Эпос программа описание роснефть

Информационная система «ЭПОС» предназначена для ведения оперативного учёта, контроля и анализа параметров эксплуатации и ремонта электропогружного оборудования, их узлов, НЭО и кабеля и формирования первичной, оперативной и аналитической отчетности ОАО «НК «Роснефть», а также сторонних предприятий, задействованных в процессе учёта. В системе реализован широкий спектр функций по учету операций над оборудованием, позволяющие отслеживать состояние оборудования и его параметров на всем его жизненном цикле. Первичные данные и данные об операциях над оборудованием вносятся операторами СП. Система так же позволяет осуществлять оформление первичных документов и отчетов для заказчика сервисных работ. В системе храниться такая информация как:

• технические характеристики оборудования;
• параметры эксплуатации;
• результаты ремонта;
• наличие и движение оборудования.

Подобная информация необходима пользователям добывающих организаций для:

• анализа эксплуатации и ремонта;
• отслеживания жизненного цикла оборудования;
• формирования отчетов в различных срезах;
• расследования причин отказов оборудования;
• подконтрольной эксплуатации;

В результате работ добывающих организаций ОАО «НК «Роснефть» получает необходимое количество информации для:

• проведения анализа эксплуатации оборудования;
• формирования рейтингов;
• ведения статистики по результатам добывающих обществ.

Жизненный цикл ИС «ЭПОС» построен на основе спиральной модели, которая предполагает постоянное развитие информационной системы. Благодаря этому и тому, что ИС «ЭПОС» является собственной разработкой Компании, есть возможность интегрировать в ИС «ЭПОС» дополнительные подсистемы, модули и расширять тем самым функционал системы, адаптируя ее под новые нужды пользователя. Архитектура информационной системы «ЭПОС» представлена на рис. 4. Архитектура ИС «ЭПОС» построена по принципу «клиент-сервер». Клиентское приложение тиражируется на множество рабочих мест различных подразделений и предприятий. Клиентская часть системы учёта оборудования «ЭПОС» содержит 7 элементов:

• подсистема связи с СУБД;
• модуль кэширования;
• подсистема формирования отчетов;
• подсистема управления конфигурациями;
• подсистема ввода и редактирования данных;
• подсистема безопасности;
• пользовательский интерфейс.

Рис. 4. Архитектура ИС «ЭПОС» Серверная часть ИС «ЭПОС» содержит СУБД и специально разработанный API для взаимодействия клиентских приложений с СУБД. СУБД используется в зависимости от предприятия, в котором работают с «ЭПОС». APIвзаимодействует с клиентскими приложениями через компьютерную сеть, связывающую разные предприятия. Пример графического интерфейса ЭПОСа представлен на рис. 5.

Рис. 5. Графический интерфейс ЭПОСа В графический интерфейс входит настраиваемое с помощью модуля управления конфигураций меню, набор рабочих областей для каждого пункта меню, выполненных в виде вкладок и набор диалоговых окон для работ с данными.

Обзор аналогов

Ограничение

Инструкция для входа учеников в ЭПОС Школа

Стратегия компании «Роснефть»

Для продолжения скачивания необходимо пройти капчу:

Источник: studfile.net

ИС ЭПОС
Узел управления услугами передачи данных
Информационная Система Электронное Представление и Оплата Счетов

Компания «БСС-Безопасность», центр компетенции Группы компаний BSS в сфере информационной безопасности, ввела в мае 2018 года в промышленную эксплуатацию «Узел управления услугами передачи данных Информационная Система «Электронное Представление и Оплата Счетов» (ИС ЭПОС). При взаимодействии с ФСБ России и Роскомнадзором, в соответствии с требованиями лицензии на услуги передачи данных, была модернизирована площадка серверного оборудования в центре обработки данных «Электронная Москва» (ЦОД), подготовлены необходимые документы и планы, проведены приемочные испытания и подписан акт ввода в эксплуатацию фрагмента сети электросвязи. Необходимые заключения ФСБ и Роскомнадзора получены.

