Автоматизация процессов оперативного управления нефтедобычей: На примере ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.06, кандидат технических наук Троянов, Тимофей Александрович

• Троянов, Тимофей Александрович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Троянов, Тимофей Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИМ ПРОИЗВОДСТВОМ

1.1. Цели и функции оперативного управления нефтедобывающим производством

1.2. Особенности процессов управления нефтедобычей

1.3. Цели построения автоматизированной системы управления нефтедобывающим производством

1.4. Функциональные задачи автоматизированной системы управления нефтедобывающим проидаодством

1.4.1. Состав системы и характеристики задач

1.4.2. Задача 0401 «Фонд скважин»

1.4.3. Задача 0498 «Нормативы дебитов скважин»

1.4.4. Задача 0402 «Простои нефтяных скважин»

1.4.5. Задача 0403 «Простои нагнетательных скважин»

1.4.6. Задача 0404 «Добыча жидкости и нефти по замерам» 001.4.7. Задача 0405 «Закачка воды и пара»

1.4.8. Задача 0406 «Рапорт диспетчера ЦИТС»

1.4.9. Задача 0409 «Электроснабжение объектов нефтедобычи»

1.4.10. Задача 0410 «Оперативные сведения о работе ЦДН»

1.4.11. Задача 0411 «Очерёдность профилактических ремонтов скважин»

Выводы по 1-й главе

2. МЕТОДИКА ПОСТРОЕНИЯ КОРПОРАТИВНОЙ ИНТЕГРИРОВАННОЙ ИНФОРМАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ

2.1. Определения и классификации

2.2. Общий план построения корпоративной интегрированной информационной системы

2.3. Предварительное обследование предприятия

2.3.1. Сбор данных по организационной и производственной структуре

2.3.2. Сбор данных по структуре управления

2.3.3. Сбор данных по информационной структуре

2.3.4. Сбор первичной информации по функционирующим информационным системам и внешним информационным источникам

2.3.5. Формирование укрупнённой бизнес-модели

2.4. Концепция построения корпоративной интегрированной информационной системы

2.5. Создание и развитие инфраструктуры

2.6. Создание программных систем

2.6.1. Техническое задание

2.6.2. Создание формальной информационной модели

2.6.3. Отображение формальной модели на структуру корпоративной сети

2.6.4. Реализация системы

2.6.5. Внедрение и развитие системы

2.7. Организация коллективной работы

2.8. Построение хранилища данных

2.9. Создание аналитических систем 118 Выводы по 2-й главе

3. АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ 122 НЕФТЕДОБЫЧЕЙ

3.1. Требования к системам управления нефтедобычей

3.2. Обзор современных систем автоматизации управления 125 нефтедобычей

3.3. Информационное обследование существующей системы 133 оперативного управления нефтедобычей

3.4. Декомпозиция существующей системы оперативного 133 управления нефтедобычей

3.5. Классификация документов в системе оперативного управления 143 нефтедобычей

3.6. Использование классификации информационных элементов для 149 создания структуры данных информационно-управляющей системы нефтедобывающего производства

Выводы по 3-й главе

4. МЕТОДИКА СИСТЕМНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ 153 ИНФОРМАЦИОННО-УПРАВЛЯЮЩЕЙ СИСТЕМЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕГО ПРОИЗВОДСТВА

4.1. Реинжиниринг процесса оперативного управления 153 нефтедобычей с использованием CASE-технологии

4.2. Разработка формальной модели процесса оперативного 158 управления нефтедобычей

4.2.1. Разработка функциональной модели процесса 159 оперативного управления нефтедобычей

4.2.2. Разработка информационной модели процесса оперативного управления нефтедобычей

4.2.3. Разработка динамической модели документооборота процесса оперативного управления нефтедобычей

4.2.4. Системный проект, как основа формирования структуры данных ИУС НДП

4.3. Оптимизация документооборота процесса оперативного управления нефтедобычей

4.3.1. Постановка задачи оптимизации

4.3.2. Выделение типовых процедур и функций обработки документов

4.3.3. Отображение информационных структур документооборота процесса оперативного управления на сетях Петри

4.3.4. Механизм формирования условий срабатывания переходов РЫ-модели типовой процедуры согласования документа

4.3.5. РК-моделирование структур информационных потоков процедуры обработки документов

Выводы по 4-й главе

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Автоматизация процессов оперативного управления нефтедобычей: На примере ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз"»

АКТУАЛЬНОСТЬ

Нефтяная промышленность является отраслью экономики, где традиции автоматизации успешно развиваются не один десяток лет. Автоматизация оперативного управления добычей нефти (ОУН) позволяет улучшить количественные и качественные характеристики проходящих здесь информационных процессов, что оказывает прямое влияние на эффективность нефтедобывающего производства (НДП). Поэтому внедрение автоматизированных систем управления (АСУ) в НДП всегда было и является актуальным.

Сегодня, в результате перехода к рыночным отношениям, в отрасли произошли глубокие экономические и структурные преобразования. Производственные объединения были реорганизованы в нефтяные компании (НК), основной целью деятельности которых стало не выполнение государственного плана, а получение максимальной прибыли. В связи с этим, концепция автоматизации в нынешних условиях должна иметь другую, нежели прежде, ориентацию и приоритеты и быть направленной, в первую очередь, на улучшение эффективности деятельности НК в целом. Локальной автоматизацией отдельных подразделений уже не обойтись, так как при таком подходе проблема получения сводной оперативной информации останется нерешённой.

