Энергосбережение и инновационные технологии в топливно-энергетическом комплексе: материалы Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов, молодых ученых и специалистов, посвященной 50-летию создания Тюменского индустриального институ

БУДУЩЕЕ SCADA СИСТЕМ

Фролов Д.С.

г. Тюмень, ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

e-mail: hjelle12377@gmail.com

Сегодня, как государственные организации, так и организации частного сектора испытывают все большее давление, для предоставлении более качественных услуг при малых бюджетах. Кроме того, правительственные регулирующие ведомства требуют более строгого контроля, большей энергоэффективности и детализированной отчетности. В этих непростых условиях, SCADA предлагают новые средства получения дополнительных бонусов от старых проверенных систем.

Система, которая единовременно показывала бы 500 необработанных значений, и работала с тысячами, посчитанных и итоговых значений. Вскоре операторы не смогут управлять таким большим количеством данных для принятия решений. С этой ежегодно возрастающей проблемой интенсивности, потребность в простоте использования никогда не стояла так остро. Чтобы понять, что уровень будущего развития SCADA возможен, необходимо просто проанализировать наше развитие до настоящего времени. С момента введения компьютеризированных систем управления в 1960-х, можно четко выделить пять поколений SCADA.

Поколение 1: заказ (сделанный на заказ примерно в начале 1960-х годов).

Сделанные на заказ системы SCADA были разработаны для специальных приложений, таких как Космический центр Johnson НАСА в Хьюстоне. В 1960 году в Хьюстоне существовала проблема: Космический центр имел большое количество переменных значений для мониторинга, и не существовало готовых технологий, способных обеспечить требуемую функциональность.

Поколение 2: Специально разработанный (широкое распространение в 1970-х годах).

Новое поколение управления возникшее в 70-е годы с введением распределенных систем управления (DCS), включая Honeywell TDC 2000 и Bailey Net 90. Эти системы уменьшали время проектирования и разработки, обеспечивая общие компоненты, которые могли быть установлены и сконфигурированы отлично обученными специалистами.

Поколение 3: человеко-машинный интерфейс (широкое распространение в 1980-х годах)

С общедоступностью компьютеров и ПЛК в 1980-ых, произошла революция в отношении АСУТП. Компоненты управления теперь могут устанавливаться, настраиваться и обслуживаться независимыми систем-

411

ными интеграторами. Более дешевые ПЛК могут быть специально разработаны, и смонтированы, для конкретного технологического оборудования, уменьшая дорогое проводное соединение.

Поколение 4: Открытый и сетевой (широкое распространение в

1990-х годах)

На приборы и компьютеры цены резко снизились. Появление сотовой, спутниковой, и других вариантов связи, предоставило новые средства для подключения нескольких географически рассеянных устройств, в то время как протоколы Ethernet и общий интерфейс обеспечили платформу для использования параметров SCADA в различных системах бизнеса.

Поколение 5: Распределенный и оптимизированный (в стадии становления)

Пока возникают новые варианты связи а существующие стали более доступными (например, Wi-Fi, мобильный IP), способность аккумулировать данные из разбросанных мест в режиме реального времени, высокий уровень принятия решений соответственно станет более доступным.

Увеличенное использование открытых стандартов для связи и взаимосвязанности привело к проблемам безопасности. Новые технологии, усиленные для удаленного доступа SCADA, включая глобальные сети (WAN), прикладной протокол беспроводной связи (WAP) и несметное число беспроводных опций связи Ethernet, открыли двери для взломов и другого вредоносного действия.

Под этим влиянием, традиционное разделение между технологией управления SCADA и информационной технологией сократился, и будет дальше сокращаться. Системы SCADA, которые включают удаленную связь, должны поддерживать стандарты безопасности IT отрасли, такие как уровень защищенных сокетов (SSL), виртуальную частную сеть (VPN) и брандмауэры.

Системы SCADA будущего будут более сложными, так как необходимость поддерживать гораздо большие системы продолжается. Хранение данных вряд ли будет поводом для беспокойства, потому что свободное место на диске, как другие компоненты, будет продолжать падать в цене. Таким образом, проблемы будущего лежат в подключении устройств и затратах на системную интеграцию. Подключение устройств представляет монументальную проблему. Уроки прошлого предлагают новые продукты, и протоколы связи будут продолжать появляться вместе с множеством новых средств связи.

SCADA не только должна быть в состоянии поддерживать много новых продуктов и протоколов, но также должна быть в состоянии настраивать линии связи, чтобы объединить низкие и дорогостоящие средства связи экономически эффективным способом. Телеметрические и базовые станции ПЛК исчезнут, так как программное обеспечение SCADA применяет умную логическую схему, для управления все более и более сложным

412

активом за исключением обработки сигнала тревоги.

Так как системы SCADA увеличиваются в размере и взаимосвязанности, новые компоненты, такие как сетевое оборудование, датчики, и система передачи данных одновременно со звуковым сигналом, начинают поддерживать стандартизированные протоколы для компонентного опроса состояния. Так как программные продукты SCADA начинают поддерживать эти протоколы, система SCADA станет способна контролировать здоровье всей системы на уровне компонентов, включая радио-индикацию мощности сигнала, сетевой контроль ссылки, компьютерное использование ресурсов, бесперебойное состояние предоставления резервного питания, и множество другой информации.

Масса дополнительных данных должна быть проанализирована; должны быть приняты много новых, взаимозависимых решений; корректировки процесса в реальном времени должны быть применены. Способность организаций управлять этими данными без найма легионов операторов будет лежать в способности программного обеспечения SCADA применять передовые алгоритмы и логические схемы на гораздо более высоком уровне, чем это было возможно ранее. Модульные компоненты будут суммировать данные в режиме реального времени и применять автоматизированные критерии решений, чтобы сделать возможным управление логистикой в реальном времени, схемы управления энергопотреблением, планирование обслуживания и множество других преимуществ.

Затраты на основные компоненты SCADA, предположительно, продолжат снижаться в будущем. Эта тенденция будет поддерживать использование SCADA в организациях с более низкими активами, приводя к большим, более рассеянным системам SCADA. Одновременно, крупные организации воспользуются растущим числом недорогих, глобальных коммуникационных опции для объединения географически распределенных SCADA и бизнес систем. Разработчики программного обеспечения SCADA должны понимать, как использовать новые технологические достижения в области связи, не исключая, традиционные системы.

Низкоуровневая интеграция SCADA будет упрощена. Размер и сложность SCADA будут расти быстрыми темпами, требуя создания инструментов и методов интеграции, которые обеспечат быстрое, безошибочное тиражирование для общих задач SCADA. Успешное сотрудничество между поставщиками будет важно в предоставлении максимального преимущества для клиента.

Наконец, система SCADA будет функционировать как большой цикл управления, способный работать автономно на возрастающих уровнях, на основе меньшего количества вводов от операционного персонала. Методики оптимизации будут применяться в бесчисленных ситуациях, позволяя организациям развивать крупные системы SCADA, избегая необоснованных эксплуатационных расходов или значительного увеличения персонала.

413

Таким образом, величина чистого компонента программного обеспечения HMI SCADA, как мы его знаем сегодня, будет снижаться по сравнению с другими развивающимися преимуществами системы SCADA, которые будут предложены.

Литература

1.Управление полетом Космического центра имени Джонсона, Системные Спецификации Запуска США [Электронный ресурс]. Ре-

жим доступа: http://www.aerospace-technology.com

2.NERC, Стандарты CIP [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.nerc.com

3.FDA руководство для индустрии часть 11, электронные документы [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.fda.gov

ВНЕДРЕНИЕ ПРОГРАММНОГО МОДУЛЯ ОПЕРАТИВНОЙ ДИАГНОСТИКИ ИСТОЧНИКА ОБВОДНЕНИЯ НА НЕФТЯНЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Шорохов А.Н.

Россия, г. Тюмень, ООО «НОВАТЭК Научно-Технический Центр» e-mail: shorokhov.an@mail.ru

Высокая обводненность на скважинах одна из наиболее актуальных проблем для современной нефтегазовой промышленности. Выбор эффективного метода борьбы с данной проблемой зависит от правильного определения источника обводнения. Разработано немало различных методов диагностики источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах. Однако, эффективность данных методик сильно зависит от наличия и качества требуемых исходных данных.

