Рассматриваются задачи управления разработкой нефтяных месторождений и обсуждаются современные компьютерные технологии для их решения.
Введение
Современные технические средства и программные продукты в области информатизации и автоматизации технологических процессов и управления производством позволяют решать широкий круг задач по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений. В настоящее время существует широкий спектр компьютерных технологий и продуктов, которые могут использоваться как для улучшения стратегических показателей эксплуатации месторождения, например, для повышения коэффициента конечной нефтеотдачи пласта, так и оперативных показателей, таких как выполнение текущих планов добычи при минимизации эксплуатационных затрат и/или повышения эффективности и надежности использования промыслового оборудования. Возможны различные принципы классификации предлагаемых продуктов. Например, на рис.1 показана пирамида по «уровням автоматизации», применяемая, корпорацией Honeywell для описания основных направлений, охватываемых линейкой продуктов, выпускаемых ее подразделением по промышленной автоматизации HPS. Другой подход использован авторами обзора [1], где группировка предлагаемых инструментов основана на длительности процессов управления: от контуров автоматического регулирования исполнительными механизмами отдельных технологических установок до методов управления процессом разработки месторождения на длительный период на основании подстраиваемой гидродинамической модели пласта.
В основу классификации, используемой в данной статье, положен прикладной функциональный принцип, поскольку авторы ставили своей целью дать представление о возможностях и перспективах современных компьютерных технологий в решении производственных задач нефтедобывающего предприятия различного уровня.
Области приложений компьютерных технологий
Визуализация технологических процессов
Наличие достоверной и своевременной информации о протекании любого технологического процесса, его «визуализация», очевидно, является ключевым условием для управления этим процессом, как оператором, так и в автоматизированном режиме. Информационные системы, используемые на нефтяных месторождениях, становятся все более совершенными, и, соответственно, ценность и удобство восприятия собираемой ими информации постоянно улучшаются. Современные 
информационные системы позволяют получать в удобной для оператора форме данные со скважин, сборных пунктов, резервуарных парков, установок первичной подготовки нефти, дожимных и кустовых насосных станций в режиме реального времени. Материальную основу для сбора информации обеспечивают современные контроллеры и системы управления базами данных, которые позволяют хранить и обрабатывать данные технологических процессов как в режиме реального времени, так из реляционных баз данных. На пирамиде (рис.1 Уровни автоматизации) - это уровни L1 - L2.
В рамках функций мониторинга производственных процессов и диспетчерского управления в современных информационных системах решаются, в том числе, следующие задачи.
Пользователь получает значения основных контролируемых параметров (дебит, давление, температура, и т.п.) от скважин, групповых замерных установок, технологических установок системы наземного обустройства, пунктов хранения и сдачи продукции и т. д. в режиме реального времени. При этом осуществляется визуализация узких мест: на экран выдаются текущие значения параметров в сравнении с установленными для них пределами в контролируемых технологических процессах. Обрабатываются и выдаются по требованию в требуемом формате данные тестирования скважин. Пользователю предоставляется богатый по своим возможностям генератор отчетов, позволяющий конструировать отчеты в стандартной форме по различным направлениям: сменные и ежедневные производственные отчеты, отчеты о добыче и сдаче углеводородов, объемах закачки, статусов скважин и т.п.
Технологическая безопасность
Выполняется мониторинг и отчет о событиях, информация о которых поступает от распределенной системы управления (РСУ) и датчиков систем безопасности. Записывается и анализируется последовательность событий, вызвавших срабатывание сигнализации. Выполняется постоянная верификация работы предохранительных клапанов на потенциально опасных участках сбора и первичной подготовки нефти и газа и на ее основе формируются отчеты обо всех изменениях в их состоянии. Например, на рис. 2 (Окно приложения контроля работы клапанов) приведен список стандартных отчетов, формируемых специальным приложением Safety Valve Scout фирмы Honeywell по контролю клапанов. Проводится контроль и анализ по всем остановкам оборудования, состоящий в фиксировании всех остановок, поиске причин остановок на основе восстановление по истории технологического процесса всех действий, приведших к остановке.
Выполняется подготовка отчетов на основе проведенного анализа (рис. 3 (Окно приложения мониторинга отключений технологических объектов).
Отдельной подсистемой, наряду с подсистемами пожаро и взрывобезопасности, является подсистема контроля утечек на трубопроводах. В настоящее время одним из наиболее перспективных направлений являются акустические системы обнаружения и определения мест расположения утечек. Достоинствами таких систем является возможность функционирования на всех режимах работы трубопровода (старт/стоп насосов, изменение значений расходов и т.п.), низкий уровень ложных срабатываний, что очень важно для целей автоматизированной защиты, простота обслуживания и высокая надежность функционирования. Важным современным требованием к системе безопасности является ее интеграция с распределенной системой управления, что позволяет своевременно реагировать на потенциальные угрозы и возникновение внештатных ситуаций, а также обеспечивать работу оборудования на безопасных режимах.
