CC BY
96
4. Yin J., Zhu H. Simulation of temperature distribution in a single metallic powder layer for laser micro-sintering. // Computational Materials Sci-ence2012; 53 (1): 333-9.
5. Roberts I.A., Wang C.J., et al. A three-dimensional finite element analysis of the temperature field during laser melting of metal powders in addi-tive layer manufacturing. // International Journal of Machine Tools and Manu-facture 2009; 49 (12): 916-23.
6. Dong L., Makradi A., Ahzi S., Remond Y. Three-dimensional transient finite element analysis of the selective laser sintering process. // Journal of Materials Processing Technology 2009; 29: 700-6.
7. Li F., Liu Y. and Xing J. Thermal analysis and stress analysis of the heat-exchange pipe based on ANSYS // Fourth international conference on in-formation and computing. Thailand. 2011.
8. Jianjiang Wang, Renx Hu, Yinglin Liu. The Finit Element Analysis of ANSYS 11.0 in Structure and Thermodynamics // Machinery industry publishing house. 2008.
9. Jianfeng Zhang, Cuiling Wang, Yuping Wu, Ming Gu. Application of ANSYS in Heat-analysis // Energy for Metallurgical Industry Journal. 2004.
10. Theory Reference for the Mechanical APDL and Mechanical Applications. AN-SYS, Inc. Release 14.5. Ansys, Inc. Canonsburg. PA. 2012.
11. Clausen H.B. Plate forming by line heating // PhD Thesis, pub-lished in Denmark by Department of Naval Architecture and Offshore Engineering. Technical University of Denmark. April 2000.
12. Pankaj Biswas N.R. Mandal O.P. Sha. Three-dimensional finite element prediction of transient thermal history and residual deformation. // The Journal of Engineering for the Maritime Environment. 2007.
13 .. Complex use of brown coal deposits / L.A. Puchkov, N.M. Kachurin, N.I. Ab-ramkin, G.G. Ryabov // Publishing house "Mining book". Moscow, 2007.
УДК 620.1+622.691+622.276+65.11.56
ПРИМЕНЕНИЕ ЭНЕРГОНЕЗАВИСИМОГО КОМПЛЕКСА ТЕЛЕМЕТРИИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ХРАНИЛИЩ (ПХГ)
В.Е. Столяров, Н.А. Еремин
Рассмотрены вопросы создания цифровых месторождений как эффективного способа способствующего оптимизации эксплуатационных затрат и повышению рентабельности газодобывающего месторождения и хранилищ газа (ПХГ). Применение энергонезависимых комплексов телеметрии позволяет без значительных затрат обеспечить оптимизацию добычи и повышение качества оперативного управления за счет получения оперативной информации от существующего скважинного фонда, создать реальную геолого-геофизическую модель месторождения с целью выработки эффективных управляющих воздействий на скважинное оборудование с учетом технологических особенностей месторождения и оборудования. Применение цифровых технологий позволяет обеспечить ситуационное оперативное управление месторождением на стадии падающая добыча с целью рационального использования остаточного пласто-
вого давления и эффективную эксплуатацию имеющегося фонда скважин в длительной перспективе. Ожидаемым результатом применения энергонезависимых решений при создании цифровых месторождений является обеспечение диагностики режима эксплуатации продуктивного пласта и увеличение рабочих дебитов, продление сроков эксплуатации месторождений.
Ключевые слова: цифровая экономика, цифровое месторождение, цифровое подземное хранение газа, цифровая скважина, человеческий фактор, газосборные сети, дебит газа, интегрированная модель, информационная модель, геологическая модель, буровые работы, ремонтные работы, кусты скважин .
Цифровая экономика, является значимым и эффективным элементом инновационного развития, обязательной составляющей повышения конкурентоспособности производственно-экономического сектора промышленности, в том числе и нефтегазовой отрасли [8, 9, 16, 20, 25]. В рамках реализации программы цифровизации технологий и управления в ПАО «Газпром» предусмотрено «Развитие ИТ-обеспечения основных бизнес-процессов управления газового бизнеса», создание цифровых моделей производственных объектов «цифровых двойников» для «Цифрового месторождения», «Цифрового ПХГ» и других объектов [21, 25]. Реализация этих планов позволит сформировать актуальное представление о производственно-технологическом комплексе как «группе технологически сопряженных производственных объектов, адекватно оценить потенциал, выявить текущие ограничения технологической инфраструктуры.
Исходя из этой задачи, формируется решение и упрощенная архитектура цифрового газодобывающего месторождения или хранилища (ПХГ) - разработка и комплексное применение информационных технологий с минимальным участием человеческого фактора в производственном процессе. Это позволит в дальнейшем устранить противоречия по применению высокотехнологического оборудования (роботизированных комплексов [15, 18], оптоволоконных систем сбора и передачи больших объемов геолого-промысловых данных [15], систем принятия решений на основе методов искусственного интеллекта [15]) и существующей организации (управления) на месторождении, обеспечит возможность эффективно организовать бизнес-процессы на основании первичной оперативной информации от технологического оборудования и снизить эксплуатационные издержки добычи и хранения газа [1, 2].
