Используется для обучения и контроля за действиями оператора как в режиме контроля и управления оператором, так и в автоматическом режиме. Неправильные действия оператора комментируются сообщениями о нарушениях технологических режимов работы установки.
Установка комплексной подготовки газа в РРВ (определение, технологический процесс, состав, продукция)
Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) — комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата в соответствии с требованиями отраслевых (ОСТ) и государственных (ГОСТ) стандартов.
Технологический процесс.Промысловая обработка газа на УКПГ состоит из следующих этапов:
— абсорбционная или адсорбционная сушка;
— низкотемпературная сепарация или абсорбция;
— масляная абсорбция.
Состав. В состав УКПГ входят:
— блок предварительной очистки (сепарации);
Обеспечивает отделение от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей. В состав блока входят сепараторы и фильтр-сепараторы.
— технологические установки очистки, осушки и охлаждения газа;
— дожимные компрессорные станции;
Обеспечивает рабочие параметры технологии промысловой обработки газа, поддерживают давление подачи газа в магистральный газопровод. Располагаются перед или после установок технологической подготовки газа. Для снижения температуры компримированного газа после дожимной станции устанавливаются аппараты воздушного охлаждения.
— вспомогательные системы производственного назначения (операторная, площадки с установками средств связи, электро-, тепло- и водоснабжения, электрохимической защиты, пожаротушения).
Сырьем УКПГ является природный газ газовых и газоконденсатных месторождений. Товарной продукцией УКПГ являются: сухой газ газовых месторождений и сухой отбензиненный газ газоконденсатных месторождений (используются в качестве бытового и промышленного топлива) и газовый конденсат (сырье для газоперерабатывающих заводов).
Умная система управления сбором и подготовкой нефти в РРВ. Состав умной системы управления технологическим процессом первичной подготовки нефти в РРВ. Основные функции умной системы управления технологическим процессом подготовки нефти в РРВ
SCADA (от англ supervisorycontrolanddataacquisition, диспетчерское управление и сбор данных) — программный пакет, предназначенный для разработки или обеспечения работы в реальном времени систем сбора, обработки, отображения и архивирования информации об объекте мониторинга или управления. SCADA-системы используются во всех отраслях хозяйства, где требуется обеспечивать операторский контроль за технологическими процессами в реальном времени. Данное программное обеспечение устанавливается на компьютеры и, для связи с объектом, использует драйверы ввода-вывода или серверы. Программный код может быть как написан на языке программирования (например на C++), так и сгенерирован в среде проектирования.Программное обеспечение дает операторам наглядное представление информации с удобным интерфейсом и использованием трехмерной графики и средств анимации изображений. Оператор получает полное представление о состоянии всего контролируемого системой оборудования.
Система позволяет выводить на экран более подробную информацию об объекте технологического процесса. Система поддерживает ведение различных технологических журналов, режимных листов, в том числе журнала тревог (для фиксации аварийных ситуаций, имеющих место в процессе производства, и изменений в настройке приборов).
Умные технологии:
• Оператор проводит большую часть времени в пункте управления, обслуживая 30–40 скважин
• Передача информации с кустовой площадки на пункт управления производится в режиме реального времени
• Операторы быстрее реагируют на поведение скважинного оборудования
Состав умной системы управления технологическим процессом первичной подготовки нефти в РРВ.
Датчики и исполнительные механизмы, осуществляющие сопряжение технологического оборудования с контроллерами (контроллерным оборудованием)
Основное назначение:
– преобразование технологических параметров в информационные сигналы;
– преобразование управляющих сигналов в управляющие воздействия.
Контроллерное оборудование обрабатывает сигналы с датчиков, осуществляет алгоритмы локального управления и аварийных защит, выдает сигналы управления исполнительным механизмам. Связь контроллеров с операторской станцией осуществляется по протоколу IndustrialEthernet и оптоволоконному кабелю.
Программное обеспечение включает в себя программные модули сбора данных с контроллерного оборудования, модулей визуализации, базы данных и т.п. Программное обеспечение умной системы управления технологическим процессом первичной подготовки нефти реализует следующие функции:
диалог с оператором-технологом;
концентрацию, фильтрацию и накопление технологической информации;
управление работой контроллеров среднего уровня;
обработку и хранение информации;
формирование и ведение файлов оперативных данных, аварий, таблиц и их документирование;
формирование и вывод на экраны мониторов оперативных данных в виде мнемосхем, трендов, таблиц;
автоматическую диагностику функционирования элементов системы;
формирование и передачу информации на верхний уровень управления.