ИС ЭПОС предназначена для взаимодействия с внешними информационными системами, в том числе с платежными системами и поставщиками услуг (ПС/ПУ), с одной стороны, и с информационными банковскими системами (ИБС), с другой стороны, с целью авансовых оплат услуг, а также с целью поиска и оплаты выставленных счетов, предоставляемых внешними ПС/ПУ.

При разработке ИС ЭПОС принималось во внимание то, что платежи от физических лиц являются объектом особого внимания со стороны банковского розничного бизнеса, в особенности это касается платежей в адрес торгово-сервисных предприятий или поставщиков товаров и услуг. Парадокс обычного сценария оплаты услуг физическим лицом заключается в том, что даже если товар приобретается онлайн через тот или иной интернет-магазин, то в подавляющем большинстве случаев оплата производится наличными курьеру. Описанная ситуация требует от участников расчетов определенных затрат и доставляет серьезные неудобства плательщикам и поставщикам услуг. Проблема может быть решена путем предоставления физическим лицам, платежным системам или поставщикам услуг и банкам удобного и защищенного инструмента для проведения оплат товаров и услуг онлайн. Таким инструментом и является Узел управления услугами передачи данных Информационная Система «Электронное Представление и Оплата Счетов».

Основные функции ИС ЭПОС:

• организация информационной поддержки процессов приема и передачи распоряжений по оплате товаров и услуг между кредитными организациями, принимающими от физических лиц платежи в пользу поставщиков услуг, и юридическими лицами — получателями платежей;
• предоставление интерфейса внешним системам, в том числе CORREQTS Retail и «ДБО BS-Client. Частный клиент» для проведения распоряжений по оплате товаров и услуг.

Механизм взаимодействия ИС ЭПОС с ИБС не зависит от типа ИБС. Это обеспечивает ИС ЭПОС возможность взаимодействовать с любыми ИБС при условии, что на стороне ИБС обеспечены условия для интеграции с ИС ЭПОС.

Для каждой платежной системы или поставщика услуг со стороны ИС ЭПОС разрабатывается отдельный интеграционный адаптер, либо принимается стандартный интеграционный протокол ИС ЭПОС. В связи с этим перечень ПС/ПУ, с которыми может взаимодействовать ИС ЭПОС, ограничивается интеграционными адаптерами и интеграционными протоколами, разработанными на данный момент. Перечень доступных в ИС ЭПОС интеграционных адаптеров и протоколов постоянно расширяется. Подключение к интеграционному инструменту ИС ЭПОС как можно большего количества банков и ПУ/ПС позволит создать для клиентов банков масштабную сеть различных услуг.

Таким образом, банку, подключившемуся к ИС ЭПОС, становится доступным весь пул ПУ/ПС, подключенных к системе. ПУ/ПС подключившись к системе имеет возможность взаимодействовать с клиентами всех присоединившихся банков.

Источник: www.tadviser.ru

Удаленный мониторинг механизированного фонда скважин в ОАО «НК «Роснефть»

Введение
Перед нефтяными компаниями во всем мире стоят общие проблемы, такие как падающая добыча, рост издержек, усложнение географических условий добычи нефти, ухудшение качества запасов углеводородов, нехватка опытного персонала и высокая степень неопределенности данных, используемых для принятия решений.

Одним из путей решения этих проблем является внедрение новых техники и технологий, в том числе автоматизация и информатизация производственных процессов. В НК «Роснефть» данному направлению развития уделяется большое внимание.

В статье рассматривается «удаленный мониторинг» добывающих скважин – подход, разрабатываемый в рамках проекта «Создание Центра удаленного мониторинга на платформе Rosneft-WellView Системы Новых Технологий (СНТ) НК «Роснефть». Описано видение систем «удаленного мониторинга» в структуре добывающей компании. Предложен способ классификации подобных систем. Обсуждаются текущие достижения и перспективы дальнейшего развития систем удаленного мониторинга в НК «Роснефть».