На данный момент многие месторождения Западной Сибири находятся на поздних стадиях разработки, что сопровождается постоянным снижением темпов добычи нефти и сокращением количества фонда скважин в силу нерентабельности за счет роста обводненности добываемой продукции. Поскольку данные месторождения разрабатываются большим количеством скважин, выполнение анализа по определению источника обводнения по существующим методикам занимает значительное количество времени, из-за чего может пострадать оперативность принятия решений. На данном этапе особую значимость приобретает автоматизация процесса диагностики.

414

Наиболее эффективные методики диагностики источников обводнения были протестированы и реализованы в едином экспресс-методе (подробное описание метода приведено в работах [1, 2, 3]):

Метод Меркуловой-Гинзбурга основан на построении специального графика в декартовых координатах, отображающего изменение накопленных объемов воды и нефти относительно времени

[4];

Метод диагностических графиков основан на специальном графике в логарифмических координатах, отображающего изменение производной водонефтяного отношения относительно времени

[5];

Оценка результатов промыслово-геофизических исследований на определение технического состояния эксплуатационной колонны, источника обводнения и наличия заколонных перетоков;

Химический метод основан на сравнении данных химического анализа попутно добываемой воды с критериями из лабораторных исследований о композиционном составе пластовой и нагнетае-

мой воды.

Применение экспресс-метода направлено на определение следующих источников обводнения (рис. 1):

подтягивание пластовой воды;

прорыв нагнетаемой воды;

заколонный переток из-за плохого качества цементирования эксплуатационной колонны;

негерметичность эксплуатационной обсадной колонны.

Рис. 1. Источники обведения, диагностируемые экспресс-методом

Рассмотренные методики не требуют проведения дополнительных исследований и основаны на базовой исторической информации, сопровождаемой по каждой скважине: данные месячных эксплуатационных рапортов (МЭР), результаты химического анализа попутно добываемой воды

415

(ХАЛ), результаты промыслово-геофизических исследований (ПГИ). Несмотря на доступность исходных данных, реализация экспресс-метода требует значительных трудозатрат на обработку большого количества статистических данных по каждой скважине отдельно, что делает очень трудоемким процесс анализа по целой группе скважин или объекту.

На текущий момент многим российским нефтегазодобывающим компаниям (РОСНЕФТЬ, Газпромнефть) удалось организовать систематизацию сбора и анализа базовой исторической информации в едином пакете программного обеспечения (ПО) NGT-Smart, разработчик – Уфимский НТЦ (рис. 2). В связи с этим наиболее рациональным решением в данной ситуации было выполнить разработку встроенного программного модуля для ПО NGT-Smart, обеспечивающего автоматизацию экспресс-метода определения источника обводнения.

Данный подход был реализован совместно со специалистами Уфимского НТЦ и позволил решить следующие задачи:

1.Автоматизацию загрузки исходных данных (ПГИ, МЭР, ХАЛ) без необходимости предварительной выгрузки и обработки исходной информации из других программ;

2.Автоматизацию методов анализа (Химический, МеркуловойГинзбурга, Диагностических графиков) с возможностью гибкой настройки параметров каждого метода индивидуально для каждого объекта разработки;

3.Получение детальной информации о результатах анализа для каждой скважины в течение всего периода еѐ работы.

Рис. 2. Окно программы NGT-Smart при запуске модуля определения источника обводнения

416

Таким образом, процесс определения источника обводнения на скважинах был автоматизирован посредством создания данного модуля в программном пакете NGT-Smart. К сожалению, на данном этапе не удалось автоматизировать оценку источника обводнения по результатам про- мыслово-геофизических исследований в связи с невозможностью обработки заключений интерпретации, несущих смысловую нагрузку, доступную для понимания только человеку. Однако, специалистам по геофизическим исследованиям было рекомендовано разработать систему стандартизации результатов интерпретации данных ПГИ для последующей автоматизации процесса их анализа в экспресс-методе.

