CC BY
29
22. Beljakov Ju. I. Sovershenstvovanie tehnologii vyemochno-pogruzochnyh rabot na kar'erah. M.: Nedra, 1977. 295 s.
23. Beljakov Ju. I. Vyemochno-pogruzochnye raboty na kar'erah. M.: Nedra, 1987.
268 s.
24. Vladimirov V. M., Trofimov V. K. Povyshenie proizvodi-tel'nosti kar'ernyh mnogokovshovyh jekskavatorov. M.: Nedra, 1980. 197 s.
25. Repin N. Ja., Repin L. N. Vyemochno-pogruzochnye raboty: ucheb. posobie. M.: Izd-vo Gornaja kniga, 2012. 267 s.
26. Rzhevskij V. V. Otkrytye gornye raboty: proizvodstvennye processy: ucheb. 8-e izd. M.: Knizhnyj dom LIBROKOM, 2013. 512 s.
27. Rzhevskij V. V. Otkrytye gornye raboty: tehnologija i kom-pleksnaja me-hanizacija: ucheb. 8-e izd. M.: Knizhnyj dom LIBROKOM, 2014. 552 s.
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 пластового 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 рам-
ках 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 месторождения (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 длительной процессом обработки показаний и обеспечивала реализацию и изменение режимов месторождения со значительным запаздыванием от фактического режима.
Рис. 1. Организация управлением цифрового месторождения
Оценка дебитов для кустового размещения скважин, наличие единого коллектора при отсутствии параллельного шлейфа, чаще всего выполнялось по периодическим исследованиям отдельных скважин с выпуском газа на факел. 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 перечень 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 Сенгилеевского 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 «Ласточка», «Забой», «Лотос». Расширение использования автоматических систем «Ласточка» на фонде из 41 -ой скважины обеспечило увеличение годовых отборов газа из Северо-Ставропольского месторождения на 10 %. Затраты на изготовление комплекта «Ласточка» составляли порядка 3 000 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 1998 г. 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 создание 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 и 23 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.
Таблица
Расчет экономической эффективности применения САУКГС
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
В рамках создания и расширения ИУС «Предприятия» были проведены работы по комплексной автоматизации технологической цепочки: скважина - куст газовых скважин -ДКС- установка подготовки газа -магистральный газопровод. Управление газовым производством опиралось 1500 исходных параметров по Комсомольскому, 500 параметров по Вын-гапуровскому 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.
Наиболее востребованными для оперативного управления эксплуатацией газодобывающих месторождений и хранилищ (ПХГ) на стадии падающей 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 «Honeywell International» (США, штат Нью Джерси, г. Морристаун);
• беспроводные контрольно-измерительные приборы фирмы «Yokogawa Electric Corporation» (Япония, г. Токио);
• беспроводные контрольно-измерительные приборы SmartWireless фирмы «Emerson Process Management» (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», Ям-совейского и Медвежьего месторождений ООО «Газпром добыча Надым».
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).
Рис.2. Средства телеметрии на арматуре скважины Кущевского ПХГ
В состав МСиС входят также базовая станция, контроллер системы, средства накопления и обработки и визуализации данных и средства пере-
дачи 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 комплекса МСиС: C - 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 радио-каналу 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 МСиС могут
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 землеотводы, 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 работоспособным и 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.
ii.io.iois
Рис. 6. График изменения температуры и давления в забое
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 минус 60 до плюс 60 Применяются различные типовые варианты комплектации для измерения параметров:
• четырех давлений и одной температуры;
• трех давлений, одной температуры и концентрации капельной
влаги;
• трех давлений, одной температуры и расхода газа;
• 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 сбора данных на базе приборов «ГиперФлоу-ЗПм» и мини-коммуникаторов показаны на рис. 7.
Рис. 7. Система сбора данных на базе «ГиперФлоу-МК»
(исполнение «GSM»)
В соответствии с требованиями «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 распределенность 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.
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 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 ав-
томатизированного 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 2004 г. М. «ИРЦ Газпром», 2004 г.
