Система управления: EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 500 |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2007 |
|
33 |
Информационно-управляющая система Уренгойского месторождения, Участок № 1А Ачимовских залежей АСУТП и ПАЗ, САПКЗ, СТМ, АСУ Э. Система управления: АСУТП, ПАЗ — EMERSON DeltaV, САПКЗ – Quadlog. СТМ – ROC800. Количество сигналов — 6000 |
ООО «Ачимгаз» |
2008 |
|
34 |
Система телемеханики сбора и транспорта газа Юрхаровского месторождения Система управления: EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 200 |
ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз» |
2008 |
|
35 |
Система телемеханики газосборных сетей Система управления: ROC364, SCADAPack. Количество сигналов — 300 |
2008 |
|
|
38 |
Расширение системы телемеханики кустов газовых скважин газопровода Система управления: SCADAPack, iFIX. Количество сигналов — 500 |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2008 |
|
39 |
АСУТП трубопровода «Верхнечонское газоконденсатное месторождение –«Восточная Сибирь – Тихий океан». Система управления: АСУТП – Yokogawa Centum, ПАЗ, САПКЗ – Yokogawa ProSafe, СТМ – Yokogawa STARDOM. Количество сигналов — 7000 |
ОАО «ТНК-BP» ОАО «Верхнечонскнефтегаз» |
2008 |
|
40 |
Информационно-управляющая система Северного участка сеноманской газовой залежи Губкинского газового месторождения АСУТП, САПКЗ, СТМ. Система управления: АСУТП, ПАЗ — EMERSON DeltaV, САПКЗ – Quadlog. СТМ – ROC364. Количество сигналов — 800 |
ЗАО «ПУРГАЗ» |
2008 |
|
41 |
Расширение Информационно-управляющей системы Ханчейского месторождения. Система управления: АСУТП — EMERSON DeltaV, САП – ЭМИКОН, GE iFIX, СТМ – SCADAPack, iFIX. Количество сигналов – 700 |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2008 |
|
43 |
САППС и КЗ ГТЭС и ДКС Тевлинско-Русскинского месторождения: ТПП «Когалымнефтегаз». ПТК на базе системы PCS7 Siemens в составе пяти стоек управления, двух автоматизированных рабочих мест оператора. Количество сигналов — 992 |
ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» |
2009 |
|
44 |
САППС и КЗ КПКУГ Северо-Губкинского месторождения: ТПП «Ямалнефтегаз». ПТК на базе системы PCS7 Siemens в составе трёх стоек управления и автоматизированного рабочего места оператора. Количество сигналов — 936 |
ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» |
2009 |
|
45 |
САП ЦППН на Когалымском месторождении Система управления: Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC серии S7-400). Количество сигналов – 1000 |
ЗАО «ЛУКОЙЛ — АИК» |
2009 |
|
46 |
АСУТП по проекту «Реконструкция пристани № 5 Западного района ОАО «Новороссийский морской торговый порт». Система выполнена на базе программно-технического комплекса SIMATIC S7300 Siemens. Количество сигналов – 216 |
ОАО «Новороссийский морской торговый порт» |
2009 |
|
47 |
АСУ и ПАЗ по проекту «Реконструкция комплекса перевалки нефтепродуктов». Система выполнена на базе PCS7 Siemens. Количество сигналов – 576 |
ОАО «ИПП» |
2009 |
|
48 |
АСУТП и САП УКПГ Стерхового месторождения. ПТК АСУТП на базе EMERSON DeltaV в составе: 4 стойки управления, 3 АРМа — 1800 сигналов с учетом резерва 20%. ПТК САП на базе контроллеров КСАП-01 ЭМИКОН в составе: 4 стойки управления, 1 АРМ — 832 сигнала с учетом резерва 20%. Количество сигналов — 2632 |
ООО «ПурНоваГаз» |
2009 |
|
50 |
АСУТП кустов газовых скважин «Обустройство Восточно-Уренгойского Лицензионного участка». Система управления: Allen-Bradley ControlLogix. Количество сигналов – 850 |
ОАО «ТНК-BP» ЗАО «Роспан Интернешнл» |
2009 |
|
51 |
АСУТП кустов газовых скважин «Обустройство Ново-Уренгойского Лицензионного участка». Система управления: Allen-Bradley ControlLogix. Количество сигналов – 1000 |
ОАО «ТНК-BP» ЗАО «Роспан Интернешнл» |
2009 |
|
52 |
АСУТП и САП УКПГ ДКС газоконденсатного промысла Восточно-Таркосалинского месторождения. Система управления: EMERSON DeltaV. Количество сигналов – 900 |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2010 |
|
53 |
Система телемеханики Стерхового месторождения. Система управления: Control Microsystems, контроллеры SCADAPack, Clear SCADA. Количество сигналов – 1200 |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2010 |
|
54 |
АСУТП объекта «Обустройство сеноманской газовой залежи. Новогоднее месторождение. Узел подключения газопровода». Система управления: SCADAPack, InTouch. Количество сигналов – 200 |
ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз » |
2010 |
|
55 |
САППС и КЗ на КС в районе ГЭТС на Ватьеганском месторождении. Система выполнена на базе PCS7 Siemens, SIMATIC серии S7-400. Количество сигналов – 150 |
ООО «ЛУКОЙЛ-Информ» |
2010 |
|
56 |
АСУ котельной п.Пионерный Система управления: SCADAPack. Количество сигналов – 150 |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2010 |
|
57 |
Узел редуцирования топливного газа Южного Узла отбора и учёта газа. Система управления на базе контроллеров STARDOM и ПО верхнего уровня FAST/TOOLS Yokogawa в составе: 1 стойки управления, 1 АРМа. Количество сигналов — 771 |
Sakhalin Energy Ltd |
2011 |
|
58 |
Система контроля и управления электрическими сетями Южного Узла отбора и учёта газа, на базе контроллеров STARDOM и ПО верхнего уровня FAST/TOOLS Yokogawa в составе: 1 стойки управления (3 секции), 1 АРМа. Количество сигналов — 1096 |
Sakhalin Energy Ltd |
2011 |
|
59 |
Система аварийного отключения, обнаружения пожара и загазованности Южного Узла отбора и учёта газа, Сахалин II, на базе контроллеров ProSafe RS и ПО верхнего уровня FAST/TOOLS Yokogawa в составе: 1 стойки управления, 1 АРМа. Количество сигналов — 259 |
Sakhalin Energy Ltd |
2011 |
|
60 |
Система телемеханики кустов скважин Нефтяного промысла Восточно-Таркосалинского месторождения. Система управления: SCADAPack. Количество сигналов – 400 |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2011 |
|
61 |
Узел редуцирования топливного газа Северного Узла отбора и учёта газа. Система управления на базе контроллеров STARDOM Yokogawa. Количество сигналов — 250 |
Sakhalin Energy Ltd |
2011 |
|
62 |
Система контроля и управления электрическими сетями Северного Узла отбора и учёта газа. Система управления на базе контроллеров STARDOM Yokogawa. Количество сигналов — 2100 |
Sakhalin Energy Ltd |
2011 |
|
63 |
Система аварийного отключения, обнаружения пожара и загазованности Северного Узла отбора и учёта газа. Система управления на базе контроллеров ProSafe Yokogawa. Количество сигналов — 300 |
Sakhalin Energy Ltd |
2011 |
|
64 |
Модернизация АСУТП УКПГ Южного участка Губкинского ГМ. Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 1700 |
ЗАО «Пургаз» |
2011 |
|
65 |
Реконструкция АСУТП (АСУ «Бункер»). АСУТП отгрузки нефтепродуктов на суда-бункеровщики в г.Новороссийске. Система управления Siemens PCS7. Количество сигналов — 400 |
ОАО «ИПП» |
2011 |
|
66 |
АСУТП централизованного узла учёта нефтепродуктов на ЛДПС «Черкассы». Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 700 |
ОАО «УФАНЕФТЕХИМ» |
2012 |
|
67 |
АСУТП и САП ЦПС и ДКС (верхний уровень) Центрального участка Нефтяного промысла Восточно-Таркосалинского месторождения. Система управления: EMERSON DeltaV, ЭМИКОН, GE iFIX. Количество сигналов – АСУТП 2000, САП — 900 |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2012 |
|
68 |
