CC BY
72ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 621.276.53
А.Н. Дроздов, д.т.н., профессор, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: Drozdov_AN@mail.ru; Р.Д. Хамидуллин, генеральный директор, ООО «Информационно-технологическая сервисная компания» (Москва, Россия); Д.А. Шестаков, заместитель директора Центра разработки по направлению БРД, ООО «Информационно-технологическая сервисная компания» (Санкт-Петербург, Россия); Н.П. Сарапулов, эксперт по технологиям механизированной добычи, ООО «Газпромнефть НТЦ» (Санкт-Петербург, Россия); Р.А. Хабибуллин, к.ф.-м.н., руководитель направления, ООО «Газпромнефть НТЦ» (Санкт-Петербург, Россия)
Информационная система анализа и мониторинга работы механизированного фонда скважин для оптимизации бизнес-процессов при добыче нефти
В статье представлена разработка информационной системы (ИС) для оптимизации бизнес-процессов, связанных с механизированной добычей нефти. Предпосылки создания ИС связаны с большой трудоемкостью подготовки и отсутствием единого источника исходных данных для анализа и проведения расчетов, отсутствием единых методик и алгоритмов, низкой оперативностью оповещения специалистов о критических отклонениях, необходимостью централизованной оценки эффективности работы персонала, оборудования и технологий борьбы с осложнениями, а также наличием множества информационных систем, не интегрированных между собой. Для решения этих проблем анализа и мониторинга работы механизированного фонда скважин в составе ИС «ЭРА.Мехфонд» имеется несколько модулей. Хранение всех данных в едином хранилище, внедрение единых классификаторов, внедрение аналитических инструментов, отсутствие дублирования данных, оперативный мониторинг и оповещение об отклонениях, автоматизация оптимизационных мероприятий позволят увеличить добычу нефти, повысить наработку погружного насосного оборудования на отказ, а также существенно снизить трудозатраты. В настоящее время на основе разработки информационной системы анализа и мониторинга осуществляется переход к проактивному подходу для принятия решений в процессах механизированной добычи. В отличие от применявшегося ранее реактивного подхода это позволит предвидеть развитие событий и применять превентивные меры воздействия в случае возникновения нештатных ситуаций. Такой подход даст существенный эффект за счет сокращения потерь, а в дальнейшем можно практически полностью исключить непроизводительные потери.
Ключевые слова: механизированная добыча нефти, информационная система, погружное насосное оборудование.
A.N. Drozdov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Doctor of Science (Engineering), Professor, e-mail: Drozdov_AN@mail.ru; R.D. Khamidullin, ITSK LLC (Moscow, Russia), Director General; D.A. Shestakov, ITSK LLC (St. Petersburg, Russia), Deputy Director of Development Centre on Exploration and Production Block Direction; N.P. Sarapulov, Gazpromneft Research and Development Center LLC (St. Petersburg, Russia), expert on artificial lift technology; R.A. Khabibullin, Gazpromneft Research and Development Center LLC (St. Petersburg, Russia), Candidate of Science (Physics and Mathematics), discipline head
Information System for Analysis and Monitoring of Artificial Lift Well Operation for Optimization Business Processes of Oil Production
The article presents the development of an information system (IS) for the optimization of business processes associated with artificial lift. Preconditions of creation IS associated with great complexity preparation and absence of a single source of input data for analysis and settlement, the lack of common methods and algorithms, low-urgency alerts specialists to critical deviations, the need for centralized performance assessment of personnel, equipment and technologies fight against complications, as well as the presence of multiple information systems which are not integrated with each other. To solve these problems of the analysis and monitoring of artificial lift wells there are several modules as parts of IS «ERA.Mehfond». Storing all data in a single repository, the introduction of common classifications, the introduction of analytical tools, the lack of duplication of data, real-time monitoring and alerting deviations, automation optimization measures will increase oil production, increase operating time of the submersible pump equipment failures, and significantly reduce labor costs. Currently, through the development of an information system analysis and monitoring
OIL AND GAS PRODUCTION
of a transition to a proactive approach to decision-making processes of artificial lift. In contrast to the previously used reactive approach will enable it to anticipate developments and implement preventive interventions in the case of emergency situations. This approach will give a significant effect due to the reduction of losses, and in the future can practically eliminate unproductive losses.
