Решения Honeywell для создания интеллектуальных/цифровых месторождений
-- Суббота, 04 Август 2012 17:13
В последнее время в области добычи нефти и газа часто звучит термин «умное/интеллектуальное/цифровое месторождение».
Концепция/смысл всей схемы – удаленное управление объектами нефтегазодобычи, контроль энергопотребления, повышение энергоэффективности, рост результативности эксплуатации оборудования, рациональное управление персоналом, прозрачная информация и автоматизация производства. Действительно, решения для интеллектуального месторождения позволяют повысить добычу и снизить риски как для самой компании, так и для ее сотрудников. В ближайшем будущем появятся месторождения, которые контролируют себя сами и управляются виртуальными группами экспертов, расположенных в разных странах мира. Именно это обещает концепция интеллектуального месторождения.
Исследование проведенное в 2003 году Ассоциацией Энергетических Исследований Кембриджа (Cambridge Energy Research Association – CERA) выявило, что цифровые месторождения улучшаю показатели по добыче от 2 до 10 процетнов по сравнению с их «нецифровыми» собратьями. Так же исследование подтвердило, что «умные» месторождения экономят в среднем 4 - 8 млн. долл. в год за счет сокращения эксплуатационных расходов.
Технология интеллектуального месторождения дает возможность:
- Оптимизировать производительность оборудования и продуктивность скважин за счет анализа дебитов, отсечек, давлений, температур и других данных.
- Предсказывать на основе прошлых данных сроки исчерпания скважин. Одновременно данные старых скважин с богатой историей добычи можно использовать для прогнозирования поведения новых скважин.
- Централизованно управлять большим количеством скважин с помощью систем дистанционного мониторинга.
По мнению консалтинговой компании Делойт и Туш, технологию Цифрового месторождения в структуре информационных потоков предприятия можно изобразить следующим образом:
Технология ЦМ в структуре информационных потоков предприятия.
Рассмотрим два основных уровня – Аппаратный и Уровень месторождений. На Аппаратном уровне происходит сбор и доставка информации о состоянии добывающих скважин и оборудования до АРМ оператора, где осуществляется оперативный контроль и управление работой месторождения. Далее информация может быть обработана и отправлена на следующий уровень (Месторождения) для осуществления задач по обслуживанию оборудования, режимов работы скважин, контролю операций и др.
Аппаратный уровень инфраструктуры АСУТП
Как видно из рис. 1, аппаратный уровень инфраструктуры АСУТП является базовым. Действительно, если нет актуальных, в режиме реального времени данных о состоянии оборудования, все последующие процессы попросту не будут иметь смысла: как можно планировать, скажем, операции по сервисному обслуживанию оборудования если точно не известно, в каком оно находится состоянии в данный момент? Поэтому контроль состояния объектов нефтегазодобычи (добывающих скважин и обордования) является необходимым условием существования «умного» месторождения.
Несмотря на то, что общий уровень автоматизации объектов нефтегазодобычи достаточно высок, тем не менее существует множество месторождений, с практически полным отсутствием информации о состоянии добывающих скважин (давление, температура) и оборудования (ГЗУ, ЭЦН/ШГН).
Большая чать нефти и газа на территории России и СНГ добывается кустовым способом. Под «кустом скважин» понимают группу скважин (обычно 5 – 20 штук), расположенных на расстоянии от десятков до сотен метров одна от другой, объединенных в один «кустовой» коллектор, от которого отходит одна труба (шлейф) для соединения в промысловую сеть. Расстояния между кустами обычно от одного до нескольких километров (размеры всей сети обычно 10 – 20 км).Часто кусты скважин в пределах куста достаточно удалены друг от друга, что делает строительство кабельных эстакад дорогостоящим а порой и вовсе нерентабельным. Сами же кусты скважин так же могут находиться на большом расстояни от диспетчерского пункта, что делает невозможным прокладку кабеля связи.
Классический подход при автоматизации кустов скважин – использовать системы телемеханики на основе кустовых контроллеров типа RTU (напр. RC500 от Honeywell, SCADAPack от Schneider Electric и др.) и радио-модем. Схема достаточно проста: на кусте скважин устанавливается шкаф оборудования с контроллером RTU, который собирает данные (датчики давления, температуры устьев скважин, состояние ЭЦН/ШГН, ГЗУ – обычно Modbus и др.) и в некоторых случаях выполняет запуск/останов технологического оборудования. Далее через радио-модем осуществляется связь контроллера RTU с диспетчерским пунктом (Рис. 1).
Рисунок 1. Традиционный подход к автоматизации кустов скважин.