Основные функции умной системы управления технологическим процессом подготовки нефти в РРВ
1) оперативный контроль параметров установки подготовки нефти;
автоматическое измерение параметров технологического оборудования (уровней и давлений в нефтегазосепараторах и отстойниках, уровней взлива и раздела фаз в резервуарах, давления и температуры в насосных агрегатах, расхода нефти и газа и т.п.);
сравнение измеренных значений технологических параметров с уставками и формирование сигналов управления, а также предупредительной и аварийной сигнализаций;
расчет баланса жидкости по всему технологическому объекту;
2) учет времени работы оборудования и расходов нефти, воды и газа;
контроль за состоянием насосных агрегатов, формирование сигналов аварийного отключения при возникновении аварийной ситуации;
3) формирование отчетной документации, долгосрочное хранение оперативной информации;
отображение хода технологического процесса в виде мнемосхем, трендов, индикаторов, ведение хронометрирования основных технологических параметров и формирование протокола событий;
4) программно-логическое управление оборудованием;
оперативное управление с пульта автоматизированного рабочего места оператора-технолога оборудованием отсечной и регулирующей арматуры, в том числе и изменение установок регуляторов;
возможность поэтапного пуска при производстве пуско-наладочных работ;
5) автоматическое регулирование (стабилизация) режимов работы
оборудования;
безударное переключение с режима автоматического регулирования на ручное и обратно;
6) диагностика состояния оборудования.
самоконтроль компонентов умной системы управления в режиме реального времени и сигнализацию о неисправности компонентов и цепей;
Структура умных систем управления технологическим процессом первичной подготовки нефти. Преимущества применения беспроводных систем для автоматизации объектов нефтяной промышленности. Преимущества применения сенсорных сетей. Технология самоорганизующихся беспроводных сетей
1) Первичные средства автоматизации (датчики, измерительные преобразователи, приборы местного контроля, исполнительные устройства). Основное назначение:
– преобразование технологических параметров в информационные сигналы;
– преобразование управляющих сигналов в управляющие воздействия.
2) Оборудование с локальными системами автоматизации (блоки дозировки реагента, путевые подогреватели, узлы учета нефти, газа и электро-
энергии и т. п.).
3) Станции управления. Основное назначение:
– сбор и первичная обработка информации;
– реализация алгоритмов автоматического регулирования, программно-
логического управления, защит и блокировок;
– обмен данными с вышестоящим уровнем и реализация команд
вышестоящего уровня.
4) Многофункциональное автоматизированное рабочее место оператора. Основное назначение:
– сбор данных в режиме реального времени с объекта управления;
– увязка всех составляющих системы в единую информационно-управляющую систему;
– реализация функций человеко-машинного интерфейса;
– мониторинг технологического процесса;
– оперативное управление технологическим процессом.
5) Сервер базы данных. Основное назначение:
– долгосрочное хранение оперативной информации;
– предоставление доступа к архивной информации посредством
стандартных средств баз данных (SQL).
Структура умной системы управления
Удаленный терминал, что на английском языке называется RemoteTerminalUnit (RTU). Через него идет полная обработка информационных данных в реальном режиме времени. Данный терминал может быть по-разному создан. Например, его могут представлять самые примитивные датчики, которые снимают информацию с процесса с заданной периодичностью. Иногда в качестве удаленного терминала работают многопроцессорные отказоустойчивые вычислительные приборы. Они обрабатывают информацию уже в режиме жесткого реального времени.
Главный, центральный, терминал или диспетчерский пункт. Наанглийскомязыкеонзвучит, как Master Terminal Unit (MTU), Master Station (MS). На нем ведется обработка данных и их управление на самом высоком уровне. Тут используется режим мягкого реального времени. Главная задача этого структурного компонента умной системы управления технологическим процессом подготовки нефти в РРВ – это создание человеческо-машинного интерфейса, обеспечивающего эргономическую работу оператора с установкой подготовки нефти. В зависимости от поставленных задач для создания HMI используется, как одиночный компьютер, на который стекается вся информацию с разных точек хозяйствующего объекта, так и целая вычислительная система, объединяющая в единое целое все локальные пульты управления. Именно при создании центрального пульта управления решаются задачи обеспечения информационной безопасности работы предприятия.