Keywords: artificial lift, information system, submersible pumping equipment.
Значительный вклад в повышение эффективности производственной системы можно внести путем использования внутренних резервов:поиска узких мест, оптимизации деятельности и, как следствие, снижения потерь и уменьшения затрат. Информационная система «ЭРА.Мехфонд» в составе программы «Электронная Разработка Активов» («ЭРА»), реализуемой в ОАО «Газпром нефть» [1], разрабатывается с учетом требований заказчика и нацелена в первую очередь на оптимизацию бизнес-процессов.
Совершенствование и адаптация производственных систем предприятий нефтедобычи в модуле «ЭРА.Мехфонд» позволит достичь поставленных компанией «Газпром нефть» целей и решить задачу повышения эффективности эксплуатации месторождений и снижения затрат.
Предпосылки создания ИС «ЭРА.Мехфонд» связаны с большой трудоемкостью подготовки и отсутствием единого источника исходных данных для анализа и проведения расчетов, отсутствием единых методик и алгоритмов, низкой оперативностью оповещения специалистов о критических отклонениях, необходимостью централизованной оценки эффективности работы персонала, оборудования и технологий борьбы с осложнениями, а также наличием множества информационных систем, не интегрированных между собой. Для решения этих проблем анализа и мониторинга работы механизированного фонда скважин в составе ИС «ЭРА.Мехфонд» имеется несколько модулей (рис. 1). Модули ИС «ЭРА.Мехфонд» призваны оптимизировать бизнес-процессы, связанные с механизированной добычей
нефти. Хранение всех данных в едином хранилище, внедрение единых классификаторов, а также аналитических инструментов, отсутствие дублирования данных, оперативный мониторинг и оповещение об отклонениях, автоматизация оптимизационных мероприятий позволят увеличить добычу нефти, повысить наработку погружного оборудования на отказ, а также существенно снизить трудозатраты. ИС «ЭРА.Мехфонд» базируется на модулях системы «Шахматка и Техрежим», а также на данных, полученных с помощью систем телеметрии (рис. 2). На сегодняшний день в пробную эксплуатацию запущены подсистемы «Оперативный контроль работы скважин» (ОКС) и «База по учету оборудования для механизированной добычи» (БОМД) на пилотном проекте в ООО «Газпромнефть - Хантос». Подсистема «Оперативный контроль скважин» предназначена для автомати-
ческого анализа эффективности работы скважин, ведения истории о принятых решениях по скважинам, планирования и контроля выполнения оперативных мероприятий, а также для оценки эффективности работы цехов и бригад добычи.
Эффект от внедрения подсистемы ОКС состоит в сокращении времени на поиск проблемных скважин, снижении потерь нефти и повышении мотивации работы бригад по добыче нефти. Оперативный контроль работы скважин производится на основе следующей последовательности анализа активности в бизнес-процессе: контроль отклонений - планирование мероприятий - контроль выполнения - рейтингование цехов.
На входы ОКС поступают фактические данные с телемеханики, утвержденный технологический режим, данные ИС «Шахматка и Техрежим», рассчитанный список Алармов (тревожных отклоне-
Рис. 1. Состав модулей системы Fig. 1. System modules composition
Ссылка для цитирования (for references):
Дроздов А.Н., Хамидуллин Р.Д., Шестаков Д.А., Сарапулов Н.П., Хабибуллин Р.А. Информационная система анализа и мониторинга работы механизированного фонда скважин для оптимизации бизнес-процессов при добыче нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 34-43. Drozdov A.N., KhamiduLLin R.D., Shestakov D.A., SarapuLov N.P., KhabibuLLin R.A. Information System for Analysis and Monitoring of Artificial Lift Well Operation for Optimization Business Processes of OiL Production (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 8. P. 34-43.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 8 august 2015
35
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 2. Иерархическая структура ИС «ЭРА.Мехфонд»
Fig. 2. Hierarchical organization of ERA.Mechfond IS (Information System)
ний) с визуализацией на матрице Мериленда и перечнем отчетов. С выходов ОКС поступают отчет о фактическом выполнении заявки с указанием перечня произведенных работ, отчет эффективности выполненных мероприятий и отчет «Рейтинг цехов». Матрица Мериленда (рис. 3) позволяет моментально выявить проблемные зоны.
