Ивановский Владимир Николаевич Председатель редколлегии журнала «Инженерная практика», заведующий кафедрой машин и оборудования для нефтяной и газовой промышленности, профессор РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, д.т.н.

Мониторинг, наиболее близким синонимом которого служит русское слово «отслеживание», представляет собой процесс систематического или непрерывного сбора информации о параметрах сложного объекта или деятельности для определения тенденций изменения параметров. В технической диагностике под мониторингом обычно понимают непрерывный процесс сбора и анализа информации о значении диагностических параметров состояния объекта. Для нефтяной промышленности этот процесс завершается занесением информации в «шахматку» и ее последующим анализом.

МОНИТОРИНГ И УПРАВЛЕНИЕ

Мониторинг выполняет одну или более из трех следующих организационных функций. Во-первых, выявляет состояние критических или находящихся в состоянии изменения явлений окружающей среды, в отношении которых будет выработан курс действий. Во-вторых, обеспечивает обратную связь в рамках определенной политики или программы, выявляя причины предыдущих положительных и отрицательных результатов. В-третьих, устанавливает соответствия правилам и контрактным обязательствам.

Что касается управления, то его обычно определяют как совокупность действий субъекта, направленных на достижение поставленной заранее, но корректируемой в процессе работы цели. Одной из задач управления служит сбор и обработка информации о ресурсах и процессах, то есть мониторинг. Кроме того, среди задач управления можно выделить постановку и выбор цели, анализ, систематизацию, синтез информации, оптимизацию этапов и скорости достижения цели, определение способов и последовательности выполнения задач, организацию процессов и контроль способов их выполнения.

В теории управления выделяют задачу управления и самоуправления. Первая подразумевает непосредственное управление объектом в процессе его функционирования, вторая – функционирование объекта в приемлемом режиме без непосредственного вмешательства в этот процесс извне.

Для эффективного решения любой из названных задач требуется соблюдение принципов абстрагирования, парадигмы, и принципа «разделяй и властвуй», который подразумевает классификацию объектов управления перед началом управления. Помимо этого, важен модульный принцип, согласно которому реальность представляет собой сложную систему, состоящую из других менее сложных систем – объектов-модулей. В их состав в свою очередь входят еще более простые системы, и так далее до элементарных модулей, которые наиболее просто поддаются мониторингу, анализу и управлению. Учитывая огромное количество факторов, которые приходится принимать во внимание в процессе добычи нефти, при управлении следует соблюдать принцип суперпозиций, который рассматривает отдельно каждый элемент сложной системы и его влияние на всю систему и отдельно взятые фрагменты. Кроме того, важно принимать во внимание принципы взаимозаменяемости, совершенствования и масштабирования. Тот или иной процесс необходимо рассматривать в исторической ретроспективе.

ЗАДАЧИ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Главной характеристикой и опознавательным признаком «интеллекта» выступает возможность системы самостоятельно определять цель. Под искусственным интеллектом понимается система, в составе которой находятся самообучающие программы эвристического характера. Таким образом, систему управления можно назвать интеллектуальной в том случае, если она способна решать задачи, которые традиционно считаются творческими и принадлежат к области знаний, которые хранятся в памяти такой системы.

Перед интеллектуальными скважинами, или роботизированными комплексами по добыче нефти, стоят общие и локальные задачи. К общим относятся получение достоверной оперативной информации о дебите каждой скважины, затратах энергии, состоянии скважинной насосной установки. Далее следуют обработка, анализ, хранение информации и последующее принятие решения об изменении параметров работы системы «пласт – скважина – насосная установка» по заданным критериям (объем добычи нефти и пластовой жидкости, затраты электроэнергии, сумма капитальных и операционных затрат на работу системы).

К локальным задачам принадлежат: контроль работы системы «пласт – скважина – насосная установка» и управление работой этой системы, подсчет количества продукции и создание устройств для он-лайн регулирования основных рабочих параметров (давления, дебита скважин, обводненности и т.д.) на отдельных объектах добычи с использованием системы связи «контрольно-измерительное устройство на разрабатываемом объекте – поверхностное внешнее устройство – регулировочное устройство на разрабатываемом объекте». Также к категории локальных задач относятся определение зависимости потерь активной и реактивной мощностей в кабельной линии по длине ствола скважины, вычисление нагрузок и напряжений в колонне насосных штанг и НКТ по их длине и в опасных сечениях, исследование и мониторинг работы скважин со сложной схемой заканчивания, конструкция которых не позволяет размещать в стволе традиционные приборы ГИС. Сюда же следует отнести мониторинг зон парафиновых и газогидратных образований по длине ствола скважины, технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ, мониторинг работы блока нефтяного или газового резервуара в реальном времени.