Система телемеханики второй (резервной) нитки конденсатопровода участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения. Система управления: EMERSON ROC800, DeltaV. Количество сигналов — 1000 |
ЗАО «АЧИМГАЗ» |
2012 |
|
69 |
Система телемеханики и система связи по объекту «Обустройство валанжинских залежей (БТ10, БТ11) Берегового газоконденсатного месторождения». Система управления: Control Microsystems SCADAPack. Количество сигналов — 400 |
ЗАО «Геотрансгаз» |
2012 |
|
70 |
Автоматическая система управления, регулирования и учёта газа. Узел подключения Берегового ГКМ к магистральному газопроводу «Заполярное-Уренгой I, II». Система управления: СТН-3000. Количество сигналов — 200 |
ЗАО «Геотрансгаз» |
2012 |
Объекты нефтегазоперерабатывающего комплекса и химической промышленности
|
№ |
Наименование |
Заказчик |
Год |
|
1 |
АСУТП и ПАЗ установки концентрирования пропилена Система управления: ПТК Мультихром, микропроцессорные субкомплексы контроля и управления, контроллер связи КСв-4. Количество сигналов -1494 |
АО «Уфаоргсинтез» |
1997 |
|
2 |
АСУ компрессорной станцией |
АО «Тобольский НХК» |
1997 |
|
3 |
АСУТП цеха смешивания базы химреагентов Система управления Allen-Bradley PLC-5, Wonderware InTouch. Количество сигналов — 300 |
ТПП «Когалымнефтегаз» |
1998 |
|
4 |
АСУТП установки получения серы Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 350 |
АО «Киришинефтеоргсинтез» |
2001 |
|
5 |
АСУТП установки сероочистки Миннибаевский ГПЗ |
АО «ТАТНЕФТЬ» |
2001 |
|
6 |
АСУТП установки легкого гидрокрекинга Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 200 |
АО «Сызранский НПЗ» |
2001 |
|
7 |
АСУТП и ПАЗ блока печей ЭЛОУ АВТ-6 Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 136 |
АО «Саратовский НПЗ» |
2001 |
|
8 |
АСУТП установки получения дизельного топлива на Карабашской УКПН НГДУ «Иркеннефть». Система управления GE Fanuc 90-30, GE Fanuc Automation, операторский интерфейс – SCADA-система iFIX. Количество сигналов — 300 |
АО «ТАТНЕФТЬ» |
2002 |
|
АСУТП производства ЭТИЛЕН 200. Производительность 200 тыс. тонн/год Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 1420 |
ОАО «Казаньоргсинтез» |
2003 |
|
|
9 |
АСУТП установки полимеризации этилена Система управления GE Fanuc. Количество сигналов — 1020 |
ОАО «Уфаоргсинтез» |
2004 |
|
10 |
АСУТП установки по производству полиэтилена высокого давления Система управления GE Fanuc. Количество сигналов — 1500 |
ОАО «Уфаоргсинтез» |
2004 |
|
11 |
САУ компрессорной установкой Система управления Allen-Bradley. Количество сигналов — 300 |
АО «Пермьоргсинтез» |
2004 |
|
12 |
АСУТП химических производств |
АО «Машиностроительный завод» |
2004 |
|
13 |
АСУТП завода по производству и получению полиэтилена низкого давления Система управления Centum Yokogawa. Количество сигналов — 3500 |
ОАО «Казаньоргсинтез» |
2004 |
|
14 |
АСУТП и ПАЗ котельной Система управления Centum Yokogawa. Количество сигналов — 2500 |
ОАО «Уфимский НПЗ» |
2004 |
|
15 |
АСУТП установки ЭЛОУ-АВТ-6 Уфимского НПЗ Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 800 |
ОАО «Уфимский НПЗ» |
2004 |
|
16 |
ИУС Пуровского завода по переработке конденсата. Система управления: АСУТП — EMERSON DeltaV, САП — Quadlog. Количество сигналов — 8500 |
ООО «НОВАТЭК- Пуровский ЗПК» |
2005 |
|
17 |
АСУТП установки Л-24-7 Уфимского НПЗ Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 750 |
ОАО «Уфимский НПЗ» |
2005 |
|
18 |
АСУТП установки получения водорода Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 1100 |
ОАО «Уфимский НПЗ» |
2005 |
|
19 |
АСУТП и ПАЗ установки каталитического крекинга на НХК «Нижнекамскнефтехим». Система управления: АСУТП — Centum Yokogawa, ПАЗ — HIMA. Количество сигналов — 4000 |
АО «ТАИФ» |
2005 |
|
21 |
АСУТП цеха «Аммиак-2» Система управления Centum Yokogawa. Количество сигналов — 4000 |
ОАО «СИБУР» Кемеровское ОАО «Азот» |
2006 |
|
22 |
АСУТП цеха «Ректификация-3» Система управления Centum Yokogawa. Количество сигналов — 2000 |
ОАО «СИБУР» Кемеровское ОАО «Азот» |
2006 |
|
23 |
ИУС установки получения метанола в составе Юрхаровского месторождения. Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов — 700 |
ООО «НОВАТЭК» |
2007 |
|
24 |
АСУТП цеха «Карбамид» Система управления Centum Yokogawa. Количество сигналов — 3500 |
ОАО «СИБУР» Кемеровское ОАО «Азот» |
2007 |
|
25 |
АСУТП узла сепарации газа на Южно-Балыкском ГПК Система управления Centum Yokogawa. Количество сигналов — 1700 |
ОАО «СибурТюменьГаз» |
2007 |
|
26 |
АСУ технологическими объектами и система противоаварийной защиты производства полиэтилена. Система управления GE Fanuc (контроллеры GE Fanuc, SCADA-iFIX). Количество сигналов — 800 |
ОАО «Уфаоргсинтез» |
2008 |
|
27 |
ИУС Пуровского завода по переработке конденсата (II очередь). Система управления: АСУТП — EMERSON DeltaV, САП – Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC S7-400). Количество сигналов — 11500 |
ООО «НОВАТЭК Пуровский ЗПК» |
2008 |
|
28 |
АСУТП комбинированной установки каталитического крекинга Г-43-107 М/1. Система управления: АСУТП — EMERSON DeltaV. |
Уфимский НПЗ |
2008 |
|
29 |
САП ОЗХ установки КЦА на ОАО «Сызранский НПЗ» ПТК на базе системы PCS7 Siemens. Количество сигналов — 120 |
ОАО НК «Роснефть» ОАО «Сызранский НПЗ» |
2009 |
|
30 |
АСУТП 1-3 этапов расширения Южно-Балыкского ГПК Система управления Centum, ProSafe Yokogawa. Количество сигналов — 4300 |
ОАО «СибурТюменьГаз» |
2009 |
|
31 |
АСУТП, ПАЗ и САП склада СУГ-2. Система управления: АСУТП и ПАЗ — EMERSON DeltaV, САП – Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC S7-400). Количество сигналов — 2200 |
ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК» |
2010 |
|
32 |
АСУТП четвертого и пятого этапов расширения Южно-Балыкского ГПК. ПТК АСУТП на базе систем Centum CS3000 (РСУ) и ProSafe RS (ПАЗ) Yokogawa в составе: 2 стойки управления, 2 АРМа. Количество сигналов – 700 |
ОАО «СибурТюменьГаз» |
2010 |
|
33 |
АСУ блока разделения риформата на АО «НПЗ Брод». Система управления ProSafe Yokogawa, Trace Mode. Количество сигналов — 800 |
ОАО «Зарубежнефть» |
2011 |
|
34 |
АСУТП, ПАЗ и САП СУГ-4 Пуровского ЗПК. Система управления: АСУТП и ПАЗ — EMERSON DeltaV, САП – Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC S7-400). Количество сигналов — 2300 |
ООО «НОВАТЭК- Пуровский ЗПК» |
2011 |
|
35 |
АСУТП производства аммиака АМ-76М завода минеральных удобрений. Система управления Centum, ProSafe Yokogawa. Количество сигналов — 500 |
ОАО «Минудобрения» (г.Россошь) |
2011 |
|
36 |
АСУ установки БК-5, БК-6 |
ОАО «Сибур» ООО «Тольяттикаучук» |
2012 |
|
37 |
АСУТП установки кристаллизации. Система управления – Control Microsystems SCADAPack, ClearSCADA. Количество сигналов – 300. |
ООО «НПП ТАСМА», Казанский федеральный университет |
2012 |
|
38 |
Модернизация программного обеспечения АСУТП на объектах I и II очередей строительства Пуровского завода по переработке конденсата. Система управления – EMERSON DeltaV. Количество сигналов – 17000 |
ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК» |
2012 |
Объекты переработки газоконденсата
|
№ |
Наименование |
Заказчик |
год |
|
1 |
Информационно-управляющая система Мыльджинского газоконденсатного месторождения АСУТП УКПГ, АСУТП УДСК, АСУ ШФЛУ, АСУ котельной, АСУ водозаборных сооружений, система телемеханики, производственно-диспетчерская служба (I, II, III очереди) |
АО «ГАЗПРОМ» АО «Томскгазпром» |
1999 |
|
2 |
