Вопрос эксперту

Об этом и многом другом — в беседе с Полом Боннером (Paul Bonner), руководителем отдела нефти и газа в департаменте маркетинга компании Honeywell.

 

— Реально ли сохранить рентабельность оффшорных проектов в условиях падения цены на нефть?

— На самом деле оффшорные месторождения значительно отличаются друг от друга. Есть проекты, где добыча обходится дороже, а есть, где существенно дешевле. Даже при нынешней цене на нефть ряд проектов по-прежнему остается прибыльным. По крайней мере, мы не ощущаем на себе негативных рыночных тенденций, связанных с падением цены на нефть.

Мы со своей стороны пытаемся способствовать снижению цены оффшорной добычи с помощью различных технологий, в частности, современной концепции организации проектирования. Однако важно учитывать, что стоимость решения по автоматизации в общей стоимости нефтедобычного проекта составляет не более 1%, то есть серьезно повлиять на размер капитальных вложений мы не можем. Другое дело, что система автоматизации — это своего рода «мозги» месторождения, от которых, в конечном счете, зависит эффективность проекта. И здесь открываются широкие возможности экономии различных ресурсов.

 

— Какие современные технологии в сфере автоматизации используются при добыче углеводородов на шельфе?

— Honeywell занимается автоматизацией добычи на мелководном и глубоководном шельфе, проектов на плавучих платформах и судах, обеспечивающих добычу и хранение нефти. Для оффшорной добычи применим весь спектр современных решений по автоматизации, которые используются на традиционных месторождениях. В частности наша компания предлагает новую концепцию проектирования Leap, систему управления Experion и решения для продвинутого управления Advanced Control.

Leap — новая методология реализации проектов по автоматизации, которая стала возможной благодаря новым технологиям, таким как «облачный» инжиниринг, виртуализация, удаленные универсальные модули ввода-вывода. Эта методология значительно повышает эффективность выполнения проектов, исключая дублирование операций и вообще любую деятельность без добавленной стоимости.

Реализованные в системе Experion решения для виртуализации и универсальные шкафы ввода-вывода с возможностью дистанционной настройки позволяют сократить число кроссовых шкафов в операторной, а также полевых кабелей и коммутационных компонентов в «поле». Кроме того, с помощью универсальных модулей ввода/вывода возможно создать стандартные конструктивы полевых шкафов и осуществлять привязку полевых сигналов на гораздо более поздних стадиях разработки проекта. Поэтому легче избежать поздних переделок проекта и изменений в заказной спецификации.

Станции Experion Orion Collaboration Station создают платформу для взаимодействия и коммуникаций между различными участниками и инструментами управления, в том числе различными программными пакетами, средствами общения в сети, системами видеонаблюдения и др. Человеко-машинный интерфейс Experion SCADA (ЧМИ) предоставляет рабочим группам на разных объектах возможность обмениваться информацией и упрощает работу с тысячами единиц оборудования.

Также мы представляем Digital Suites для нефтегазовой отрасли: комплекты инновационного программного обеспечения и услуг, которые помогают нефтегазовым компаниям добиться увеличения добычи на 3–5% и одновременно повысить эксплуатационную безопасность. Улучшение производственных показателей, подтвержденное испытаниями данных решений у заказчиков, обусловлено увеличением производительности и эффективности дистанционного управления операциями. При этом возврат капиталовложений можно обеспечить всего за шесть месяцев.

При оффшорной добыче используются технологии интеллектуального управления аварийной сигнализацией, распределенные технологии, позволяющие создавать централизованные операторные для большого числа удаленных объектов. Когда мы работаем на шельфе, как правило, речь идет о большом объеме передачи данных между операторной, расположенной на берегу, и удаленными платформами. Это существенно повышает требования к технологиям кибербезопасности. Кроме того, работа на шельфе требует высокой квалификации, поэтому здесь востребованы программные продукты, позволяющие симулировать различные процессы и обучать операторов.

Для платформ и судов весьма актуальна технология виртуализации, позволяющая сокращать количество компьютерной аппаратной части. Во-первых, на платформе довольно тесно, негде ставить лишнее оборудование, а виртуализация позволяет сократить место, занимаемое серверами. Во-вторых, и это не менее важно, она позволяет снизить потребление энергии.