Поэтому для НК необходима интегрированная система управления, которая обеспечивает единое информационное пространство и базируется на единой телекоммуникационной инфраструктуре. С целью упрощения реализации, отдельные специализированные подсистемы (бухучёт, управление финансами, учёт кадров, снабжение, сбыт и др.) могут быть взяты готовыми. Для этого можно использовать любой из комплексных программных продуктов, таких как «К/3», «ВААЛ», «БОСС», «Галактика». 7

Вместе с тем, если в указанных подсистемах, в разных НК во многом совпадают формы основных документов, то в сфере ОУН имеются существенные различия, вызванные особенностями геологического строения разрабатываемых месторождений, технологии добычи и подготовки нефти, структуры предприятия и пр. По этой причине не существует универсальных систем автоматизации ОУН, пригодных к тиражированию. Исторически сложилось так, что в этом направлении каждое предприятие, развивает свою технологию автоматизации, создавая или заказывая собственные программные продукты, учитывающие специфику конкретного производства. Поэтому, при проектировании интегрированной информационной системы (ИИС), возникает задача включения в неё, в качестве одной из функциональных подсистем, АСУНДП. Если такая подсистема уже существует, то нужно не только перевести её на новую платформу и перепрограммировать функции, но создать новую технологию её интеграции в общую систему управления производством. Для этого требуется провести фундаментальное переосмысление и радикальное перепланирование процессов ОУН -реинжиниринг существующей системы управления производством. Проведение реинжиниринга предполагает системный анализ и моделирование процессов оперативного управления и осуществляется на базе новых информационных технологий.

Созданием систем автоматизации ОУН занимаются многие НК и научные коллективы [6, 13, 15, 48, 50, 56, 85], но вопросы построения таких систем с применением методологии системного анализа и проектирования SADT (Structured Analysis and Design Technique), поддержанной, в отличие от ГОСТ,1 средствами автоматизации проектирования, ещё не рассматривались. Поэтому разработка системных моделей АСУ НДП с использованием CASE-средств (Computer Aided Software Eengineering -разработка программного обеспечения с помощью компьютера) является новой и актуальной задачей. 8

Названию АСУ в БАОТ соответствует название ИУС -информационно-управляющая система. Создание ИУС НДП и включение её в корпоративную ИИС повысит точность и своевременность принятия решений по ОУН, благодаря полноте и оперативности предоставляемой информации. Это также позволит сократить расходы на передачу, преобразование и хранение данных за счёт использования современных эффективных аппаратных и программных средств.

ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Создание методики проектирования ИУС НДП в составе корпоративной ИИС, на основе разработанной АСУ НДП.

Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

1. Анализ необходимых условий для реинжиниринга существующей подсистемы информационного обеспечения АСУ НДП.

2. Разработка методики создания ИИС НК на основе системного моделирования.

3. Исследование технических аспектов программной реализации ИУС НДП.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Результаты исследований базируются на теории системного моделирования, теории графов, реляционной алгебре, теории систем управления базами данных (СУБД) и теории экспертных систем. Для построения и анализа функциональных, информационных и динамических моделей использовались основные положения методологии БАОТ и теории сетей Петри.

НА ЗАЩИТУ ВЫНОСЯТСЯ

Результаты анализа условий, необходимых для реинжиниринга существующей подсистемы информационного обеспечения АСУ НДП.

2. Методика создания ИИС НК на основе системного моделирования.

3. Результаты исследования технических аспектов программной реализации ИУС НДП. 9

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1. Впервые разработана системная модель ИИС для оперативного управления на основе формализованного представления функциональных, информационных и динамических свойств производственных процессов в нефтедобывающем комплексе. Модель позволяет производить информационную поддержку принятия решений в реальном времени.

2. В результате анализа известных методов и средств создания баз данных, показано, что необходимым условием интеграции и дальнейшего развития существующих баз данных является их инвариантность относительно применяемых программных инструментариев и технических средств реализации.

3. На основе полученной системной модели впервые определена и формализована логическая структура интегрированной базы данных НК, адекватная реальным параметрам нефтедобычи и позволяющая интегрировать существующие на различных информационных платформах отдельные базы данных.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ

Практическую значимость имеют:

• АСУ НДП, разработанная с применением методики создания ИИС и эксплуатирующаяся в ОАО «РН-СМНГ»;

• программный комплекс «АРМ НЕФТЯНИКА», разработанный на основе предложенных базиса электронных документов и логической структуры базы данных.

Результаты диссертационной работы внедрены в производственную систему управления ОАО "РН-СМНГ".

СВЯЗЬ ИССЛЕДОВАНИЙ С НАУЧНЫМИ ПРОГРАММАМИ

Диссертация выполнена в соответствии с «Планом работ по развитию средств автоматизации, вычислительной техники и связи ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» на 1998-2000 гг.». Исследования в данном направлении ведутся автором в Сахалинском научно-исследовательском и

10 проектно-изыскательском институте нефти и газа

СахалинНИПИморнефть» и в Уфимском государственном авиационном техническом университете. Исследования были поддержаны федеральной целевой программой «Государственная поддержка интеграции высшего образования и фундаментальных наук на 1999-2000 гг.»