Информационно-управляющая система Губкинского газового месторождения АСУТП УКПГ, САПКЗ, система телемеханики кустов газовых скважин и газопровода, производственно-диспетчерская служба |
ЗАО «ПУРГАЗ» |
2000 |
|
3 |
Информационно-управляющая система Восточно-Таркосалинского газоконденсатного месторождения АСУТП и САП УНТС, АСУТП и САП УДК, система телемеханики конденсатопровода, АСУ Э, Вторая очередь АСУТП и САПКЗ УНТС |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2001 |
|
4 |
Информационно-управляющая система Северо-Уренгойского газоконденсатного месторождения (Западный купол) АСУТП УКПГ, САПКЗ, система телемеханики, производственно-диспетчерская служба |
АО «НОРТГАЗ» |
2001 |
|
5 |
Информационно-управляющая система Восточно-Таркосалинского газового месторождения АСУТП УКПГ, САПКЗ, система телемеханики кустов газовых скважин, Вторая очередь СТМ, производственно-диспетчерская служба |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2001 |
|
6 |
Информационно-управляющая система Северо-Васюганского газоконденсатного месторождения АСУТП УКПГ, САП, АСУТП котельной |
АО «ГАЗПРОМ» АО «Томскгазпром» |
2002 |
|
7 |
Информационно-управляющая система Западно-Таркосалинского газоконденсатного месторождения АСУТП УКПГК и САПКЗ (I и II очередь) |
ООО «Энерготехгрупп» |
2003 |
|
8 |
Информационно-управляющая система Ханчейского нефтегазоконденсатного месторождения АСУТП УКПГ и САП, АСУТП УНТС, система телемеханики кустов газовых скважин, газопровода, производственно-диспетчерская служба |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2004 |
|
9 |
Информационно-управляющая система Юрхаровского газоконденсатного месторождения АСУТП УКПГ, САПКЗ, система телемеханики кустов скважин, газопровода и конденсатопровода, подсистема управления водозаборными сооружениями, АСУ Э, производственно-диспетчерская служба |
ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз» |
2004 |
|
10 |
ИУС Пуровского завода по переработке конденсата |
ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК» |
2005 |
|
11 |
ИУС установки получения метанола в составе Юрхаровского месторождения |
ООО «НОВАТЭК» |
2007 |
|
12 |
ИУС Пуровского завода по переработке конденсата (II очередь) |
ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК» |
2008 |
|
13 |
Информационно-управляющая система Уренгойского месторождения, Участок № 1А Ачимовских залежей АСУТП и ПАЗ, САПКЗ, СТМ, АСУ Э |
ООО «Ачимгаз» |
2008 |
|
14 |
Информационно-управляющая система Северного участка сеноманской газовой залежи Губкинского газового месторождения АСУТП, САПКЗ, СТМ |
ЗАО «ПУРГАЗ» |
2008 |
|
15 |
Расширение Информационно-управляющей системы Ханчейского месторождения |
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» |
2008 |
|
16 |
Автоматическая система управления, регулирования и учета газа (АСУ РГ). Узел подключения Берегового ГКМ к магистральному газопроводу «Заполярное-Уренгой I, II» |
ЗАО «Геотрансгаз» |
2012 |
Не осталось отраслей экономики, для которых данные не имели бы огромного значения. Все больше компаний приходят к пониманию, что информация — это корпоративный и стратегический актив. При грамотном управлении данными и использовании аналитики для прогнозирования, ценность собираемой и накапливаемой информации только растет.
Данные — это не только сведения о бизнесе и сопутствующая ему атрибутика, но и активы, которые приносят прибыль. Именно поэтому ими можно и нужно управлять. Вовлечение полной структурированной и неструктурированной информации в аналитический оборот позволяет быстро и эффективно решать задачи, которые ранее выполнялись крайне сложно или не выполнялись вовсе.
Вся собираемая, обрабатываемая и используемая информация — надежная основа для увеличения производственной и экономической эффективности компании, повышения качества обслуживания оборудования, заказчиков, увеличения получаемых прямых и косвенных выгод. Это также опора для принятия взвешенных управленческих решений, подспорье для проведения различных исследований и разработок по повышению операционной эффективности и оптимизации существующих бизнес-процессов.
С помощью современных IT- и методологических решений можно поддерживать критически важную информацию в актуальном состоянии, контролировать ее целостность и непротиворечивость, оперативно устранять возникающие ошибки и неточности, использовать их для решения бизнес-задач, достижения стратегических и оперативных целей с минимальным привлечением технического персонала.
Специфика данных в нефтегазовом сегменте
Предприятия нефтегазового сектора занимаются геологоразведкой и добычей, хранением и транспортировкой добываемых продуктов и специализируются на работе с объемной геолого-геофизической информацией, промысловыми данными, информацией о процессах хранения и транспортировки, сопровождающих их рисках, диагностических проверках оборудования и т. д.
Занимаясь переработкой и сбытом, организации активно работают с огромными массивами данных по заводам, скважинам, трубопроводам, а также с информацией о торговых партнерах, дистрибьюторах, коммерческих и бытовых потребителях, объемах продаж, адресам отгрузок, расчетам — то есть с нормативно-справочной информацией. Кроме того, такие компании активно взаимодействуют с правилами, регламентами, инструкциями в области безопасности и охраны труда и пр.
Работа с информацией в нефтегазовом секторе имеет свои особенности. Во-первых, у предприятий отрасли традиционно сверхбольшой объем разнородных данных, часть из которых быстро устаревает или постоянно обновляется. Во-вторых, ими часто используются различные источники данных — это могут быть десятки, сотни IT-продуктов и специализированных решений. В-третьих, эффективная работа отрасли строится на сложных и интенсивных процессах обработки, анализа данных и создания отчетности.
Управление информационными ресурсами и анализ данных
Предприятия нефтегазовой отрасли могут сталкиваться с проблемой разрозненности большого количества бизнес-данных, их неструктированностью и быстрым устареванием, дублированием справочной информации, частыми изменениями в приложениях, недостоверной отчетностью, а также отсутствием единых стандартов и высокой стоимостью сопровождения используемых IT-систем.
При этом компании могут испытывать потребность:
- в создании единой централизованной системы управления данными с «одной версией правды» (управление процессами разработки) и требуемым уровнем качества данных;
- реализации эффективных механизмов сбора, хранения и управления данными;
- монетизации данных за счет повышения эффективности и оптимизации процессов на основе данных;
- формировании оперативной корпоративной отчетности для поддержки принятия решений и моделирования сценариев;
- возможности управления эксплуатацией производственных объектов в реальном времени.
Чтобы закрыть эти потребности, нужно комплексное решение по управлению данными на всем протяжении жизненного цикла, включающего методологию, сбор, обработку, хранение, управление, визуализацию, а также анализ и прогнозирование. С помощью инструментов анализа компании имеют возможность консолидировать данные и извлечь из них максимальную выгоду. Например, нефтегазовые компании могут прогнозировать добычу ресурсов, вести визуальный мониторинг, распознавание и классификацию объектов, проводить эффективное диагностическое обслуживание и оценку рисков.
