Применение беспроводных решений и технологий в цифровой нефтегазовой добыче

0
47

Крупные нефтегазовые месторождения, открытые в 70-80 гг. прошлого века, обеспечили лидирующие позиции России на нефтегазовом рынке. Однако, после 40 лет эксплуатации фактически происходит второй этап повторного освоения этих крупнейших месторождений за счет применения инновационных решений с оптимальным участием персонала и возрастающими требованиями по обеспечению промышленной и экологической безопасности. С чем связан такой подход, и какие именно технологии задействуют крупнейшие компании нефтегазового рынка?

Особенностью развития нефтегазовой отрасли является геологическая концентрация запасов углеводородного сырья в крупных месторождениях, что исторически определило «очаговое» освоение районов Тюмени, Западной Сибири и Крайнего Севера и обеспечило первоочередное освоение ресурсов Медвежьего (1972), Уренгойского (1977), Вынгапуровского (1979), Ямбургского (1986) нефтегазовых месторождений. Сегодня экономические и политические условия освоения труднодоступных углеводородных запасов существенно изменились, перестали финансироваться долговременные стратегические программы государственной поддержки освоения новых территорий Сибири и Дальнего Востока, шельфовые месторождения. Ресурсные задачи наличия запасов в длительной перспективе решаются в основном только за счет самих предприятий добычи и, соответственно, обязательной составляющей становятся объемы инвестиции в инфраструктуру промышленного строительства и жизнеобеспечения объектов. [1].

При разработке инвестиционного замысла уже необходимо предусматривать в экономической оценке строительство электростанций, мостов и аэропортов, железных и автомобильных дорог, вахтовых поселков, что сказывается на себестоимости добычи.

Большинство обустроенных месторождений сегодня находится на заключительной стадии эксплуатации, соответственно требуется разработка и реализация отдельных Программ и мероприятий по реконструкции, способствующих сохранению фонда скважин и объемов добычи в целях недопущения падения добычи в сезонные и пиковые нагрузки. Следствием длительной эксплуатации стали ограничения и осложнения добычи, в том числе факторы:

¸     Выработка месторождений более 50%, значительный моральный и физический износ подземного оборудования скважин и наземной инфраструктуры, неудовлетворительное состояние газосборных сетей (ГСС);

¸     Накопление жидкости в стволе скважины при дебитах газа менее базовых показателей (не обеспечивается подъем жидкости);

¸     Разрушение призабойной зоны продуктивного пласта, выявление выноса песка на забой скважины и образование протяженных песчаных пробок, скопление песка в технологических трубопроводах и аппаратах, абразивное разрушение скважинного оборудования, запорной арматуры на устье скважины и установках сбора и подготовки газа;

¸     Эксплуатация с пониженными дебитами газа из-за скопления воды и песка в связи с недостаточным оперативным контролем и отсутствием дистанционного управления в течении длительной эксплуатации;

¸     Наличия фактов понижения температуры газа и замерзания жидкости в наземных трубопроводах обвязки скважин и шлейфах сборных сетей;

¸     Снижения эффективности проведения буровых и ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), сезонные неравномерности и ограничения, а также другие осложняющие проявления (Фото.1.).

8.png

По утверждению куратора топливно-энергетического комплекса (ТЭК), вице-премьера Российской Федерации Д.Н. Козака на 2-м нефтяном диалоге «Приоритетные направления технологического развития нефтяной отрасли. Меры по поддержанию эффективной добычи нефти в России в долгосрочной перспективе» с учетом сложившейся ситуации следует рассматривать несколько сценариев долгосрочного развития отрасли: «Если не будем осваивать месторождения, которые являются трудноизвлекаемыми, то к 2035г., по оптимистичному развитию, мы будем добывать в 2 раза меньше, а по пессимистичному – почти в четыре раза».

Современная ситуация по созданию и развитию цифровых технологий управления месторождениями на стадии падающая добыча имеет явно выраженный научный характер. Характерными примерами этого подхода является обустройство нефтегазовых месторождений фирмами Schneider Electric, BP, Chevro, а на территории России примененные решения на Приобском и Самотлорском (Роснефть), Корчагинском и Кокуйском (Лукойл), Салымском (Shell), месторождениях ООО «Газпром нефть». [2;3].