Особенностью развития газовой отрасли является геологическая концентрация разведанных запасов в уникальных и крупных месторождениях, что и определило «очаговое» освоение ресурсов Медвежьего (1972), Уренгойского (1977), Вынгапуровского (1979), Ямбургского (1986) месторождений, структуру основных хранилищ газа (ПХГ) на базе ранее выработанных месторождений газа в европейской части России. Исходя из сроков эксплуатации для большинства этих месторождений характерно:
• выработка промыслов, физического износ оборудования и газосборных сетей;
• имеющиеся факты накопления жидкости в стволе скважины при дебитах газа меньше базовых (скорость потока не обеспечивает подъем жидкости);
• разрушение призабойной зоны продуктивного пласта, выявление выноса песка на забой скважины и образование протяженных песчаных пробок на забое скважины, скопление песка в технологических трубопроводах [5] и аппаратах, абразивное разрушение скважинного оборудования, запорной арматуры на устье скважины и установках сбора и подготовки газа;
• эксплуатация скважин с пониженными дебитами газа из-за скоплений воды и песка, в связи с отсутствием оперативного контроля и управления оборудованием;
• факты замерзания жидкости и коррозионного растрескивания под напряжением в наземных трубопроводах [5, 19] обвязки кустов скважин и шлейфов; сезонная неравномерность объемов добычи газа;
• износ подземного и наземного технологического оборудования скважин;
• снижение эффективности проведения буровых и ремонтных работ в условиях АНПД и другие осложняющие эксплуатацию факты.
Современная организация бизнес-процессов требует решения, связанные с повышением экономической эффективности процессов добычи и хранения газа, организации комплексным управлением операциями по добыче нефтегазового сырья (продукции), предусматривающими интеграцию и оптимизацию моделей интегрированного месторождения (наземная часть) и модели управления добычи (подземная часть) [23, 24], переобучением специалистов по устаревающим специальностям на новые высокотехнологичные [17, 21, 22]. Требования к интегрированному моделированию:
• адекватность информационной модели интегрированного место-рождения(надземная и подземная технологии);
• адекватность модели процесса добычи нефтегазовой продукции (геологической модели), возможность оперативной корректировки по фактическому состоянию;
• наличие программно-технических средств, комплексных алгоритмов управления (аппарата управления) всего технологического комплекса добычи;
• наличие интерфейсов и обратных связей интегрированного комплекса;
• наличие утвержденных критериев эффективности бизнес-процесса добычи и транспортировки сырья, оптимальности процессов управления.
Схема организации управления цифровым месторождением ООО «Газпром добыча Астрахань» на базе повторяющегося цикла: Измерение -Коррекция - Контроль - Прогноз - Воздействие - Контроль приведена на рис. 1.
До середины 60-х годов автоматические устройства на отечественных газовых месторождениях практически не применялись. В министерстве газовой промышленности применялся нормативный документ, согласно которому скважина не являлась объектом автоматизации, и управление режимами обеспечивалось индивидуальным подбором и заменой штуцеров (шайб) постоянного сечения для изменения давления.
Принятая процедура отличалась длительным процессом обработки показаний и обеспечивала реализацию и изменение режимов месторождения со значительным запаздыванием от фактического режима. Оценка де-битов для кустового размещения скважин, наличие единого коллектора при отсутствии параллельного шлейфа, чаще всего выполнялось по периодическим исследованиям отдельных скважин с выпуском газа на факел.
Рис. 1. Организация управлением цифрового месторождения
Схема не позволяла обеспечить оперативный расчет оптимальных режимов работы скважин, промысла и внедрение алгоритмов управления месторождением и хранилищами газа. В декабре 1997 году решением ОАО «Газпром» были приняты «Основные положения по автоматизации, телемеханизации и созданию информационно-управляющих систем предприятий и подземного хранения газа». Отношение к автоматизации коренным образом изменилось и скважины (кусты скважин) были включены в пере-
чень объектов, подлежащих автоматизации, а в список измеряемых параметров были включены измерения устьевого давления, температуры и расхода газа, расхода жидкости, обнаружения в составе сырья механических примесей и глинопесчаной смеси. При этом отмечалось, что «автоматизацию скважин выполнить при наличии серийно выпускаемых систем дистанционного контроля и управления скважинами». Автоматическое удаление жидкости из газовых скважин(с применением «летающих» клапанов) впервые на промышленной основе было использовано на скважине Сенги-леевского месторождения (Ставрополь), что обеспечило периодический вынос воды и увеличение дебита с 6 до 24 тыс. куб/сутки. Этот положительный опыт послужил толчком к развитию средств автоматизации и для удаления воды из скважин. В ООО «ВНИИГАЗ» были разработаны требования к оборудованию для управления работой летающих клапанов, что в дальнейшем обеспечило разработку и внедрение комплексов «Ласточ-ка»,«Забой», «Лотос». Расширение использования автоматических систем «Ласточка» на фонде из 41-ой скважины обеспечило увеличение годовых отборов газа из Северо-Ставропольскогоместорожденияна10%. Затраты на изготовление комплекта «Ласточка» составляли порядка 3000 руб.