Автоматизация процесса: платформа данных
Для максимальной эффективности процесса управления данными требуется ряд организационно-методологических и программно-технических решений.
Поскольку современные хранилища данных и аналитические системы для нефтегазовой отрасли все чаще представляют из себя сложные комплексные решения, команда IBS решила создать продукт, который объединял бы в себе все необходимые компоненты, имел модульную структуру, базировался на импортозамещенном стыке программного обеспечения. Так у IBS появилась собственная Платформа данных, решающая большую часть задач как предиктивной и регуляторной аналитики, так и в части хранения информации (Рис.1). Причем любой — структурированной, неструктурированной, больших и малых объемов.
Это комплексное инфраструктурное решение включает весь набор предопределенных компонентов, необходимых для:
- сбора данных из систем-источников с учетом их доступности, в том числе в режиме реального времени;
- персистентного хранения данных с должным уровнем детализации и избыточности, как на уровне накопления данных, так и на уровне их представления для внешних систем;
- выбора внутреннего оптимального межкомпонентного движения данных (Dataflow) для каждой новой предметной области;
- реализации имманентной адаптивной модели данных, служащей источником для реализации бизнес-задач внешними средствами аналитической отчетности;
- обслуживания аналитических сервисов и внешних систем-потребителей за счет стандартизованных и открытых протоколов взаимодействия, а также инструментов, обеспечивающих загрузку данных в целевые системы.
Рис.1 Возможный вариант технической архитектуры
Платформа данных IBS решает задачу по импортозамещению, так как абсолютное большинство компонент продукта составляют отечественные решения из Единого реестра российских программ для электронных вычислительных машин и баз данных. Кроме того, очень многие из них относятся к Open Source-приложениям (с открытым исходным кодом). Также в Платформе используются универсальная масштабируемая платформа данных Arenadata и зарекомендовавшая себя на рынке разработка IBS — платформа «Планета.Аналитика» (Рис.2).
Рис.2 Возможный вариант технической архитектуры
Созданная Платформа данных может вмещать несколько модулей или работать без любого (любых) из них — количество легко варьируется в зависимости от потребностей бизнеса. Благодаря гибкости и масштабируемости она способна решать самый широкий спектр задач.
Важно отметить, что это не программный, а больше консалтинговый продукт. Команда IBS собирает, внедряет и настраивает все компоненты, исходя из нужд заказчика.
Основные компоненты системы: четыре модуля — четыре возможности
При разработке архитектуры решения команда экспертов IBS руководствовалась основными принципами, сформулированными Международной ассоциацией управления данными DAMA International. Поэтому в Платформе данных четыре больших блока: интеграционный слой, слой хранилища данных, слой аналитических сервисов и управления данными (Рис.3). Можно подключать все из них или только то, в чем есть необходимость на данный момент.
Рис.3 Концептуальная архитектура Платформы данных
Первый модуль — это интеграционный слой. Он предназначен для взаимодействия с источниками данных, реализации внутренних алгоритмов в режиме реального времени и по расписанию, выстраивания оркестрациии и мониторинга интеграционных процессов.
В слое хранилища данных хранится информация, полученная из различных внешних и внутренних источников (системы промысловых данных, капитальное строительство, геолокация и разработка, финансовые системы, корпоративные системы управления, нормативно-справочная информация и др.). При этом данные не изменяемы, историчны и распределяются по «температурным слоям» в зависимости от требований к доступности.
Слой аналитических сервисов — это набор средств визуализации, библиотек машинного обучения, областей проведения экспериментов с данными и разработки сервисов.
В блоке управления данными происходит отслеживание качества и всего жизненного цикла данных. Там же хранится единое определение бизнес-терминов.
Чтобы лучше понять функциональность модулей, стоит остановиться на каждом подробнее.
Интеграционный слой
Компоненты этого модуля забирают данные из разных источников, перекладывают полученную информацию и выполняют алгоритмическую обработку (Рис. 4).
Рис.4 Интеграционный слой
В Платформе данных интеграционный слой важен для проектирования и поддержки основных типов источников данных и методологий взаимодействия. Технология и подход к интеграции в каждом случае должен выбираться на основе анализа функциональных и нефункциональных требований к конкретному потоку. В целом Платформа может поддерживать весь спектр возникающих интеграционных задач.
Слой хранилища данных
Задача модуля — обеспечение хранения данных в соответствии с требованиями к составу, структуре, гранулярности, историчности для подготовки отчетов и проведения анализа. Хранилище данных может честно показать, что происходит в системе и что происходит на предприятии.
В этом слое объединены несколько баз данных для разных нужд и целей:
- хранение — база данных, настроенная для хранения большого объема информации с учетом частоты доступа и изменений;
- поддержка аналитических разрезов — хранилище базируется на модели данных предприятия и поддерживает предоставление информации по требуемым разрезам и предметным областям;
- поддержка историчности — данные в хранилище не создаются, а попадают из внешних систем. В случае изменений данных создается новая запись, а предыдущая сохраняется как история;
- консолидация — хранилище содержит единую консолидированную версию данных.
Рис. 5 Слой хранилища данных
В слое хранилища есть база данных так называемого «холодного хранения», где лежит информация, нужная не часто (Рис. 5). Как правило, это большие объемы данных за большой период времени, к которому редко обращаются и в которых так же редко происходят какие-либо изменения.
Выше устанавливается база данных «теплого хранения» — ARENADATA DB — российское решение на базе продукта компании Greenplum. Здесь хранятся «нормальные» данные, средние по объему, к которым могут часто обращаться, но в которых редко происходят изменения, или к которым редко обращаются, но в них часто происходят изменения.
Обе системы горизонтально масштабируются: можно использовать дополнительные серверы и за счет их мощностей увеличивать производительность. Средние объемы, которые могут храниться на этом уровне составляют порядка пяти петабайт (5242880 гигабайт) данных.
Третий уровень, так называемый «горячий». Как правило, там хранятся витринные данные, на которых строятся отчеты, выгрузки, которые нужны очень быстро, но по объему относительно небольшие. Для Платформы используется решение ClickHouse от «Яндекса».
Слой аналитических сервисов
Аналитический сервис — это программный продукт, представляющий из себя отчеты, сервисы прогнозной аналитики, набор метрик для самостоятельного создания информационных панелей.
По сути, этот модуль — транс-аналитическая система — то, с чем работают конечные пользователи. На текущий момент здесь можно выделить несколько блоков.
Первый блок — это классическая отчетность: регуляторная, управленческая, а также информационные и аналитические панели, которые помогают руководству принимать управленческие решения. Это большая классическая отчетная аналитика.
Во втором блоке находятся предиктивная аналитика, Data Science, машинное обучение — специально для потребителей данных, которые смотрят в будущее, стараются прогнозировать, делать лучше, выявлять явные закономерности и т.д.
Еще стоит упомянуть большой блок процессов управления. Здесь особенно интересны геопроцессинг — управление командной разработкой — и блок внешней интеграции с различными приложениями, ведь хранилище не только потребляет данные, но может отдавать их во вне.
Рис. 6 Умные сервисы
В слой аналитических сервисов входят (Рис. 6):
- сервисы отчетности: статическая отчетность;
- аналитические сервисы: дашборды, KPI, Drill-down, Self-service;
- сервисы на базе Machine Learning (ML-сервисы): репозиторий моделей; прогнозирование (отказы, выявление событий и пр.); экспертные и рекомендательные системы;
- промышленный интернет вещей (Industrial Internet of Things, IIOT): цифровой двойник; имитационное моделирование; планирование ресурсов; энергосбережение.
Модуль включает все необходимые инструменты для интеллектуального анализа данных, прогнозирования, визуализации и сценарного моделирования. Аналитический центр обеспечивает поддержку принятия управленческих решений, оперативный мониторинг достижения целевых показателей эффективности подразделений и организации в целом.