Практические результаты показали, что выработанные месторождения по технологиям добычи следует относить к трудноизвлекаемым, а эффективная разработка истощенных газовых месторождений на поздней стадии может быть обеспечена только за счет непрерывного контроля за режимом работы скважин, газосборного коллектора и использования автоматизированных процессов управления режимами эксплуатации, своевременного предупреждения образования и удаления скоплений жидкости и песка, организации упреждающих режимов эксплуатации на основании предиктивного анализа.

Любое крупное нефтегазовое месторождение характеризуется типовым составом технологических объектов, основными из которых являются (Рис. 1.):

1.png

¸     Отдельные или кусты газовых или газоконденсатных скважин;

¸     Промысловая газосборная сеть; сеть межпромыслового коллектора;

¸     УППГ (Установка предварительной подготовки газа);

¸     УКПГ (Установка комплексной подготовки газа);

¸     ДКС (дожимная компрессорная станция);

¸     Объекты энерго-теплоснабжения; инженерного и жизнеобеспечения.

С учетом технологического развития отрасли, фактического состояния оборудования, прогнозируется ситуация, что в ближайшее время выявятся серьезные проблемы по отсутствию значительных заделов для применения современных технологий бурения, разведки, освоения недр и обустройства месторождений, проявятся риски низкого темпа технологического прорыва применения перспективных опробованных технологий , связанные с отсутствием современной проектной, нормативно-правовой базы по применению современных роботизированных комплексов, системному развитию цифровых индустрий и преобразованию цифровых моделей месторождений в действующие эффективные цифровые промыслы и месторождения в рамках национальных программ. Имеющиеся отдельные примеры не окажут при этом существенного влияния на традиционные технологии добычи в направлении интеллектуальных месторождений, предусматривающих непрерывную оптимизацию интегральной модели месторождения и модели управления добычей в реальном масштабе времени. [4]. Схема организации мониторинга объектов приведена на Рис.2.

Особенностью современного этапа научно-технического прогресса является лавинообразно развивающиеся информационные технологии и телекоммуникаций. Бизнес, движущей силой которого являются информационные потоки данных, становится общей практикой, а управление данными становится основой цифровой трансформации всей экономики и отдельных отраслей.

Цифровизация экономики России рассматривается в качестве одного из важнейших стимулов обеспечения экономического роста страны. Цифровая экономика воспринимается как основа для создания качественно новых моделей бизнеса, способных изменять формат функционирования отраслей экономики и государственного управления, коммуникации между людьми и задавать новую парадигму развития государства, экономики и всего общества. При этом доля цифровой экономики в ВВП России остается достаточно низкой, составляя лишь 3,9%, тогда как в США она составляет 10,9%, в Китае — 10%, в ЕС — 8,2%.

Запасы легкой нефти ежегодно сокращаются, растут объемы трудноизвлекаемых запасов в связи с чем коэффициент извлечения нефти падает. Это, в свою очередь, требует изменения методов разведки, бурения и добычи, форм эксплуатации опасных производственных объектов. По оценке Института проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) доля добычи нефти при применении традиционных технологий составляет 29%, цифровых (оснащенных локальной автоматикой) — 38%, а у интеллектуальных месторождений этот показатель равен 47%.

Переход к новому экономическому укладу связан со значительными преобразованиями и в других направлениях развития отрасли: разработкой нормативно-правовой базы, совершенствованием технологических процессов, применением методов современной диагностики и материалов, внедрением интеллектуальных технологий на принципах удаленного управления технологическими объектами. Для развития нефтегазового комплекса (НГК) России цифровая трансформация является первостепенной задачей. Главные проблемы, по оценке экспертов, лежат в сфере низкого уровня эффективности управления экономическими процессами и изношенности основных фондов. Однако с учетом ограниченности финансовых возможностей предприятий первоочередные инвестиции должны быть сделаны не в ремонт существующих мощностей, а приоритетно направлены в создание современных высокорентабельных производств с сохранением производственной и социальной направленности объектов.

