Интеллектуализация процесса добычи. АСУ ТП «ОАЗИС». Повышение энергоэффективности. май 2012 года г.Москва ООО «СинпроТЭК»

2 Цели АСУ ТП «ОАЗИС» Повышение качества управления механизированной добычей нефти Снижение издержек при эксплуатации механизированного фонда скважин Повышение энергетической эффективности добычи нефти, в том числе энергетической эффективности ГТМ Снижение рисков –Человеческого фактора –Возникновения аварий –Внепланового простоя –Некорректных режимов эксплуатации скважины и ГНО Поставка актуальной и достоверной первичной информации для геологической и технологической службы для повышения качества разработки

3 Назначение АСУ ТП «ОАЗИС» Контроль и анализ работы кустового оборудования, мехфонда скважин, системы ППД Контроль за энергопотреблением кустовым оборудованием, скважиной в т.ч. по удельным параметрам Управление кустовым оборудованием, мехфондом скважин и системой ППД Автоматизированный удаленный ВНР и автоматизированная эксплуатация с использованием механизмов удаленного программирования кустового оборудования Контроль за энергопотреблением и действиями подрядчиков на кустовой площадке

4 Структура энергопотребления по технологическим процессам

5 Кредо: Объединение и анализ разрозненных источников информации в единый массив на единой оси времени с передачей по малопотребляющим беспроводным каналам связи с возможностью проведения инженерных расчетов и оптимизации режимов добычи по удельным показателям непосредственно на кустовой площадке АРМ технолога Сервер БД БМА, передача информации Уровень КИП Уровень реализации распределенных вычислений для решения инженерных задач Уровень кустового АСУ ТП, решение инженерных задач и хранение кустовых баз данных Уровень беспроводной связи и интеграции данных с разнородных источников информации Уровень КИП АСУ ТП нового поколения Уровень высокоскоростной передачи информации по беспроводным каналам связи (БШПД) Уровень хранения данных и обработки аварий Уровень распределенных АРМов

6 АСУ ТП нового поколения в рамках небольшого бюджета позволяет: Суть решения Обеспечить сквозной контроль потребления электроэнергии поскважинно с учетом технологическим показателей добычи по всем источникам, в т.ч. оценку ГТМ в части их энергоэффективности Обеспечить взаимодействие разнородного оборудования на беспроводных системах связи (в т.ч. оптоволоконные системы) Проводить инженерные вычисления непосредственно на кустовой площадке Создавать программы управления УЭЦН без привлечения программистов Реализовать функции, обеспечивающие существенное снижение стоимости владения за счет обновления ПО, быстрого переноса и т.п. Продукт позволяет приступить к реализации энергосервисного контракта на нефтедобывающем предприятии

7 АСУ ТП «ОАЗИС» Оборудование Программное обеспечение Услуга АСТУЭ 0,4 кВа в составе АСУ ТП Система устьевой телеметрии Дополнительные источники информации Состав продукта в разрезе энергосбережения

8 Особенности реализации Возможность реализации инженерных расчётов на кустовой площадке Механизм распределенных баз данных и распределенных вычисления по кустовым площадкам позволяет заложить основы реализации концепции «умного месторождения» уже сейчас без существенных капитальных затрат Управление и контроль всего доступного оборудования на кусту Высокоскоростные каналы связи с дублированием куст-АРМ При наличии существующей системы – работа «в параллель» Совместимость с корпоративными информационными системами Заказчика Количество объектов управления – до 5000, количество параметров с объекта – до 200, частота сбора – 15 сек, дискретизация по параметрам – до 1 сек.

9 Уровни интеллектуализации Разработка месторождения, энергосбережение Эксплуатация скважин\пласта, энергосбережение Управление ЭЦН, энергосбережение Станция управления АСУ ТП «Оазис» ИМ

10 Интеллектуальное месторождение

11 Интеллектуализация добычи нефти на базе АСУ ТП «ОАЗИС» Вычислитель на кустовой площадке с встроенными БД и механизмом макропрограмм Межкустовое взаимодействие Реализация ЦУРМ для подключения специалистов при сложных ситуациях Технолог создает или использует готовые макропрограммы: –Инженерные расчеты –Оптимизация режимов эксплуатации –Оценка рисков –Оценка энергетической эффективности