Каналы связи или интегрированная коммуникационная система, которая на английском языке звучит, как CommunicationSystem (CS). Ее назначение заключается в создание связующих элементов между удаленными объектами и центральным пультом управления.
Преимущества применения беспроводных систем для автоматизации объектов нефтяной промышленности.
Использование недорогих беспроводных устройств контроля параметров открывает новые области для применения систем телеметрии и контроля, такие как:
• замена кабелей в системах АСУ ТП;
• своевременное выявление возможных отказов исполнительных механизмов по контролю таких параметров, как вибрация, температура, давление и т.д.;
• контроль доступа к системам объекта;
• контроль периметра объекта;
• контроль за перемещением персонала по территории предприятия;
• автоматизация контроля проведения инспекций и технического обслуживания;
• контроль экологических параметров окружающей среды.
Использование беспроводных устройств позволяет создать диспетчерскую систему, обеспечивающую оператору непрерывный доступ к информации о состоянии обслуживаемых объектов.
Преимущества применения сенсорных сетей.
Сегодня технология беспроводных сенсорных сетей на основе стандартов является технологией, с помощью которой можно решить задачи мониторинга и контроля, которые критичны к времени автономной работы датчиков.
Объединенные в беспроводную сенсорную сеть, датчики образуют распределенную, самоорганизующуюся систему сбора, обработки и передачи информации. Основной областью применения является контроль и мониторинг измеряемых параметров различных физических полей, сред и объектов.
Достоинства систем на основе сенсорных сетей:
• возможность расположения в труднодоступных местах, куда сложно и дорого тянуть обыкновенные проводные решения;
• оперативность и удобство развертывания и обслуживания системы;
• надежность сети в целом — в случае выхода из строя одного из них, информация передается через соседние элементы;
• возможность добавления или исключения любого количества устройств из сети;
• длительное время работы без замены элементов питания.
Технология самоорганизующихся беспроводных сетей.
Беспроводные полевые приборы способны сами взаимодействовать друг с другом и передавать как свою информацию, так и информацию от других приборов.
Каждый прибор автоматически находит наиболее удобный путь для передачи сигнала в шлюз. При возникновении препятствий для прохождения сигнала по уже однажды пройденному маршруту, сеть автоматически перестроится на новую структуру каналов обмена информацией.
Лекция 12 "Управление внутрипромысловым транспортом нефти и газа в РРВ"
Особенности установки оптоволоконного кабеля на промысловых трупроводах. Преимущества использования оптоволоконной системы мониторинга. Системы обнаружения утечек газа. Основные причины утечек газа при транспортировке.
Оптоволоконный кабель устанавливается вдоль газопровода (закапывается в землю, и т.д. - скрытое размещение) или монтируется непосредственно на поверхности газопровода (явное размещение). Для достижения наилучших результатов, расстояние от датчиков до стенок трубопровода не должно превышать 1 метра. Установка и монтаж кабеля выполняются лицензированными специалистами.
Кабель-датчик не содержит проводников электрического тока и не требует особых условий по его размещению. Строительные длины кабеля-датчика (обычно 4-6 км.) соединяются между собой при помощи специальных защищенных муфт для оптоволоконного кабеля. Соединение кабелей и последующий их ремонт в случае производятся путем сварки оптических волокон.
Преимущества использования оптоволоконной системы мониторинга.
Непрерывный анализ состояния газопровода, мгновенная реакция на событие.
Высокая точность (+- 5 м.) определения места нарушения.
Возможность классификации нарушений по следующим видам : механическое воздействие на металл газопровода, обрыв кабеля, утечка газа, подъезд тяжелого транспорта к газопроводу или проведение земляных работ вблизи.
Высокая чувствительность системы. Регистрация воздействия при смещении датчика на 3x10-7м.
Длина участка, контролируемого одним рабочим модулем - до 150 км.
Системы обнаружения утечек газа.
Системы обнаружения утечек (СОУ) позволяют моментально определить место повреждения газопровода (возможного несанкционированного отбора газа). И при авариях на газопроводе начать в рекордные сроки восстановительные работы.
В настоящее время на трубопроводах эксплуатируется ряд систем, работа которых основана на различных физических принципах:
1) Акустические системы
2) Параметрические системы
3) Системы на основе оптоволоконного кабеля
Акустические системы регистрируют в акустическом диапазоне частот волны, сформированные утечками. Параметрические системы основаны на измерении давления и расхода продукта перекачки. Оптоволоконная система мониторинга контролирует вибросостояние газопровода.