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Результаты работы докладывались и обсуждались на международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, 1998) и на республиканской научно-технической конференции «Интеллектуальное управление в сложных системах» (Уфимский государственный авиационный технический университет, Уфа, 1999).

ПУБЛИКАЦИИ

Основные результаты исследования по теме диссертации опубликованы в^-ти работах [39, 42, 57, 82, 83, 84].

Заключение диссертации по теме «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям)», Троянов, Тимофей Александрович

Выводы по 4-й главе

1. Анализ современных САБЕ-средств проектирования информационных систем показал, что реинжиниринг процессов оперативного управления нефтедобычей целесообразно проводить с использованием 8АБТ-методологии.

2. Разработана методика проектирования ИУС НДП, основанная на БАОТ-методологии. В результате применения методики, на основе комплекса моделей АСУ НДП, разработан системный проект ИУС НДП, являющийся основой автоматизации процессов ОУН и формирования структуры данных ИУС НДП и хранилища данных ИИС нефтяной компании. Системный проект ИУС НДП позволяет в 3 раза сократить сроки её реализации и установить единый регламент процессов ОУН.

3. Из системного проекта, с целью оптимизации, выделены типовые процессы оперативного управления, типовые процедуры и функции обработки различных классов документов.

4. Для оптимизации информационных потоков ОУН предложено применение метода, разработанного на кафедре АСУ УГАТУ с целью оптимизации организационно-распорядительного документооборота. В соответствии с этим методом сформирована оптимизированная структура информационных потоков типовой процедуры обработки документов системы ОУН.

194

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. На основе проведённого анализа существующей АСУ нефтедобычей ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» разработан подход и определены условия эффективного реинжиниринга системы. Показано, что логика выполнения учётных функций является рациональной, а для повышения эффективности управления целесообразно автоматизировать ещё четыре функции управления. Для формализации процессов оперативного управления предложено разработать системную модель, описывающую функциональные, информационные и динамические свойства системы реальными условиями.

2. На основе анализа систематизированы и формализованы структуры существующих баз данных. Произведена их классификация. Поставлена задача их интеграции в корпоративную базу данных, и обосновано необходимое условие для решения: инвариантность относительно программных инструментариев и технических средств реализации.

3. На основе полученной системной модели и условия интеграции существующих баз данных разработана логическая структура интегрированной базы данных нефтяной компании. Показана полнота и адекватность этой базы данных реальным параметрам нефтедобычи.

4. Для построения системной модели и определения логической структуры баз данных интегрированной информационной системы нефтяной компании разработана методика моделирования, основанная на применении САБЕ-средств и БАВТ-методологии.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Троянов, Тимофей Александрович, 1999 год

1. McClur С. The CASE Experience // BYTE. 1989. - April. - P.235-245.

2. Автоматизированное проектирование систем управления / под ред.

3. М.Джамшиди и др.: Пер. с англ. М.: Машиностроение, 1989. - 344 с.3Анзимиров Л. Windows-компоненты TRACE MODE 4.20 // Системные технологии автоматизации. 1996. - №1. - С. 102-104.

4. Арапов Д. Состояние российского рынка систем автоматизациидокументооборота // Computerworld. 1996. - №43.

5. АСУ на промышленном предприятии: Методы создания: Справочник /

6. С.Б. Михалев, P.C. Седегов, A.C. Гринберг и др. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 400 с.

7. Билалов Т.С., Пьянков В.Н. Интегрированный программный комплексгеолого-промыслового анализа «БАСПРО-Аналитик» // Нефтяное хозяйство. 1997. -№Ю. - С.73-75.

8. Булгаков Р.Т., Лисагор М.С., Малецкий В.А., Фрид Д.Н.

9. Организационно-технологическая автоматизированная система управления нефтедобывающим производством. Обзорная информация. -М.: ВНИИОЭНГ, 1979. 70 с.

10. Булыгин Д.В., Закиров Р.Х. Особенности создания информационныхтехнологий на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. 1998. - №2. - С.61-63.

11. Вагин В.Н. Дедукция и обобщение в системах принятия решений. М.:1. Наука, 1988. 384 с.

12. Вудкок М., Френсис Д. Раскрепощенный менеджер. Для руководителя-практика: Пер. с англ. М.: Дело ЛТД, 1994. - 320 с.

13. ГОСТ 6.38-90 УСД. Система организационно-распорядительной документации.

14. Гренандер У. Лекции по теории образов. М.: Мир, 1979. - 384 с.

15. Григорьев А. Опыт построения интегрированной информационной системы в ОАО «Ноябрьскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 1997. - № . - С.22-24.

16. Джавадян A.A., Бараз И.И., Берниковский В.В., Коробкина JI.A. Разработка справочно-информационной системы по стандартам Американского нефтяного института // Нефтяное хозяйство. 1997. - №7. С.43-44.

17. Дмитриевский С.А., Юфин П.А. Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений нефти и газа // Нефтяное хозяйство. 1997. - №11. - С.54-58.

18. Дюран Б., Оделл П. Кластерный анализ: Пер. с англ. М.: Статистика, 1977.- 128 с.20Евланов Л.Г., Кутузов В.А. Экспертные оценки в управлении. М.: Экономика, 1978. 133 с.197

19. Елисеева И.И., Рукавишникова В.О. Группировка, корреляция, распознавание образов (Статистические методы классификации и измерения связей). М.: Статистика, 1977. - 144 с.

