Мониторинг? Мониторинг… Мониторинг!!!

Monitoring. Monitoring… Monitoring!!!

T. NESTEROVA, A. MAKAROV, «Petroviser» LLC

Хорошую информацию трудно добыть.
Сделать с ней что-нибудь – еще труднее.

Роберт Линн

Подробно – о мониторинге бурения.

On drilling monitoring in detail.

Понятие «мониторинг бурения» существует давно, под этим понимается и информационная система, и некий процесс, и вид услуги. Попробуем разобраться в этом вопросе.

Обращаемся к другу-Интернету.

Википедия указывает на два вида мониторинга – мониторинг параметров объекта и мониторинг состояния объекта. Мониторинг параметров – наблюдение за параметрами, результат – совокупность измеренных значений параметров во времени. Мониторинг состояния – наблюдение за состоянием объекта для определения и предсказания момента перехода в предельное состояние, результат – совокупность диагнозов во времени.

Т.е. применительно к мониторингу бурения его можно разделить на мониторинг параметров бурения, или пассивный мониторинг, и мониторинг состояния процесса бурения, назовем его активным мониторингом.

Какие предпосылки для появления мониторинга бурения в его современном понимании?

Когда впервые появился мониторинг бурения в РФ? Какова эволюция этого процесса?

Рискнем сказать, что предпосылки были созданы тогда, когда появились первые цифровые системы сбора информации бурения. К таким системам относятся и первые цифровые станции геолого-технологического контроля (старое название) или станции геолого-технологических исследований (ГТИ), как они сейчас называются. Это все происходило в восьмидесятые-девяностые годы прошлого столетия.

Программное обеспечение даже самых первых станций позволяло регистрировать все измеряемые и вычисляемые параметры в цифровом виде, а также представлять эту информацию в удобном графическом виде. Постепенно приходит понимание, что хорошо бы эту информацию видеть и наблюдать другим заинтересованным участникам процесса бурения, например, буровой бригаде – и появляются пульты бурильщика. Далее информация потребовалась буровому мастеру и технологу на буровой (отметим, что супервайзерской службы тогда еще не существовало). Разработчики программ систем сбора ГТИ быстро создали возможность просмотра данных ГТИ специалистами по локальной сети в пределах буровой площадки, и к концу 90-х гг. эта функциональность была реализована практически у всех производителей станций ГТИ. Удаленные от буровой пользователи довольствовались архивами на носителях.

Попытки использования оперативного удаленного доступа из офиса к данным ГТИ на буровой наткнулись на несовершенство существующих каналов связи.

Из доступных опубликованных данных – в 1985 г. компания Schlumberger Oilfield Research совместно с Hughes Aerospase разработала первую в мире станцию VSAT с диапазоном, обеспечивающим сообщение с удаленными буровыми установками. Возможно, к этому времени можно отнести начало эры удаленного мониторинга, или правильнее – мониторинга удаленных объектов применительно к нефтегазовым скважинам.

Активный вход западных сервисных компаний на российский рынок в 90-х гг. с высокотехнологичными услугами в области геофизических и технологических измерений в процессе бурения сопровождается предложением совершенно новой для России услуги мониторинга бурения. Посредством мониторинга вся геофизическая и технологическая информация MWD/LWD систем с российских объектов бурения передается в западные центры обработки, расположенные где-то за океаном, а нашим специалистам предоставляется возможность удаленного доступа к этим данным в реальном времени. Естественно, в такой ситуации владельцы активов – заказчики услуг были заинтересованы в получении и последующем сохранении оперативной и достоверной информации со своих удаленных объектов бурения независимо от сервисных подрядчиков. Востребованность задачи мониторинга на российском рынке привела к появлению в 2000 г. первого отечественного программного продукта «Удаленный мониторинг бурения». Правообладателем программного обеспечения «ИС «Удаленный мониторинг бурения» является ООО «Петровайзер». Первая российская нефтегазовая компания, которая внедрила у себя удаленный мониторинг бурения, – ОАО «ЛУКОЙЛ». В декабре 2002 г. со скважины «Черная Падина 2» по корпоративному каналу связи на сервер ОАО «ЛУКОЙЛ» в реальном времени начали поступать данные со станции ГТИ. Исполнителем этих работ выступила российская компания ОАО «ИМС».

Дальнейшее развитие мониторинга бурения было связано с расширением источников информации. Во-первых, это автоматизированные источники – станции ГТИ различных отечественных производителей (каждая из которых исторически имеет свой формат данных), MWD/LWDсистемы, системы каротажа на трубах, любые другие измерительные комплексы на буровой, видеомониторинг. Во-вторых, это данные производственной отчетности (суточные рапорта, сводки и т.д.), также вовлеченные в общую технологию мониторинга.

В последние годы российскими сервисными компаниями предлагается новый вид услуг по организации мониторинга бурения на основании удаленного доступа к данным ГТИ.

Рассмотрим, в чем для заказчика принципиальная разница при организации мониторинга тем или иным способом, какие он получает при каждом из способов выгоды и какие риски несет.

Прежде всего, определим, что первейшей задачей мониторинга являются сбор данных на буровой площадке и доставка через дорогой и небыстрый спутниковый канал на сервер в офисе, подключенный к высокоскоростным локальным или глобальным вычислительным сетям, позволяющим пользователям комфортно обрабатывать доставленные данные. Для выполнения этой задачи необходимым условием является наличие на буровой площадке канала передачи данных, сервера со специализированным программным обеспечением, локальной сети буровой площадки, сервера офиса, персонала, осуществляющего обеспечение процесса мониторинга.

Как это все организовать?