Основные причины утечек газа при транспортировке.
Можно выделить следующие основные причины утечек: техногенные, природные, криминальные, а также вызванные человеческим фактором. Техногенные причины – это, как правило, разрушение трубопровода или иных механизмов (насосов, промежуточных емкостей) по причине старения металла, допущенного при строительстве трубопровода или производственного брака использованных устройств и механизмов. Возможны утечки из-за разрушения трубопровода по причине стихийных бедствий (землетрясение, наводнение, буря), а также из-за размыва карстовых пород в районе трубопровода и других естественных причин. Криминальные причины утечек чаще всего связаны с хищением транспортируемого продукта, возможны утечки в результате также хулиганских или террористических действий. Наконец, утечки могут быть результатом грубых ошибок эксплуатирующего или ремонтного персонала – ошибки в переключении запорной арматуры, неаккуратное проведение ремонтов и обслуживания оборудования. Вероятность тех или иных видов утечек зависит от района прохождения трубопровода, а также возраста и состояния трубопровода. Трубопроводы работают под большим давлением, и при нарушении их герметичности происходит значительный по объему выброс продуктов перекачки.
Управление внутрипромысловым транспортом нефти в РРВ. Система управления рисками трубопроводов (СУРТ). Системы непрерывного виброакустического мониторинга протяженного объекта (САМПО)
Система управления рисками трубопроводов (СУРТ).
Созданное программное обеспечение позволяет вести учет информации, связанной с нарушением целостности трубопроводов, а также данных по основным мероприятиям, выполняемым в рамках программы по управлению целостностью. Здесь же в автоматическом режиме происходит формирование отчетности по основным показателям управления целостностью трубопроводов, и в режиме реального времени выполняется оценка уровня производственных рисков.
Системы непрерывного виброакустического мониторинга протяженного объекта (САМПО)
Система предназначена для обнаружения проникновений в охранную зону объекта, несанкционированных воздействий на охраняемый объект, аномальных происшествий в охранной зоне объекта и пр. Основным назначением предлагаемой системы является контроль состояния и охрана магистральных нефте- и газопроводов.
Прямым назначением системы является обнаружение начала и последующий контроль величины колебаний окружающей среды. Примером возможных применений системы может быть непрерывный мониторинг трубопроводов с целью обнаружения порывов или несанкционированных воздействий.
Единичный модуль САМПО представляет собой комплекс оборудования, состоящий из специализированного волоконно-оптического кабеля-датчика, логического модуля системы и консоли оператора, представляющей собой моноблочный персональный компьютер.
Преимущества системы САМПО
Непрерывный анализ состояния объекта, мгновенная реакция на событие.
Высокая точность определения места событий.
Отсутствие ложных срабатываний. Возможность классификации регистрируемых событий по видам: нарушение контролируемого периметра, обрыв датчика, утечка флюида и пр.
Высокая чувствительность системы.
Простота монтажа системы.
Применение данной системы позволяет полностью исключить возможность выполнения скрытого от наблюдения несанкционированного воздействия в охранной зоне трубопровода.
Возможности САМПО
Значительно уменьшить риск возникновения аварийных ситуаций с экологическими последствиями в аварий на трубопроводе.
Соответствовать требованиям российского законодательства, международных договоров Российской Федерации, стандартов и правил в области природопользования, охраны окружающей среды и экологической безопасности.
Повысить статус Заказчика как экологически ориентированной компании, основанный на доверии международных экологических организаций, партнеров, клиентов и населения в регионах, где осуществляет свою деятельность Заказчик.
Перечень воздействий на трубопровод, обнаруживаемых системой САМПО
Для нужд контроля состояния и охраны трубопровода система реагирует на такие воздействия и любые их комбинации как:
Земляные работы в охраняемом коридоре
Воздействие на материал стенок трубопровода
Утечка перекачиваемого флюида из трубопровода
Обрыв кабеля-датчика
Возможно расширение перечня локализуемых воздействий по требованию Заказчика.
Мониторинг состояния внутрипромысловых трубопроводов с помощью роботизированных систем.
Одними из устройств, которые необходимы для увеличения добычи ресурсов, являются роботы, которые контролируют скважинное пространство и трубопроводы изнутри.