20. Зайцев А. Новый уровень интеграции систем управления производством // Системные технологии автоматизации. 1997. - №1. - С.22-26.

21. Зиндер Е.З. Новое системное проектирование: информационные технологии и бизнес-реинжиниринг // Системы Управления Базами Данных. 1995, № 4.

22. Золотарёв С. Интегрированные пакеты АСУ ТП в ОС QNX // Системные технологии автоматизации. 1996. - №1. - С.36-40.

23. Калянов Г. Номенклатура CASE-средств и виды проектной деятельности. // Системы Управления Базами Данных. 1997. - №2.198

24. Каменнова М. Структурный анализ и реорганизация деятельности предприятия. Сервер Информационных Технологий. E-mail: [e-mail]

25. Каменнова М.С. Системный подход к проектированию сложных систем // Журнал доктора Добба. 1993. - №1

26. Кастеллани К. Автоматизация решения задач управления: Пер. с франц. -М.: Мир, 1982. 472 е., ил.

27. Классификация и кластер: Пер. с англ. М.: Мир, 1980. - 392 с.

28. Корпоративные сетевые технологии // Computer Week-Moscow. 1996.- №3

29. Корпоративные системы электронного документооборота. М.: CROC, 1995.-53 с.

30. Котов В.Е. Сети Петри. М.: Наука, 1984. - 160 с.

31. Кузин Ф.А. Кандидатская диссертация. Методика написания, правила оформления и порядок защиты. Практическое пособие для аспирантов и соискателей учёной степени. М.: Оеь-98, 1998. - 206 с.

32. Кузнецов А. SCADA-системы: программистом можешь ты не быть. // Системные технологии автоматизации. 1996. - №1. - С.32-35

33. Куликов Г.Г., Набатов А.Н., Речкалов А.Н. Автоматизированное проектирование информационно-управляющих систем. Системное моделирование предметной области. Учебное пособие . Уфа: Уфимский гос. авиац. техн. ун-т, 1998. - 104 с.

34. Куликов Г.Г., Речкалов A.B., Набатов А.Н. Методика построения функциональной модели управления производственными процессами на машиностроительном предприятии. Межвузовский научный сборник. "Управление в сложных системах", Уфа, УГАТУ, 1995 г.

35. Лесюк B.C., Турко М.И., Шевалдин И.Е., Воробец В.И. Организация текущего ремонта скважин. М.: Недра, 1983, 135 с.45Лорьер Ж.-Л. Системы искусственного интеллекта: Пер. с франц. М.: Мир, 1991.- 568 с.

36. Малпас Дж. Реляционный язык Пролог и его применение: Пер. С англ. /Под ред. В.Н.Соболева. М.: Наука. Гл. Ред. Физ. - мат. Литературы., 1990.-464 с.47Мамиконов А.Г. и др. Автоматизация проектирования АСУ. М.: Энергоиздат, 1981. - 328 с.200

37. Мандриков A.B. На пути к автоматизации нефтяной компании // Нефтяное хозяйство. 1996. -№1. - С.64-66.

38. Марко Д., Мак Гоен К. Методология структурного анализа и проектирования. М.: Метатехнология, 1992. - 239 с.

39. Мартынов A.M. SCADA «Телескоп плюс» // Нефтяное хозяйство. 1998. - №5. - С.62-63.

40. Методология IDEF0. Функциональное моделирование. М.: Метатехнология, 1993. 117 с.

41. Методология IDEF1X. Информационное моделирование. М.: Метатехнология, 1993. 120 с.

42. Методология динамического моделирования IDEF0/CPN / Материалы семинара «Информационные технологии в проектировании систем и управлении бизнесом. М.: Метатехнология, 1994. 13 с.

43. Муслимов Р.Х., ХисамовР.С., Сулейманов Э.И. и др. Создание постоянно действующих моделей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений на основе АРМ Геолога Лазурит и пакета программ фирмы «LANDMARK» // Нефтяное хозяйство. 1998. - №7. - С.63-67.

44. Набатов А.Н. Построение моделей производственных процессов для автоматизированной системы организационного управления машиностроительным предприятием: Автореф. дис. канд. техн. наук. -Уфа, УГАТУ, 1995.-23 с.

45. Никольский А., Хавкин В. Построение корпоративной информационной системы предприятия нефтегазовой индустрии на базе интегрированных технологий Oracle. Статус практического руководства. М.: корпорация Oracle, 1998. - 107 с.

46. Никулина Н.О. Интеллектуальная информационная поддержка процессов организационного управления // Автореферат диссертации на соискание учёной степени канд. техн. наук. Уфа: УГАТУ, 1998. - 16 с.

47. Перечень типовых документов, образующихся в деятельности госкомитетов, министерств, ведомств и других учреждений, организаций, предприятий, с указанием сроков хранения. М.: Главархив СССР, ВНИИДАД, 1989.-c.269202

48. Питерсон Дж. Теория сетей Петри и моделирование систем: Пер. с англ. -М.: Мир, 1984.-263 с.

49. Попов Э.В., Шапот М.Д. Реинжиниринг бизнес-процессов и информационные технологии // Открытые системы. 1996. - № 1.

50. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. (РД 50-213-80). М.: Изд. стандартов, 1982.

51. Психология управления: Курс лекций / JI.K. Аверченко, Г.М. Замесов, Р.И. Мокшанцев, В.М. Николаенко. Новосибирск: Изд-во НГАЭиУ; М.: ИНФРА-М, 1997. - 150 с.

52. Пфанцагль И. Теория измерений: Пер. с англ. М.: Мир, 1976. - 248 с.

53. Пьянков В.Н. Новые информационные технологии в управлении добычей нефти // Нефтяное хозяйство. 1997. - №10. - С.76-77.

54. Саати Т.Л. Математические модели конфликтных ситуаций: Пер. с англ. М.: Сов. радио, 1977. - 304 с.

55. Сидоренко М. Формула успеха. // Connect! 1996. - №9.

56. Система Галактика предприятиям нефтегазовой отрасли // Галактика. -1998. -№1.

57. Советов Б.Я., Яковлев С.А. Построение сетей интегрального обслуживания. Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1990. - 332 с.

58. Старцева Е. Б., Никулина Н.О. Автоматизированная система управления документооборотом на производственном предприятии // "XXII Гагаринские чтения". Тез. докл. науч. конф. М.: МГАТУ, 1996. - с. 101102

59. Старцева Е.Б. Поддержка принятия решений на основе моделей электронного производственного документооборота // Автореф. дисс. на соискание ученой степени канд. техн. наук. Уфа: УГАТУ, 1997. - 16 с.

60. Старыгин А. Методы и средства анализа деятельности предприятия. Сервер Информационных Технологий. E-mail: [e-mail]

61. Тенденции развития корпоративных информационных систем // Computer Week-Moscow. 1996. - №8, №9.

62. Троянов Т.А. Организационно-технологическая автоматизированная система управления нефтедобычей // Сборник научных трудов «ВНИИнефть» М.:ВНИИнефть, 1999. - №122 (в печати).

63. Троянов Т.А. Программный комплекс автоматизации рабочих мест персонала нефтедобывающего предприятия «АРМ НЕФТЯНИКА» // Нефтяное хозяйство. 1998. -№6. - С.57-59.204

64. Фролов А. И., Степанищев В. А., Самойлов В. В. Комплексная автоматизация управления производством НГДУ «Иркеннефть» // Нефтяное хозяйство. 1998. - №7. - С.74-76.

65. Чичварин Н.В. Экспертные компоненты САПР. М.: Машиностроение, 1991,-240 с.

66. Юдицкий С.А., Кутанов А.Т. Технология проектирования архитектуры информационно-управляющих систем. М.: ИПУ, 1993 г.

67. НГДУ "Оханефтегаз" Форма 0401905

68. ЧИСЛЕННОСТЬ ДОБЫВАЮЩЕГО ФОНДА СКВАЖИН на 1.03.98 09:01:48 4.03.98 Стр. 1

69. Фонд НГДУ ЦДН-1 ЦДН-2 ЦДН-3 ЦДН-4 ЦДН-5 УДН1 УДН2 УДНЗвсе г 6.1 6.2 всег 6.4 6.5 всег 6.9 610 всег 611 612 всег 6р13 6р14 6р15 6р16 бр.7 бр.8 бр.6

70. Действующий 1494 476 258 218 380 210 170 267 267 0 112 96 16 76 26 25 15 10 75 63 45

71. Действ, дающий продукцию 1291 409 212 197 330 180 150 225 225 0 89 78 11 69 24 23 13 9 70 54 45

72. Действ, дающий прод, фонт 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1

73. Действ, дающий прод, газл 30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 30

74. Действ, дающий прод, ЭЦН 19 0 0 0 0 0 0 3 3 0 6 6 0 9 8 1 0 0 0 0 1

75. Действ, дающий прод, ШГН 1219 406 211 195 318 168 150 217 217 0 83 72 11 59 15 22 13 9 70 54 12

76. Действ, дающий прод, винт 15 3 1 2 12 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

77. Действ, дающий прод, УЭДН 7 0 0 0 0 0 0 5 5 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 1

78. Действ, в простое 203 67 46 21 50 30 20 42 42 0 23 18 5 7 2 2 2 1 5 9 0

79. Действ, в простое, фонт 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

80. Действ, в простое, газл 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

81. Действ, в простое, ЭЦН 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 3 0 1 1 0 0 0 0 0 0

82. Действ, в простое, ШГН 196 67 46 21 50 30 20 39 39 0 20 15 5 6 1 2 2 1 5 9 0

83. Действ, в простое, винт 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

84. Действ, в простое, УЭДН 3 0 0 0 0 0 0 3 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

85. Дейс,в прост,в т.ч. в рем. 18 6 4 2 3 2 1 3 3 0 1 1 0 1 0 1 0 0 1 3 0

86. Бездействующий 242 20 13 7 23 9 14 69 69 0 25 17 8 24 2 13 4 5 41 34 6

87. Бездейств, с прошлых лет 229 20 13 7 22 9 13 69 69 0 25 17 8 21 1 11 4 5 36 31 5

88. Бездейств,, в ремонте 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 , 0 0 0 0 0 0 0

89. Бездейств, текущее 13 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 0 3 1 2 0 0 5 3 1

90. В освоении после бурения 7 7 3 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

91. Эксплуатационный 1743 503 274 229 403 219 184 336 336 0 137 113 24 100 28 38 19 15 116 97 51