Зеленым цветом в ячейках матрицы Мериленда отмечаются нормальные
режимы эксплуатации в рабочей области. При небольших отклонениях от рабочей зоны ячейки окрашиваются в желтый цвет, а если отклонения становятся угрожающими для режимов работы скважин и оборудования, то ячейки окрашиваются в красный цвет тревоги. В ОКС есть возможность отдельно контролировать постоянный,периодический или водозаборный фонд,имеется возможность выбора площади квадратов в зависимости от контролируемо-
Рис. 3. Матрица Мериленда Fig. 3. Maryland Matrix
го параметра (жидкость или нефть), каждые 15 минут проводится расчет Алармов на основе постоянно поступающей информации из информационных систем нижнего уровня. Алармы фиксируют отклонения по показателям: дебит скважины по жидкости, дебит скважины по нефти, обводненность продукции, давление на приеме погружного насоса, частота и сила тока. Возможны сравнения с разными параметрами (Техрежим, подтвержденный в Шахматке показатель) и за различные периоды (-1, -30, -90 дней). Подсистема «Оперативный контроль скважин» позволяет рассчитывать более 20 видов Алармов. Для удобства навигации и сортировки по отклонениям (Алармам) информацию можно просматривать в табличном виде с семафорами.
При клике на интересующую скважину ОКС подгружает аналитическое окно «Информация по скважине». Оно содержит всю основную информацию, включая общую информацию по текущему режиму работы скважины, параметры работы скважины и тренды по основным показателям, история работы
maxconFerence
14
октября 2015
МОСКВА, LOTTE HOTEL
VI международная конференция
РЫНОК НЕФТЕПРОДУКТОВ РФ: ОСНОВНЫЕ ВЕКТОРЫ ДВИЖЕНИЯ
(rSa) СПбЛЛТСБ
THOMSON REUTERS
Среди ключевых тем конференции:
Влияние налогового маневра на внутренний рынок нефтепродуктов: первые итоги
Антимонопольное регулирование рынка нефтепродукт! в том числе топливных присадок и бензинов
Мелкий опт и розница: ценообразование и вопросы качества
Планы и реалии модернизации НПЗ крупных нефтяных компаний
Роль независимых компаний и мини-НПЗ
Ситуация на рынках дизеля, авиатоплива, бензина, мазута
Роль биржи в структуризации торгов: международный и российский опыт
Проблемы алгоритмичной торговли на бирже Факторинг в сфере поставок нефтепродуктов Финансирование трейдинга - от крупных до МСБ сектора Оценка риска потери капитала на рынке нефтепродуктов
Среди приглашенных участников конференции:
ОАО НК «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Газпром нефть»,
ОАО «Сургутнефтегаз», ПАО АНК «Башнефть», Минэнерго РФ, ФАС России,
Минфин России, ГК «Омнитрейд», Европейская трейдинговая компания,
ПО «Белоруснефть», ЗАО «Петербургский нефтяной терминал», ООО
«ВПК-ойл», ООО «ПКП «Мобойл», ЗАО «Уфаойл», ООО «Лукойл-Аэро»,
ТЗК «Туполев», ТЗК «Шереметьево», ИГ «Петромаркет», ОАО «ВНИПИнефть»
ОАО «ВНИИ НП», биржа ICE, VYGON Consulting и другие
При ранней регистрации действует специальная цена на участие,
ПО ВОПРОСАМ РЕГИСТРАЦИИ И УЧАСТИЯ
(495) 775-07-40
www.maxconf.
¡nfo@maxconf.
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 4. Оценка выполненных работ Fig. 4. Performed works evaluation
и запуски-остановки, наименование погружного оборудования, конструкцию скважины, данные вывода на режим, а также виды ГТМ, проводимых на скважине.
