Неоднородность выборки при решении задач автоматизации условно разделила российских промышленников на три группы: первые – выбирают отечественных IT-гигантов с их плюсами и минусами (высокая стоимость, отсутствие интеграции с зарубежными системами и пр.), другие – решили писать код сами под свои нужды (высокие начальные инвестиции, увеличение оргструктуры и ФОТ), третьи - дрейфуют в океане аутсорсинга, уже имея в активе некое ПО к которому необходимо интегрировать условный ТОиР, но при этом должны четко отслеживать бюджет и тщательно выбирать компании для решения своих задач, так как сложившиеся условия на рынке породили большое количество недобросовестных партнеров, часто не понимающих реальные проблемы нефтегазового сектора. Ведь только отраслевой профессионал может трансформировать проблему в задачу и в тесной связке с IT-экспертами найти эффективное решение.
Потерялись в цифрах
Несмотря на высокий уровень автоматизации в отрасли, на отдельных объектах сохраняются элементы разрозненного учета и ручного переноса данных между системами. Это приводит к дублированию информации, увеличению времени подготовки отчетности, росту вероятности ошибок при ручном вводе, затруднениям при анализе производственных показателей. Например, при разработке месторождений шахтным способом добыча производится путем разогрева пласта паром, а замер дебита - ведром с краном в днище и безменом (для сепарации теплоносителя) с записью результатов мелом на доске и докладом наверх по «шахтному» телефону.
Сам по себе подобный метод подсчета не может быть достаточно репрезентативным, а перенос цифр посредством ручного ввода из системы в систему делает корректность данных крайне сомнительной.
В похожей ситуации внедрение за короткий срок (проект уровня небольшого НПЗ (200к тегов) реализуется за 9-11 месяцев) системы формирования отчетности в составе ПО АЛЬПА (MES) позволило оптимизировать процедуру отчетов путем «единоразового ввода данных» с последующей ретрансляцией в необходимые системы. Это на 30% снизило объем ручного ввода и уменьшило процент некорректности, минимизируя человеческий фактор. Был внедрен сбор из разных систем и отображение необходимых данных в одном, удобном оператору, интерфейсе.
И, конечно, внедрение MES снизило нецелевую нагрузку на персонал и позволила оптимизировать работу.
Мы строили, строили и наконец построили, но…
Ввод новых производственных мощностей сопровождается повышенными рисками нестабильности технологического режима в начальный период эксплуатации. Даже при наличии современной АСУ ТП значительная часть управленческих решений остается за оператором, особенно в условиях переходных режимов. Несмотря на тщательную подготовку и обучение операторов теории, на практике же, ввиду отсутствия наработанной годами культуры управления, операторам часто приходится совершать много незапланированных манипуляций для поддержания необходимого режима производства, ошибки в которых могут приводить к форс-мажорным обстоятельствам. В этих условиях внедрение систем усовершенствованного управления технологическим процессом (Advanced Process Control, APC; в российской практике — СУУТП) оказывает реальную поддержку.
При первом запуске крупного объекта и выводе его на запланированный режим, СУУТП позволила стабилизировать процесс на раннем и дальнейших этапах эксплуатации лучше, чем «в ручную», операторам оставалось только задавать пределы параметров, верифицируя работу системы, а СУУТП сама рассчитывала значения необходимых температур, давлений, расходов и прочие параметры. Именно ориентация на конечного пользователя обеспечила приживаемость системы, которая является залогом получения технико-экономических эффектов, не создала симптома отторжения и исключила факты саботажа, что произошло во многом благодаря качественному решению, не уступающему западным аналогам, удобному интерфейсу пользователя и хорошим математическим алгоритмам собственной разработки.
«Ремонт – это не действие. Это состояние!»
Фраза Михаила Михайловича Жванецкого касается и ремонта, и сумм, на него затраченных. А если ремонт внеплановый – то это состояние шоковое. Для объектов добычи на шельфе или крупных перерабатывающих комплексов стоимость простоя может исчисляться сотнями миллионов рублей в зависимости от масштаба производства и рыночной обстановки. Человеку, допустившему такое, проще отплыть на надувном матрасе прямо с платформы в неизвестном направлении, и исчезнуть с радаров.
Плановые ремонты не всегда эффективны и чреваты перерасходом ресурсов ввиду замены рабочих узлов. Не говоря уже о внеплановых, сам термин «непредсказуемая поломка» говорит за себя. Но и эту сложность профессионалы отрасли перевели в задачу и решили ее должным образом - фактический мониторинг состояния динамического оборудования позволил на ранней стадии увидеть отклонение в параметрах работы и зафиксировать назревающую проблему. Подобная ситуация произошла с системой интеллектуального мониторинга АСТРА СМС, которая по ударным импульсам подшипника центробежного насоса на нефтяной платформе увидела деструктивную возможность и предупредила за 13 суток до того, как это обнаружилось при помощи традиционных средств анализа. Эта же система, внедренная на НПЗ, увидела и подала сигнал тревоги по температуре газа на поршневом компрессоре на 7 суток раньше штатных алгоритмов, что позволило избежать аварийной ситуации и без проблем вывести агрегаты в ремонт.
В реальных цифрах оптимизация затрат выглядит так: снижение внеплановых простоев оборудования на 20-40%, рост производства на 15-25%, сокращение расходов на ТОиР - 15-30%.
Примеры, приведенные в статье, наглядно показывают, что во времена всеобщей автоматизации проблему любой отрасли можно нивелировать, если грамотно выбрать подрядчика, опираясь при этом не только на профессионализм его IT-специалистов, но в первую очередь - на бэкграунд компании и многолетний опыт её экспертов в нефтяной промышленности. И тогда, свой, припрятанный на черный день надувной матрас, вы сможете поменять на шезлонг и сидя на нем, комфортно и эффективно, управлять вашим производством, делегируя часть работы цифровым технологиям.