12 Schlumberger – система «LiftPro «LiftPro» - система диагностики, корректировки и повышения эффективности работы скважин механизированного фонда», направленная на пошаговое повышение производительности скважины и эффективности системы механизированной добычи в сочетании со снижением общих эксплуатационных расходов. Применение: Диагностика мех.фонда скважин с низкой производительностью и рекомендации по корректирующим мероприятиям Оценка работы скважин-кандидатов Прогнозирование динамики изменения рабочих параметров скважины Особенности: Мгновенный доступ к полной базе данных, как из удаленного пункта, так и на месторождении Согласованные измерения расхода Измерение многофазного потока с высокой частотой дискретизации для количественного отслеживания нестабильности скважины и изменения условий работы Непрерывное измерение расхода отдельных фаз в скважине без их разделения Необходимость замены оборудования на дорогостоящее и высокие капзатраты, связанные с монтажем. Результаты внедрения на месторождении: Увеличение дебита на 10% Снижение общих эксплуатационных затрат Возможность оперативного вмешательства для улучшения работы и повышения дебита Скважины Быстрый анализ работы скважины и немедленная диагностика Сокращение количества выездов на скважины и соответствующее снижение рисков при проведении работ на кусте Быстрая оценка нескольких скважин

13 Преимущества продукта ООО СТЭК Отсутствие необходимости приобретения специализированной инфраструктуры. Ориентированность, в первую очередь, на повышение энергоэффективности процесса нефтедобычи. Реализация МЦО посредством АСУ ТП ОАЗИС позволяет реализовать следующие функциональные возможности:: Технологический учет во всех точках подключения Потребителей Количество контролируемых устройств на одну систему – Связь с технологическим наземным оборудованием Синхронизация технологических данных по всем потребителям Автоматическая оптимизация энергопотребления за счет управления погружной установкой Наличие беспроводных устьевых систем телеметрии Система является инструментом для реализации энергосервисного контракта

Преимущества АСУТП «ОАЗИС» Является платформой нижнего уровня для построения перспективной комплексной автоматизированной системы эксплуатации месторождения Обеспечивает актуальную поставку данных со всех значимых объектов в реальном времени Снижает частоту посещения персоналом кустов Отвечает требованиям современных систем ERP Совместимость с отраслевыми стандартами Комплексный подход к автоматизации кустовой площадке Низкая стоимость владения и снижение затрат недропользователя на объезды, уменьшение простоев фонда, снижение количества аварий Является инструментом реализации энергсервисного контракта на мехфонде

15 Проблемы, на решение которых направлен проект В области добычи Рост потребления электроэнергии на тонну добытой нефти и рост тарифов; более 80% общего энергопотребления нефтяных компаний Падение рентабельности добычи на малодебитном фонде и фонде с высокой обводненностью В области управления процессом добычи Недостаток актуальной первичной информации с кустовых площадок для технологической и геологической служб по приемлемой цене Повышение качества управления мех. фондом скважин на старых месторождениях Отсутствие энергетического базиса для реализации энергосервисных контрактов

16 Примеры задач которые можно решить с новым подходом Технологические: Единое информационное поле в реальном времени Быстрота принятия оперативных решений Снижение нагрузки на технологов Энергосбережение Улучшение качества эксплуатации Бизнес: Вовлечение в решение сложных задач специалистов различных профильных организаций Снижение рисков при эксплуатации Снижение операционных затрат

Устьевая телеметрия Беспроводная система связи на базе синхронной mesh- технологии Мобильность Автономное питание до 5 лет в условиях Западной Сибири (срок амортизации) Защита от замерзания Удаленное программирование и настройка

Бокс АСУ ТП– альтернатива БМА Быстрый монтаж с минимальными затратами Перенос оборудования с куста на куст в штатном режиме Управление доступным оборудованием Разнородный состав оборудования – СУ РИТЭК, Электон, Борец, БРГ-М и пр. – АГЗУ Спутник, Мера, Электрон, Озна и пр. Базовый элемент для оценки энергетической эффективности Автономное питание\защита по питанию оборудования Беспроводная настройка оборудования бокса Отсутствие затрат на обогрев