Создается банк данных о нефтепроводе, который постоянно пополняется, анализируется и систематизируется. Эта информация позволяет делать прогнозные оценки технического состояния отдельных участков и в целом нефтепровода.
Определяется техническое состояние нефтепровода и скважин по результатам внутритрубной диагностики, разрабатывается программа ремонта, контроля его качества, проводится анализ развития коррозионных дефектов на основе повторных инспекций, определяются сроки последующих инспекций и, наконец, осуществляется аттестация нефтепровода
Методология обеспечения безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов, разработанная при участии Черняева К.В. и Васина Е.С, позволяет управлять их техническим состоянием по замкнутой схеме.
Определяется техническое состояние нефтепровода по результатам внутритрубной диагностики, разрабатывается программа ремонта, контроля его качества, проводится анализ развития коррозионных дефектов на основе повторных инспекций, определяются сроки последующих инспекций и, наконец, осуществляется аттестация нефтепровода.
Создается банк данных о нефтепроводе, который постоянно пополняется, анализируется и систематизируется. Эта информация позволяет делать прогнозные оценки технического состояния отдельных участков и в целом нефтепровода.
Лекция 13. «Экомониторинг разработки в режиме реального времени»
Аэрокосмический мониторинг процессов освоения нефтегазовых месторождений в режиме реального времени: понятие, цели, задачи, структура. Преимущества и недостатки применения космической радиолокации при мониторинге разливов нефти в режиме реального времени.
(Слайд №2, №3)
Аэрокосмический мониторинг месторождений нефти и газа – это система пространственно-временных наблюдений территориальных объектов с целью оценки и прогноза их состояния, осуществляемых посредством аэрокосмических комплексов дистанционного зондирования Земли с использованием интегрированных геоинформационных систем.
Аэрокосмический мониторинг позволяет одновременно получать объективную информацию и оперативно выполнять картографирование территории практически на любом уровне территориального деления: страна - область - район - группа хозяйств (землепользование) - конкретное сельскохозяйственное угодье - культура.
Основные задачи решаемые с помощью аэрокосмическими методами в интересах нефтегазовой отрасли:
-
проведение фундаментальных научных исследований процессов образования и миграции;
исследование геологического строения нефтегазоносных территорий;
мониторинг текущего состояния нефте-, газо- и продуктопроводов для выявления утечек, нарушений технического состояния и др.;
определение потенциально опасных участков трубопроводов;
экологический мониторинг мест добычи, транспортировки и переработки углеводородов на суше и на создание цифровых карт, трехмерных моделей местности, ГИС различной тематической направленности для нефтегазоносных районов с использованием аэрокосмической информации;
дистанционный мониторинг районов строительства новых объектов нефтегазового комплекса;
мониторинг из космоса мест сжигания попутного газа и контроль функционирования факельных установок;
Спектр этих задач может быть расширен по мере развития методов, технологий и технических средств ДЗ и обработки полученной информации.
Структура аэрокосмического мониторинга. Аэрокосмический мониторинг подразделяется на:
Дистанционный мониторинг - совокупность авиационного и космического мониторингов. Иногда в это понятие включают слежение за средой с помощью приборов, установленных в труднодоступных местах Земли (в горах, на Крайнем Севере), показания которых передаются в центры наблюдения с помощью методов дальней передачи информации (по радио, проводам, через спутники и т. п.).
Авиационный мониторинг осуществляют с самолетов, вертолетов, дирижаблей и других летательных аппаратов (включая парящие воздушные шары и т. п.), не поднимающихся на космические высоты (в основном из пределов тропосферы).
Космический мониторинг - мониторинг с помощью космических средств наблюдения.
Преимущества и недостатки применения космической радиолокации при мониторинге разливов нефти в режиме реального времени. (Слайд № 7)
Преимущества радиолокации
→Всепогодность и независимость от солнечного освещения,
→Высокое разрешение, сравнимое с разрешением оптических датчиков,
→Широкая полоса обзора(до500 км),
→Высокая чувствительность к поверхностной шероховатости (мелкомасштабному ветровому волнению),
→Пятна нефти и нефтепродуктов на РЛИ отображаются темным тоном. Они образуют на поверхности моря пленки, которые гасят гравитационно-капиллярныеволныисоздаютпятнавыглаживания, именуемые сликами.
