«Скважины» попали в сети. В Петербурге представили цифровую новинку
На многих месторождениях нефтяникам приходится следить за оборудованием по старинке, объезжая площадку на вездеходах. Что, богатая отрасль скупится на безлюдные технологии? Нет, просто не все датчики могут работать при сильных морозах и обеспечить надежные каналы связи тоже непросто. Наши специалисты сумели решить обе задачи. Свой проект «Цифровая скважина», запущенный в нескольких регионах, они презентовали недавно на конференции «Телеком-полигон: телекоммуникационные технологии и сервисы для нефтегазовой отрасли», которая прошла в Петербурге.
Иллюстрация pan-demin/shutterstock.com
Цифровая новинка «Ростелекома» была опробована на месторождениях «Газпром нефти» в Ханты-Мансийском автономном округе и на Ямале. То есть в тяжелых условиях Заполярья, где может выйти из строя и чувствительная автоматика, и «железо». А если станок-качалка остановится хотя бы на несколько часов, запускать его на морозе будет тяжелее и дольше. Да и разливы нефти из-за прорывов трубопроводных сетей, если вовремя не отреагировать, для ранимой северной природы куда ощутимее.
Зарубежные автоматизированные системы нашего северного экстрима не выдерживают. К тому же на многих отдаленных объектах нет связи, а значит, нельзя оперативно передавать данные, которые собирают с объектов добычи, в управляющий центр. Вот почему создавать жизнеспособные отечественные аналоги нефтяники стремятся в содружестве с IT-партнерами.
Инновационные технологии неплохо проявили себя в нефтегазовом секторе. Речь идет о территории, которую охватывает Уральский макрорегиональный филиал (МРФ «Урал») холдинга «Газпром нефть» и где освоено немало месторождений углеводородов - в Пермском крае, Оренбургской области, Республике Башкортостан.
Что представляет собой предложенная технология? Это датчики, которыми оснащены скважины, установки депарафинизации, трансформаторные подстанции, замерные установки и др. Снимая важнейшие показания, например, со скважины (давление, температура, загазованность), автоматика передает их в диспетчерский пункт.
Если на промысле есть опорная сеть телекоммуникаций, то хорошо, а если нет, то специалисты ее создадут. Или наладят радиосвязь, способную действовать в автономном режиме от аккумуляторных батарей. Она сможет покрывать сигналом большие, до 42 км, расстояния (технология LoRaWan). Видя на мониторе цифрового «близнеца» скважины, оператор следит за ее работой, находясь от нее за десятки километров. Отмечая малейшие отклонения от расчетных параметров, он может остановить, скажем, насос, изменить интенсивность его работы, запустить на промысле очистные сооружения.
Эти элементы безлюдного промысла, включая систему видеонаблюдения, в основном российского производства. По словам Владислава Сюркаева, директора проектов уральского МРФ, инновационная разработка помогает нефтяникам сокращать издержки и оптимизировать бизнес-процессы, вести в режиме реального времени экологический мониторинг и фиксировать нарушения техники безопасности и наличие у персонала средств защиты. Да еще обеспечивает информационную безопасность, что тоже немаловажно.
«На любом производстве нужно владеть полной картиной происходящего, чтобы принимать верные решения, и как можно быстрее, - добавил Сюркаев, представивший новый проект в Петербурге. - Но в нефтегазовой отрасли цена информации особенно высока. Простой пример: ствол скважины забился отложениями парафинов и отбор нефтесодержащей жидкости ухудшился. Диспетчер это увидел, и туда сразу же отправилась бригада ремонтников».
Трудно сказать, как далеко шагнет данный проект. Тем более работы в этом направлении продолжаются, и в них активно участвуют специалисты «Газпром нефти». Так что следующее поколение интеллектуальных систем станет еще «умнее».
Материал опубликован в газете «Санкт-Петербургские ведомости» № 039 (6392) от 04.03.2019 под заголовком ««Близнецы» попали в сети».
Комментарии