Все эти задачи могут быть решены посредством внедрения погружной дискретной, погружной непрерывной и наземной телеметрических систем (см. «Варианты решения задач интеллектуальных скважин посредством внедрения погружной дискретной, погружной непрерывной и наземной телеметрии»).

ПОГРУЖНАЯ ДИСКРЕТНАЯ И НЕПРЕРЫВНАЯ ТЕЛЕМЕТРИЯ

Основным плюсом погружной дискретной телеметрии следует считать возможность прямого замера основных параметров в главных сечениях. Минусами этих систем выступают замер в одной точке и, следовательно, необходимость пересчета параметров по глубине, а также относительно высокая стоимость. Кроме того, эти системы недостаточно надежны, как правило, они исправно работают не более 3-6 месяцев. Нередко возникает проблема и с проверкой точности работы датчиков. Размещение таких систем возможно на головке ПЭД, под ним или на забое скважины. Передача сигнала от этих приборов идет по специальным кабельным линиям, которые передают информацию через силовой электрический кабель, питающий ПЭД (см. «Схема погружной дискретной телеметрии»).

Погружная непрерывная телеметрия предполагает замеры давления, температуры и других параметров, включая вибрацию, по всей длине оптоволоконного кабеля и позволяет производить постоянный прямой замер показателей в любых сечениях. К минусам таких систем можно отнести необходимость пересчета показателей по плотности, газу и другим параметрам, недостаточную надежность, невозможность ремонта оптоволоконного кабеля и высокую стоимость.

Оптоволоконный кабель может доходить до установки насоса или до забоя скважины (см. «Схема погружной непрерывной телеметрии»). Вместо груза, который традиционно обеспечивает определенное натяжение оптоволоконного кабеля, может применяться видеосистема, и такие разработки в настоящее время активно ведутся. Внедрение видеосистем значительно облегчает принятие решений при проведении ПРС и КРС.

Принцип работы системы погружной непрерывной телеметрии заключается в обработке сигналов стоксовской и антистоксовской компонент рамановского обратного рассеяния (см. «Схема работы измерителя рамановского рассеяния»). Импульсный лазер через разветвитель дает импульсный сигнал (зондирующий импульс), изменения, происходящие в оптоволоконном кабеле за счет изменений температуры, давления и вибрации, передаются не только на разветвитель, но и на приемный преобразователь. В составе установки имеется блок обработки данных, с которого информация поступает на дисплей. Для сравнения исходного и отраженного сигналов импульс подается не только на тестируемый объект, но и в блок обработки данных.

В состав волоконно-оптической системы термометрии входят электронный блок, оптоволоконный кабель и компьютер со встроенной программой распознавания образов. Температура использования этой системы в среднем составляет 200°С, но отдельные разработки позволяют применять ее и в условиях более высоких температур. Погрешность измерения температуры составляет плюс-минус один градус, однако на практике можно отслеживать и меньшие диапазоны колебаниятемператур (см. «Технические параметры волоконно-оптической системы»).

В составе оптического кабеля используется многомодовое сенсорное волокно (125/50 мкм) в количестве 24, каждое из которых может пропускать до 16 тыс. различных сигналов. Оптический кабель характеризуется малыми потерями сенсорного волокна (0,6 дБ/км), высокой гибкостью (радиус изгиба до 50 мм), значительной механической прочностью, широким температурным диапазоном работы, высокой коррозионной стойкостью. Такой комплекс обеспечивает измерение температу ры вдоль проложенного кабеля-сенсора и оповещение оператора о превышении заданной температуры с указанием расстояния до того или иного явления или события. Кроме того, эксплуатация комплекса позволяет вести непрерывный мониторинг целостности волокна, хранения и систематизации данных, работать в режиме полноценного рефлектометра с высоким динамическим диапазоном и в системе удаленного мониторинга.

Наружный диаметр кабеля-сенсора не превышает 4 мм, что обуславливает необходимость пропускать его внутри стандартного энергонесущего кабеля. При небольшой массе кабель-сенсор характеризуется значительной величиной растягивающей нагрузки, что позволяет спускать на нем дорогостоящую аппаратуру без риска потерять ее в скважине (см. «Технические параметры кабеля-сенсора»).

ПРИМЕРЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВОЛОКОННООПТИЧЕСКОЙ ТЕЛЕМЕТРИИ

Система волоконно-оптической термометрии использовалась для определения места негерметичности обсадной колонны нагнетательной скважины со следующими характеристиками: диаметр ЭК – 168 мм, глубина по стволу – 1861 м, зона перфорации – 1832,8 – 1837,2 м (см. «Схема реализации метода волоконно-оптической пространственной термометрии ствола скважин»).

Проводился анализ изменения температурного профиля ствола скважины вдоль обсадной колонны при нагнетании с устья скважины воды в объеме 6 м3 при расходе 2,5 л/с и давлении нагнетания 9-10 МПа. Исследования температурного профиля процесса нагнетания были выполнены в реальном времени. Произведено 25 замеров температурного профиля с интервалом 2 мин, сделана математическая обработка полученных термограмм. Результаты замеров температуры по глубине скважины выявили отклонение, которое указывало на негерметичность обсадной колонны (см. «Семейство температурных профилей ствола скважины, зафиксированных в процессе нагнетания жидкости»). Определенная посредством телеметрии глубина расположения негерметичного участка впоследствии подтвердилась.

Еще одним объектом исследования была геофизическая скважина ПХГ в г. Щелково. В процессе мониторинга следовало выявить источники перетока газа из эксплуатируемого объекта. Мониторинг выполнялся на начальном этапе сезонной закачки газа в скважине со следующими характеристиками: глубина – 1280 м, диаметр ЭК – 168 мм, колонны НКТ – 89 мм, интервал залегания объекта эксплуатации – 1205 1240 м. У скважины отсутствовала гидравлическая связь с эксплуатируемым пластом.

Кабель-датчик был спущен в НКТ, его нижний конец установлен на глубине 1225 м. Использовался геофизический кабель российского производства диаметром 7,6 мм с полиэтиленовой внешней оболочкой. В результате исследования была обнаружена отрицательнаяаномалия в интервале 1150 1220 м (см. «Результаты волоконно-оптической термометрии скважины ПХГ»).

Возможности метода волоконно-оптической телеметрии также позволяют проводить мониторинг трубопроводов, в частности, обнаруживать утечки, осуществлять обратный контроль степени обогрева трубопроводов и передавать потоки информации в мультисервисной сети. Наиболее эффективным методом определения утечек трубопроводов следует считать измерение температуры по всей его длине (до 50 м/мин). Утечки определяются по локальным изменениям температуры трубопровода на основе эффекта Джоуля – Томпсона.

Непрерывный мониторинг скважины с использованием волоконно-оптической системы подразумевает использование многовариантной системы передачи информации (с использованием оптоволоконного кабеля, кабеля УЭЦН, гидроакустического канала и т.д.) для приема-передачи и обратной командной связи для системы «пласт – скважина – насосная установка». Такая необходимость продиктована невозможностью восстановления работоспособности оптоволоконного кабеля в случае его повреждения.

НАЗЕМНАЯ ТЕЛЕМЕТРИЯ

Третий вариант решения задачи по интеллектуализации добычи нефти – использование наземной телеметрии. К ее главным плюсам относятся возможность замены и поверки ее элементов, а также относительно невысокая стоимость, к минусам – косвенные замеры параметров и, соответственно, необходимость их дальнейшего пересчета (см. «Вариант размещения первичных приборов на скважине с УСШН», «Вариант размещения первичных приборов на скважине с УЭЦН»).

При использовании наземной телеметрии на скважинах с УСШН имеется возможность определить максимальные и минимальные нагрузки, распределение нагрузок в штанговой колонне, уравновешенности СК и затрат энергии, затем провести сравнение дебитов по замерам ГЗУ и по пересчету (по динамограмме). На основе этих данных интеллектуальная система принимает решение об изменении каких-либо характеристик работы скважины, например, частоты ходов штанговой установки.

Интеллектуальная станция управления может сама принять решение об изменении условий эксплуатации скважины по выбранному критерию, например, по восстановлению максимального дебита скважины (см. «Оптимизация параметров режимов работы оборудования (получение максимального дебита)»). Оптимизация возможна и по другим критериям, таким как максимальная НнО или минимальные затраты энергии.

В случае, если насосная установка перешла от одной характеристики к другой в результате, например, износа, изменения вязкости добываемой жидкости или повышения Гф, то станция управления увеличивает частоту вращения вала погружной установки до уровня, необходимого для возвращения в рабочую точку (см. «Оценка причин изменения основных рабочих показателей и принятие решения»).