Подходы к организации систем мониторинга в мире
Анализ мирового опыта создания систем удаленного мониторинга (табл. 1) показывает, что можно выделить пять уровней «идеальной» системы мониторинга, начиная с уровня сбора и передачи информации о работе оборудования и заканчивая уровнем оптимизации разработки месторождений. «Идеальная» система мониторинга из пяти уровней представлена в виде пирамиды на рис. 1. Рассмотрим уровни системы мониторинга скважин, оснащенных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) более подробно.

Уровень 1 обеспечивает сбор поточных данных со станций управления УЭЦН и из других источников и передачу их по каналу связи на контрольный пункт. Системы телеметрии, реализующие функциональность уровня, в течение ряда лет используются в компании и доказали свою эффективность для оперативного управления месторождением. Однако часто для принятия решений используется только 20 % данных.

Уровень 2 обеспечивает консолидацию данных из различных источников (баз данных (БД) программных комплексов (ПК), используемых в дочерних обществах), подготовку отчетов на основе данных, их визуальное представление, например, формирование профилей добычи. Системы формирования отчетности также получили широкое распространение. Часто для решения «узкой» задачи создается своя система формирования отчетов, что приводит к большому числу подобных систем, проблемам с их тиражированием и стандартизацией.

Уровень 3 обеспечивает обработку данных, направленную на выявление внештатных ситуаций и отклонений от нормальной работы оборудования и скважины. Средства этого уровня позволяют выявить и локализовать проблемные скважины и сконсолидировать необходимые данные для их анализа. Такие системы менее распространены.

Обычно подобный анализ проводится вручную с использованием программы Excel. Это вызвано тем, что для выявления проблем требуется эксперт, осуществляющий сбор данных из различных источников и принимающий решение о наличии проблемы, ее важности и необходимости реагирования на нее. Лучшие системы мониторинга содержат элементы, помогающие экспертам выделять проблемные скважины.

Уровень 4 обеспечивает анализ работы не только оборудования, но и скважины вместе с пластом, направленный на оптимизацию работы скважины, например, на достижение потенциала добычи нефти. Его проведение требует привлечения широкого набора данных не только о работе оборудования, но и об исследованиях скважины. Этот уровень реализуется с привлечением экспертов и мультидисциплинарных групп (Center of Excellence и др.) и незначительно автоматизирован (используются специальные программы для анализа работы скважины и оборудования, не связанные с системами нижнего уровня).

Уровень 5 обеспечивает комплексный анализ факторов, влияющих на работу месторождения. Оптимизация месторождений в режиме реального времени, даже с использованием систем мониторинга, – сложная инженерная задача. Средства для работы на данном уровне еще только разрабатываются в различных компаниях. В большинстве случаев такой анализ выполняется при составлении проектных документов и его проведение требует значительных затрат времени и ресурсов.

Лучшие мировые системы (LOWIS [1], ESPWatcher [2]) в автоматизированном режиме обеспечивают решение задач первого, второго и частично третьего уровней. Для решения задач более высокого уровня привлекаются проектные группы.

В ОАО «НК «Роснефть» для сбора и анализа данных существует несколько программных комплексов, и часто области их применения пересекаются. Например, анализ данных о добыче нефти осуществляется в ПК «РН-Добыча», который позволяет накапливать данные о работе скважин, необходимые для формирования месячных отчетов по добыче нефти.

Система активно используется для планирования проведения мероприятий в скважинах. В роли диспетчерской системы выступает ПК «ЦДС», имеющий большое число модулей для решения разных задач по контролю добычи нефти. Потоковые данные о работе оборудования (токи, давление с датчиков телеметрии) хранятся в виде файловых архивов. ПК «ЭПОС» является системой учета скважинного оборудования и хранения результатов разборов оборудования, вышедшего из строя при эксплуатации.