Сервис под ключ (удаленный доступ)

Наиболее предпочтительным в организационном плане для заказчика является заказ услуги мониторинга под ключ. Компания-подрядчик полностью на базе своих аппаратных и программных ресурсов выполняет весь комплекс работ на буровой площадке. Поток данных с буровой площадки уходит на сервер хранения данных, расположенный в офисе исполнителя и подключенный к сети Интернет через высокоскоростной канал данных. Специалисты заказчика получают удаленный доступ к этому серверу данных.

Достоинства этого подхода очевидны. Заказчик обозначает исполнителю скважины для мониторинга, платит деньги и наслаждается результатом. При этом у заказчика отсутствуют первоначальные капитальные затраты на оборудование и лицензионное программное обеспечение. Недостаток – фактическим владельцем собранных данных будет подрядчик, который эти данные собрал и сохранил на своем ресурсе. Данные доступны, пока действует договор услуг мониторинга, а будут ли они доступны в будущем – будет зависеть исключительно от доброй воли исполнителя. Такой подход, безусловно, хорош, если стоит задача провести оперативный мониторинг двух или трех особо сложных скважин, но совершенно неприемлем, если заказчик ставит перед собой стратегическую задачу сделать мониторинг бурения повседневным инструментом своих геологических и технологических служб.

В качестве подрядчика таких услуг обычно выступают сервисные подрядчики по ГТИ, и это разумно, потому как станции ГТИ служат одним из основных источников данных для мониторинга, а подрядчик обладает инфраструктурой и персоналом на буровой. Однако использование сервисных подрядчиков ГТИ как поставщиков услуг мониторинга вынуждает заказчика либо оперировать данными, расположенными на разных серверах разных подрядчиков, либо смириться с тем, что сервис по ГТИ на всех его скважинах будет делать один и тот же подрядчик.
Не будем отдельно акцентировать внимание на аспектах информационной безопасности, и так очевидно, что редко какая служба информационной безопасности заказчика отнесется с пониманием к факту отправки данных ограниченного доступа с буровой площадки на чей-то чужой сервер.

Мониторинг своими силами (лицензии и поддержка)

Второй подход к организации процесса мониторинга, который можно назвать классическим, это разделение между заказчиком и исполнителем зон ответственности в разрезе инфраструктура/специализированное программное обеспечение. Такой подход встречается наиболее часто и применяется не только в приложении к системам мониторинга бурения, но и к информационным системам другой направленности.

В зону ответственности заказчика попадают закупка и монтаж оборудования на буровых площадках и в офисе компании, создание структурных единиц в ИТ подразделении компании для обеспечения поддержки пользователей, закупка лицензий системы мониторинга бурения.

Исполнитель поставляет лицензии, принимает участие в пусконаладочных работах, обучает специалистов заказчика, оказывает услуги по лицензионной технической поддержке. В итоге, заказчик является полновластным владельцем информационного ресурса с данными мониторинга, оборудования, программного обеспечения, и процесс мониторинга обеспечивается собственным персоналом заказчика, что снижает зависимость от колебаний стоимости на рынке услуг мониторинга, предлагаемых сервисными подрядчиками.

Негативный момент классического подхода заключается в том, что заказчик вынужден пойти на значительные капитальные затраты по приобретению программного обеспечения и создания инфраструктуры мониторинга. Кроме того, существуют риски в снижении объемов бурения, а соответственно, и требуемых объемов мониторинга, – и в таком случае приобретенные оборудование и программное обеспечение будут простаивать, а персонал должен быть уволен или переведен на другой фронт работ.

Мониторинг (ЛИЦЕНЗИЯ ОФИСА И СЕРВИС)

Третьим способом, призванным консолидировать достоинства и устранить недостатки первых двух, является структурное разделение зон ответственности. Заказчик проводит подготовительные мероприятия в офисе компании, устанавливая сервер и закупая лицензию мониторинга для офиса, подрядчик обеспечивает поток данных с буровых площадок на сервер заказчика. Таким образом, заказчик остается полноценным владельцем информации на своем сервере, перекладывая при этом значительную часть затрат по буровой инфраструктуре на плечи подрядчика.

В табл. приведены краткие характеристики технологий мониторинга, преимущества и недостатки каждой технологии с точки зрения заказчика.
Табл. Анализ применяемых технологий мониторинга бурения
В настоящее время практически все крупные нефтегазодобывающие компании имеют в своем активе информационный ресурс мониторинга бурения. Программное обеспечение для мониторинга может быть собственной разработки, как например, в ОАО «Сургутнефтегаз», либо приобретается у известного поставщика.

Информационная система «Удаленный мониторинг бурения» и ее более современная версия ИС «WellOnline» разработки ООО «Петровайзер» установлены и используются в ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НК «Роснефть», ТНК-ВР, ОАО «Газпром нефть», ОАО «Башнефть». Все эти компании имеют собственные корпоративные средства связи со своими удаленными объектами, центры сопровождения бурения, которым данные мониторинга нужны для решения поставленных задач, а также для оперативного управления объектами. Трудно представить себе, чтобы такие центры могли функционировать на базе удаленного доступа к данным различных подрядчиков.

Закончить это небольшое исследование хочется фразой неизвестного автора из Интернета под псевдонимом NN: «Именно то, как вы собираете, организуете и используете информацию, определяет, победите вы или проиграете».

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Нестерова Т.Н.

    Нестерова Т.Н.

    к.т.н., первый заместитель генерального директора

    ООО «Петровайзер»

    Макаров А.А.

    Макаров А.А.

    начальник управления информационных технологий

    ООО «Петровайзер»

    Просмотров статьи: 5154

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru