Применение современных приборов учёта и мониторинга для снижения времени реагирования на аварии на нефтедобывающих скважинах

В современных условиях эксплуатации нефтегазодобывающих комплексов особую значимость приобретает проблема эффективного мониторинга и контроля энергопотребления. Кустовые системы скважин представляют собой сложные технологические комплексы, включающие множество взаимосвязанных элементов, среди которых ключевую роль играют добывающие скважины, получающие электропитание через трансформаторные подстанции типа 6(10)/0,4 кВ.

Исследование, проведённое компанией SATEC, проанализировало текущую ситуацию с системами электроснабжения на российских предприятиях нефтедобывающей отрасли. Методология включала анкетирование и интервьюирование представителей 10 промышленных предприятий, в том числе ведущих инженеров и специалистов по энергетике (Источник: Исследование «О текущей ситуации с системами электроснабжения нефтедобывающей отрасли», SATEC, 2025 г.).

Исследование показало, что более 60% кустовых систем скважин не учитывают и не контролируют параметры электроэнергии. 60% остановок оборудования происходят из-за отсутствия напряжения, 35% — из-за поломки скважинного оборудования. Лишь 5% респондентов сообщили об отсутствии технологических инцидентов.

Особую актуальность приобретает экономическая составляющая проблемы: стоимость простоев оборудования вследствие аварий представляет собой значительную финансовую нагрузку. Важно отметить, что остановка даже одного куста скважин способна дестабилизировать работу всего производственного комплекса, что подчёркивает необходимость совершенствования систем мониторинга и контроля энергопотребления на объектах нефтедобычи.

Первоначальные инвестиции в системы учёта электроэнергии могут показаться значительными, однако долгосрочная перспектива показывает, что такие вложения окупаются за счёт повышения эффективности работы энергосистемы.

Существующие критерии выбора систем учёта электроэнергии

При выборе систем учёта электроэнергии ключевым критерием является надёжность работы измерительного комплекса. Он должен обеспечивать мониторинг аварийных ситуаций в режиме реального времени в определённых точках энергосистемы. Служба эксплуатации должна оперативно реагировать на аварии и своевременно выезжать на место их устранения.

Это позволяет минимизировать время на ликвидацию последствий инцидентов. Результаты опроса показывают, что, помимо надёжности, также учитываются и другие важные параметры, такие как сбор и анализ данных об уровнях напряжения, токах, частоте сети, гармонических искажениях и т. д.

При этом данные собираются и анализируются непрерывно, что позволяет видеть картину в режиме реального времени. Например, при обнаружении аварийной ситуации система способна быстро выявить проблемный участок и изолировать его без необходимости обращения к центральной системе.

Это особенно важно для удалённых объектов, где задержки в передаче данных могут привести к значительным потерям. При рассмотрении вопроса о целесообразности применения таких систем важно учитывать различия между ними.

Особенности децентрализованного и централизованного подходов к мониторингу

В текущей практике измерений электроэнергии на скважинах и подстанциях используется децентрализованный поход. Он предполагает установку отдельного трёхфазного измерительного прибора на каждую скважину. Полученные данные передаются в систему SCADA через модуль GSM или по линии Ethernet. Оба варианта требуют значительных капитальных вложений, связанных с количеством используемого кабеля и необходимостью выделения отдельных IP-адресов для связи.

Современные достижения в области разработки оборудования открывают новые возможности для повышения эффективности систем мониторинга, в частности с использованием многоканальных измерительных приборов. Централизованный подход к сбору и анализу данных подразумевает применение таких устройств, установленных на подстанциях. Эти комплексы обладают высокой функциональностью и предназначены для сбора информации со всех отходящих линий. Полученные данные передаются на центральный сервер или систему SCADA посредством одного IP-адреса.

Этот подход отличается меньшими капитальными затратами на инфраструктуру за счёт экономии на оборудовании и линиях связи. Кроме того, централизованный подход обеспечивает повышенную надёжность системы за счёт упрощения структуры и уменьшения количества используемых компонентов.

Одно из крупнейших предприятий в сфере нефтедобычи провело тестирование многоканального измерительного устройства BFM II для контроля 12 скважин одной подстанции, что позволило сократить место для установки приборов учёта на 90%.

Сравнительный анализ архитектурных подходов в системах управления и мониторинга электроэнергии

В сфере нефтегазовой промышленности выбор между централизованным и децентрализованным подходами зависит от конкретных требований и условий эксплуатации. Централизованный подход может быть более предпочтительным в случаях, когда необходимо снизить затраты на инфраструктуру и повысить надёжность системы. Децентрализованный подход может быть более подходящим для ситуаций, где централизованное управление затруднительно (табл. 1).

Различия в архитектуре между централизованными и децентрализованными подходами играют ключевую роль в понимании их технической реализации. В контексте первом случае компания SATEC внедряет многоканальный измерительный комплекс BFM II. Основное преимущество данного подхода заключается в возможности централизованной настройки измерительных каналов, что обеспечивает высокую степень унификации и стандартизации процессов.

Дополнительно отмечается упрощение взаимодействия с SCADA-системами через единый IP-адрес, что минимизирует затраты времени на настройку связи и обработку информационных потоков. Это демонстрирует высокую эффективность в консолидации больших объёмов данных для последующего анализа и принятия решений в режиме реального времени. Настройка параметров контроля осуществляется посредством программного обеспечения PAS, что позволяет оперативно адаптировать систему к изменяющимся условиям эксплуатации и требованиям.

Особенности и преимущества многоканального измерительного комплекса

В сфере нефтегазовой промышленности наблюдается тенденция к интеграции передовых методов построения систем мониторинга параметров электрической сети, основанных на применении многоканальных измерительных комплексов с разъёмными трансформаторами тока, монтаж которых осуществляется без разрыва токовых цепей, что существенно упрощает процесс установки.

Типовая схема подключения (рис. 2) предусматривает единственную точку взаимодействия SCADA-системы с измерительным комплексом. Обмен информацией осуществляется по открытым протоколам Modbus RTU/TCP и МЭК 60870–5–101/104, обеспечивая передачу следующих данных:

• напряжения, токи, частота, отклонения частоты, коэффициент мощности, несимметрия токов и напряжений;
• мощность (активная, реактивная и полная);
• энергия (активная, реактивная и полная);
• данные о провалах и отклонениях напряжения и др.

Вывод

Централизованный метод, основанный на многоканальных измерительных комплексах, демонстрирует значительные преимущества в плане эффективности, экономичности и удобства эксплуатации. Внедрение предложенного решения позволит не только сократить время реагирования на аварийные ситуации, но и минимизировать простои оборудования, что, в свою очередь, приведёт к повышению операционной эффективности работы нефтедобывающих комплексов и снижению экономических потерь.

Текст: Андрей Астахов, директор по развитию, Екатерина Краснова, маркетолог компании SATEC (ООО «ПЛЦ АС»).
Изображения предоставлены SATEC (ООО «ПЛЦ АС»).