92. Р-ты по ликв. и ожид.ликв. 370 233 181 52 61 32 29 2 2 0 34 28 6 7 0 0 4 3 21 6 6

93. Ликвидированный 1608 524 341 183 141 78 63 170 170 0 153 109 44 176 55 49 33 39 194 128 122

94. Ликвид. после эксплуатации 938 414 272 142 113 63 50 108 108 0 72 62 10 28 14 4 9 1 82 55 66

95. Ликвид. после бурения 670 110 69 41 28 15 13 62 62 0 81 47 34 148 41 45 24 38 112 73 56

96. Наблюдательный 277 67 39 28 94 40 54 22 22 0 33 30 3 17 4 9 3 1 15 13 16

97. Законсервированный 373 98 66 32 65 54 11 67 67 0 37 30 7 34 3 10 7 14 23 31 18

98. Отчет подготовил технолог НГДУ Вера Мартемьянова

99. Скважина Дата Норма нефти(т)

100. ДУ "Оханефтегаз" Форма 0402913

101. Сведения по видам простоев нефтяных скважин по ЦДН за 15.03.98 :56:38 16.03.98 стр. 1

102. Вид простоя Скважин Время(час) Потери(т)1. ЦДН-1

103. ОЖИДАНИЕ КАП.РЕМОНТА СКВАЖИН 1 3 31 2.0 1 2 40

104. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ 1 0 1 30.0 7 75

105. ОПРС,ОЖИДАНИЕ ПОДЗЕМ.РЕМОНТА 72 1599.0 36. 1 8

106. ОЖИДАНИЕ ИССЛ.СКВАЖИНЫ И ПЛАСТА 1 24.0 1 001. Итого по ЦДН-1:

107. Кэкс=.818, Кисп=.774 96 2065.0 57. 331. ЦДН-2

108. ОЖИДАНИЕ КАП.РЕМОНТА СКВАЖИН 2 48.0 2. 50

109. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ 11 112.0 9. 96

110. ОПРС,ОЖИДАНИЕ ПОДЗЕМ.РЕМОНТА 52 1126.0 41 70

111. РЕМОНТ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВ.-СКН 1 24.0 5. 001. НЕТ ПОДЪЕЗДА 2 48.0 1 501. ПРОРЫВ ПАРА 2 48.0 2. 50

112. НЕИПРАВНОСТЬ КОЛЛЕКТОРА 1 24.0 3. 501. Итого по ЦДН-2:

113. Кэкс=.843, Кисп=.795 71 1430.0 66. 661. ЦДН-3

114. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ 1 24.0 1 . 00

115. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ 1 24.0 , 50

116. ОПРС,ОЖИДАНИЕ ПОДЗЕМ.РЕМОНТА 24 576.0 11 . 50

117. РЕМОНТ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВ.-СКН 6 144.0 3. 30

118. РЕМОНТ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ 1 6.0 . 10

119. ОЖИДАНИЕ ИССЛ.СКВАЖИНЫ И ПЛАСТА 1 24.0 а 60

120. ОЖИДАНИЕ ОБУСТРОЙСТВА СКВАЖИНЫ 3 72.0 1 . 30

121. ЗАМОРАЖИВАНИЕ 4 74.0 1 . 511. Итого по ЦДН-3:

122. Кэкс=.852, Кисп=.676 41 944.0 19. 811. ЦДН-4

123. ОЖИДАНИЕ КАП.РЕМОНТА СКВАЖИН 1 24.0 1 . 30

124. ОКРС,ПРОСТОИ ИЗ-ЗА ОТСУТСТВ.МТР 1 24.0 1 . 1 0

125. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ 2 20.0 2. 62

126. ОПРС,ОЖИДАНИЕ ПОДЗЕМ.РЕМОНТА 20 448.0 15. 54

127. РЕМОНТ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВ.-СКН 1 24.0 1 . 10

128. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ 1 24.0 70

129. ОЖИДАНИЕ ОБУСТРОЙСТВА СКВАЖИНЫ 1 24.0 60

130. ЗАМОРАЖИВАНИЕ 4 96.0 2. 20

131. НЕИПРАВНОСТЬ КОЛЛЕКТОРА 1 24.0 1 . 001. Итого по ЦДН-4:

132. Кэкс=.736, Кисп=.602 32 708.0 26. 1 71. ЦДН-5

133. ОЖИДАНИЕ КАП.РЕМОНТА СКВАЖИН 1 24.0 2. 20

134. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ 1 24.0 1 . 40

135. ОПРС,ОЖИДАНИЕ ПОДЗЕМ.РЕМОНТА 4 94.0 9. 80

136. РЕМОНТ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВ.-СКН 1 6.0 , 25

137. ОТКЛЮЧЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 1 5.0 1 . 791. ПРОЧИЕ ПРОСТОИ 1 1 .0 301. Итого по ЦДН-5:

138. Кэкс=.915, Кисп=.695 9 1 54.0 15. 741. ЦДН-6

139. ОЖИДАНИЕ КАП.РЕМОНТА СКВАЖИН 1 24.0 • 40

140. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ 6 100.0 13. 71

141. ОПРС,ОЖИДАНИЕ ПОДЗЕМ.РЕМОНТА 1 1 244.0 8, 74

142. ОЖИДАНИЕ ИССЛ.СКВАЖИНЫ И ПЛАСТА 1 24.0 2. 501. ЗАМОРАЖИВАНИЕ 2 15.0 94

143. ДУ "Оханефтегаз" Форма 0402913

144. Сведения по видам простоев нефтяных скважин по ЦДН за 15.03.98 И56:38 16.03.98 стр. 2

145. Вид простоя Скважин Время(час) Потери(т)1. ЦДН-6 1. Итого по ЦДН-6:

146. Кэкс=.877, Кисп=.568 21 407.0 26.281. УДН-3

147. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ 1 24.0 6.30

148. ГИДРАТ ГАЗЛИФНОЙ СКВАЖИНЫ 4 13.0 3.041. Итого по УДН-3:

149. Кэкс=.965, Кисп=.852 5 37.0 9.341. Всего по НГДУ:

150. Кэкс=.839, Кисп=.719 275 5745.0 221.33дготовил техник-технолог 1к. ЦИТС Валентина Юрченко

151. ДУ "Оханефтегаз" Форма 0403903едения по видам простоев нагнетательных скважин за 15.03.98 1:13:07 15.03.98 стр. 1

152. Вид простоя Скважин Время(час)1. ЦДН-1

153. ОЖИДАНИЕ ИССЛ.СКВАЖИНЫ И ПЛАСТА 1 24.0

154. ОЖИДАНИЕ ГТМ ИЗ-ЗА СОСЕДН.СКВ-НЫ 1 24.01. НЕ ПРИНИМАЕТ 3 72.01. ГРИФОН 2 48.0

155. ПОРЫВ ВОДЯНОГО КОЛЛЕКТОРА 2 48.01. ПРОЧИЕ ПРОСТОИ 1 24.01. Итого по ЦДН-1:

156. Кзкс=.937, КИСП=.758 10 240.01. ЦДН-2 1. ЗАМОРАЖИВАНИЕ 4 96.01. ГРИФОН 1 24.0

157. НЕИПРАВНОСТЬ КОЛЛЕКТОРА 1 24.01. ПРОЧИЕ ПРОСТОИ 4 96.01. Итого по ЦДН-2:

158. Кэкс=.923, Кисп=.789 10 240.0цдн-з 1. ЗАМОРАЖИВАНИЕ 11 264.0

159. ПОРЫВ ВОДЯНОГО КОЛЛЕКТОРА 3 72.01. Итого по ЦДН-З:

160. Кэкс=.263, Кисп=.116 14 336.01. ЦДН-4 1. ЗАМОРАЖИВАНИЕ 8 1 92.01. НЕ ПРИНИМАЕТ 4 96.0

161. ПОРЫВ ВОДЯНОГО КОЛЛЕКТОРА 6 144.01. ПРОЧИЕ ПРОСТОИ 1 24.01. Итого по ЦДН-4:

162. Кэкс=.558, Кисп=.380 19 456.01. ЦДН-6 1. НЕ ПРИНИМАЕТ 1 24.01. Итого по ЦДН-6:

163. Кэкс=.9 , Кисп=.391 1 24.01. Всего по НГДУ:

164. Кэкс=.859, Кисп=.649 54 1296.0дготовил техник-технолог 1к. ЦИТ Галина Морозова

165. НГДУ "Оханефтегаз" Форма 0404911

166. Дебиты жидкости по коллекторам АГЗУ за 15.10.9809:31:35 18.10.98 стр. 1

167. Подготовил техник-технолог 1к. ЦИТС Валентина Юрченко

168. Отпечатал техник-технолог 1к. ЦИТС Светлана Суворова1. НГДУ ' То:45:1. Оханефтегаз" 37

169. Работ» бригад KF1PC за 21.03.98 23.03.981. Форма U4U6SU стр.

170. Смена N и вид рем. Сквах. Дебит1. Описание работы

171. Состояние Оператор Ломощник-1 Помоцник-2 Машинист Маш.промывоч Примечаниецдн-1 8-161. Центральная 1 ПРС:с/пи8.16 16-02 ПРС:закп 1 ПРС:закл

172. Переезд на скв 1237 4 ходки. Перегон УПТ-32. Вошла1. Лаврентьев В1237 12370.8 1 ПРС:закя 12371. Калиничев А. Улисков С.В

173. Центральная Оха Бригада 22 Мастер Теслин П.А. 1 ПРС:и.об16875 ОПР метео.прекр.16.0 1 ПРС: н/п 28850.8 1 ПРС: н/п 1687

174. Серегин А. Якиминский Байков1. Байков1. Байков1. ЦДН-1 8-16

175. Центральная Оха Бригада 23 Мастер Ртищев 1 ПРС: н/п 2852 .5 ОПР метео.