Алгоритм работы с программным модулем включает в себя следующие шаги:

1.На карте накопленных или текущих отборов выбирается определенная скважина, для которой необходимо выполнить анализ

(рис. 2);

2.В главном меню выбирается вкладка Сервис => Модули => Анализ источника обводнения (рис. 2);

3.Программа производит анализ по трем методам (Химический, Меркуловой-Гинзбурга, Диагностических графиков) и выводит результаты по всем методам отдельно в сводной таблице (рис. 3). По каждой скважине существует возможность просмотра графиков, соответствующих тому или иному методу, для детальной оценки во временном разрезе или возможной ошибки интерпретационного алгоритма модуля на случай некорректных исторических данных;

4.На данном этапе человек, опираясь на совокупность результатов всех задействованных методов в программном модуле, и результаты интерпретации ПГИ может сделать вывод об источнике обводнения на отдельно взятой скважине или группе скважин.

417

Рис. 3. Окно результатов анализа модуля по определению источника обводнения

Данный инструмент был реализован и успешно применятся в Филиале «Гапзромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-ННГ» при решении следующих важных задач:

1.Подбор скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ: гидравлический разрыв пласта, очистка призабойной зоны, зарезка бокового ствола) для оценки рисков получения повышенной обводненности продукции по результатам анализа источника обводнения на группе соседних скважин согласно комплексной методике обоснования ГТМ, реализованной в Филиале «Газпромнефть-Муравленко» [6, 7];

2.Оптимизация системы поддержания пластового давления - для выявления прорывов нагнетаемой воды для группы скважин и последующего перераспределения фильтрационных потоков путем реализации циклического заводнения;

3.Подбор скважин-кандидатов для реализации методов ограничения водопритока - выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин (ВПП) или закачка модификаторов относительной фазовой проницаемости (МОП) в добывающие скважины. Выбор того или иного метода значительно зависит от выявленного источника обводнения;

4.Подбор скважин-кандидатов под проведение трассерных исследований.

При решении подобных задач, разработанный модуль по определению источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах ПО NGT-Smart зарекомендовал себя, как очень эффективный инструмент анализа разработки, позволяющий поднять работу геологических служб

418

нефтегазодобывающих предприятий на новый более высокий уровень по направлению подбора скважин-кандидатов под ГТМ и оптимизации системы поддержания пластового давления.

Литература

1.Азаматов М.А., Шорохов А.Н. Внедрение метода оперативной диагностики источников обводнения нефтяных добывающих скважин // М.: Нефтяное хозяйство. 2011. Вып. 12, с. 63-65

2.Шорохов А.Н., Азаматов М.А. Разработка и внедрение экспрессметода по определению источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах // Наука и ТЭК, 2011, Вып. 6, с. 58-62

3.Шорохов А.Н. Применение аналитических методов для оперативной диагностики источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах // Вестник ЦКР Роснедра, 2011, Вып. 6, с. 7-10

4.Меркулова Л.И., Гинзбург А.А. Графические методы анализа при добыче нефти - М.: «Недра», 1986. – 125с.

5.Chan K.S.: ―Water control diagnostic plots‖, SPE 30775, 1995

6.Шорохов А.Н., Азаматов М.А., Бахурский В.Ю. Унифицированная методика подбора геолого-технических мероприятий для нефтяных добывающих скважин // Вестник ЦКР Роснедра, 2012, Вып. 3, с. 9-13

7.Шорохов А.Н., Азаматов М.А., Бахурский В.Ю. Комплексная методика обоснования геолого-технических мероприятий для месторождений Филиала «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-ННГ»

// Наука и ТЭК, 2012, Вып. 2, с. 11-14

419

Научное издание

ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

ИИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

ВТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ КОМПЛЕКСЕ

В авторской редакции

Подписано в печать 10.12.2013. Формат 60х90 1/16. Усл. печ. л. 26,3. Тираж 100 экз. Заказ № 2110.

Библиотечно-издательский комплекс федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет». 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.

Типография библиотечно-издательского комплекса 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.

420