Диагностика оборудования
С проблемой безопасности тесно связана задача диагностики оборудования. Снабжение операторов и инженеров текущей
информацией о состоянии оборудования и его возможных неисправностях - одна из ключевых задач информационной системы. Современные системы реализуют принцип: симптом - неисправность - действие. Такие системы автоматически посылают сообщение тревоги при возникновении ситуаций, которые требуют внимание оператора, а богатая технология диагностики, основанная на документировании разработчиками потенциальных причин неисправностей и способов реагировании на них, позволяют предотвратить поломку или сбой в работе технологического устройства или быстро ликвидировать неисправность. Для диагностики основных типов оборудования разрабатываются специальные программные средства, которые реализуются в рамках единой распределенной системы управления. Таким примером может служить программное обеспечение для детальной диагностики турбин и компрессоров Honeywell's TurboSuite, которое является одним из специализированных приложений РСУ Experion PKS. На рис.4 (Окно приложения мониторинга параметров турбины) приведен один из экранов данного приложения.
Диспетчерское управление
На современных диспетчерских центрах, как правило, реализуются следующие основные функции: диспетчеризация производства с доступом к скважинам, кустам, дожимным и кустовым насосным станциям (ДНС и КНС), участкам промысловых трубопроводов, пунктам сбора и первичной подготовки нефти и т.п.; мониторинг ключевых параметров производства с выдачей отклонений от планируемых заданий, дистанционная диагностика и мониторинг оборудования, аварийное отключение, согласование и корректировка измерений с контролем балансов в узлах учета, мониторинг испытания скважин, отчетность и др. Примером современного диспетчерского центра, в рамках функционирования которого решаются, в частности, описанные задачи, может служить разработка корпорации Honeywell - Production Control Center (PCC) [2]. В основе работы системы лежит следующий принцип: должна поддерживаться вся информационная цепочка от снятия показателей с датчиков на объектах до предоставления в удобной форме информации лицам, принимающим решения на всех уровнях управления. Принципиальная схема PCC показана на рис. 5 (Архитектура центра управления) . Все приложения PCC имеют одинаковые стандарты для меню, поиска, создания отчетов и используют общую модель данных. Система спроектирована таким образом, что возможно подключение любых открытых систем, таких как база данных Uniformance PHD разработки Honeywell или различные базы данных с OPC сервером. PCC базируется на Microsoft.NET платформе и стандартных Microsoft технологиях. Функционально программное обеспечение РСС может использоваться как приложение к РСУ последнего поколения фирмы Honeywell Experion PKS [3].
Управление технологическими процессами
Наряду с классическими схемами автоматического управления с контурами регулирования, основанными на принципе обратной связи, в последние годы для управления технологическими процессами успешно применяется новое направление в промышленной автоматизации - усовершенствованное управление (сокращенно APC от Advanced Process Control).
Соответствующее программное обеспечение реализует алгоритмы многосвязного регулирования с прогнозом реакции объекта на сигнал управления. Прогноз рассчитывается на основе настраиваемой модели технологического процесса. Как показывает практика, АРС управляет технологической установкой лучше оператора, поскольку дает возможность работать вблизи допустимых границ по производительности, оптимизируя тем самым выход продукции и снижая время простоев установки. На рис. 6 (Схема применения продуктов АРС для управления технологическим процессом)
показана принципиальная схема управления группой технологических установок (ТУ) на базе технологии АРС с использованием ПО Profit.PLUS фирмы Хоневелл. Данные для настройки модели технологического процесса берутся из гидродинамической модели резервуара, сделанной третьей стороной, и передаются на ProfitMax - пакет для линеаризации нелинейной модели вокруг рабочей точки, Profit Optimizer служит для координации решений нескольких Profit Controller, которые выдают управляющие сигналы непосредственно на исполнительные механизмы или уставки регуляторов отдельной установки. В России на сегодняшний день наибольшее распространение АРС получило в нефтепереработке, однако, как показывает мировая практика, АРС может с успехом применяться и в технологических процессах добычи и промысловой подготовки нефти. В частности, АРС в нефтедобыче может использоваться для решения следующих задач: управление цепочкой компрессоров и сепараторов от скважин до пунктов сбора нефти с целью снижения противодавления на устья скважин, управление газлифтом, управление давлением и температурой в сепарационных установках для оптимизации выхода жидкой фазы, для сглаживания переходных процессов в системе сбора и промысловой подготовки продукции при изменениях режимов работы технологических установок и др. Эффективной областью приложений АРС являются процессы добычи на газоконденсантных месторождениях, где решаются оптимизационные задачи выхода конденсата при плановых ограничениях на добычу природного газа. Особую актуальность приобретает использование АРС на морских добывающих платформах, где существуют очень высокие требования к безопасности и экономической эффективности работы оборудования в условиях применения безлюдных технологий и ограниченного производственного пространства [4].