Проблемы организации надежной связи, энергоснабжения являются актуальными. В дочерних компаниях применяется весь спектр открытых каналов приема-передачи информации, включая спутниковые системы. Внедрение простейших пневматических и механических устройств, систем телеметрии и автоматики обеспечило улучшение технико-экономических характеристик промыслов на 10-30%, сокращение капитальных вложений на 5-15% и эксплуатационных затрат на 10-30%. Первая система телемеханики скважин, разработанная ФГУП «НИИ измерительных систем им. Ю.Е. Седакова» была реализована и прошла межведомственные приемочные испытания в 1999 г. на электрифицированных скважинах УППГ Северного купола Комсомольского ГМ предприятия ООО «Ноябрьскгаздо-быча». В марте 1998г. на НТС ПАО «Газпром» был представлен доклад: «Задачи оперативного контроля и измерения устьевых параметров скважин для оперативного управления режимами эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа», в котором была рассмотрена задача оперативного автоматизированного управления. На совещании было отмечено, что «имеется полная проработка большинства теоретических вопросов, по созданию интегрированной системы автоматизированного проектирования и управления разработкой газовых месторождений и геоинформационной системе отрасли. На поздней стадии разработки месторождений актуальным является обеспечение контроля скважин и шлейфов сборных сетей и разработка комплексных целевых программ для проведения работ по автоматизации и цифровизации в рамках предприятий. Комплексная целевая программа (КЦП) ООО «Газпром добыча Ноябрьск» предусматривает соз-
дание и внедрение информационно-управляющих систем на эксплуатируемых Вынгапуровском, Комсомольском и Западно-Таркосалинском месторождениях. В рамках КЦП выполнялись работы по созданию современных цифровых месторождений:
• на Комсомольском газовом промысле (ГП)- создание ИУС ГП включающей АСУ ТП УКПГ, сопряжение с АСУ ТП ДКС, АСУ ТП УППГ Западного купола, АСУТП УППГ Северного купола с 14 САУ КГС;
• на Западно-Таркосалинском ГП создание ИУС ГП в составе АСУ ТП УКПГ и23 САУ КГС;
• на Вынгапуровском ГП внедрение варианта ИУС ГП в составе АСУ ТП УКПГ и системы сбора информации (ССИ) ДКС.
Эти работы обеспечили создание центрального диспетчерского пункта и интеграцию оперативной информации с региональной системы передачи данных с ИУС газовых месторождений всего Предприятия ООО «Газпром добыча Ноябрьск» [2].Приведем итоги расчета экономической эффективности внедрения кустовой телемеханики на примере УППГ Северного купола Комсомольского ГП ООО «Газпром добыча Ноябрьск» в составе 14 кустов (28 скважин). Расчет экономической эффективности применения САУ КГС выполнен в 2002 г. исходя из балансовой стоимости в 7 млн руб. окупаемость равна 3,5 года и приведен в таблице.
В рамках создания и расширения ИУС «Предприятия» были проведены работы по комплексной автоматизации технологической цепочки: «скважина - куст газовых скважин - ДКС - установка подготовки газомагистрального газопровода». Управление газовым производством опиралось 1500 исходных параметров по Комсомольскому, 500 параметров по Вынгапуровскому и 1500 параметров по Западно-Таркосалинскому месторождениям. В базе данных ИУС «Предприятия» постоянно обновляются около 10 000 параметров, формируются более 240 автоматизированных отчётов и 1300 диспетчерских форм.
Расчет экономической эффективности применения САУ КГС
До внедрения СКУ КГС (тыс. руб) После внедрения СКУ КГС (тыс. руб)
Трудозатраты 212 Трудозатраты на обслуживание 133
Материалы 254 Электроэнергия 3
Автоуслуги 1770 Арендная плата 582
Итого: 2236 Итого: 718
Балансовая стоим. СКУ КГС 7059,2
Экономический эффект от снижения эксплуатационных затрат 1518
Экономический эффект от снижения потерь газа (продувки) 588
Наиболее востребованными для оперативного управления эксплуатацией газодобывающих месторождений и хранилищ (ПХГ) на стадии па-
дающей добычи является применение энергонезависимых беспроводных технологий для сбора (замера) телеметрической информации и передачи контрольной и управляющей информации на производственные объекты (необходимые объемы добычи, эксплуатационные режимы). Установка оборудования не требует специальных работ по обустройству, лицензированию и монтажу. Среди отечественных и зарубежных производителей энергонезависимых систем телеметрии наиболее известны:
• комплекс РТП-04 ООО НПЦ «Знание» (РФ, г. Сергиев Посад, Московской обл.;
• комплекс«ГиперФлоу - АССД» ООО «НПФ «Вымпел» (РФ, г. Саратов);
• АСОИ «Скважина», «Кадет» ЗАО «Объединение Бинар» (РФ, г. Саров),
• АПК«СТЕЛ»ООО «НПО «Турботрон» (РФ, г.Ростов-на-Дону);
• беспроводные контрольно-измерительные приборы OneWireless фирмы «HoneyweШntematюnal» (США, штат Нью Джерси, г. Морристаун);
• беспроводные контрольно-измерительные приборы фирмы «YokogawaElectricCorporation» (Япония, г. Токио);
• беспроводные контрольно-измерительные приборы SmartWireless фирмы «EmersonProcessManagement» (США, штат Миссури, г. Сент-Луис).
Примером построения системы с применением БСС является Ку-щевская ПХГ ООО «Газпром ПХГ» (Россия), с общей площадью покрытия порядка 60 кв. км. Оперативный контроль режимов работы скважин ПХГ позволяет обеспечить целевые установки по отбору и закачке газа. Каждая, из 90 эксплуатационных скважин, рассматривалась как объект автоматизации со своим оборудованием для регистрации физических параметров: по четыре измерительных сенсорных модуля давления (СМД), измеряющих буферное, межколонное, затрубное давление и давление газа на выходе скважины, а так же по одному сенсорному модулю температуры (СМТ), измеряющему температуру газа на выходе скважины (рис. 2).