Ограничениярадиолокации
Периодичность съемки одного и того же района моря (1 раз в 3 суток);
• Задержка поставки потребителям радиолокационных данных высокого разрешения (от 1 до 4 суток);
• Ограничения погидрометеорологическими условиями в районе съемки (оптимально: мгновенная скорость ветра над морской поверхностью 3-8 м/сек (волнение 2-7 баллов по шкале Бофорта));
• Невозможность единовременного полного покрытия съемкой всей контролируемой акватории;
• Ограниченность полетов в связи с режимом секретности расположения объектов (военные объекты, АЭС, хранилища опасных химических веществ и др.).
Дистанционное зондирование земли для задач мониторинга нефтяных разливов и загрязнений в режиме реального времени – цели и задачи Типы нефтяных загрязнений, определяемые с помощью ДЗЗ
(Слайд №3, 8)
Контроль береговых зон, наблюдение за судами, выявление и отслеживание нефтяных загрязнений.
•разведка углеводородных ресурсов;
• оценка сейсмической стабильности региона;
• планирование работы при проведении геологоразведочных работ и геофизических исследований;
• планирование развития нефте- и газодобывающей, транспортной, перерабатывающей инфраструктуры;
• инвентаризация запасов углеводородов, оценка продуктивности нефтегазоносных районов и перспектив их освоения;
• оценка и контроль экологического состояния акватории и прибрежной территории в районах добычи и транспортировки нефти и газа;
• контроль состояния инфраструктуры;
• определение границ и контроль использования лицензионных участков;
• планирование и контроль прокладки и эксплуатации трубопроводов;
• обнаружение и картирование протечек в сети нефтепроводов;
• контроль состояния действующих нефтепроводов
Типы нефтяных загрязнений, определяемые с помощью ДЗЗ:
сырая нефть;
мазут, дизельное топливо и т.п;
выносы нефтепродуктов с речным стоком;
технологические сбросы с судов;
буровые воды и шлам;
выходы нефти из грифонов на морском дне.
Подсистема мониторинга нефтяных загрязнений в морской среде.
Подсистема мониторинга присутствия нефтяных загрязнений в морской среде обеспечивает:
• обнаружение утечки и присутствие нефти на водной поверхности на расстоянии до 100 м от нефтяной платформы (с возможностью количественной оценки обнаруженной утечки) посредством лидара и от 100 м до 2-3 км с помощью радиолокационной станции;
• обнаружение маломерных плавсредств в радиусе 5-7 км и контроль за надводной обстановкой в зоне морской нефтедобывающей платформы в радиусе 12-14 км (в зависимости от высоты установки и балльности моря) посредством радиолокационной станции.
Подсистема представляет собой уникальный комплекс, включающий лидарную и радиолокационную системы, взаимно дополняющие друг друга. Комплекс работает в автоматическом режиме.
Нефть и нефтепродукты интенсивно флуоресцируют при возбуждении светом ультрафиолетового диапазона, причем спектры флуоресценции разных типов нефтепродуктов существенно различаются по интенсивности и форме. Нефтяные загрязнения на поверхности моря можно обнаружить и идентифицировать посредством флуоресцентныхлидаров.
Для обнаружения нефтяных пленок на расстояниях более 100 м от платформы предлагается использовать радиолокационную станцию. При утечке нефти на поверхности воды образуются пленки, которые влияют на поверхностные волны, в частности, уменьшают энергию волн, их дисперсию и крутизну наклонов. Сглаженная пленкой поверхность воды отражает падающие на нее электромагнитные волны в сторону от антенны радиолокатора. Отразившись от выглаженной поверхности, радиоволны не возвращаются к радиолокатору, и участок, покрытый пленкой, отображается на мониторе радиолокатора черным тоном.
Основные характеристики системы многоуровнего экологического мониторинга разработки нефтегазовых месторождений в РРВ и виды подсистем. Основные преимущества подсистемы спутникового экомониторинга разливов нефти в режиме реального времени. Основные задачи подсистемы информационного обеспечения эко-мониторинга разливов нефти в режиме реального времени
(Слайд №13)
Характеристики:
иметь многоуровневую структуру;
обеспечивать непрерывную информацию об изменении ключевых параметров состояния взаимодействующих природных сред: приводного слоя атмосферы, поверхности моря, водной толщи, морского дна, включая осадочный слой и земную кору;
использовать многосенсорный подход с применением современных дистанционных и контактных технических средств и методов;
быть экономически эффективной и основанной преимущественно на отечественных технологиях;
быть регионально-адаптированной с учетом региональных особенностей шельфовой зоны, локальной структуры и динамики экосистем и характера антропогенной нагрузки, а также учитывать особенности регионального климата.