Управление данными
Управление данными — процесс, обеспечивающий контроль за успешным выполнением всех инициатив, связанных с данными, путем формирования целей, организационных изменений и создания политик и стандартов.
Сюда входят:
- методологический аспект: бизнес-глоссарий; политика управления данными; политика качества данных; политика безопасности; регламенты ведения данных; соответствие DMBOK;
- технологический аспект: архитектура данных; система хранения и управления мета-данными; система управления качеством данных;
- организационный аспект: совет по управлению DG; владельцы данных; процессы управления данными; роли и ответственность сотрудников.
В Платформе от IBS система управления данными включает модуль жизненного цикла данных, глоссарий данных, модули справочной информации и контроля качества данных. Обеспечение качества данных — это планирование, организация и контроль выполнения работ по применению методов управления качеством в целях обеспечения пригодности данных к использованию (Рис. 7).
Основные аспекты качества данных: полнота (отсутствие пробелов); правильность (корректность, точность, достоверность); непротиворечивость (согласованность, целостность, уникальность); актуальность (своевременность обновления или реагирования); доступность, возможность использования (годность); безопасность (защищенность).
Рис. 7 Управление данными
Цели качества данных:
- согласованный подход соответствия данных потребностям;
- определение стандартов контроля качества данных на протяжении их жизненного цикла;
- разработка процессов мониторинга и учета показателей качества данных;
- выявление, изыскание и реализация возможностей для повышения качества данных посредством совершенствования систем и процессов.
Что касается стратегии управления данными, то в нее входят принципы классификации данных и критерии качества данных, принципы и цели управления данными, жизненный цикл данных, требования к организации управления данными, базовые требования для разработки архитектуры данных и базовые процессы управления данными.
Еще один важный и большой блок в модуле управления данными — Data Governance. Ее бизнес-задача — обеспечение организационного процесса управления корпоративными данными как активом организации. Это достаточно молодое направление, имеющее свою методологическую часть, собственные стратегии и решения. Оно может закрывать возможную потребность компании в монетизации данных.
Если рассматривать данные как актив компании наравне с заводами, произведенными продуктами и проч., то они представляют сопоставимую ценность. Самый простой вариант — продажа или торговля данными. Например, компания получает много геологоразведочных данных, которыми может обмениваться с другими, делиться полученной информацией. Пропуская их через модуль Data Science, можно узнать, например, что в конкретных точках нет нефти, но с высокой вероятность есть уран. Тогда можно продать эти данные заинтересованным компаниям. Data Governance помогает и с неявной монетизацией. Постоянный мониторинг данных, оптимизация процессов компании экономят значительные материальные ресурсы и повышают экономическую эффективность.
Бизнес-эффекты, технологические и функциональные преимущества для компаний нефтегазовой отрасли
Платформа данных, разработанная экспертами IBS, представляет собой надежную кастомизированную инфраструктуру, адаптивную к целям, задачам и потребностям различных предприятий. Система способна решать самые сложные задачи по обработке данных любого формата и объема, хранению, управлению, аналитике и интеграции.
Эффективное использование данных улучшает работу предприятия нефтегазового сегмента, сокращает излишние расходы, увеличивает эффективность добычи нефти и газа на действующих месторождениях, повышает безопасность и многое другое. А определить значимые данные, выбрать и настроить необходимые модули, построить и проверить гипотезы, используя аналитические решения, поможет проверенный внешний партнер.
Результаты использования Платформы данных:
- повышение производственной и экономической эффективности (за счет использования только необходимых модулей);
- поддержка требуемого уровня качества данных;
- гибкое управление сервисами;
- консолидация и мета-описание информации для удобства использования;
- минимизация операционных и санкционных рисков;
- сокращение затрат на владение IT-решениями;
- сокращение времени на принятие решений.
Ключевые преимущества:
- обеспечивается высокая производительность и масштабируемость решений;
- проверка гипотез и выявление причинно-следственных связей средствами многомерного анализа данных;
- настройка процессов сбора данных с распределенных организационных структур и их согласование;
- решение задач нескольких подразделений компании в рамках одной платформы;
- работа через интернет-браузер без установки дополнительного программного обеспечения;
- работа с версиями данных и структур, гибкая система хранения показателей;
- полностью российская разработка, нацеленная на импортозамещение.
Больше информации о платформе «Планета.»
Мнение эксперта в статье
Михаил Рощин
Директор отделения хранения и обработки данных IBS
Информационно-управляющая система
Cтраница 3
К высшему уровню управления относится информационно-управляющая система административно-хозяйственного управления. На этом уровне решаются задачи перспективного, текущего планирования и управления предприятием.
[31]
К высшему уровню управления относятся информационно-управляющие системы административно-организационного управления от предприятия и выше. На этом уровне решаются задачи перспективного и текущего планирования, а также оперативного управления предприятием. Возможности формализации задач управления на этом уровне изучены в настоящее время меньше, чем на других уровнях, однако и здесь многие алгоритмы принятия решений используют стандартные методы исследования операций.
[32]
Подобным подходом является широкое использование распределенной информационно-управляющей системы связи ( РИУСС), построенной на принципах модели коллектива я УКВ с использованием массовой микропроцессорной техники.
[33]
Указанный подход к интеграции задач единой информационно-управляющей системы нефтяной компании, позволяет сформировать функциональные комплексы, которые следует рассматривать как основу макрокомплексных направлений автоматизации деятельности компании.
[34]
В основу построения АИУС-ФВ как иерархической человеко-машинной территориально-распределенной информационно-управляющей системы интегрированного типа могут быть положены рассмотренные ниже общесистемные принципы, а также подходы к их реализации.
[35]
ИУС нефтяной компании относится к сложным информационно-управляющим системам, которые состоят из большого числа достаточно сложных подсистем, каждая из которых может иметь частные цели и критерии функционирования. ИУС нефтепродуктообеспечения имеет развитую иерархию уровней управления, обеспечивающих согласованное решение комплекса организационно-коммерческих задач и задач технологического управления.
[36]
В настоящее время разработаны и разрабатываются новые информационные и информационно-управляющие системы.
[37]
Фирмой Италсидер разработана и постоянно совершенствуется информационно-управляющая система оценки свойств углей и их смесей, включающая три последовательных этапа работы отделов и лабораторий.
[38]
На рис. 5.15 представлена функциональная структура Информационно-управляющей системы ( ИУС), построенная по кластерному принципу и учитывающая специфику процессов планирования и контроля исполнения транспортных услуг, хранения и доставки нефтепродуктов, эксплуатации и развития технологической инфраструктуры. Вся деятельность системы рассматривается как множество связанных между собой комплексов функциональных задач ( функциональных кластеров), организационно сформированных в виде отдельных систем. Таким образом, функциональный кластер отражает специфику деятельности составляющих подсистем.
[39]
Раздел Описание существующих средств автоматизации и информационно-управляющей системы содержит описание функциональной и информационной структуры системы, качественных и количественных характеристик, раскрывающих взаимодействие ее компонентов в процессе функционирования.
[40]
Главным направлением исследрвания методов критического пути информационно-управляющих систем является выяснение наиболее рационального размещения ресурсов.
[42]
Описывается многоуровневая структура АСТЭ в виде распределенной информационно-управляющей системы. Массовое создание АСТЭ порождает свою проблему эксплуатация самих АСТЭ. Поэтому в работе уделяется внимание организации обслуживания АСТЭ, построенных на основе УКВ и допускающих наиболее эффективную организацию обслуживания.
[43]
Рассматриваются основные задачи и особенности построения информационно-управляющей системы учебного заведения на основе интеграции современных информационных технологий и стандартов библиотечного дела.
[44]
Автоматизированная система нефтепродуктообеспечения представляет собой интегрированную информационно-управляющую систему, обеспечивающую решение всего комплекса задач нефтепродуктообеспечения на основе новых информационных технологий. Территориально-распределенный характер системы обуславливает необходимость применения распределенной обработки информации с обменом информацией через телефонные и телеграфные каналы.
[45]
Страницы:
1
2
3
4
Рассмотрены функциональные возможности и структурные особенности системы диспетчерского контроля и управления, реализованной на базе ПО PI System в Бованенковском НГКМ. Указаны результаты эксплуатации системы и перспективы развития проекта.