Учитывая высокую долю эксплуатационных затрат (до 40% от себестоимости продукции), одним из важнейших направлений развития становится совершенствование имеющихся моделей технического обслуживания, регламентация использования фактического состояния активов с учетом требований цифровой индустрии. Реализация цифровых технологий предполагает наличие научной базы, интеграции технологий, процессов и персонала на основе развития интегрированной информационной системы, что требует кардинального пересмотра существующих практик.

Основой оптимизации процессов добычи нефти и газа при применении цифровых технологий является интеграцией отдельных апробированных на объектах решений в единый интегрированный технологический комплекс, обеспечивающий динамическую оптимизацию и повышение качества управления на базе реальных параметров и геолого-геофизической информации по всей технологической цепочке добычи от цифровых скважин до подготовки продукта к транспорту; непрерывного анализа эффективности управляющих воздействий и моделирования технологических особенностей месторождения в реальном времени.

Комплексное применение цифровых технологий и алгоритмов эффективного управления, как основы оптимизации затрат при эксплуатации, обеспечивает возможность удаленного управления объектами добычи, продление сроков рентабельной эксплуатации месторождений на стадии падающей и усложненных условиях добычи.

Применению удаленного (цифрового) управления промысловыми объектами и скважинами в нефтегазодобыче исторически предшествовало развитие автоматических и автоматизированных технологий бурения, создание интегрированных моделей эффективной добычи, создание 3-D моделирования пластов, освоение горизонтального бурения и технологий гидро-разрыва пластов,  обустройство подземной и надземной части промыслов на базе энергонезависимых решений и беспроводных каналов передачи данных.

Наличие при этом прямой связи между автоматизированными (цифровыми) скважинами и цифровыми (интеллектуальными) месторождениями не вызывает сомнения. Однако до середины 60-х годов автоматические устройства на отечественных месторождениях практически не применялись и только в последнее десятилетие этот процесс получил поддержку и развитие в связи с большим количеством месторождений, находящихся на стадии падающая добыча. Ранее управление режимами обеспечивалось индивидуальным подбором и заменой штуцеров (шайб) постоянного сечения для изменения давления на шлейфах и сборных сетях.

2.png

Успешным примером одного из первых применений локальной автоматики является внедрение автоматических устройств типа «летающих клапанов» в 1964 г. на Сангилевском месторождении, обеспечившее увеличение дебита с 6 до 24 тыс. куб/сутки, а массовое применение пневмо-автоматик «Ласточка» «Кречет» разработки ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и СКБ «Газприборавтоматика» обеспечило продление эффективной эксплуатации на 140 скважинах Северо-Ставропольского, Шебелинского, Газлийского месторождений Западной Украины (Фото. 2.). Особое внимание к применению локальных энергонезависимых решений применяемым на скважинах обусловлена высокой стоимостью основных производственных фондов скважин (порядка 1/3) в общем балансе, низкой стоимости устройств и значимым результатом в обеспечении производственных показателей добычи при применении. Применение такого подхода основано на максимизации извлечения ресурсов на месторождении, организация управления режимом эксплуатации и слива жидкостей за счет остаточной энергии природного газа пласта на самом технологическом объекте (скважине).

В дальнейшем, в 90-х годах, отношение к автоматизации месторождений изменилось и скважины (кусты скважин) были включены в перечень объектов, подлежащих автоматизации, в список измеряемых и контролируемых параметров были добавлены измерения устьевого давления, температуры и расхода газа, расхода жидкости, обнаружения в составе сырья механических примесей и глинопесчаной смеси.

Различными системами телемеханики и телеметрии в ПАО «Газпром» оснащено порядка половины от имеющегося скважинного фонда газодобывающих скважин с применением трех основных классов систем: энергозависимые и энергонезависимые решения, локальные пневматические системы (фото 3).

003.png

Основным источником электропитания энергозависимых систем являются высоковольтные линии электропередач (ВЛ) и это позволяет применять расширенный состав функций контроля, управления и передачи данных. Реализация решений с применением телемеханики, электро-химзащите (ЭХЗ) обеспечивается преимущественно при капитальном (новом) строительстве для высокодебитных кустов газовых скважин (КГС).