Использование кустового контроллера вполне оправдано для объектов, где требуется возможность локального управления в замкнутом контуре (например, регулирование расхода). Но в большинстве случаев (особенно там, где автоматизация кустов отсутствует полностью) для контроля состояния работы куста скважин требуется следующие информация/функционал:
• Параметры устьев скважин (давление, температура)
• Данные со станций управления ЭЦН/ШГН и ГЗУ в формате Modbus
• Осуществлять запуск/останов технологического оборудования
Для этой цели можно использовать классический подход (локальный контроллер RTU c модулями В/В для проводных датчиков и последовательными портами Modbus). Однако в настоящее время такой подход является избыточным, неэффективным и содержит ряд недостатков. Например, это сам контроллер RTU, который в данном случае является узлом сети, без которого можно обойтись, а значит:
• Повысить надежность системы – т.к. при выходе контроллера RTU из строя теряются все данные от подключенного к нему оборудования (датчики, ГЗУ, СУ ЭЦН/ШГН);
• Уменьшить стоимость (за счет исключения контроллера RTU с модулями В/В), а значит ускорить срок окупаемости системы
Если не используется локальный кустовой контроллер RTU, возникает вопрос: куда же подключать кабели от датчиков (давление, температура) с устьев скважин? Ответ на этот вопрос является еще одним преимуществом нового подхода к автоматизации кустов скважин. Вместо традиционных «проводных» датчиков можно использовать их беспроводные аналоги, получая следующие преимущества:
• Возможность избежать дорогостоящей и длительной «обвязки» всего куста эстакадами для прокладки кабелей от контроллера RTU до проводных датчиков. Экономия по стоимости особенно существенна если скважины находятся далеко друг от друга.
• Существенно сокращается время установки приборов – т.к. нет необходимости ждать окончания строительства эстакад и прокладки кабеля. Следовательно, можно закончить проект намного быстрее (в среднем в 4-5 раз) по сравнению с «проводным» подходом.
В общем виде решение Honeywell показано на рис. 2.
Рисунок 2. Беспроводные решения Honeywell для кустов скважин.
Мультинод (Рис. 2) – устройство 2-в-1:
• точка доступа для беспроводных датчиков ISA100.11a
• беспроводной модем для любых клиентов Ethernet или Modbus TCP/IP
• может комплектоваться внешними антеннами для повышенной дальности передачи
• Не требует регистрации в Роскомнадзоре (стандартная частота 2.4ГГц, мощность передатчика менее 100мВт)
XYR6000 – семейство беспроводных преобразователей/датчиков избыточного/дифференциального/ абсолютного давлений, температуры, универсальных (DI/DO), коррозии и др.
• Время работы от батарей до 10 лет
• Протокол ISA100.11a – возможность работы в режиме передатчика, и приемо-передатчика, полный доступ к конфигурации и диагностике через беспроводной канал, и др.
Схема представленная на рис. 2 обладает следующими преимуществами:
• Простота и надежность, экономия на оборудовании: вместо связки Радио Модем->контроллер RTU->клиенты Modbus/проводные датчики имеем Точка доступа->клиенты Modbus/беспроводные датчики
• Возможность быстрого внедрения – нет необходимости ждать, пока будут готовы эстакадные конструкции и проложены кабели
К несомненным преимуществам использования предложенной схемы в общем и беспроводных датчиков в частности является возможность быстро демонтировать беспроводные датчики и использовать их на другом кусте скважин, если по тем или иным причинам скважину решили временно закрыть – при этом как уже отмечалось, отсутствует проблема сооружения эстакад для датчика на новом месте.
Беспроводные решения OneWireless легко интегрируются с любой SCADA и DCS системой, что позволяет ипользовать их с уже существующей системой управления промыслом.
По статистике внедрений, использование беспроводных решений OneWireless компании Honeywell на месторождениях нефти и газа в среднем дает 50% экономии по стоимости и до 80% по времени внедрения решений, что, в современных рыночных условиях дает существенное конкурентное преимущество.
Уровень месторождения – промысловые операции
Итак, благодаря беспроводным решениям OneWireless компании Honeywell данные со скважин получены, и доставлены с локального диспетчерского пункта в центральный диспетчерский пункт месторождения. Теперь полученные данные необходимо проанализировать и на основании полученных результатов сделать выводы. Однако ручной анализ данных каждой скважины - сложнейшая задача. Многие нефтегазовые местророждения России содержат от нескольких сотен до нескольких тысяч скважин. Чтобы проанализировать такое количество данных «вручную», специалисту понадобилось бы несколько дней а то и недель, что является неприемлемо долгим сроком.
Для анализа данных, поступающих с месторождений ведущие нефтезазовые компании мира испльзуют специальные программные продукты. Основываясь на результатах такого анализа, сотрудники компании могут определить, например, на каких скважинах стоит увеличить мощность насосов, а какие проявляют признаки старения. Одним из таких продуктов является Well Performance Monitor (WPM) от компании Honeywell.
Система Well Performance Monitor (WPM) – это инструмент для наблюдения за промыслом в режиме реального времени. Он обеспечивает единое отображение состояния и производительности эксплуатационных и нагнетательных скважин в режиме реального времени на промыслах любого типа, показывая иерархию промысла с учетом приоритетов.
В едином окне (Рис. 3) для контроля работы скважины оператор может видеть:
• Общий вид промысла для отображения работы и состояния всех скважин на промысле.
• Отображение ключевых индикаторов работы скважины (KPI) в цвете.
• Отображение данных процесса, данных испытания, производственных данных в контексте работы скважины.
• Виртуальное измерение: оценка расхода нефти, газа и воды в режиме реального времени.
• Сравнение измеренных и виртуальных расходов нефти, газа и воды на уровне промысла и всего производственного комплекса.
• Режим работы скважины, стабильность и работоспособность.
• Эксклюзивные алгоритмы «очистки данных» в режиме реального времени от компании Matrikon обеспечивают возможность точных вычислений с использованием надежных данных.
• Возможность построения трендов посредством простого нажатия кнопки на мнемосхеме скважины или в структуре иерархии оборудования (нет необходимости запоминать точки КИПиА)
Рисунок 3: Общий вид промысла, показывающий, что большинство скважин работает в соответствии с ожиданиями. Всплывающая подсказка отображает полезную информацию о скважине.
Стандартные вычисления производимые WPM:
• «Очистка данных» в режиме реального времени
• Оценка стабильности
• Режим работы скважины (стабильная, нестабильная, заглушена)
• Продолжительность работоспособности скважины
• Расход жидкости
- Посредническая модель скважины
- Модели критичных/субкритичных штуцеров
- Линейная модель PI
• Расход нагнетания газа
- Модели критичных/субкритичных штуцеров
• Расход воды
• Расход нагнетания воды
- Модель субкритичного штуцера
- Модель коэффициента приёмистости
• Выбор наилучшей оценки в режиме реального времени
WPM поддерживает основные производственные объекты (эксплуатационные скважины, нагнетательные скважины, выкидные линии, манифольды, сепараторы, установки и др.) и может быть интегрирован с любой промышленной РСУ, SCADA, промышленной базой данных или архивом.
Экономический эффект, полученный существующими заказчиками WPM:
• Экономия миллионов долларов на дорогостоящих ремонтах ЭЦН (например благодаря обнаружению связи в стволе скважины между двумя скважинами, которые привели к событиям перетока в ЭЦН).
• Раннее обнаружение плохой работы скважины (позволяет быстрее предпринять коррективные действия, сокращая падение добычи на скважине).
• Раннее обнаружение нестабильности (закупоривание) и возврат к нормальным условиям работы.
• Незамедлительный отклик на действия по оптимизации (изменения в работе штуцеров, настройка газлифта).
• Обнаружение узких мест на пути потока скважины, и возможность увеличения производительность скважина на 1000 баррелей/сутки.
Использование WPM позволяет быстро и эффективно извлечь необходимую информацию из потока данных месторождения, позволяя операторам вовремя принимать корректирующие решения, уменьшая таким образом количество нештатных ситуаций и следовательно, повышая показатели производительности, рентабельности и безопасности.
Выводы.
По данным исследования консалтинговой компании Делойт и Туш, в плане производственной эффективности нефтегазодобывающим компаниям России и СНГ есть куда стремиться:
Лучшая мировая практика
Россия и СНГ
Производственные потери
2%
5%
Производственная себестоимость
$2/boe
$7/boe
Накладные расходы
$1/boe
$2/boe
Доступность оборудования
98%
оценка затруднена
Наработка на отказ ЭЦН
3.5 года
<1 года
Как было отмечено ранее, улучшение эффективности процесса нефтегазодобычи возможно только при реализации концепции интеллектуального месторождения. В свою очередь, “умное” месторождение не может существовать в отсутствие важнейшей информации с добывающих скважин о состоянии ресурсов.По оценке компании «Schlumberger», только более эффективная и качественная диагностика параметров эксплуатируемых скважин может приводить к 7%-му снижению производственных затрат и 25%-му снижению капитальных и эксплуатационных расходов.Решения Honeywell позволяют быстро и экономически эффективно контролировать параметры добывающих скважин и оборудования в режиме реального времени, являясь необходимой основой для внедрения концепции цифрового месторождения. Компания Honeywell имеет огромный опыт по реализации «под ключ» крупных проектов цифровых месторождений. Одно из недавних внедрений – проект контроля состояния добывающих скважин месторождения газа в Австралии. Оператор месторождения, компания Queensland Gas Company (QGC). В рамках первой фазы проекта компанией Honeywell будет автоматизировано свыше 1800 скважин, разбросанных по территории более чем 300 тыс. кв. км. Проект включает разработку проектрой документации, программное обеспечение и оборудование (контроллеры RTU, беспроводные решения и др.) а так же внедрение и пуско-наладка проекта.В настоящее время все крупнейшие частные мировые нефтяные компании имеют подразделения, занимающиеся разработкой и внедрением концепции интеллектуального месторождения: «Умные месторождения» (”Smart Fields”) компании Shell, «Месторождение будущего» (“Field of the Future”) компании BP и “iFields” компании Chevron и др. Аналогичные подразделения имеют крупнейшие национальные нефтяные компании, включая Saudi Aramco, Petrobras, Kuwait Oil Company и др. Нефтегазовая отрасль планирует инвестировать более $1 млрд. в течении следующих 5 лет в создание интеллектуальных месторождений.
Перефразируя слова Билла Гейтса, основателя фирмы Microsoft, можно с уверенностью сказать: в скором времени останется два типа нефтегазовых компаний: те, кто внедрили концепцию цифрового месторождения, и те, кто покинул бизнес.