По мере наполнения справочников и баз данных в ОКС добавится информация по расследованиям отказов, наличию осложняющих факторов (соли, АСПО, коррозия), информация о проведенных мероприятиях для борьбы с осложнениями, рабочая точка и напорная характеристика установленного в скважине ЭЦН, кривая производительности скважины с текущей рабочей точкой. После анализа причины отклонения в окне «Планирование мероприятий» назначается необходимое мероприятие, а далее после проведения мероприятия
необходимо занести информацию об эффективности выполненных работ. Для сравнения фактически проведенных мероприятий с запланированными используется страница «Контроль выполненных мероприятий». Для оценки выполненных работ строится массив аналитической отчетности (рис. 4). Страница «Рейтинг цехов» (рис. 5) предназначена для контроля и повышения эффективности производственной деятельности цехов добычи. Для мотивации цехов очень важно, чтобы непосредственные исполнители мероприятий постоянно видели данный рейтинг и понимали, как он строится. Подсистема «База оборудования для механизированной добычи» создается в целях сбора информации в единую
базу, ведения единого каталога оборудования, электронного учета процесса расследований отказов, составления рейтингов оборудования. Сейчас информация по оборудованию предоставляется в виде различных не связанных между собой сводок подрядчиков в MS Excel. Внедрение ОКС даст возможность использования данных из базы оборудования в других модулях, централизованного контроля качества данных, автоматизации отчетных форм (паспорт установки/скважины, акты расследования отказов), подбора оборудования с учетом истории отказов, исключит дублирование ввода и хранения информации. Базы оборудования связаны со всеми модулями ИС «ЭРА.Мехфонд» (рис. 6).
38
№ 8 август 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
В ПОДСИСТЕМЕ БОМД ВЫДЕЛЕНО ПЯТЬ ОСНОВНЫХ БИЗНЕС-ПРОЦЕССОВ:
1) порядок актуализации классификаторов и базы «Справочник оборудования»;
2) порядок внесения/импорта данных о наличии нефтепромыслового оборудования у сервисных компаний на складе;
3) порядок внесения данных о нефтепромысловом оборудовании (УЭЦН и НКТ) в информационную систему (после запуска скважины);
4) порядок регистрации отказов, формирования базы «Расследования отказов, комиссионные разборы, корректирующие действия». Порядок определения корневых причины отказов;
5) порядок классификации фонда скважин по осложнениям (тип, категория, степень и т.д.).
Справочник оборудования содержит каталог всего оборудования на рынке, включая напорно-расходные характеристики и конструкционные особенности. Для актуализации справочника при появлении новых видов оборудования организована единая точка входа. База
погружного оборудования на складе (резерв) ведется по всем узлам УЭЦН (погружное насосное оборудование, ПЭД, кабели, дополнительное оборудование, станции управления, трансформаторы). Информация о наличии погружного оборудования на складе (резерв) вводится подрядными организациями через программу «Загрузчик». Информация об оборудовании, находящемся в эксплуатации, вводится в базу погружного оборудования (Паспорт скважины) сервисной компаний ЭПУС или/и специалистами ЦДНГ.
В информационной системе фиксируется документация всех этапов расследования для включения в базу отказов погружного оборудования, предназначенную для автоматизации бизнес-процесса расследования корневых причин отказов и выработки корректирующих мероприятий. Информация о результатах демонтажа на устье и поузлового разбора вводится сервисной компанией «ЭПУС» через программу «Загрузчик». Пересмотр категории осложненности скважины и регистрация корневых при-
чин отказов вносится в меню при проведении технического совещания «День качества». После определения по типу и степени осложненности скважины данная информация используется для подбора погружного оборудования соответствующей надежности и разработки других превентивных мер защиты. В настоящее время осуществляется разработка остальных модулей «ЭРА.Мех-фонд», главной составной частью которых является подсистема OptimumPump (рис. 7).
ОСНОВНЫМИ ЗАДАЧАМИ ПОДСИСТЕМЫ OPTIMUMPUMP ЯВЛЯЮТСЯ: 1. Загрузка данных
На основе данных «Базы по учету оборудования для мехдобычи», «Шахматки» и OIS в систему загружается информация по скважине и режиму ее эксплуатации, необходимая для расчетов: конструкция скважины, свойства пласта и при-забойной зоны, PVT-свойства пластовых флюидов, текущий (предыдущий) режим, работающее оборудование.