Для проведения качественного анализа работы скважины, оборудованной УЭЦН, требуются данные из всех перечисленных источников. Это делает задачу автоматизации мониторинга ЭЦН неизмеримо сложной и требует значительных трудозатрат экспертов для сбора и анализа скважинных данных, а также перехода к диагностике проблем и оптимизации добычи нефти. В результате дело до решения проблемы оптимизации разработки на основе данных о работе оборудования зачастую не доходит.

В связи с отмеченным в ОАО «НК «Роснефть» в рамках проекта СНТ была поставлена задача организации системного подхода к созданию идеальной системы мониторинга работы скважин.
В настоящее время создана система, охватывающая первые три уровня. В ходе реализации проекта подтверждено, что даже такая система эффективна.

Контроль работы скважин в системе Rosneft-WellView
В 2007 г. в рамках выполнения проекта «Создание системы удаленного мониторинга Rosneft-WellView был разработан ПК Rosneft-WellView (рис. 2). Данный комплекс обеспечивает сбор информации из различных источников, в том числе сбор потоковых данных со станций управления ЭЦН как в автоматическом (при наличии соответствующего оборудования), так и в «ручном» режиме (с использованием файловых архивов) [3].

Система выполняет следующие функции:
» сбор информации со скважин и ее первичную обработку, структурирование и размещение в базах данных;
» агрегацию данных из различных БД;
» выявление скважин с отклонениями от нормального режима работы;
» проведение экспресс-анализа режима работы скважин с учетом осложняющих факторов и истории работы;
» формирование аналитической отчетности.

Далее более подробно рассмотрим особенности реализации инструментов различных уровней, входящих в ПК Rosneft-WellView.

Особенности системы сбора информации
(функции первого уровня системы)
Для мониторинга и анализа фонда механизированных скважин необходимо обеспечить наличие нужных данных. Для этого была реализована возможность визуализации архивов динамики данных с частотных преобразователей и станций управления погружными насосами.

Например, в настоящее время в ООО «РН-Юганскнефтегаз» применяется несколько десятков различных моделей станций управления УЭЦН разных поколений шести различных производителей. Для оперативного и эффективного использования информации практически для каждой модели станции управления необходимо индивидуальное программное обеспечение, что значительно затрудняет получение и анализ важной информации с целью идентификации проблем со скважиной и оборудованием.

В ПК Rosneft-WellView реализован и в настоящее время совершенствуется модуль визуализации архивов данных со станций управления 14 типов, которые собираются сервисными компаниями, обслуживающими парк погружного и наземного оборудования. Данные консолидируются на корпоративных серверах по утвержденному графику и визуализируются в ПК Rosneft-WellView без применения дополнительного программного обеспечения. Это позволяет анализировать работу установки и планировать качес твенные мероприятия в короткие сроки с минимальными потерями нефти. В настоящее время ПК Rosneft-WellView позволяет анализировать данные со станций управления и частотно-регулируемых приводов 17 и 41 % механизированного фонда скважин соответственно ООО «РН-Юганскнефтегаз”» и ООО «РН-Пурнефтегаз».

Автоматизация производственных процессов при подготовке отчетов (функции второго уровня)
Рабочей группой проекта совместно со специалистами ООО «РН-Юганскнефтегаз» был проведен экспертный анализ трудозатрат, необходимых для обеспечения бизнес-процессов добычи на уровне служб цехов добычи нефти. Результаты анализа представлены в табл.

2. Установлено, что в среднем на формирование отчетов и анализ существующих снижений добычи в ООО «РН-Юганскнефтегаз» тратится не менее 900 чел-ч/мес. Такие колоссальные трудозатраты ускорили реализацию автоматического отчета по выявлению снижений дебитов скважин на основе алгоритмов факторного анализа базовой добычи (ФАБД), разработанных в Корпоративном Научно-Техническом Центре НК «Роснефть». Высокая сходимость автоматического отчета и традиционного ручного подтверждена геологической и технологической службами ООО «РН-Юганскнефтегаз» (табл. 3).