В состав полевой части оборудования беспроводных сенсорных систем (БСС) входят сенсорные модули измерения температуры (погружной или накладной), модули измерения давления, модули дискретных сигналов, а также, для регистрации выноса песка - акустоэмиссионные датчики регистрации выноса твёрдых фракций (количество соударений песчинок со стенками трубы). Экспериментальные образцы датчиков регистрации выноса твёрдых фракций прошли опытно-промышленные испытания на скважинах Увязовского подземного хранилища ООО «Газпром ПХГ», Ямсовейского и Медвежьего месторождений ООО «Газпром добыча Надым».
Рис. 2. Средства телеметрии на арматуре скважины Кущевского ПХГ
Модули для измерения давления и температуры устанавливаются на штатные места фонтанной арматуры, предусмотренные для местных манометров и термометров. Определение дебита скважины во время исследований проводится на основании измерений буферного и затрубного давлений. Функции приёма и передачи данных обеспечивают модули сбора и связи (МСиС) или мобильного центра мониторинга (МСМ). В состав МСиС входят также базовая станция, контроллер системы, средства накопления и обработки и визуализации данных и средства передачи данных на диспетчерский пункт. Визуализация возможна как непосредственно на объекте, так и на диспетчерском пункте. Комплекс имеет программно-компонуемый состав оборудования в зависимости от решаемых задач. На рис. 3 приведен базовый вариант построения комплекса МСиС.
Рис. 3. Базовый вариант реализации мобильного комплексаМСиС, С -скважина с комплектом телеметрического оборудования; 1 - мобильный центр мониторинга; 2 - передвижной регистрирующий комплект; 3 - блок автоматики; 4 - стационарный центр мониторинга
Как правило, транспорт с МСиС подъезжает к скважинам на расстояние порядка одного километра и с одной позиции опрашивает несколько объектов телеметрии, включая скважины, путепроводы и водопроводы, объекты ЖКХ, различные технологические резервуары для хранения жидких и газообразных сред.
Для обеспечения дистанционной регистрации технологических параметров работы скважины возможно подключение системы по интерфейсу RS-232 (485) и протоколу Modbus RTU к контроллеру местной автоматики. Передача данных в диспетчерскую осуществляется по радиоканалу непосредственно на базовую станцию, подключённую к АРМ диспетчера.
А б в г
Рис. 4. Внешний вид элементов измерения температуры, давления, связи и акустоэмиссионного датчика, а - сенсорный измерительный модуль температуры; б - сенсорный измерительный модуль давления; в - модуль сбора и связи МСиС и г) акустоэмиссионный датчик
На рис. 4 приведен внешний вид элементов измерения температуры, давления, связи и акустоэмиссионного датчика. В состав МСиСмогут быть включены сенсорные модули измерения температуры (погружной и накладной), давления газа (с унифицированным газовым каналом и «открытой диафрагмой), акустоэмиссионные датчики, модули дискретных сигналов, датчики регистрации проникновения на объект, маршрутизаторы (МСиС), ретрансляторы и базовая станция. Состав измерительных модулей для каждой скважины определяется индивидуально при обследовании объекта и в соответствии с техническим заданием. На основе базового оборудования АСОИ «Скважина» в настоящее время организовано управление более 250 скважинами подземных хранилищ газа (ПХГ) в России, Беларуси и Украине с общим количеством датчиков более 820, имеется положительный опыт применения на объектах добычи и переработки углеводородного сырья. Для таких измерений не требуется получение особых разрешений и лицензий на применение, отсутствует необходимость прокладки кабельных линий связи и электроснабжения, поскольку всё оборудование имеет встроенное батарейное питание со сроком эксплуатации порядка 1,5 лет для условий низких температур в условиях Крайнего Севера.
Сравнения фактических затрат по мониторингу состояния скважинного фонда с применением БСС и стандартными подходами составляет порядка 60 % от всего объема капитальных вложений при обустройстве газодобывающего месторождения [3, 4].Экономия достигается за счет экономии затрат на проведение изыскательских работ, получения разрешений на зем-леотводы, отсутствия больших объемов строительно-монтажных работ в связи с отсутствием работ по коммуникациям и энергоснабжению и сокращением времени по организации эксплуатации. Применение беспроводной передачи данных позволяет также отказаться от закупки контролирующих пунктов. Стоимость основного оборудования - беспроводных датчиков отечественного производства в среднем на 30...40 % дешевле зарубежных аналогов. Система может применяться в составе других автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) за счёт совместимости со стандартными и специализированными платформами и программным обеспечением.
Несмотря на существенные отличия по параметрам и особенностям применения, энергонезависимые или реализуемые на возобновляемых источниках энергии системы различных производителей могут быть описаны типовой структурой, приведенной на рис. 5.
Опыт применения подобных систем (РТП-04, ГиперФлоу-АССД и др.) на Ямбургском и Уренгойском месторождениях подтвердил, что в технологическом комплексе «пласт - скважина - ГСС - УКПГ» применение экономичных, энергонезависимых технологий с учетом необходимости обеспечения ситуационного управления целесообразно и эффективно. Одним из методов повышения надежности газоносного пласта является создание средств оперативного измерения параметров в области призабой-ных зон скважин в текущем режиме.