RUSSIA
ï >
•i
I ТТ. sät
27-29 октября 2015
Москва Крокус Экспо
Мг,
ЛЯЯ»//
Ш-Л
15-я Международная выставка технологий, оборудования, материалов и услуг
для неразрушающего и разрушающего контроля, технической диагностики и экспертизы промышленной безопасности
Организаторы:
рптмро ; m
тел.: +7 (812)380 6002/00, e-mail: ndt@primexpo.rn
Забронируйте стенд:
ndt-russia.ru
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 5. Рейтинг цехов добычи нефти Fig. 5. Oilfield production plants rating
2. Подбор и матчинг PVT-корреляций
Задача предполагает выбор наиболее качественно описывающих свойства флюида PVT-корреляций различных месторождений ОАО «Газпром нефть»; определение области их применимости; адаптацию и калибровку по данным лабораторных замеров; составление списка РУТ-корреляций под определенный объект разработки.
3. Подбор корреляций притока скважины (горизонтальные
и наклонные стволы с ГРП)
Данная задача призвана подобрать такие корреляции притока жидкости из скважины, которые бы качественно рассчитывали ^-кривую для различных скважин как с ГРП, так и без. Кроме всего прочего, для калибровки ^-кривой предполагается использование данных по предыдущим режимам работы скважины, данных по КВУ и КВД.
4. Подбор и адаптация трубных корреляций (движение смеси
в эксплуатационной колонне, НКТ и затрубном пространстве)
Решение данных задач призвано получить профиль давления и температуры в стволе скважины, НКТ и затрубном пространстве. Данные расчета являются основой для подбора оборудования, т.к. дают предварительное представление о проектном режиме работы скважины - давление на приеме насоса, коэф-
фициент сепарации газа, уровень над приемом насоса и т.д. Кроме этого, температурный расчет позволит более точно подобрать ПЭД и кабельную линию.
5. Выбор способа эксплуатации скважины и подбор режима работы УЭЦН
В рамках решения данной задачи система оценивает эффективность работы при различных способах эксплуатации (фонтан, непрерывный режим УЭЦН, АПВ/ПКВ режим УЭЦН). После определения оптимального способа си-
стема подбирает варианты параметров режима эксплуатации, основываясь на достижении целевых параметров расчета: глубина спуска, частота тока, периодичность запусков/остановок, перепад давления в штуцере.
6. Подбор УЭЦН
Результатом задачи является оптимальный для заданных условий комплект УЭЦН, включающий ЭЦН, ПЭД, кабельную линию, газосепаратор. Опционально проводится подбор гидрозащиты, НКТ, СУ и ТМПН. Расчет ЭЦН заключается в подборе габарита, номинала такого количества ступеней, чтобы обеспечить достижение целевых параметров: технический потенциал, целевое забойное давление, допустимое количество газа на приеме. Расчет ПЭД включает в себя расчет и подбор двигателя, обеспечивающего требуемую мощность на валу ЭЦН. Расчет кабельной линии позволяет скомплектовать секции таким образом, чтобы обеспечить минимальные потери тока и выдерживать температурные условия в скважине. Расчет газосепаратора заключается в расчете коэффициента сепарации агрегата при заданном количестве газа на приеме, скорости потока жидкости, текущих оборотах вала. Подбор СУ и ТМПН включает в себя учет резерва оборудования на складе цехов с функцией автоматической рекоменда-
Рис. 6. Связь подсистемы БОМД с модулями ИС «ЭРА.Мехфонд»
Fig. 6. BOMD subsystem communication with modules of ERA.Mechfond IS (Information System)
40
№ 8 август 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
ции перемежения НЭО. Детальный расчет НКТ включает в себя прочностной расчет ступеней НКТ (коэффициент прочности), расчет гидравлических потерь, подбор типоразмера и группы прочности. 7. Анализ и прогноз работы УЭЦН Основная цель - расчет фактических и плановых показателей, анализ отклонений, расчет коэффициентов деградации установки. При этом для расчета фактических показателей берутся данные замеров (дебиты, давления, показания счетчика электроэнергии), для расчета плановых показателей - паспортные характеристики оборудования. Анализ отклонений показывает разницу фактических и плановых показателей -дебиты, давления, количество газа, потери. Расчет коэффициентов деградации позволяет оценить степень износа установки - потери напора, увеличение требуемой мощности. Задача прогноза работы УЭЦН заключается в оценке чувствительности к изменениям параметров работы установки при изменении различных параметров - изменение частоты, буферного или
затрубного давления, пластового давления, обводненности и т.д.