На отчетном техническом совещании в одном из дочерних обществ компании по результатам проекта было принято решение о продолжении реализации работ в данном направлении для облегчения решения текущих задач, высвобождения дополнительного времени на повышение качества принятия решений по сложным вопросам и самосовершенствования геологов и технологов.

Аналитический блок системы мониторинга
(функции третьего уровня)
В процессе разработки аналитического программного обеспечения верхнего уровня особое внимание уделялось применению высокоэффективных алгоритмов визуализации информации. Для ее отображения по большому числу скважин использован алгоритм TreeMap [4] (рис. 3), позволяющий одновременно представлять большое число приоритезированных объектов на одном экране. По отзывам пользователей, данный алгоритм успешно реализован в программе и обеспечивает эффективное ее использование.

Эффективные алгоритмы визуализации представляют собой инструмент третьего уровня, предназначенный для решения задач контроля (выявления скважин, работающих вне диапазона и требующих пристального внимания) и диагностики. Окно для мониторинга разбивается на объекты в зависимости от выбранного параметра (дебита нефти, жидкости, потерь нефти при ремонте, обводненности добываемой жидкости и др.).

Размеры прямоугольников, соответствующих отдельным скважинам, пропорциональны дебиту жидкости. Цвет прямоугольника отражает достижение потенциала добычи нефти. Прямоугольники сгруппированы по месторождениям. На рис. 3 отображена информация более чем по 500 скважинам.

Для визуализации подробной информации по отдельной скважине использован способ представления «роза проблем» – инструмент третьего уровня, отображающий состояние объекта по всем параметрам. Одновременное отображение динамики технологических и электрических параметров позволяет проводить совместный анализ данных (второй уровень – отчеты по собранной информации). Для удобства использования все графики масштабируемы.

Программа позволяет оценить положение текущей рабочей точки относительно паспортной расходно-напорной характеристики с учетом деградации по газу, износу и свойствам флюида, что реализовано в виде критерия мониторинга, а также анализировать динамику параметров по группе скважин, выбранной пользователем.

В окне детального анализа скважины отображены «роза проблем» по скважине, показывающая степень влияния на нее различных осложнений, положение текущей рабочей точки на графике характеристики ЭЦН, динамика основных показателей работы ЭЦН (три группы графиков: динамика показателей работы скважины, технологические и электрические показатели), наработка установок ЭЦН, работавших в скважине ранее.

Реализованный в программе модуль оповещения позволяет пользователю сразу получать информацию об изменениях и отклонениях выбранных объектов.

В ходе развития проекта внедрена система мониторинга УЭЦН Rosneft-WellView в дочерних предприятиях ОАО «НК «Роснефть»: ООО «РН-Юганскнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз», ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», ООО «РН-Ставропольнефтегаз».

Организация комнаты удаленного мониторинга (подходы к организации функций системы четвертого уровня)
Оптимизации добычи пока невозможна без участия экспертов. Для решения таких задач с использованием систем удаленного мониторинга в НК «Роснефть» была предложена концепция Центра Удаленного Мониторинга ЭЦН (ЦУМ). ЦУМ предполагает наличие системы, позволяющей в оперативном режиме собирать все необходимые для анализа данные, инструментов для проведения инженерного анализа и присутствие экспертов, способных принять решение с использованием системы. На современном этапе развития технологий этот центр может быть «удален» от источника информации – скважин и приближен к центру, где имеются эксперты и возможность анализировать одновременно тысячи скважин.

Анализ мирового опыта создания ЦУМ показывает, что ключевыми факторами для их успешного внедрения являются:
» способность ЦУМ принимать решения по работе скважин, что требует наличия экспертов и поддержки руководства предприятия;
» оперативный доступ к консолидированной информации о работе скважин, желательно иметь автоматическую систему сбора информации.