Рис. 5. Типовая структурная схема контроля и управления технологическим объектом
Применение таких средств позволяет проводить автоматизированные газодинамические исследования (ГДИ), без выпуска газа в атмосферу в режиме реального времени. Для решения данной задачи был применен метод передачи информации на основе беспроводного канала при помощи акустических колебаний. В период опытной эксплуатации с 2014 г., на основе акустического метода передачи данных по беспроводному каналу передачи информации, комплектом телеметрического оборудования было выполнено и обработано более 100 измерений на действующих скважинах (глубина ~912м) Комсомольского ГП ООО «Газпром добыча Ноябрьск». В забой (без остановки скважины) был осуществлен спуск автономного скважинного снаряда (АСС), осуществляющего измерение параметров на устье и передачу информации в виде акустического сигнала по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) на наземный модуль, преобразующий акустический сигнал в электрический. Оборудование телемеханики осуществляет сбор параметров со всего куста газовых скважин и обеспечивает передачу информации на верхний уровень телемеханики, в том числе и временно отложенную или искаженную по техническим причинам [6, 7].
Метод позволяет выполнять и статические изменения при полной остановке скважины. Кроме динамического и статического режимов, возможны контрольные изменения и в других режимах, таких как продувка технологических линий или в переходных режимах при значительное изменение расхода газа. За период исследования и эксплуатации скважины проводились изменения технологических режимов работы, включая остановку скважины для измерения статического давления, продувка технологических линий, значительное изменение расхода газа и др. Акустический «снаряд» оставался работоспособными производил измерения при любых режимах работы скважины. Наряду с регистрацией полезного акустического сигнала проводилась регистрация обобщенного шумового сигнала для учета влияния реальных метеоусловий на работоспособность. Было получено подтверждение работоспособности акустического канала в шумовой обстановке, создаваемой различными погодными условиями (сильный ветер и дождь от каплевидного до ливневого). График изменения температуры и давления в забое при изменении суточного расхода газа приведен на рис. 6.
Для оптимальной эксплуатации газовых скважин необходимо иметь оперативную информацию о дебите скважины, давлении на устье и в за-трубном пространстве, давлении и температуре в шлейфе, давлении и температуре в сборном коллекторе куста, содержании капельной влаги. Для измерения этих параметров был разработан и применен на скважинах комплексный датчик оборудованный вычислителем расхода «ГиперФлоу-3Пм». В зависимости от комплектации,он обеспечивает измерение до четырех видов давления, температуры, и производит измерение расхода в
прямом и обратном направлении на нестандартном сужающем устройстве (НСУ), а также измерение с помощью датчика влажности газа содержания капельной влаги или измерение массового расхода выносимой из скважины влаги при наличии информации о расходе газа (см. рис. 6). Датчик с вычислителем расхода «ГиперФлоу-3Пм» является автономным прибором, работающим от встроенной батареи в течение пяти лет при температуре окружающей среды от - 60 до + 60 °С
ни 1 э 1 5 » _ _
м,м у
24.10 Тсмпериур! «боя Гр.С
-час \ ■
\
\ .
V-
дм
1.М
1
Даалани* нбм МП*
чА 1<Л J
LM 1.4
■
JE0QQQCD 1М00С 00 I моею ОС
Суточный расход
«ЗОЮ ОС
«РОЩ» 1» 11 М1Ч
Утюжа АСС 1081 Опыта« «ксплутци*
ll.10.201S
Рис. 6. График изменения температуры и давления в забое
Применяются различные типовые варианты комплектации для измерения параметров:
• измерение четырех давлений и одной температуры;
• измерение трех давлений, одной температуры и концентрации капельной влаги;
• измерение трех давлений, одной температуры и расхода газа;
• измерение трех давлений, одной температуры, содержания капельной влаги и расхода выносимой из скважины воды, измерение расхода газа.
Для передачи данных применяются специальные мини-коммуникаторы «ГиперФлоу-МК»: «ГиперФлоу-МК» «GSM» передают данные отправкой SMS-сообщений, а «ГиперФлоу-МК» «Р» и «РГ» передают данные в беспроводной сети [7, 8, 9].
Исполнение мини-коммуникатора выбирается из условия удаленности скважин от сервера сбора данных. Варианты построения системы сбо-
ра данных на базе приборов «ГиперФлоу-3Пм» и мини-коммуникаторов показаны на рис. 7.
Согласно требований «СТО Газпром 2-2.1-1043-2016. Автоматизированный газовый промысел. Технические требования к технологическому оборудованию и объёмам автоматизации при проектировании и обустройстве на принципах малолюдных технологий» необходимо предусмотреть:
• конструктивные и технологические особенности скважин, расстояние между устьями, как факторов, определяющих функциональные задачи;
• схему расположения скважин и технологическую схему ГСС, как факторов, влияющие на распределение точек контроля и управления объектами;
• вид добываемой продукции, значения дебитов скважин, как факторов, влияющих на объем эффективных затрат на обустройство и эксплуатацию;
• этап инвестирования (строительство или реконструкция), как фактор, влияющий на объем и цели привлекаемых инвестиций, сроки окупаемости;
• наличие в добываемой продукции сероводорода, как фактора, влияющего на наличие аварийной защиты и исполнение оборудования;
• наличие систем внешнего электроснабжения, как фактора, влияющего на применение объема решений по автоматизации;
• климатический район расположения объектов управления, как фактор, влияющего на климатическое исполнение оборудования и др. характерные ограничения.