8. Пакетный расчет фонда УЭЦН
Суть задачи - непрерывный расчет, подбор, анализ и мониторинг работы установок для всего действующего добывающего фонда УЭЦН. На основе рассчитанных показателей строится рейтинг скважин и генерирование Алармов различной степени важности. Пользователю в любой момент предоставляется ранжированный список скважин по различным видам расчетов: новые подобранные установки, скважины с сильными отклонениями от плановых параметров, потенциал оптимизации.
9. Производственная отчетность
Результаты предыдущих задач представляются пользователю в отчетных формах. Список отчетных форм и выводные параметры согласовывается с пользователем на этапе реализации. Еще одной важной частью ИС «ЭРА.Мех-фонд» является подсистема «Подбор кандидатов на оптимизацию».
Объектами оптимизации являются погружное оборудование и режимы работы погружного и наземного оборудования для механизированной добычи нефти.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ВИДЫ ОПТИМИЗАЦИИ ТАКОВЫ:
• смена погружного оборудования;
• перевод из одного режима эксплуатации в другой (Постоянный <-> АПВ/ ПКВ);
• изменение частоты тока;
• заглубление;
• другое (список может быть расширен геологическими или другими видами оптимизации).
Целями оптимизации являются увеличение дебита скважины, уменьшение энергопотребления,увеличение наработки оборудования (уменьшение износа).
КРИТЕРИИ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОПТИМИЗАЦИИ СЛЕДУЮЩИЕ:
• отклонение от нормативных параметров работы УЭЦН;
ВНИМАНИЕ!
Открыта подписка на журналы «ТЕРРИТОРИЯ «НЕФТЕГАЗ» и «КОРРОЗИЯ «ТЕРРИТОРИИ «НЕФТЕГАЗ»! Журналы можно получать в России и в любой стране мира. Подписка оформляется с любого месяца!
ОФОРМИТЬ ПОДПИСКУ ВЫ МОЖЕТЕ:
в редакции - по адресу 142784, г. Москва, Киевское ш„ БП «Румянцево», корп. Б, под. 5, эт. 5, оф. 505Б, издательство «Камелот Паблишинг», редакция журнала «Территория «НЕФТЕГАЗ», Тел./факс: +7 (495) 240-54-57, e-mail: info@neftegas.info по каталогу Роспечати - подписной индекс 36129
СТОИМОСТЬ ПОДПИСКИ
по России:
(в электронной или печатной версии на выбор)
для стран СНГ:
(в печатной версии)
1 номер любого журнала......1800 руб................ 2200 руб.
б номеров ТНГ..................10800 руб...............13200 руб.
12 номеров ТНГ................ 21600 руб...............26400 руб.
15 номеров ТНГ+КТНГ......... 27000 руб...............33000 руб.
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 7. Блоки подсистемы OptimumPump Fig. 7. OptimumPump subsystem units
• недостижение технического потенциала;
• входные параметры для принятия решения об оптимизации;
• технические характеристики оборудования;
• параметры пласта и скважины;
• данные режима эксплуатации;
• данные расчетов OptimumPump.
ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ПОДБОРА СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ НА ОПТИМИЗАЦИЮ ТАКОВЫ:
1. Загрузка данных
На основе данных «Базы по учету оборудования для мехдобычи», «Шах-матки», OIS и OptimumPump в систему загружаются основные параметры скважины, информация по оборудованию эксплуатирующегося в скважине, данные расчетов OptimumPump.
2. Настройка оптимизации
Решением данной задачи является выбор и ввод параметров и критериев оптимизации, а также правил выбора скважин и сценария оптимизации.
3. Подбор кандидатов
Задача включает в себя последовательное выполнение задачи расчета ключевых параметров и параметров ранжирования, выбор вида оптимизации и ранжирование кандидатов. При последующем согласовании кандидатов
и ручной корректировке рассчитанных параметров ранжирование происходит повторно.
4. Согласование кандидатов
Решение задачи заключается в создании контролируемой на любом этапе цепочки согласования. Текущая цепочка в данном бизнес-процессе представлена как подбор кандидатов в автоматическом режиме, далее результаты подбора представляются и согласовываются геологической службой с возможностью дополнительного ручного включения скважин в список кандидатов. После геологической службы скорректированный список согласуется технологической службой. После согласования и корректировки списка кандидатов система предоставляет остальным пользователям для работы утвержденный список кандидатов на оптимизацию.