Каналы связи – ключевая составляющая АСУТП Высокоскоростные магистрали (до 54 Мбит\сек – опытное оборудование совместной разработки с Intel, ФАР нового поколения) Дублирование каналов связи через GSM\3G Информационная и физическая защита системы связи Спутниковая связь для ЦУПов с альтернативной оптоволоконной связью

Источники информации Системы погружной телеметрии – Точность до 0,01 атм и 0,1С дискрет до 5 сек Системы устьевой телеметрии – Буферное, затрубное и линейное давление до 0,01 атм, 1 сек), температура (0,1С, 1 сек) Станция управления – Электрические параметры работы ЭЦН – Узел технологического учета электроэнергии Скважинная\кустовая АГЗУ (массомер) – Оценка добычи жидкости в реальном времени (дискрет до 5 сек) с синхронизацией показателей работы насоса и других параметров Оптоволоконные системы

Уровень куста Узел технологического учета потребления энергии (АСТУЭ) – КТП – Сторонние источники потребления (бригады ТКРС, БМА и т.п.) – Синхронизация пусков кустового оборудования Системы контроля и защиты от несанкционированного доступа (НСД) – Защита всех приборов и устройств на кустовой площадке Системы контроля технологии производства и техники безопасности – Дымовые датчики и ИК сенсоры – Видеонаблюдение с обработкой

Уровень прикладного ПО Доступность с любых платформ, включая мобильные Отчеты, хранение действий персонала и оператора, взаимодействие с внешними источниками данных Механизм обратной связи оператора с технической поддержкой и эксплуатационной службой 24 часа в сутки Инструмент предварительного ситуационного анализа Схема работы: Программирование куста и настройка пользователем Автономная работа и генерирование событий (alarms) Принятие решений и управляющее воздействие при внештатных ситуациях (workflow)

Модель SaaS – software as a service Заказчик не оплачивает программное обеспечение – оплачивается доступ к системе на базе абонентской платы по количеству обслуживаемых объектов Цена включает в себя доработку ПО по заявкам Заказчика и часть работ по пуско-наладке Программная и аппаратная платформа постоянно модернизируется под влиянием Заказчика Прозрачное обновление всех компонент без дополнительных усилий со стороны Заказчика, включая подключение новых типов оборудования Прогнозирование стоимости владения

Бюджет внедрения Стоимость оборудования АСУ ТП на одну условную скважину в зависит от конфигурации, географии, технических требований Заказчика. Типовая стоимость оборудования на условную скважину с учетом коммуникационной инфраструктуры ~150 тыс. руб. при объемах менее 50 скважин

Типовой перечень оборудования Система устьевой телеметрии (2 точки контроля давления, 1 точка температуры, базовая станция) Устройство сбора данных с АГЗУ Узел технологического учета электроэнергии Кустовой контроллер Бокс АСУ ТП Система связи (высокоскоростной канал связи pre-WiMAX, GPRS\3G) Кустовой маршрутизатор

Этапы внедрения АСУ ТП Разработка проектной документации на АСУ ТП, в том числе предложения по оптимизации затрат Заказчика и схем обвязки с СУ; Разработка и утверждение у Заказчика Регламента взаимоотношений между линейными службами СТЭК и Заказчика; Доработка программного и аппаратного обеспечения для полного охвата системой АСУ ТП существующего фонда станций управления и прочего наземного кустового оборудования; Поставка оборудования на базу Заказчика; Монтаж оборудования АСУ ТП совместно со специалистами Заказчика; Пуско-наладочные работы; Подключение оборудования к серверу; Установка АРМ в технологической службе Заказчика; Обучение представителей Заказчика работе с АРМ.

Сопровождение АСУ ТП Поддержка работоспособности оборудования Создание и пополнение резервного фонда оборудования Поддержка работоспособности магистральной сети связи Поддержка работоспособности серверов Поддержка и развитие программного обеспечения АСУ ТП Выполнение функций Администратора сети Функциональная поддержка АРМ (круглосуточная горячая линия)

Обеспечение работоспособности Наличие заявочного механизма выполнения работ в рамках сопровождения Внедрение новых объектов за 4 часа Время восстановления работоспособности в случае аварии не более 4 часов Определяется договорными отношениями

Развитие АСУ ТП Подключение новых типов устройств до 4 суток (удаленно при наличии технической возможности) Добавление новых форм отчетов до 4 суток (удаленно) Развитие программного и аппаратного обеспечения (в т.ч. по заявке Заказчика)

Стоимость услуги

Экономический эффект Уменьшение количества ремонтов за счет Увеличение наработки на отказ на 20% Уменьшение потерь в добыче за счет снижения простоев Уменьшение потерь в добыче за счет уменьшения времени внутрисменных простоев на 20% Снижение потребления электроэнергии на 15%

Примеры визуализации данных

Уставки и оценка

Отчет по энергопотреблению

Команды и события

Анализ

Дебит- точная привязка к времени

Пример макропрограммы - ВНР 38 Выполняются непосредственно на кустовой площадке без привязки к АРМ и пр. Типовые инженерные расчеты Характеристики ЭЦН – режим работы силового насоса, КПД, Q-H Q-N и т.п. для поиска оптимального по энергии режима работы Индикаторная линия скважины Кривая КВД для выбора режима оптимального по дебиту жидкости Оптимизация режима работы УЭЦН По выбранной метрике По алгоритму, определяемому технологом

Повышение энергоэффективности с применением МЦО на базе оборудования ООО РИТЭК-ИТЦ май 2012 года г.Москва ООО «СинпроТЭК», ООО «НЕТЕК»

40 Основные инновации Способ добычи нефти – метод циклических отборов (МЦО)–патент РФ , 2001г. Способ вывода скважин на оптимальный режим после ремонта (ВНР)–патент РФ , 2001г. Способ минимизации расходов электроэнергии при обеспечении заданного дебита жидкости–патент РФ , 2007г. Способ очистки НКТ при МЦО –патент РФ , 2010г. Способ ПНП – приоритеты RU , US 12/932,106, 2011г. Метод группового подбора УЭЦН. Автоматизированная система управления процессом добычи нефти (АСУ ТП «Оазис»)- свид.на полезную модель РФ 90123, 2009г. Программный комплекс по работе с системой распределенных устьевых беспроводных датчиков (СТМ-У) – свидетельство на программу ЭВМ , 2009г.

41 Энергоэффективные мероприятия (ЭЭМ) Установка и ввод в эксплуатацию приборов учета электроэнергии на всех объектах энергопотребления по 0,4 Ква, в том числе на скважинах. Внедрение автоматизированной системы учета потребления электроэнергии (далее по тексту - АСТУЭ); Формирование энергетического базиса. Проведение энергетического обследования производственного процесса добычи нефти. Выработка рекомендаций по энергосбережению. Подбор установок электроцентробежных насосов (далее по тексту - УЭЦН) к скважинам энергосберегающего дизайна; Обеспечение энергосберегающих режимов работы скважин при одновременном соблюдении плановых уровней добычи нефти и межремонтного периода насосного оборудования.

42 Объект энергетического обследования Объектом энергетического обследования и последующее осуществление исполнителем действий, направленных на энергосбережение и повышение энергетической эффективности использования энергетических ресурсов заказчиком предлагаем сделать технологический процесс добычи нефти. Технологический процесс добычи нефти включает в себя: добычу жидкости из скважин, геолого-технические мероприятия по обеспечению плановых уровне добычи нефти в течение действия лицензии на разработку месторождения, в том числе закачку воды в пласт. Выбор объекта объединяет более 80% всего энергопотребления нефтедобычи.

43 Гарантии достижения фактической экономии электроэнергии Тестирование эффективности технологического комплекса на 4-5 скважинах в стартовой части договора в течение 2-х месяцев. Использование в составе УЭЦН энергоэффективных вентильных приводов для УЭЦН производства ООО «РИТЭК-ИТЦ». Типовое решение. Промышленно внедренная ООО «НЕТЕК» технология минимизации расходов электроэнергии при обеспечении заданного дебита жидкости. Не является типовым решением (патент РФ). Система контроля и управления режимами работы скважин силами специалистов НЕТЕК в период действия ЭСК в режиме удаленного доступа из Технологического Центра управления производством. Не является типовым решением (свидетельства РФ). Автоматизированная система технологического учета электроэнергии (АСТУЭ). Типовое решение.

44 Этапы проекта

45 Промышленный этап Состоит из стартовой и основной части. Стартовая часть – 4-5 скважин. Цель – Выбор целевых объектов и проведение тестовых испытаний ЭЭМ. Оценка их эффективности. Основной этап начинается после подтверждения или превышения заявленных в ЭСК показателей экономии удельного расхода электроэнергии на подъем 1 м3 скважинной жидкости и увеличения добычи нефти.

46 Жизненный циклы проекта 4-6 месяцев Анализ геолого- промысловой и технологической информации. Договорная компания. Доставка оборудования и монтаж АСУ ТП «Оазис». Тестовые испытания. Замер остановочных параметров по стартовой группе скважин. Формирование энергетического базиса, стартовой части проекта, плановых показателей и документов к договору подряда. 6 месяцев Доставка УЭЦН. Замещение ГНО на первоочередным скважинам. ВНР. Замер остановочных параметров по остальным скважинам. Мониторинг по стартовой группе скважин. Постоянно Оптимизация режимов работы скважин 6 месяцев Замещение ГНО на остальных скважинах. ВНР. Мониторинг всего фонда скважин.

47 Зона применимости типов договоров Договор подряда на комплексную услугу Скв.,шт. Дебит по жидкости, м 3 /сут ЭСК 0

48 Эффективность комплексной технологии в проектах г.г.

49 Достигнутые результаты за год по основным показателям 50 скважин ОАО «ТНК-Нягань»

50 Сравнение основных технико-экономических показателей на этапах опытно-промышленной ( 2008 г.) и промышленной эксплуатации (2009г.)

51 Структура фонда, принятого ООО «НЕТЕК» в г.г.

52 Пример распределение скважин по дебиту и удельному энергопотреблению на подъём 1 м3 жидкости до и после передачи скважин в ООО «НЕТЕК» по АСТУЭ

53 Выводы Формат энергосервисного договора уникален в решении отраслевых проблем по работе с фондом скважин, является высокоэффективным инвестиционным инструментом и может использоваться повсеместно. Предлагаемая комплексная технология, разработанная и внедренная в промышленную эксплуатацию ООО «НЕТЕК», может в формате ЭСК вернуть к рентабельной эксплуатации тысячи проблемных скважин и сотни месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Все основные риски смещены в сторону Подрядчика, но оправданы при долговременном характере работ. Комплексная технология находится в развитии и расширении границ ответственности Подрядчика.

Год основания , работает на стыке технологий добычи нефти и современных ИТ Функционирующие обособленные подразделения: г. Арзамас г. Нягань Поддержана ОАО РВК, ФСРМФП в НТЦ, Сколково О компании Развитая сеть партнеров: Москва Краснодарский край ХМАО Саратовская область Самарская область Республика Мордовия Ставропольский край Пермский край Миссия компании: повышение эффективности бизнеса клиентов с помощью реализации проектов по энергосбережению в сфере добычи нефти, генерации, передачи и потребления тепла, воды, газа, пара и иных ресурсов через применение инновационных решений в области управления технологическими процессами Компания в том числе является производителем оборудования на базе беспроводных решения для нефтяной отрасли

55 Победитель конкурса инновационных проектов для нефтегазового сектора, май 2012г., Сколково Победитель конкурса «Инновации региона 2010» в номинации «Инновация малого бизнеса» Почетные дипломы выставочно-конгрессного мероприятия «Дни малого и среднего бизнеса России» (2010г., 2011г.) Золотая медаль Всероссийского выставочного центра «Лучший инновационный проект» - диплом Национального агентства технологической поддержки предпринимательства «ИНТЕХ», 2011 г. Участник конкурса Победитель Федеральной программы поддержки инновационных компаний 2010г., 2011г. Дипломы активного участника Российской Венчурной Ярмарки – 2010г., Галереи инноваций Нижегородской области в рамках Нижегородского форума Россия Единая 2009г. Диплом участника выставки «Научно-технические и инновационные достижения России» (Испания, Мадрид – мая 2011г.) Награды

56 Интеллектуальная собственность – более 10 патентов

57 Сертификаты – все оборудование сертифицировано для использования на объектах нефтедобычи

58 Отзывы о нас

59 Отзывы о нас

60 Общество с ограниченной ответственностью «СинпроТЭК» Россия, , г. Н.Новгород, пос. Черепичный, 14 Головачев Дмитрий Андреевич Тел./факс: +7 (831) Контакты