f] I
Рис.7.Система сбора данных на базе «ГиперФлоу-МК» исполнение
«GSM»
Технология дистанционного управления позволяет обеспечить:
• оперативную динамическую оптимизацию;
• повышение качества принятия решений;
• автоматизированную подстройку и обеспечение адекватности построенной геолого-технологической модели;
• автоматизированный расчет материального баланса по скважинам, промыслам и месторождению в целом;
• подсчет запасов и оформление соответствующих отчетных форм для списания и уплате НДПИ по месторождению;
• оптимизацию распределения нагрузки по скважинам и планирование мероприятий по капитальному ремонту и интенсификации;
• адаптацию системы управления режимами (СУР) месторождения.
Результатом начатой в 1998 г. работы, является применение оборудования телеметрии и телемеханики скважин 20 (преимущественно) российских производителей, при этом получили массовое применение на газодобывающих объектах и ПХГ получили:
• ООО НПЦ «Знание» - 1.500 комплектов. (Уренгой);
• ООО НПФ «Вымпел» - 600 комплектов. (Ямбург, Надым»);
• ЗАО Объединение «Бинар»- 250 комплектов (ПХГ, Надым).
С продвижением на рынок многофункциональной системы персональной спутниковой связи и передачи данных (МСПСС) стало реальностью предоставление услуг по передаче данных независимо от политических и экономических обстоятельств на мировом телекоммуникационном рынке с помощью спутников связи. Типовая структура передачи и организация гарантированных зон связи спутниковых группировок «Ямал» и «Гонец» представлена на рис. 8.
Рис. 8. Типовая структура передачи и зон покрытия «Ямал», «Гонец»
Заключение
Лучшие мировые практики подтверждают эффективность применения принципов «цифровое месторождение», которые обеспечивают увеличение газонефтедобычи на 10 % и снижение времени простоев скважин не
136
менее 50 %. Необходимым элементом при этом является возможность оперативного анализа эффективности воздействия на основании проектной разработки, геолого-геофизической модели месторождения и реальных га-зоконденсатных характеристик скважин [10, 11].Применение беспроводной передачи данных позволяет отказаться от закупки контролирующих пунктов, стоимость оборудования беспроводных датчиков отечественного производства в среднем на 30...40 % дешевле зарубежных аналогов [12, 13, 14]. Реализация интеграции энергонезависимых систем телеметрии с АСУ ТП газодобывающего промысла или хранения создает возможность создания единой информационной базы данных по работе скважинного фонда и технологического оборудования, позволяет организовать эффективное управление на основе математического моделирования состояния месторождения или подземного хранилища как единого автоматизированного технологического комплекса в реальном масштабе времени. Ожидаемым результатом широкого применения энергонезависимых решений при создании интеллектуальных месторождений является обеспечение диагностики режима эксплуатации продуктивного пласта и увеличение рабочих дебитов, продление сроков эксплуатации месторождений.
Разработанные решения могут быть также успешно применены для объектов добычи и транспорта газа, нефти и нефтегазоперерабатывающих заводов, химических и других производственных комплексов, имеющих территориально распределенные объекты и отсутствие развитой инфраструктуру, а также иметь применение в сфере ЖКХ и системах мониторинга строительных сооружений и промышленных объектов.
Список литературы
1. Материалы НТС РАО «Газпром». Состояние и основные направления развития работ по созданию комплекса технических средств для автоматизированного контроля режимов отбора газа из скважин на газовых промыслах и подземных хранилищах газа.155 стр. Москва. М «ИРЦ Газпром», 1998 г.
2. Материалы совещания. Пути решения задач комплексной автоматизации строящихся и реконструируемых газодобывающих объектов ОАО «Газпром». Ноябрьск. 15 - 18 марта 2004г. М.«ИРЦ Газпром», 2004 г.
3. Беспроводная оперативная система сбора информации на территориально распределённых объектах / В.Е.Столяров, М.А. Балавин,
A.А. Енгибарян, В.М. Карюк// Газовая промышленность. 2009. №1(627). С. 47 - 51.
4. Организация АСУ ТП распределенных объектов на основе беспроводных сенсорных сетей / В.Е.Столяров, С.В. Ларцов, И. А. Дяченко,
B.М. Карюк // Экспозиция Нефть Газ. № 3. 2013. с.29 - 33.
5. Еремин Н.А. Система обнаружения разрыва линейной части трубопровода. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1979. № 3. С. 8 - 10.
6. Карюк В.М., Мороз С.В., Колмаков А.В.Применение мобильного беспроводного измерительного комплекса для регистрации выноса песка из газопромысловых скважин // Экспозиция Нефть Газ.№1(47) 2016. С.67 - 70.
7. Использование беспроводного измерительного комплекса в работе диспетчерской службы ПХГ для оценки продуктивных характеристик скважин / О.Б. Выскубенко [и др.] //Сб. трудов: Подземное хранение газа. Полвека в России: опыт и перспертивы. Материалы междунар. конф. г. Москва, 2008. С. 430.