5. Мониторинг и регистрация выполненных мероприятий по оптимизации
Решением задачи является реализация функций регистрации выполненных мероприятий по оптимизации и отслеживанию их выполнения. На основе данных нового режима установки после оптимизации система строит анализ работы «До/После» и производит оценку эффективности проведенных мероприятий.
ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ПОСЛЕДНЕЙ ВХОДЯЩЕЙ В ИС «ЭРА.МЕХФОНД» ПОДСИСТЕМЫ «ОСЛОЖНЕННЫЙ ФОНД» СЛЕДУЮЩИЕ:
1. Загрузка данных
Для основных расчетов подсистемы необходимы данные расчетов Ор^'титРитр (профили давлений и температур), данные по составу пластовой жидкости, режиму эксплуатации скважины. При этом некоторая часть данных может находится в файлах на компьютерах пользователей, поэтому необходима реализация импорта данных из автономных источников. Кроме этого, подсистема предполагает использовать справочные данных методов и технологий борьбы с осложнениями, поэтому необходимо расширение справочной базы проекта «Мехфонд». Важным является использование данных по комиссионным разборам оборудования и статистике отказов оборудования в каждой скважине.
2. Расчет индексов осложнения
На первом этапе для категорирования скважин по видам осложнений и выбору методов борьбы с ними необходимо рассчитать индексы осложнений: индекс солеопасности, АСПО, коррозии, мехпри-месей и вредного влияния свободного газа. На основе рассчитанных индексов и критериев их оценки производится классификация и ранжирование скважин по категориям осложнений. Дополнительной функцией может быть расчет скорости и вероятности проявления того или иного осложнения.
3. Подбор методов и технологий борьбы с осложнениями
На основе рассчитанных индексов осложнений и категории скважины система подбирает метод и технологию борьбы с тем или иным осложнением, а также дозировку закачки реагентов и его метод доставки.
4.Регистрация и мониторинг выполненных мероприятий
Цель решения задачи - ввод данных по проведенным мероприятиям борьбы с осложнениями, контроль их выполнения и построение анализа по эффективности проведенных мероприятий.
42
№ 8 август 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Рис. 8. Переход от реактивного к проактивному подходу в принятии решений при механизированной добыче нефти Fig. 8. Transition from the reactive to proactive approach in decision-making at the artificial oil lift
5. Согласование мероприятий по борьбе с осложнениями и категорирование скважин
Все проведенные расчеты по подбору методов и технологий борьбы с осложнениями и отнесение скважин к той или иной категории осложнений проходят согласование соответствующих служб дочерних зависимых обществ. На каждом этапе согласования курирующая служба вносит корректировки в расчет и отправляет пул данных на следующий этап согласования.
Поскольку подсистема Ор^'титРитр является основным расчетным звеном
во всех разрабатываемых подсистемах, то их разработка ведется в два последовательных этапа:сначала разработка Ор^'шишРишр, а затем - «Подбор скважин-кандидатов для оптимизации» и «Осложненный фонд». Разработка подсистем предполагает включение следующих субъектов бизнес-процессов: геологической и технологической службы, службы химизации дочернего зависимого общества, производителей оборудования для механизированной добычи, химической обработки скважин и реагентов, корпоративного научно-технического центра.
Таким образом, в компании на основе разработки информационной системы анализа и мониторинга осуществляется переход к проактивному подходу для принятия решений в процессах механизированной добычи (рис. 8). В отличие от применявшегося ранее реактивного подхода это позволит предвидеть развитие событий и применять превентивные меры воздействия в случае возникновения нештатных ситуаций. Такой подход даст существенный эффект за счет сокращения потерь, а в дальнейшем можно практически полностью исключить непроизводительные потери.
Литература:
1. Доктор С.А., Королев Д.М., Сарапулов Н.П. и др. Подход к управлению механизированной добычей в рамках развития системы «Электронная Разработка Активов» // Нефтяное хозяйство. 2013. № 12.
References:
1. Doctor S.A., Korolev D.M., Sarapulov N.P. et al. Podhod k upravleniju mehanizirovannoj dobychej v ramkah razvitija sistemy «Jelektronnaja Razrabotka Aktivov» [Organising artificial lifting management: example of Electronic Fields Development project]. Neftjanoe hozjajstvo = Oil Industry, 2013, No. 12.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 8 august 2015
43