Авторы: Андрей СЕРГЕЕВ, руководитель группы специалистов информационно-управляющих систем и связи Ямальского газопромыслового управления, Павел СЛУГИН, начальник Ямальского газопромыслового управления, Алексей КОГАЙ, начальник производственного отдела автоматизации и метрологического обеспечения ООО «Газпром добыча Надым»
Источник: Журнал «Автоматизация в промышленности», №10 2014
Диспетчерский контроль и управление производственными процессами в газодобывающем обществе и газопромысловых управлениях является одним из основных компонентов бизнес-процесса «Диспетчерское управление». Основная задача диспетчерского контроля и управления заключается в управлении ресурсами газа и жидких углеводородов в границах газодобывающего общества и распределении объемов газа и жидких углеводородов по технологическим объектам газодобывающего общества согласно требованиям, установленным Центральным производственно-диспетчерским департаментом ОАО «Газпром».
Система диспетчерского контроля и управления газопромыслового управления представляет собой автоматизированную систему, обеспечивающую осуществление специфических диспетчерских задач, в которых в отличие от АСУТП отсутствует прямое управление технологическим оборудованием газового промысла (рисунок 1).
Рисунок 1. Программно-технический комплекс системы диспетчерского контроля и управления Бованенковского НГКМ
Первые требования к автоматизированным системам диспетчерского управления в ОАО «Газпром» были определены в далеком 1997 г. в Основных положениях по автоматизации, телемеханизации и созданию информационно-управляющих предприятий добычи подземного хранения газа. Сейчас набор функций систем диспетчерского управления сформулирован в комплексе стандартов «Диспетчерское управление» СТО Газпром, которые являются основополагающими стандартами ОАО «Газпром» в области диспетчерского управления. Между тем данные стандарты описывают только системы диспетчерского управления и системы поддержки принятия диспетчерских решений и не подразумевают горизонтальной интеграции систем с существующими информационно-управляющими системами в газодобывающем обществе.
В ООО «Газпром добыча Надым» в рамках инвестиционного проекта по обустройству сеноман-аптских месторождений Бованенковского НГКМ проводится внедрение комплексных проектов по автоматизации верхнего уровня газопромыслового управления: информационно-управляющей системы диспетчерского управления и информационно-управляющей системы производственных процессов. Данные системы внедряются в Ямальском газопромысловом управлении, филиале ООО «Газпром добыча Надым», эксплуатирующем Бованенковское месторождение.
Информационно-управляющая система диспетчерского управления представляет собой комплексное решение, состоящее из двух функциональных подсистем:
- диспетчерского контроля и управления;
- поддержки и принятия диспетчерских решений
Информационно-управляющая система производственных процессов состоит из трех функциональных подсистем:
- АСУ паспортизацией и планированием ремонтов технологического оборудования;
- система оценки эффективности производственных процессов;
- лабораторная информационная система.
Все функциональные подсистемы указанных информационно-управляющих систем интегрированы между собой и в комплексе образуют информационно-управляющую систему газопромыслового управления. В настоящее время проводятся активные работы по созданию данных систем, пусконаладочные работы по настройке и конфигурации систем, интеграции со смежными системами и организации передачи данных с уровня АСУТП газового промысла.
Ядром информационно-управляющей системы диспетчерского управления является система диспетчерского контроля и управления, предназначенная для контроля и управления ТП добычи и подготовки газа и газового конденсата на газовом промысле и предусматривает наличие следующих функций:
- автоматизированный сбор, подготовка и передача технологических данных с уровня АСУТП и САУ;
- ручной ввод оперативным персоналом данных, не предоставляемых АСУТП;
- отображение и хранение архивных данных для отображения и расчетов;
- отображение текущего состояния ТП добычи и подготовки газа и газового конденсата с использованием Web-интерфейса;
- диагностика состояния комплекса технических средств и наличия связи с уровнями;
- взаимодействие со смежными системами;
- учет наработки технологического оборудования;
- предоставление отчетных форм по архивным данным за любое выбранное время.
Система диспетчерского контроля и управления построена на MES-платформе PI System компании OSIsoft. Основной причиной выбора данной платформы стало наличие в ней специализированной БД для хранения временных рядов с уникальным алгоритмом сжатия и скоростью восстановления. Принимая во внимание удаленность Бованенковского месторождения и расположения газовых промыслов, могла возникнуть проблема с передачей данных на больших расстояниях, так как в качестве основного канала связи с объектами ООО «Газпром добыча Надым» на Бованенковском месторождении используется спутниковая система связи с небольшой пропускной способностью и высокими задержками. Это могло повлечь за собой возникновение многочисленных проблем, связанных с большим объемом передаваемых данных. PI System предоставляет оптимальный алгоритм сжатия данных: на данный момент из АСУТП передается около 15 тыс. технологических параметров, и при этом суммарный объем передачи данных составляет всего 10 кб/с. Бесспорным преимуществом платформы является наличие буферизации, позволяющее в случае обрыва связи накапливать данные на узле интерфейса и после появления связи передавать накопленные данные, что позволяет исключить потерю производственных данных.
Следующей причиной внедрения решения на базе PI System была возможность создания моделей и структур, представляющих конкретное технологическое оборудование, события, продукцию внутри одного модуля, что является незаменимым при составлении материального баланса и анализа. PI System также позволяет выполнять сложные вычисления над данными без дополнительного программирования с помощью PI Performance Equations. Наличие интегральной обработки данных (счетчики PI Totalizer) на определенных временных отрезках с возможностью интерполяции и экстраполяции без дополнительного программирования также говорит в пользу выбранной системы. И наконец, важным преимуществом PI System явились «открытые двери» для интеграции с любыми бизнес-системами (ERP, EAM, LIMS, MES, GIS и т.д.) благодаря возможности обращения к базе мгновенных и архивных значений (PI Data Archive) как к обычной СУБД посредством SQL-запросов.
Программный комплекс системы диспетчерского контроля и управления (рис. 1) включает разработки компаний OSIsoft и «ИндаСофт» и состоит из следующих жизненно необходимых модулей:
- ядро системы (PI Server + PI Data Archive + PI AF);
- модуль сбора данных с уровня АСУТП (PI OPC Interface);
- модуль сбора данных с уровня технологических приборов (PI UFL Interface);
- модуль двухстороннего обмена с реляционными БД (PI RDBMS Interface);
- модуль выполнения инженерных расчетов (PI ACE);
- подсистема отображения мнемосхем (ActiveView + I-AVF);
- подсистема формирования отчетов (PI Datalink + I-RS);
- подсистема аварийных и предупредительных сообщений (I-CE).
Ядро системы состоит из нескольких серверных приложений, которые имеют компонентно-ориентированную структуру, и включает PI Server Enterprise, который получает данные и распределяет их в реальном времени с помощью компонентов PI System. PI Data Archive представляет собой специализированную БД для обработки и хранения данных реального времени и является БД временных рядов (в отличие от реляционных хранилищ). Особый алгоритм сжатия позволяет хранить технологические данные за много лет и предоставляет возможность оперативного обращения к архивной производственной информации, необходимой для понимания и управления производственными процессами в газопромысловом управления. PI Asset Framework позволяет строить организационные и технологические модели производства. Элементы модели могут представлять собой как физическое оборудование (газоперекачивающий агрегат, турбодетандерный агрегат, теплообменник и т.п.), так и логические структуры (эффективность, непроизводственные потери и т.п.). Используя данные модели можно определить ключевые параметры эффективности и проводить анализ данных в реальном времени, таких как согласование технологических данных, выявление грубых ошибок средств измерений, простои технологического оборудования.
Модуль сбора данных с уровня АСУТП обеспечивает с помощью PI OPC Interface сбор производственных данных из коммуникационного ОРС-сервера интегрированной АСУТП газового промысла Бованенковского месторождения в PI Server. Интерфейс поддерживает миллисекундные метки времени и периоды сканирования, буферизацию данных при обрыве физической связи и работу в горячем резерве. При необходимости интерфейс позволяет редактировать теги «на лету» и не требует перезагрузки интерфейса для внесения изменений в опрос данных.
Модуль сбора данных с технологических приборов позволяет считать из различных текстовых файлов с заранее определенной структурой данные, полученные при выгрузке инженером с помощью мобильного АРМ, из приборов учета, в функционал которых входит накопление данных (расходомеры, модемы, АСУТП старых модификаций) и передать их в PI Server. Интерфейс аналогично PI OPC Interface поддерживает редактирование тэгов «на лету», буферизацию и миллисекундные метки времени.
Модуль двухстороннего обмена с реляционными БД базируется на PI RDBMS Interface. Модуль отвечает за выполнение двухстороннего обмена с реляционными БД и является ключевым при интеграции с системой поддержки принятия диспетчерских решений и информационно-управляющей системой производственных процессов. Также в рамках работы данного модуля предусматривается передача данных во внешние системы. Это ERP-система ООО «Газпром добыча Надым» и автоматизированная диспетчерская система ООО «Газпром трансгаз Ухта».
Модуль выполнения инженерных расчетов предназначен для организации сложных математических вычислений, которые невозможно провести стандартными средствами PI Server, такими как PI Performance Equation или PI Totalizer. Для бизнес-процесса «Диспетчерское управление» такими вычислениями могут быть моделирование режимов добычи и подготовки газа и газового конденсата, таких как расчет режима трубопроводных систем промыслового коллектора от кустов газовых скважин до УКПГ, или расчет квазиоптимального стационарного режима работы межпромыслового коллектора с прилегающими ГСК, УКПГ и ДКС, либо анализ производительности и эффективности работы газового промысла с учетом затрат газа на собственные нужды. Все эти задачи требуют производить математические вычисления высокого уровня сложности с различной периодичностью, что делает PI ACE фундаментом модуля выполнения инженерных расчетов.
Рисунок 2. I-AVF — Web-портал диспетчерского контроля и технологического мониторинга
Подсистема отображения мнемосхем предоставляет возможность просмотра производственных схем ТП газового промысла специалистам производственно-диспетчерской службы и производственных отделов и служб административно-управленческого аппарата Ямальского ГПУ и администрации ООО «Газпром добыча Надым» с помощью любого Web-обозревателя. Подсистема базируется на сервере мнемосхем I-AVF («Индасофт») и приложения PI ActiveView (OSIsoft), которые позволяют группировать и упорядочивать многочисленные схемы производства и производственные отчеты, созданные при помощи инструментов PI ProcessBook и PI DataLink. На рис. 2 представлена заглавная мнемосхема портала системы диспетчерского контроля и управления, которая представляет собой технологическую схему газового промысла с указанием географического расположения технологических позиций. Каждая кнопка на схеме является ссылкой на вложенные мнемосхемы, что значительно облегчает ориентирование среди множества схем и перемещение между схемами. Данное рационализаторское решение позволило уйти от стандартного портального решения I-AVF с древовидной структурой мнемосхем и сократило временные затраты при мониторинге ключевых ТП и перемещению между мнемосхемами. На рис. 3 представлена ключевая схема производственно-диспетчерской службы газопромыслового управления и производственно-диспетчерской службы Общества, совмещающая два пункта хозрасчета замера газа и позволяет осуществлять мониторинг за ключевыми параметрами: расход газа, давление, температура. Также здесь наглядно представлена работа всех технологических ниток, турбодетандерных агрегатов и газоперекачивающих агрегатов. Зеленым цветом на схеме отмечаются установки, которые находятся в работе, красным – в простое. Соответственно каждый элемент является ссылкой, нажав на которую, специалист переходит на схему работы ТН, газоперекачивающих агрегатов (ГПА) или турбодетандерных агрегатов (ТДА). Во избежание разночтения при просмотре мнемосхем практикуется их полное визуальное соответствие с мнемосхемами АСУТП.
Рисунок 3. Схема производственно-диспетчерской службы газопромыслового управления
Подсистема формирования отчетов предназначена для генерации отчетов на основе подготовленных шаблонов в MS Excel 2010 с использованием PI DataLink, макросов и встроенных программ VBA. Источником данных выступает PI Server Enterprise, откуда поступают в подсистему формирования отчетов на базе I-RS данные реального времени и архивные данные. К функциональным возможностям данной подсистемы относится просмотр сгенерированных отчетов с помощью Web-обозревателя, генерация отчетов по расписанию, интеграция с PI ProcessBook, PI ActiveView. Также предусмотрена возможность интеграции подсистемы с портальной системой Microsoft Sharepoint 2010. В процессе эксплуатации подсистемы формирования отчетов в ООО «Газпром добыча Надым» возникла проблема, связанная с лавинообразным увеличением запросов по реализации отчетов, которые необходимы разово и больше использоваться не будут. Все это влекло за собой непредвиденные трудозатраты сопровождающего персонала. В рамках решения этой проблемы, специалистами информационно-управляющих систем Ямальского ГПУ был разработан «Гибкий отчет» (рис. 4), который позволяет создавать отчеты с произвольным выбором временного периода и интервала. Для формирования отчета необходимо указать дату и время начала и конца периода (верхний и нижний календари), интервал и указать через разделитель (запятая) перечень тегов, по которым требуется построить отчет. Таким образом удалось решить проблему с составлением отчетов, сформировать которые было необходимо ограниченное количество раз и в конкретный момент.
Рисунок 4. Гибкий отчет
Подсистема аварийных и предупредительных сообщений на базе ПО I-CE автоматизирует основные функции по выявлению событий, классификации, с последующим оперативным реагированием на них диспетчерского персонала в соответствии с производственными инструкциями. Функционал данного модуля обеспечивает автоматическую идентификацию событий (превышение границ параметров, скорости изменения параметров) по заранее описанным алгоритмам, после чего производственно-диспетчерский персонал регистрирует аварийные и предупредительные сообщения, квитирует и ведет генеалогию событий (рис. 5). Все эти сообщения хранятся в единой базе всех классов и видов событий по диспетчерскому управлению. Предусмотрено оповещение по электронной почте, с помощью визуальных и звуковых тревог. Превышение границ параметров можно проанализировать с помощью визуализированного тренда. Архитектура подсистемы выглядит следующим образом: имеется сам технологический объект, который делится на технологические установки, территориальные позиции и технологические зоны, к этим объектам осуществляется привязка технологических режимов, обеспечивающих передачу параметров из PI System в подсистему. Функция «Контроль нормативных параметров» (рис. 6) подсистемы позволяет производственно-диспетчерскому персоналу оперативно реагировать на превышения уставок по технологическим параметрам, действуя на упреждение и предотвращая возникновение аварийных ситуаций.
Рисунок 5. Управление производственными событиями
Рисунок 6. Контроль нормативных параметров технологического режима
Итоги эксплуатации и дальнейшие перспективы
Внедрение системы диспетчерского контроля и управления на базе PI System в Ямальском газопромысловом управлении ООО «Газпром добыча Надым» обеспечило представление достоверной технологической информации о параметрах ТП удаленного газового промысла, показателях количества и качества продукции в реальном времени, своевременное обнаружение и ликвидацию отклонений от заданных технологических режимов и предупреждение аварийных ситуаций. Были снижены эксплуатационные затраты за счет уменьшения трудозатрат персонала производственно-диспетчерской службы и отделов административно-управленческого аппарата. В перспективе планируется расширение функционала для приведения в системы соответствие со стандартами ОАО «Газпром» (электронный диспетчерский журнал, база нормативно-справочной информации, геоинформационная система) и интеграция с существующей информационной системой ручного ввода технологических данных ООО «Газпром добыча Надым – «Диспетчер».
Следующим этапом станет реализация системы поддержки и принятия диспетчерских решений, в рамках создания которой будет сформирована единая модель технологического комплекса газовых промыслов. Это позволит своевременно определять отказы технологического оборудования и контрольно-измерительной аппаратуры, вычислять выход готового продукта в реальном времени и производить расчет и сведение плановой и фактической добычи газа и газового конденсата.
Введение в эксплуатацию информационно-управляющей системы производственных процессов позволит получить полномасштабную информацию по составу оборудования, технической документации и истории функционирования, вести библиотеку планов ТОиР как по наработке оборудования, так и по состоянию, осуществлять планирование основных видов работ и технического обслуживания, формировать графики планово-предупредительных ремонтов с учетом материально-технических ресурсов и потребностей в ресурсах. На основании полноты данных будет возможно осуществить текущий контроль показателей эффективности, выявить причины снижения производственной эффективности. Лабораторная информационная система обеспечит автоматический мониторинг качества добываемого газа и газового конденсата и используемых химических реагентов Бованенковского НГКМ за счет повышения оперативности и точности проведения лабораторных исследований внутри лаборатории, контроля результатов на соответствие требованиям нормативной документации.
Внедрение полного комплекса данных систем завершит работы по реализации многоуровневой, иерархической информационно-управляющей системы газопромыслового управления и всецело решит задачи планирования, контроля и учета используемых ресурсов, анализа и эффективного контроля и управления процессами добычи газа и газового конденсата на Бованенковского месторождении, и как мы видим PI System несомненно является краеугольным камнем работы в этом направлении.
Библиографическое описание:
Помялова, О. Л. Тенденции развития предприятий нефтегазовой отрасли в области информационных систем / О. Л. Помялова. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2021. — № 24 (366). — С. 270-272. — URL: https://moluch.ru/archive/366/82179/ (дата обращения: 22.03.2023).
В статье автор пытается определить основные тенденции развития предприятий нефтегазового комплекса в области информационных систем и технологий.
Ключевые слова:
информационные технологии, системы, развитие.
Информационные системы и технологии в современном мире имеют огромное значение. Почти вся деятельность любого предприятия ведётся при помощи подобных систем. Бесперебойная работа и качество подобных систем имеет огромный вес в жизни любого современного предприятия.
За последние годы внедрение информационных систем и технологий помогло улучшить качество и производительность работ предприятий нефтегазового комплекса.
В связи с пандемией коронавируса COVID-19 внедрение информационных систем и технологий стало не просто актуальной, но и необходимой мерой. Из-за чего в первые месяцы пандемии большинство сотрудников разных компаний были успешно переведены на дистанционный режим работы. Под новый формат работы были в срочном порядке также адаптированы и средства корпоративной коммуникации и телефонии.
Информационные технологии с каждым годом оказывают все большее влияние на экономику, а в последнее время вышли на передний план почти во всех сферах деятельности. Информационные технологии имеют значительно влияние на государство и по масштабам выходят за рамки отраслевых эффектов. Также развитие информационных технологий — один из ключевых факторов, способствующих решению важнейших политических задач Российской Федерации.
На примере других государств можно увидеть, что конкурентоспособность экономики Российской Федерации во многом зависит от развития информационных технологий. Согласно данным Всемирного экономического форума, индекс конкурентоспособности экономики государств имеет высокий уровень корреляции с индексом развития в странах информационно-коммуникационных технологий.
В предыдущие годы позиции российских производителей ИТ-услуг укреплялись как на внутреннем, так и на внешнем рынке.
Позитивные тенденции наблюдались и в структуре внешнеторгового оборота компьютерных услуг (рис. 1). В течение последних лет экспорт превышает импорт, причем если в 2017 г. это превышение составляло не более 1 %, то в 2018 г. уже 15 %, а в 2019 г. — 25 %.
Рис. 1. Экспорт и импорт компьютерных услуг
Помимо положительных тенденций развития в данной области существуют также факторы, которые ограничивают развитие сферы информационных технологий в Российской Федерации. Среди таких факторов можно выделить следующие: нехватка кадров, недостаточный уровень подготовки специалистов, недостаточное количество передовых исследований в области информационных технологий в стране и т. д.
Несмотря на положительные тенденции в области повсеместного внедрения информационных технологий, все вышеперечисленные факторы также влияют и на скорость внедрения информационных систем и технологий в нефтегазовую отрасль.
С каждым годом государство становится всё больше заинтересовано в том, чтобы распространить информационные технологии повсеместно. Это связано с тем, что расширение масштаба применения информационных технологий откроет новые возможности для путей их развития.
В нефтегазовом секторе есть значительные преимущества для тех компаний, которые используют цифровую трансформацию для оптимизации использования критически важного оборудования. Два основных преимущества — это лучшее обслуживание и более высокая доступность оборудования.
Информационные технологии имеют решающее значение для эффективной работы и управления всеми промышленными системами. Это один из самых многообещающих промышленных секторов экономики. Спрос на ИТ-услуги за последние годы существенно вырос. Нефтегазовые компании вынуждены добиваться более высокой рентабельности своих основных фондов безопасным и устойчивым образом. Им необходимо обеспечить более высокую надежность активов, производительность и производительность при одновременном управлении растущими требованиями, а также конкуренцией за доступ к запасам нефти.
В настоящее время в развитии нефтегазовой отрасли России эффективное интегрирование отечественных предприятий в рыночную экономику с параллельным реформированием отрасли в целом, а также создание систем менеджмента, отвечающих современным требованиям, на базе внедрения принципиально новых моделей принятия решений, является достаточно актуальной задачей. Динамика и неопределённость рыночной экономики формируют острую необходимость для принципиально новых подходов, новых управленческих технологий для стратегического развития предприятий, чтобы максимально эффективно адаптировать их к переменам во внешней среде при учёте реальности существующих рисков.
Нефть и природный газ являются основными отраслями энергетического рынка и играют важную роль в мировой экономике в качестве основных мировых источников топлива. Процессы и системы, связанные с добычей и распределением нефти и газа, очень сложны, а также являются капиталоемкими и требуют современных технологий.
Таким образом, тенденции развития нефтегазовых предприятий отчасти продиктованы самой отраслью информационных технологий. Также значительный вклад в интегрирование информационных систем в нефтедобывающую отрасль на ближайшее будущее осуществили обстоятельства, последовавшие из-за пандемии. Из совокупности всех факторов, несмотря на множество трудностей, связанных с непосредственным внедрением информационных технологий и систем на предприятиях нефтегазового комплекса, в дальнейшем ожидается всё большая информатизация производства. Цифровая трансформация — это преобладающая тенденция, влияющая на сегодняшний глобальный бизнес. Многие идеи, вызванные цифровой трансформацией, нашли новые и инновационные способы преобразования потребительского и медиарынков. Кроме того, экологические и социальные изменения во все большей степени определяются мощью новых способов поиска и анализа информации. Благодаря расширенным пользовательским данным точность проектных параметров может быть значительно улучшена, тем самым оптимизируя соотношение стоимости продукта и ценности. Владельцы активов все чаще видят преимущества в сборе данных со своих установок для улучшения операций и ищут способы владеть как данными, которые они генерируют, так и технологиями, которые позволяют им управлять программами технического обслуживания на основе состояния. Ожидается, что это понимание станет практикой по мере того, как все больше нефтегазовых компаний предпринимают шаги по сбору и извлечению знаний из интеллектуальных данных, чтобы сделать свою деятельность более разумной и сократить расходы.
Литература:
- Стратегия развития отрасли информационных технологий в Российской Федерации на 2014–2020 годы и на перспективу до 2025 года: от 1 ноября 2013 г. № 2036-р.
- Динамика и перспективы развития ИТ-отрасли / Г. И. Абдрахманова, К. О. Вишневский, Ю. Я. Дранев, Т. С. Зинина, Г. Г. Ковалева, С. Г. Приворотская, П. Б. Рудник // Цифровая экономика. — 11.06.2020 — https://issek.hse.ru/
- Екатерина Грушевенко. Развитие мировых энергетических рынков до 2035 г. — М.: LAP Lambert Academic Publishing, 2014. — 184 с.
- [Электронный ресурс]. — Режим доступа: https://triolcorp.ru/news/post/informatsionnye-tekhnologii-na-sluzhbe-neftegazovoy-otrasli-rossii.
Основные термины (генерируются автоматически): система, нефтегазовый комплекс, Российская Федерация, цифровая трансформация, развитие, рыночная экономика.