8. Дмитриевский А.Н., Мартынов В.Г., Скопинцев С.П., Еремин Ал. Н. Скважинные сенсорные системы / Н.А. Еремин [и др.] //Нефть. Газ. Новации. 2016. № 2. С. 50 - 55.
9. Цифровизация и интеллектуализация нефтегазовых месторождений / А.Н. Дмитриевский, В.Г. Мартынов, Л.А. Абукова, Н.А. Еремин //Автоматизация и IT в нефтегазовой области. 2016. № 2 (24). С. 13 - 19.
10. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Инновационный потенциал умных нефтегазовых технологий // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2016. №1. С. 4 - 9.
11. Еремин Н.А., Дмитриевский А.Н., Тихомиров Л.И. Настоящее и будущее интеллектуальных месторождений // Нефть. Газ. Новации. 2015. № 12. С. 44 - 49.
12. Гаричев С.Н., Еремин Н.А. Технология управления в реальном времени: учеб. пособие. В 2 ч. М.: МФТИ, 2015. Ч. 1. 196 с.
13. Garichev S.N., Eremin N.A. Technology of management in real time. The Moscow Institute of Physics and Technology (State Uni versity).Part 1. 2013. 228 p.
14. Еремин Н.А., Еремин А.Н., Еремин А.Н. Управление разработкой интеллектуальных месторождений. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. В 2-х кн.: учеб. пособие для вузов. Кн. 2. 2012. 210 с.
15. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Нефтегазовый комплекс РФ -2030: цифровой, оптический, роботизированный // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2017. №1.С.10 - 12.
16. Еремин Н.А., Сарданашвили О.Н.Инновационный потенциал цифровых технологий // Актуальные проблемы нефти и газа.2017. Вып. 3(18). С. 1 - 9.
17. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А., Линьков Ю.В., Пустовой Т.В. Цифровая модернизация образовательного процесса /Л.А. Абукова [и др.] // Дистанционное и виртуальное обучение. 2018. №. 1. С. 22 - 31.
18. Ивлев А.П., Еремин Н.А. Петроботика: роботизированные буровые комплексы // Бурение и нефть. 2018. № 2. С. 8 - 13.
138
19. Камаева С.С., Еремин Н.А. Риск-ориентированный подход к обеспечению безопасности газопроводов с применением бесконтактных технологий технического диагностирования // Нефть. Газ. Новации. 2017. № 9. С. 75 - 82.
20. Цифровая модернизация нефтегазовой отрасли: состояние и тренды / Л.А. Абукова, А.Н.Дмитриевский, Н.А. Еремин, А.Д. Черников // Датчики и системы. 2017. №11. С. 13 - 19.
21. Цифровая модернизация газового комплекса: научные исследования и кадровое обеспечение/ Л.А. Абукова[и др.]// Научный журнал РГО. 2017. №4. С. 3 - 12.
22. Кожевников Н.А., Еремин Н.А., Пустовой Т.В.О нефтегазовом сетевом университете // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом,2017. № 10. С. 41 - 47.
23. Еремин Н.А., Еремин Ал.Н., Еремин Ан.Н. Цифровая модернизация нефтегазового производства // Нефть. Газ. Новации. 2017. № 12. С. 13 - 16.
24. Еремин Н.А. Цифровые тренды в нефтегазовой отрасли // Нефть. Газ. Новации. 2017. № 12. С. 17 - 23.
25. Абукова Л.А., Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Цифровая модернизация нефтегазового комплекса России// Нефтяное хозяйство. 2017. №11.С. 54 - 58.
Столяров Владимир Евгеньевич, нач. отдела, V.Stoliarov@adm.gazprom.ru, Россия, Санкт-Петербург, Публичное Акционерное Общество ««Газпром»,
Еремин Николай Александрович, д-р техн. наук, проф., зам. директора, ermn@mail.ru, eremin@ipng.ru, Россия, Москва, ФГБУН Институт Проблем Нефти и Газа Российской Академии Наук (ИПНГ РАН), ФГБОУ ВО«Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)
APPLICATION OF NON-VOLATILE TELEMETRY COMPLEX IN THE DEVELOPMENT AND OPERATION OF GAS FIELDS AND UNDERGROUND GAS STORAGE FACILITIES
(UGS)
V. E. Stolyarov, N.A. Eremin
The article deals with the issues of the creation of digital fields as an effective way to contribute to the optimization of operating costs and improve the profitability of the gas field and underground gas storage (UGS). The use of non-volatile telemetry complexes allows to optimize the production and improve the quality of the operational management without significant expenses by obtaining the operational information from the existing well stock, to create a real geological and geophysical models of the field in order to develop the effective control actions for down hole equipment, taking into account the technological features of the field and the equipment. Application of the digital technologies allows providing the situa-
tional operational management of the field at the stage of the falling production for the purpose of rational use of the residual reservoir pressure and the efficient operation of the existing well stock in the long term. The expected result of the use of non-volatile solutions in the creation of the digital fields is to ensure the diagnosis of the regime of operation of the reservoir and increase production rates, extend the life of the fields.
Key words: digital economy, digital field, digital underground gas storage, digital well, human factor, gathering networks, gas production, integrated model, information model, geological model, drilling works, repair works, well pads.