Достоинством энергонезависимых решения является возможность реализации основных функций контроля и управления скважиной без наличия внешнего энергоснабжения на основе применения возобновляемых источников электроснабжения — солнечной и ветровой генерации, термогенераторов, а также применения автономных постоянных источников электроэнергии- дизельных генераторов и электрогенераторов, изотопных источников и буферных аккумуляторных батарей, а также других источников (фото 4).

004.png

Вследствие ограниченных возможностей по мощностям генерации имеется серьезная ограниченность в части функций управления, связанных с энергозатратами (обогрев, управление фонтанной и силовой арматурой, обеспечения ЭХЗ). Реализация решений обеспечивается системами и средствами телемеханики и телеметрии для средне и низко дебитных скважин, как при капитальном строительстве, так и при реконструкции скважин с различными уровнями дебита.

Специфика применения требований промышленной безопасности на месторождениях с повышенным содержанием сероводорода обуславливает применение пневматических систем, имеющих ограниченное применение по управлению арматурой и защитными устройствами. Реализация решения по оборудованию пневмоавтоматикой обычно реализуются только при капитальном строительстве для высокодебитных скважин. Приведенное деление достаточно условно и предполагает в процессе создание порой комбинированные решения с привлечение различных разработчиков в зависимости от требуемых функций систем управления.

Требования для построения беспроводных сенсорных систем (БСС) оформлены в различных международных специализированных стандартах типа IEEE 802.15.4, регламентирующего протоколы физического, канального и сетевых уровней для каналов передачи информации. На объектах устанавливаются датчики технологических процессов и исполнительные механизмы, коммутируемые с устройствами сопряжения, которые образуют «нижний уровень» беспроводной системы контроля и управления.

Устройства сопряжения выполняют при этом функцию преобразования и приема-передачи данных, обеспечивают промежуточную буферизацию данных и реализацию управляющих алгоритмов. Структурная схема беспроводного управления приведена на Рис.2.
1.png

Электропитание устройств «нижнего уровня» может быть как энергозависимым, то есть иметь подключение к проводной внешней системе электроснабжения, так и быть полностью энергонезависимым (локальным) и использующим в качестве источников только встроенные аккумуляторные батареи и дополнительные источники возобновляемой генерации.Передача данных к устройствам сопряжения соседних объектов контроля и управления и/или на «верхний уровень» осуществляется устройством сопряжения по беспроводному каналу (сети) передачи данных.

Примером завершенного построения системы применения телеметрии скважин на этом принципе является Кущевская ПХГ ООО «Газпром ПХГ» (Россия). Комплекс реализован на базе модулей автоматизированной системы объектовой информации АСОИ «Скважина» для территориально распределённых объектов не имеющих линий связи и электроснабжения на оборудовании беспроводных сенсорных сетей (БСС). [5;6].

В состав АСОИ «Скважина» входит проектно-компонуемый набор устройств измерения технологических параметров объекта и энергонезависимых беспроводных каналов связи. Каждая из 90 имеющихся эксплуатационных скважин рассматривалась как самостоятельный объект автоматизации с оборудованием: четыре измерительных сенсорных модуля давления (СМД), измеряющих буферное, межколонное, затрубное давление и давление газа на выходе скважины; по одному сенсорному модулю температуры (СМТ), измеряющему температуру газа на выходе скважины и модулей связи (маршрутизаторы) МСиС.

Модули для измерения давления и температуры устанавливаются на штатные места фонтанной арматуры, предусмотренные для местных манометров и термометров, поэтому установка датчиков и их демонтаж не требуют выполнения сложных монтажных и сварочных работ. Определение дебита скважины проводится на основании измерений буферного и затрубного давлений. Организация системы телеметрии АСОИ «Скважина» на фото 5.