3. Беспроводная оперативная система сбора информации на территориально распределённых объектах / В.Е. Столяров, М.А. Балавин, А.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, В.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, В.Г. Диденко, В.М. Карюк [и др.] // Подземное хранение газа. Полвека в России: опыт и перспертивы // Материалы меж-дунар. конф. (г. Москва, 2008 г.). - С. 430.
8. Скважинные сенсорные системы / Н.А. Еремин, А.Н. Дмитриевский, В.Г. Мартынов, С.П. Скопинцев, Ал.Н. Еремин // 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 University), Part 1, 2013, ISBN 978-5-7417-0501-8; ISBN 978-5-7417-0503-2 (Part 1), 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, Вып. 3(18) 2017. С.1-9, http://oilgasjournal.ru
17. Цифровая модернизация образовательного процесса / Л.А. Абу-кова, А.Н. Дмитриевский Н.А. , Еремин, Ю.В. Линьков, Т.В. Пустовой // 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.
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, Д А.Н. митриевский, 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, Н.Ю. Борисенко, В.Г. Мартынов, А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин // 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, начальник отдела,
V. Stoliarov@adm. gazprom. т, Россия, Санкт-Петербург, Публичное акционерное общество «Газпром»,
Еремин Николай Александрович, д-р техн. наук, проф., заместитель директора, [email protected], eremin@ipng.т. Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН)
APPLICA TION OF NON-VOLA TILE TELEMETRY COMPLEX IN THE DEVELOPMENT AND OPERA TION 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, Doctor of Technical Science, Professor, Deputy Director, [email protected], [email protected], Russia, Moscow, Institution of Science Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences
Reference
1. Materialy NTS RAO «Gazprom». Sostojanie i osnovnye naprav-lenija razvitija rabot po sozdaniju kompleksa tehnicheskih sredstv dlja av-tomatizirovannogo kontrolja rezhimov otbora gaza iz skvazhin na gazovyh promyslah i podzemnyh hranilishhah gaza.155 str. Moskva. M «IRC Gaz-prom», 1998 g.
2.Materialy soveshhanija. Puti reshenija zadach kompleksnoj avtoma-tizacii stro-jashhihsja i rekonstruiruemyh gazodobyvajushhih ob#ektov OAO «Gazprom». Nojabr'sk . 1518 marta 2004 g. M. «IRC Gazprom», 2004 g.
3.Stoljarov V.E., Balavin M.A., Engibarjan A.A., Karjuk V.M.. Bes-provodnaja operativnaja sistema sbora informacii na territorial'no raspredeljonnyh ob#ektah. // Gazovaja promyshlennost'. 2009. №1(627). S.47-51.
4.Stoljarov V.E., Larcov S.V., Djachenko I.A., Karjuk V.M. Organi-zacija ASU TP raspredelennyh ob#ektov na osnove besprovodnyh sensor-nyh setej // Jekspozicija Neft' Gaz. № 3. 2013. s. 29-33.
5.Eremin N.A. Sistema obnaruzhenija razryva linejnoj chasti tru-boprovoda. // Avtomatizacija, telemehanizacija i svjaz' v neftjanoj pro-myshlennosti. — 1979. — № 3. — S. 8-10.
6.Karjuk V.M., Moroz S.V., Kolmakov A.V. Primenenie mobil'nogo besprovodnogo izmeritel'nogo kompleksa dlja registracii vynosa peska iz gazopromyslovyh skvazhin // Jek-spozicija Neft' Gaz. №1(47) 2016. s.67-70.
7.Vyskubenko O.B., Didenko V.G., Karjuk V.M. i dr. Ispol'zovanie besprovodnogo izmeritel'nogo kompleksa v rabote dispetcherskoj sluzhby PHG dlja ocenki produktivnyh harakteristik skvazhin. // V sb. trudov: Podzemnoe hranenie gaza. Polveka v Rossii: opyt i perspertivy // Mate-rialy mezhdunar. konf. (g. Moskva, 2008 g.). - S. 430.
8.Eremin N.A., Dmitrievskij A.N., Martynov V.G., Skopincev S.P., Eremin Al.N. Skvazhinnye sensornye sistemy // Neft'. Gaz. Nova-cii. - 2016. - № 2. - S. 50-55.