Stolyarov Vladimir Evgenievich, Head of Division, V.Stoliarov@adm.gazprom.ru, Russia, St. Petersburg, Gazprom Public Joint Stock Company»,
Eremin Nikolai Alexandrovich, Dr. of Tech., Prof., Deputy Director, ermn@mail.ru,eremin@ipng.ru, Russia, Moscow, Federal State Budgetary Institution of Science Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences (OGRIRAS), Federal State Budget Educational Institution of Higher Education " Russian State University of Oil and Gas (National Research University). Gubkin "(Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)
Reference
1. Materials of the NTS RAO Gazprom. The state and the main directions of the development of works on the creation of a set of technical means for automated control of the regimes of gas extraction from wells in gas fields and underground gas storages.155 pp. Moscow. M "IRC Gazprom", 1998.
2. Materials of the meeting. Ways of solving the problems of complex automation of the gas-producing objects under construction and reconstruction of OAO Gazprom .Noyabrsk. March 15-18, 2004 M. "IRC Gazprom", 2004
3. Wireless operational system for collecting information on territorially distributed objects / VE Stolyarov, MA Balavin, AA Engibaryan, V.M. Karyuk // The gas industry. 2009. № 1 (627). C.47-51.
4. Organization of automated process control systems for distributed objects based on wireless sensor networks / VE Stolyarov, SV Lartsov, IA Dyachenko, V.M. Karyuk // Exposition Oil Gas. No. 3. 2013. p. 29-33.
5. Eremin NA The system for detecting the rupture of the linear part of the pipeline. // Automation, telemechanization and communication in the oil industry. 1979. № 3. P. 8-10.
6. Karyuk VM, Moroz SV, Kolmakov AV Application of the mobile wireless measuring complex for registration of sand removal from gas wells // Exposition Oil Gaz.№1 (47) 2016. P.67-70.
7. Use of a wireless measuring complex in the work of the UGS dispatcher service to assess the productive characteristics of wells / O.V. Vyskubenko, and others] // Sb. Works: Underground gas storage. Half a century in Russia: experience and perspektivy. Materials of the Intern. Conf. Moscow, 2008. P. 430.
8. Dmitrievsky A.N., Martynov V.G., Skopintsev.S., Eremin A.N.D.Squam Sensor Systems / N.Eremin, and others] // Oil. Gas. Innovations. 2016. № 2. P. 50-55.
9. Digitalization and intellectualization of oil and gas deposits / A.N. Dmitrievsky, V.G. Martynov, L.A. Abukova, N.A. Eremin // Automation and IT in the oil and gas field. 2016. No. 2 (24). Pp. 13-19.
10. Dmitrievsky AN, Eremin NA Innovative potential of smart oil and gas technologies // Geology, geophysics and development of oil and gas fields. 2016. №1. C.4-9.
140
11. Eremin NA, Dmitrievsky AN, Tikhomirov LI The present and future of intellectual deposits // Oil. Gas. Innovations. 2015. No. 12. P. 44-49.
12. Garichev SN, Eremin NA Real-time management technology: Textbook. allowance. At 2 pm Moscow: MIPT, 2015. Part 1. 196 p.
13. Garichev S.N., Eremin N.A. Technology of management in real time. The Moscow Institute of Physics and Technology (State University) .Part 1. 2013. 228 p.
14. Eremin NA, Eremin AN, Eremin A.N. Management of the development of intellectual deposits. Moscow: Russian State University of Oil and Gas (NIU) Gubkin. In 2 books .: Textbook. manual for universities. Book. 2. 2012. 210 with.
15. Dmitrievsky AN, Eremin NA Oil and gas complex of the Russian Federation -2030: digital, optical, robotized // Quality management in the oil and gas complex. 2017. №1. C10-12.
16. Eremin NA, Sardanashvili ON Innovative potential of digital technologies // Actual problems of oil and gas. Issue. 3 (18). C.1-9.
17. Dmitrievsky AN, Eremin NA, Linkov Yu.V., Pustovoi ^VTsifrovaya modernization of the educational process / L.A. Abukova, and others] // Remote and virtual learning. 2018. No. 1. P. 22-31.
18. Ivlev AP, Eremin NA Petrobotics: robotized drilling complexes // Drilling and oil. 2018. № 2.C8-13.
19. Kamaeva SS, Eremin NA Risk-oriented approach to ensuring the safety of gas pipelines using contactless technology for technical diagnosis // Neft. Gas. Innovations. 2017. No. 9. P. 75-82.
20. Digital modernization of the oil and gas industry: state and trends / LA. Abukova, AN Dmitrievsky, N.A. Eremin, A.D. Chernikov // Sensors and systems. 2017. № 11. C.13-19.
21. Digital modernization of the gas complex: scientific research and staffing / LA. Abukova [and others] / / Scientific journal RGO. 2017. №4. C.3-12.
22. Kozhevnikov NA, Eremin NA, Pustovoi TV On Oil and Gas Network University // Problems of Economics and Management of Oil and Gas Complex, 2017. № 10. P. 41-47.
23. Eremin NA, Eremin AL, Eremin AN. Digital modernization of oil and gas production // Oil. Gas. Innovations. 2017. No. 12. P. 13-16.
24. Eremin NA Digital Trends in the Oil and Gas Industry // Oil. Gas. Innovations. 2017. No. 12. P. 17-23.
25. Abukova LA, Dmitrievsky AN, Eremin NA Digital modernization of the oil and gas complex of Russia // Oil industry. 2017. №11.Q 54-58.