Управление производством
Современные системы управления производством или MES (Manufacturing Execution System) в англоязычной терминологии - это информационные и коммуникационные системы производственной среды предприятия. В структуре автоматизированного управления предприятием место MES находится между системами управления технологическими процессами и ERP (Enterprise Resource Planning). MES, собирая и обрабатывая данные в режиме реального времени от технологических объектов и автоматизированных систем управления и исторические данные из производственных реляционных баз данных, осуществляет поддержку принятия решений в автоматизированном или ручном режимах. Одновременно, MES готовит и передает информацию в необходимой форме в систему ERP. В настоящее время можно выделить следующие направления работы МЕS на нефтедобывающих предприятиях.
Планирование и составление расписаний. Данная группа приложений позволяет строить физически реализуемые рациональные планы, как для отдельной промышленной установки, так и для предприятия в целом. Например, в [5] рассмотрена задача и предложен алгоритм для решения задачи оптимального планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ) для нефтедобывающего предприятия. Задача ставится на максимизацию суммарного эффекта от проведения выбранного в результате решения множества ГТМ за все время наблюдения эффектов от их проведения при выполнении «бюджетного ограничения» - суммы затрат на проведение всех мероприятий и ограничения на выполнения плана по добыче нефти за каждый этап планируемого периода (квартал при годовом планировании). Там же рассматривается многокритериальная версия этой задачи. Управление производственным процессом. Инструменты данного приложения позволяют контролировать производственный процесс, отслеживая ключевые параметры производства и сравнивая результаты замеров с плановыми заданиями. Для нефтедобывающих предприятий (НДП) на настоящий момент особый интерес представляют приложения данного семейства, направленные на повышения качества процессов измерения продукции. Проблемы точности измерения всех трех видов флюидов (нефть, газ, вода) всегда была актуальной для НДП. В настоящее время актуальность этой задачи особенно возросла в связи с принятием нового ГОСТ на точность измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа (ГОСТ 8.615 - 2005). Примером подобного приложения является пакет Production Balance, входящий в семейство Business FLEX фирмы Honeywell. Применение Production Balance повышает точность измерения продукции без вложения дополнительных средств в дорогостоящее измерительное оборудование. Математические методы, реализованные в пакете Production Balance, позволяют решить две основные задачи: согласовать данные измерений, выполненных на различных технологических участках разнообразными измерительными устройствами с различной точностью, и уточнить размещение продукции, т. е. уточнить результаты измерения продукции на скважинах или кустах, за счет более точных коммерческих измерений на пунктах сдачи продукции. Одновременно Production Balance автоматизирует и улучшает визуализацию процесса сбора и обработки измерений.
Оптимальное управление разработкой месторождения
Современный уровень развития методов и программных продуктов по управлению процессами проектирования и разработки нефтяных месторождений позволяет перейти к постановке и решению комплексной задачи оптимизации разработки месторождения.
Рассмотрим цепочку задач, решаемых при планировании разработкой месторождении на заданный плановый период.
Выбор оптимальных параметров работы скважин.
На основании математической гидродинамической модели пласта, позволяющей учесть гидравлическое взаимовлияние скважин, решается задача выбора оптимальных дебитов эксплуатационных и нагнетательных скважин. В качестве критерия оптимизации используются технико-экономическиие критерии, например минимизация объемов добываемой попутной воды, при условии ограничений на забойные давления и выполнении планов добычи нефти. В настоящее время для решения подобных задач разработан эффективный математический аппарат, основанный на методах математического программирования и существенно учитывающий специфику математической модели задачи [6]. В том числе исследованы и предложены методы решения для более общих постановок задач, в которых наряду с дебитами находятся оптимальные множества вновь вводимых скважин из избыточного множества возможных мест разбуривания.
Выбор оптимальных вариантов развития наземных сетей промыслового обустройства.
На основании заданных показателей варианта разработки месторождения, рассчитанных в результате решения вышеуказанных задач, решаются задачи оптимального развития наземных систем обустройства. Для решения задач, возникающих на этом этапе, разработаны специальные методы целочисленного программирования [7].
Гидравлический расчет системы.