176. Врем, прекр. Кузнецов В.В Самедов16.0 1 ПРС: н/п 2852

177. НГДУ "Оханефтегаз" Форма 0409901

178. Однолинейная схема электроснабжения потребителей 0,4кВ08:45:24 26.03.98 стр. 1

179. ЛЭП-35 Эхаби ТП ; 35/6 Эхаби Фидер 1 Эхаби

180. ТП 6/0,4кВ 1 Фидер 1 54, 250, 284, ЦПАфидер 2 24, ЦДН, ЭЛЕКТРОЦЕХ

181. ТП 6/0,4кВ 21 Фидер 1 205, 1082фидер 2 206, ВРБ-4

182. ТП 6/0,4кВ 22 Фидер 1 78, 125, 430фидер 2 308, 3781. Фидер 3 277, 320, КНС

183. ТП 6/0,4кВ 23 Фидер 1 149, 199, 200

184. Фидер 2 Нефт енасосная Н®11. ТП 6/0,4кВ 24 фидер 1 28фидер 2 122, 375, 4291. ТП 6/0,4кВ 24а фидер 1 22фидер 2 305фидер 3 102, 446фидер 4 104, 2331. ТП 6/0,4кВ 25 фидер 1 2351. Фидер 2 2361. Фидер 3 133фидер 4 1 29

185. ТП 6/0,4кВ 25а Фидер 1 Нефтенасосная №6

186. ТП 6/0,4кВ 31 фидер 1 246, 41 91. Фидер 2 21 , 223, 292фидер 3 23, 48, 4491. Фидер 4 99, 3031. ТП 6/0,4кВ 32 фидер 1 2641. Фидер 2 242, 265

187. ЛЭП-35 Эхаби ТП 6/0,4кВ 361. ТП 6/0,4кВ 151. ТП 6/0,4кВ 161. ТП 6/0,4кВ 171. ТП 6/0,4кВ 17а1. ТП 6/0,4кВ 181. ТП 6/0,4кВ 18а

188. ТП 6/0,4кВ 19 ТП 6/0,4кВ 20

189. ЛЭП-35 Эхаби ТП 6/0,4кВ 10

190. ТП 6/0,4кВ 11 ТП 6/0,4кВ 12 ТП 6/0,4кВ 141. ТП 6/0,4кВ 26

191. ТП 35/6 Эхаби Фидер 3 Эхабифидер 1 359, 368 фидер 2 329, 408 фидер 1 Котельная-12 ПТС фидер 1 37, 9 МГР, Химлаборатория фидер 1 10, 11, 15, 316 фидер 2 18, 222, 319, 325, 403 фидер 3, 12, 255, 342-1ГДУ "Оханефтегаз" 0411902

192. Очерёдность ППР нефтяных скважин на 3.03.98 17:41:58 4.03.98 стр. 1

193. Показатель Номер Дебит нефти, т/сут Конец Длит.рем.приоритета скважины начальный последний граничныи ремонта (сут)

194. Подготовил ведущий геолог ЦДН-1 Сергей Емельяновe Tree for C:\MODELES\FMIUS.IDD

195. Выполнить директивы НК "Роснефть" и получить прибыль А1 . Решение задач уровня ОАО

196. А11. Выполнение акционерной деятельности

197. А3211 . Решать непроизводственные задачи

198. А32121. Вести оперативное управление ТКН

199. А321211. Вести оперативное управление ТКН на уровне НГДУ А321 2111 ] Прием данных из ЦДН [А3212112] Формировать отчеты

200. А321 211 3. Обмениваться данными с другим зданием НГДУ А3212114] Передавать данные в ОАО [А321 211 5] Архивировать данные [А321212] Вести оперативное управление ТКН на уровне ЦДН [А32121 21] Управлять скважинами

201. A32121211. Управлять эксплуатацией скважин

202. А321212111. Нормировать эксплуатацию скважин

203. А321 2121111. Нормировать дебиты нефтяных скважин

204. А321 21211 3. Учитывать эксплуатацию скважин А32121211 31] Учитывать сведения по фонду [А32121211311] Ввод данных [А321 21211312] Коррект-ка данных . [АЗ2121211313] Запись в накапл. БД [А32121211 314] Расчёты показ-лей [А32121 211315] Формир-е отчётов

205. А321 21 21 1 321 1. Ввести простои по скважинам А32121 21 13212] Ввести простои по фидерам КТП [А32121 21 1 321 3] Ввести простои по месторождениям [АЗ2121211 322] Коррект-ть данные

206. А3212121 13221. Корректировать простои по скважинам А32121 2113222] Корректировать простои по фидерам К [А3212121 13223] Корректировать простои по месторожд [А321212П 323] Записать в накапл. БД

207. А3212121 1 3231. Записать в БД простои по скважинам А3212121 13232] Записать в БД простои по фидерам КТ [А321 21 21 1 3233] Записать в БД простои по месторожден [А32121 21 1 324] Рассчитать показатели [А32121 21 1 325] Формировать отчёты

208. А321212П 333. Записать в накапл. БД А32121211 334] Рассчитать показатели [А3212121 1335] Формировать отчёты

209. АЗ21212431. Заполнить вручную или автоматически АЗ21212432] Зарегистрировать [А32121 2433] Разместить в сети

210. А41. Решить транспортные и соц. задачи А42] Решить задачи строительства и МТС [А43] Решить научные задачи

211. А44. Решить задачи планирования и контроля геологических работсодержит 1 содержтсодержит1. В ЫХД ОБЫЧАЖИД К

212. Добжидк^цата (FK) Кодпредп (FK) КодЦДН (FK) Кодмест (FK)1. В ЫХД ОБ ЫЧАСДАЧ АН ЕФ—

213. Добсдачнеф^цата (FK) Кодпредп (FK) Код ЦДН (FK)1. Кодмест (FK)

214. СВИДОВОСНЛЕЯТ СПЛАСТОВ СПОКАЗАТЕЛЕЙПОПОСТНЕФ1. ССОСТРАБНАСКВ1. Кодсострабна скв1. Кратсострабнаскв1. Сострабнаскв