Кроме этого, есть некоторые особенности, специфичные для оффшорной добычи. Для коммуникаций между подводными установками FMC используется протокол FMC722, который мы реализовали в наших контроллерах, для других поставщиков подводного оборудования мы используем протокол Modbus. Консоли управления оффшорным месторождением помимо прочего должны удовлетворять требованиям Консорциума по управлению нештатными ситуациями (Abnormal Situation Management Consortium). При работе на шельфе Северного моря решения должны соответствовать норвежскому стандарту безопасности добычи нефти в море Norfolk.

 

Experion Orion Collaboration Station позволяет легко обмениваться информацией людям и устройствам

 

— У Honeywell есть референсы на российских оффшорных месторождениях. Расскажите подробнее об этих проектах.

— В 2014 г. мы объявили о том, что Honeywell выбрали подрядчиком по модернизации системы управления технологическими процессами и поставке системы управления аварийными сигналами на морской платформе «Моликпак» на шельфе Сахалина. Цель модернизации — повышение безопасности, надежности и эффективности процесса эксплуатации на шельфе.

Морская стационарная ледостойкая платформа (МСЛП) «Моликпак» принадлежит компании «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд» и расположена на севере Сахалина в 16 км от берега на глубине 30 м. Зимой температура воздуха на шельфе с учетом ветрового охлаждения может опускаться до -57°С.

Для модернизации системы управления производством мы внедрим новейшую версию системы Experion® Process Knowledge System (PKS), которая будет снабжена контроллером C300 и шиной Foundation Fieldbus. За счет предоставления персоналу унифицированного доступа к средствам управления технологическими процессами, производственной деятельностью и активами эта система управления позволит повысить рентабельность и производительность, снизить общую стоимость владения и поможет производственному объекту достичь оптимального объема добычи нефти.

Кроме того, Honeywell установит систему автоматизации DynAMo™ Alarm Suite, которая использует накопленный в течение более 20 лет опыт управления аварийными сигналами в перерабатывающей промышленности. Система способна уменьшить общее количество аварийных сигналов на 80%, помочь в выявлении проблем с обслуживанием, а также увеличить видимость критических сигналов, требующих немедленного реагирования.

 

Контроллер C300

 

— Как вы оцениваете возможности применения подводных технологий на шельфе: в чем их преимущества и недостатки по сравнению с плавучими платформами?

— Компания Honeywell поддерживает оба подхода к оффшорной добыче. Однако мы можем отметить, что подводные технологии становятся все более популярными, как при глубоководной, так и при мелководной добыче. Это происходит благодаря тому, что на сегодняшний день стало возможным реализовать функции коммуникации между различными участками подводной добычи, расположенными друг от друга на расстоянии до 40 км.

Плюс подводных технологий в том, что они позволяют уменьшить и облегчить надводную часть установки. Глубина размещения оборудования (к примеру, мультифазных расходомеров, позволяющих оценивать дебит) достигает 1400 метров. 

Подводные технологии зачастую находят применение, когда в непосредственной близости от существующих шельфовых платформ запасы исчерпываются. В этом случае можно использовать имеющуюся инфраструктуру, чтобы расширить радиус добычи за счет подключения к подводным установкам. 

Одним словом, подводная добыча — это отличная, перспективная технология. Однако производство оборудования для такой добычи — весьма непростая задача, в мире всего около 6–7 компаний работают в этой сфере. Причем исторически сложилось так, что каждый производитель, выпуская подводное оборудование, использует свой протокол обмена данными. Недавно был организован комитет, в который входит и Honeywell, чтобы выработать некий общий протокол, который бы поддерживали все производители оборудования.

 

— Как будут меняться системы автоматизации оффшорной добычи в ближайшие десятилетия?

— Многие подсистемы уже сегодня интегрированы в единое решение для управления добычей на месторождении. Для себя мы ставим задачу объединить с АСУ ТП еще и системы управления энергоснабжением. Для этого необходимо оборудование, работающее по цифровому протоколу передачи данных МЭК 61850, который используется при построении интеллектуальных энергосистем. В результате такой интеграции система автоматизированного управления сможет обеспечивать все процессы, протекающие на платформе.

 

— И последнее, сказывается ли введение т.н. «секторальных санкций» против России на бизнесе Honeywell?

— Пока мы не почувствовали каких-либо последствий от этих санкций. Мы полностью соблюдаем законодательство, наши юристы контролируют эти процессы, однако на практике мы не столкнулись с какими-либо проблемами или ограничениями.

 

Подготовила Екатерина Зубкова

Фото Honeywell