С учетом изложенных факторов для облегчения интеграции в существующую структуру добывающих обществ компании был предложен подход к организации децентрализованного ЦУМ (рис. 4). ЦУМ должен был решить следующие задачи.

Визуальное отражение потерь (в интерактивном режиме):

» выявление снижений дебитов жидкости и нефти;

» оповещение цехов по добыче нефти и газа (ЦДНГ) об отклонении контрольных показателей для оперативного реагирования (под индивидуальные настройки пользователя);
» экспресс-анализ скважины, диагностика текущего состояния, определение причины ос та нов ки/отказа;
» управление приоритетами (более высокодебитная скважина должна быть введена в эксплуатацию в первую очередь).

Поиск резервов:
» визуальное отражение источника резервов недостижения потенциала;
» автосводки – шаблоны для подготовки мероприятий (первичная обработка данных для анализа). Оптимизация процессов реагирования:

» анализ режима работы скважины и скважинного оборудования;
» прогнозирование работы ЭЦН на основе мониторинга его параметров;
» поддержка принятия решений при работе с механизированной скважиной;
» автоматический подбор режима автоматического повторного включения (АПВ).

На рис. 4 приведено взаимодействие ЦУМ с Центральным инженерно-техническим управлением (ЦИТУ), Главным управлением по добыче нефти и газа (ГУДНГ) и Управлением по повышению производительности резервуаров и геолого-технических мероприятий (УППР и ГТМ).

Преимуществами децентрализованной схемы взаимодействия являются:
» отсутствие дополнительного персонала дочернего общества;
» индивидуальная работа специалистов технической поддержки с каждым центром с акцентом на их ключевые задачи;
» автоматизация сводок (сокращение непроизводительного времени персонала) и рекомендаций по ключевым категориям (золотой фонд, АПВ и др.)

В данной схеме взаимодействия рейтинг влияния на решения средний, на уровне рекомендаций, что предполагает взаимодействие в условиях организации с хорошо отлаженными бизнеспроцессами и большим числом квалифицированных специалистов.

Заключение
Создание системы мониторинга ЭЦН является сложной мультидисциплинарной и комплексной задачей. Его представление как многоуровневого позволило выделить несколько этапов работы и продемонстрировать эффект по отдельным уровням.

ЦУМ является крупным интеграционным проектом СНТ ОАО «НК «Роснефть», охватывающим такие сферы деятельности, как удаленное управление ЭЦН, анализ бизнес-процессов, оптимизация процессов нефтегазодобычи, разработка и внедрение конкурентоспособного оборудования системы мониторинга и оптимизации.
Результатами реализации пилотного проекта являются:
» сокращение недостижения потенциала дебита нефти на 10 % (по результатам испытаний проекта Rosneft-WellView);
» сокращение простоев на 50 %;
» снижение трудозатрат за счет внедрения в опытно-промышленное использование автоотчетов по снижениям добычи (97 % сходимости) и автоотчетов по формированию скважин-кандидатов для проведения интенсификации добычи нефти (99 % сходимости).

В перспективе планируется развитие проекта по следующим направлениям:
» мониторинг эффективности работы промыслового оборудования;
» учет ограничений по наземному оборудованию;
» анализ и оптимизация фонда скважинных штанговых насосов;
» оптимизация системы поддержания пластового давления.

Существующие алгоритмы, планируемые разработки, выполняемые научно-исследовательские работы, накапливающийся высокими темпами опыт рабочей группы по проекту будут в дальнейшем интегрированы в производственные процессы добычи нефти основных дочерних обществ компании.

Необходимым условием для достижения максимальной эффективности ЦУМ является подключение контролируемого фонда скважин к системе мониторинга. Это позволит оперативно получить полный набор данных о работе оборудования в режиме реального времени для принятия быстрого и качественного решения и с удаленного расстояния задавать необходимый
режим работы.

Источник: www.rogtecmagazine.com