Интеллектуальная скважина также может обеспечить измерение и оценку потерь с последующим принятием решения об их минимизации (см. «Оценка потерь и принятие решения о сроках проведении предупредительного ПРС»). Такие работы проводились, в частности, в «Юганскнефтегазе». При этом была выявлена возможность изменения подачи насоса исходя из таких факторов, как износ погружного оборудования или солеотложение. Эти данные дали возможность определить уровень подачи, соответствующий параметрическому отказу. Соответственно, если в этот момент не провести предупредительный ПРС, произойдет отказ или авария оборудования.

ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Главной задачей одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) является, как это ни странно, не добыча нефти, а получение точной оперативной информации по рабочим параметрам каждого из пластов, эксплуатируемых одной скважиной. Кроме того, не-маловажно регулирование отбора (закачки) из пластов с разными коллекторскими свойствами и термобарическими условиями.

Примером решения такой проблемы является установка для ОРЭ, созданная в НПФ «НовометПермь». Оборудование представляет собой погружную насосную установку, эксплуатирующую два пласта, которым могут быть присущи разные условия дренирования, уровни давления, коэффициенты продуктивности (см. «Схема установки НПФ «НОВОМЕТ» для ОРЭ двух пластов одной УЭЦН»). Регулятор отбора позволяет производить требуемый отбор жидкости из каждого пласта. Потоки жидкостей, проходя по двухканальному лифту (в пакерах), штуцируются в регуляторе отбора, далее смешиваются и выкидываются из регулятора отбора. Далее суммарный поток по затрубному пространству подается на прием насоса. Головка погружного агрегата обеспечивает гидравлическую связь ЭЦН через обводную трубку с регулятором отбора.

Погружной измерительный блок дает возможность получать информацию о забойных давлениях каждого пласта. Система также позволяет контролировать отбор жидкости по каждому из пластов.

ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ СИСТЕМ МОНИТОРИНГА И УПРАВЛЕНИЯ НА СКВАЖИНАХ ЧУМПАССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Системы мониторинга и управления, разработанные в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, были впервые опробованы на скважинах 519-го куста Чумпасского месторождения НК«ЛУКОЙЛ» в 1997 году. Скважины значительно различались по рабочим параметрам и видам применяемого ГНО, их дебиты находились в диапазоне 3 300 м³/сут. Кроме добывающих, на указанном кусте имелось 3 нагнетательных скважины, которые также были оснащены первичными датчиками.

Каждая скважина оснащалась специально подобранным оборудованием. Так, скважины, оборудованные УСШН, комплектовались динамографами, приборами для снятия токограмм, средствами определения   положения   балансира,  состояния «вкл/выкл», и управления установкой. По скважинам с УЭЦН была возможность более полного получения информации. В них производились замеры давления, температуры жидкости, тока и напряжения двигателя, состояния «вкл/выкл», остановки по перегрузу, недогрузу, направлению вращения и давлению. Проводились замеры кустовых параметров –давления воды и нефти в сборных и нагнетательных трубопроводах. Информация с датчиков поступала на контроллеры, расположенные на станциях управления, а затем передавалась через радиосистемы для дальнейшей обработки на персоанльных компьютерах, расположенных в ЦДНГ. Для обеспечения работы системы было оборудовано несколько автоматизированных рабочих мест: АРМ «Технолога», «Диспетчера», «ЦАП»; установлено ПО «Диагност» и «Конфигуратор УИС».

Посредством программно-технического обеспечения происходил обмен информацией с системой телеметрии, создавалась схема расположения кустов с привязкой к карте местности, осуществлялось взаимодействие с системой через диалоговый графический интерфейс. Внедрение программно-технического обеспечения позволило определять объемы добычи жидкости в сутки на скважинах, оборудованных УСШН, УЭЦН и УЭВН, формировать и вести базы данных телеметрической и технологической информации, отображать информацию по запросам пользователя в различных отчетных формах на экране и в бумажнойкопии, оповещать об аварийных состояниях и выходах за установленные режимы работы, управлять технологическим оборудованием в реальном времени, устанавливать параметры работы системы и т.д.

При всей прогрессивности для своего времени эту систему нельзя считать интеллектуальной из-за отсутствия в станции управления эвристических программных продуктов. Программы принимали лишь самые простые решения, тогда как все сложные решения оставались за человеком.

Естественно, что современный уровень техники и программных продуктов позволяет решать проблему создания и расширенного использования роботизированных комплексов для добычи нефти, которым присущи основные черты интеллектуальных промышленных систем.