После выбора варианта нефтегазосборных сетей должна решаться многоуровневая задача согласования гидродинамических процессов: фильтрации в пласте (первый уровень), лифтах скважин (второй уровень) и наземных нефтегазосборных трубопроводов (третий уровень). Подобная постановка задачи и принципиальные подходы к ее решению описаны в [8]. Вычислительная трудность решения подобной интегральной задачи даже на современных компьютерах приводит к необходимости ее декомпозиции в процессе решения на отдельные уровни. При этом при решении задачи данного уровня параметры решения задачи, рассчитанные на предыдущем уровне, используются в качестве граничных условий или ограничений.
Оптимизация работы технологических установок систем обустройства.
После расчета на основании решения вышеперечисленных задач основных параметров разработки и наземных систем возникают задачи поддержания рабочих точек производственных процессов в рассчитанных диапазонах в статическом режиме, а так же управление переходными процессами при изменении режимов работы установок. Для решения возникающих задач в настоящее время существует большой набор различных коммерческих продуктов, например, Profit.PLUS, UniSim, HYSYS.Upstream и др., использующих, в частности, методы математического моделирования процессов и усовершенствованного управления (АРС), упомянутого выше.
Заключение.
Использование описанных в статье инструментов для управления процессами разработки нефтяных месторождений могут дать значительный экономический эффект, определяемый повышением конечного коэффициента нефтеотдачи пластов, снижением затрат на добычу, промысловую подготовку и транспорт нефти, газа и воды, более эффективным использованием оборудования. Но надо иметь в виду, что хотя основной экономический эффект проявляется после применения инструментов более «высокого» уровня (например, L3 - L4 на рис. 1), для возможности эффективного использования этих методов управления и оптимизации необходим определенный уровень оснащения месторождения системами сбора информации и средствами автоматизации. Здесь в первую очередь надо отметить необходимость наличия достаточно качественной системы измерений и сбора данных и определенного уровня развития низовой автоматики на технологических объектах. Необходимым элементом комплексной системы управления разработкой месторождения является создание и постоянная актуализация гидродинамической модели пласта. Существенным элементом достижения эффекта от интегрального применения современных компьютерных технологий является грамотная организация бизнес процесса выполнения проектов по автоматизации. Как показывает мировой опыт, наиболее эффективной представляется стратегия «генерального подрядчика по автоматизации», когда одна и та же компания (выбираемая, например, на тендерной основе) отвечает за выполнения всех этапов проекта автоматизации: предпроектное обследование объекта, поставка продуктов, монтаж оборудования и инициализация программного обеспечения, ввод в эксплуатации, достижение оговоренных показателей и сопровождение. При этом генеральный подрядчик отвечает за совместимость и качество продуктов, поступающих от различных поставщиков, и гарантирует уровень компетентности, отбираемых им субподрядчиков.
Список цитируемой литературы
1. H.P. Bieker, O. Slupphaug, T.A. Johansen Real Time Production Optimization of Offshore Oil and Gas Production Systems: A Technology Survey //SPE 99446, SPE Intelligent Conference and Exhibition, Amsterdam, Netherlands, 11-13 April, 2006.
2. Першин О. Ю., Соркин Л. Р. Интегрированный центр сбора информации и управления производством на нефтяных месторождениях // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 5. - С. 99 - 102.
3. Соркин Л. Р., Подъяпольский С. В., Родионов А. В. Experion PKS - новая распределенная система управления фирмы Honeywell // Автоматизация в промышленности. - 2005. - №11 - С. 3-9.
4. Соркин Л. Р., Першин О. Ю. Современные решения по автоматическому управлению на морских платформах // Нефтяное хозяйство. - 2007 - №5. - С. 117 - 119.
5. Колтун А. А., Першин О. Ю., Пономарев А. М. Модели и алгоритмы выбора оптимального множества геолого-технических мероприятий на нефтяных месторождениях //. Автоматика и телемеханика. - 2005. - №8. - С. 36-45.
6. А. В. Ахметзянов, В. Н. Кулибанов Проблемы оперативного планирования и регулирования добычи нефти при разработке нефтяных месторождений // Автоматика и телемеханика. - 2002. - №8. С. 3-12.
7. Бабич О. А., Муштонин А. В., Першин О. Ю. Метод синтеза иерархических промысловых трубопроводов на основе решения последовательности экстремальных задач // Автоматика и телемеханика. - 2003. - №5. - С. 147 - 156.
8. Соркин Л. Р., Першин О. Ю., Ахметзянов А. В., Кулибанов В. Н. // Перспективы интегрированного управления разработкой нефтяных месторождений. // Нефтяное хозяйство. - 2005. - 6. - С. 132 - 133.