9.Dmitrievskij A.N., Martynov V.G., Abukova L.A., Eremin N.A. Cifrovizacija i in-tellektualizacija neftegazovyh mestorozhdenij // Av-tomatizacija i IT v neftegazovoj oblasti. -2016. -№ 2 (24), aprel'-ijun'. - S. 13-19.
10.Dmitrievskij A.N., Eremin N.A. Innovacionnyj potencial umnyh neftegazovyh tehnologij. // Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij, 2016, №1, s.4-9.
11.Eremin N.A., Dmitrievskij A.N., Tihomirov L.I. Nastojashhee i budushhee intel-lektual'nyh mestorozhdenij // Neft'. Gaz. Novacii. - 2015. - № 12. - S. 44-49.
12.Garichev S.N., Eremin N.A. Tehnologija upravlenija v real'nom vremeni: ucheb. posobie. V 2 ch. - M.: MFTI, 2015. - Ch. 1. - 196 s.: il. ISBN 978-5-7417-0563-6 (Ch.1)
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, ISBN 978-5-74170501-8; ISBN 978-5-7417-0503-2 (Part 1), 228 p.
14.Eremin N.A., Eremin A.N., Eremin A.N. Upravlenie razrabot-koj intellektual'nyh mestorozhdenij // M.: RGU nefti i gaza (NIU) ime-ni I.M. Gubkina, V 2-h kn.: ucheb. posobie dlja vuzov. - Kn. 2.- 2012. 210 s.: il. ISBN 978-5-91961-329-7.
15.Dmitrievskij A.N., Eremin N.A. Neftegazovyj kompleks RF - 2030: cifrovoj, op-ticheskij, robotizirovannyj. // Upravlenie kachestvom v neftegazovom komplekse, 2017, №1, s.10-12.
16.Eremin N.A., Sardanashvili O.N. Innovacionnyj potencial cifrovyh tehnologij. // Aktual'nye problemy nefti i gaza, Vyp. 3(18) 2017, s.1-9, http://oilgasjournal.ru
17.Abukova L.A., Dmitrievskij A.N., Eremin N.A., Lin'kov Ju.V., Pustovoj T.V. Cifrovaja modernizacija obrazovatel'nogo processa. // Di-stancionnoe i virtual'noe obuchenie. — 2018. — №. 1. — s. 22-31.
18.Ivlev A.P., Eremin N.A. Petrobotika: robotizirovannye bu-rovye kompleksy // Bu-renie i neft', 2018, № 2, s.8-13
19.Kamaeva S.S., Eremin N.A. Risk-orientirovannyj podhod k obespecheniju be-zopasnosti gazoprovodov s primeneniem beskontaktnyh tehnologij tehnicheskogo diag-nostirovanija // Neft'. Gaz. Novacii. 2017. № 9. S. 75-82.
20.Abukova L.A., Dmitrievskij A.N., Eremin N.A., Chernikov A.D. Cifrovaja modernizacija neftegazovoj otrasli: sostojanie i trendy // Dat-chiki i sistemy. 2017. №11. s.13-19.
21.Abukova L.A., Borisenko N.Ju., Martynov V.G., Dmitrievskij A.N., Eremin N.A. Cifrovaja modernizacija gazovogo kompleksa: nauchnye issledovanija i kadrovoe obespeche-nie // Nauchnyj zhurnal RGO, 2017. №4. s.3-12.
22.Kozhevnikov N.A., Eremin N.A., Pustovoj T.V. O neftegazovom setevom univer-sitete // Problemy jekonomiki i upravlenija neftegazovym kompleksom, 2017. № 10. S. 4147.
23.Eremin N.A., Eremin Al.N., Eremin An.N. Cifrovaja moderni-zacija nefte-gazovogo proizvodstva // Neft'. Gaz. Novacii. 2017. № 12. S. 13-16.
24.Eremin N.A. Cifrovye trendy v neftegazovoj otrasli // Neft'. Gaz. Novacii. 2017. № 12. S. 17-23.