2.png

Данные от сенсорных модулей давления и температуры скважин поступают на сервер и выводятся на АРМ геолога в виде мнемосхем, таблиц и графиков (трендов). Геолог на основе заданного режима работы ПХГ (закачка, отбор) и имеющихся методик определяет требуемые для эффективной работы значения дебита по каждой скважине и выдает их в качестве задания диспетчеру ПХГ или оператору. Наличие оперативной и объективной информации о функционировании каждой скважины позволяет геологу или технологу делать выводы об эффективности работы скважин и планировать мероприятия по их реконструкции, капитальному ремонту и ликвидации. Диспетчер (технолог) изменяет дебиты скважин в соответствии с полученным заданием путем управления регулирующей арматурой, установленной на газосборном пункте (ГСП) через АРМ АСУ ТП и контролирует изменение дебита на АРМ диспетчера. Накопленные результаты мониторинга дают возможность  обеспечить контроль последовательности действий персонала по управлению контрольными и управляющими узлами на линии «скважина – газосборный пункт» для любого интервала времени, включая и случаи возможного возникновения нештатных ситуаций, что обеспечивает важность для безопасности эксплуатации подземного хранилища газа и месторождений. Установка датчиков и маршрутизаторов БСС приведена на Фото. 3.

На основе базового оборудования АСОИ «Скважина» в настоящее время организовано управление более чем 150 скважинами подземных хранилищ газа (ПХГ) в России, Беларуси и Украине с общим количеством датчиков более 820. Для организации измерений не требуется получение специальных разрешений и лицензий, отсутствует необходимость прокладки кабельных линий связи и электроснабжения, поскольку всё оборудование имеет встроенное батарейное питание со сроком эксплуатации не менее 1,5 лет для условий Крайнего Севера.

Одним из важнейших технологических параметров работы скважины является своевременное обнаружение в газовом потоке твёрдых фракций (песка), выносимых из скважины.  Регистрация в реальном времени наличия песка в газовом потоке базируется на акустико-эмиссионном эффекте от соударения песчинок со стенками трубы. Наличие зоны чувствительности облегчает проблему избирательности событий, не связанных с шумом песка. Регистрация сигнала, вызванного соударением песчинок, позволяет в режиме реального времени получать непрерывный тренд изменения концентрации песка в газе. Итоговые результаты, полученные по результатам применения образцов датчиков на скважинах Увязовского подземного хранилища ООО «Газпром ПХГ», а также скважинах Ямсовейского и Медвежьего месторождений ООО «Газпром добыча Надым» позволили включить в состав комплекта положительно зарекомендовавшие датчики «Кадет». Технические решения, защищены патентами на изобретение и полезную модель. на Рис. 3. приведена организация беспроводных сенсорных сетей на базе АСОИ «Скважина».

3.png

В ряде случаев, для скважин, не имеющих стационарных систем мониторинга, например, в процессе их ввода в эксплуатацию после проведения буровых или ремонтных работ, необходимо провести замеры приустьевых параметров в течение ограниченного времени от нескольких часов до нескольких десятков дней.

Для проведения таких измерений создан мобильный комплекс мониторинга (МКМ) «Парус». Мобильный комплекс построен на принципах беспроводных сенсорных сетей (БСС) с применением модулей системы АСОИ «Скважина». Особенностью сенсорных сетей является способность системы к динамической самостоятельной организации сети передачи данных, в отличие от большинства беспроводных измерительных приборов, которые требуют наличия прямой видимости между прибором и центральной приёмной станцией. Применяемые решения обеспечивают возможность полевому оборудованию взаимодействовать между элементами системы. Включенные в работу узлы самостоятельно находят территориально близко расположенных «соседей» и устанавливают Системы радиосвязи для нефтяных месторождений, что позволяет оперативно разворачивать подобные сети в самых труднодоступных местах и сложных условиях в сжатые сроки.

Связь между модулями системы осуществляется на разрешённых частотах для систем контроля и не требует получения специальных разрешений. Компоненты системы позволяют создавать энергонезависимые сети сбора информации до тысяч точек контроля при их территориальном распределении на площади до 100 кв. км и обеспечении расстояния между этими точками до 2 км. С применением выносных узконаправленных антенн дальность передачи данных увеличивается до 15 км. Количество и набор установленных измерительных датчиков определяется для каждой скважины индивидуально.

ОСТАВЬТЕ ОТВЕТ

Please enter your comment!
Please enter your name here