Подсистемы:
гидрометеорологического мониторинга;
мониторинга присутствия нефтяных загрязнений в морской среде;
геодинамического мониторинга;
мониторинга состояния объектов недропользования с судна;
спутникового мониторинга;
информационного обеспечения.
Основные преимущества подсистемы спутникового экомониторинга разливов нефти в режиме реального времени. (Слайд №5)
Объединенное использование спутников, судов и самолета для наблюдения увеличивает возможности раннего обнаружения нефти пролития и быстрые операции по зачистке местности, предотвращая дальнейший вред окружающей среде.
Регулярно контролируя большие площади, более глубокий анализ может быть выполнен, и более точная статистика по возникновению нефтяных пятен может быть обеспечена.
Нефть, просачивающаяся естественно от морского дна, может быть обнаружена, и его возникновения, тщательно проверенные.
Могут быть получены лучший краткий обзор нефтяного распространения, и поэтому источник входа к нефтяным моделям дрейфа.
Спутниковые радиолокационные наблюдения дают возможность получать одновременные изображения всей контролируемой акватории с пространственным разрешением до нескольких метров регулярно в течение многих лет.
Основные задачи подсистемы информационного обеспечения эко-мониторинга разливов нефти в режиме реального времени (Слайд №12).
Основным предназначением подсистемы информационного обеспечения является:
сбор и обработка данных от различных подсистем наблюдений (стационарной, судовой, спутниковой),
анализ полученной информации и передача созданной на его основе информационной продукции корпоративным органам управления промышленной и экологической безопасностью и государственным органам управления природопользованием и охраной окружающей среды.
В информационную продукцию целесообразно включать следующие сведения:
оценку техногенного воздействия, прогноз возможных негативных изменений в соответствующих элементах природной среды и природном комплексе в целом;
рекомендуемые мероприятия, снижающие и локализующие отрицательные последствия антропогенной деятельности.
Функционирование информационной подсистемы должно осуществляться в двух режимах: оперативном — on-line и в режиме получения обобщенной информации.
Использование беспилотных летательных аппаратов (БПЛА) в нефтегазовом деле- цели и задачи. Назовите преимущества БПЛА перед ПЛА и приведите примеры использования БПЛА в нефтегазовом деле
(Слайд №17, №18)
Условия работы небезопасны для человека. Сюда же отнесём работу в полной темноте, в условиях песчаных бурь и в экстремально высоких и низких температурах. Это полёты над морем в арктических широтах и в пустынях.
Необходимо совершать регулярные полёты по одинаковому маршруту. Экономически выгоднее использовать беспилотники. Дроны потребляют до 20% меньше топлива. В среднем цена одной мили съёмки падает с 15$ до 3$ по сравнению с пилотируемыми аппаратами.
Беспилотные системы дают более высокое качество материала, чем системы, управляемые человеком. Это связано с тем, что они имеют меньшую металлическую массу, что обеспечивает меньший уровень шумов и помех при измерениях магнитного и гравитационного поля. Беспилотник может принять на свой борт до 50кг оборудования и работать в течение 14ти часов. Кроме того, дроны почти не имеют ограничений по рабочей высоте.
Компания ChevronTexaco для мониторинга трубопроводов использует Израильский БПЛА Aerostar, успешно применяя его на своих объектах в Анголе и Нигерии. ConocoPhillips первыми использовали беспилотникScanEagle в 2008г во время работы на объекте PugetSound для наблюдения за морскими животными.СпроектированныйFugro и InSituбеспилотникFugroGeoranger компания использует повсеместно - и на суше, и на море. Это, кстати, как раз тот тип дрона, который может кроме фото- и видеосъёмки производить аэроэлектроразведку. BP использовала дроны компании Waterloo для мониторинга ситуации в мексиканском заливе. Те же самые аппараты, кстати, использовались и в ходе операций в Ливии. BP также является пионером использования дронов на территории Российской Федерации. Разработки центра космонавтики из подмосковного Королёва нашли своё применение на Самотлорском месторождении, где они совершают мониторинг объекта, совершая регулярные вылеты в течение суток. Иракская Нефтяная Компания заключила договор с США о покупке 12ти беспилотниковScanEagle для инспекции месторождений на южном побережье страны. Ни о каких специальных методах экологического контроля здесь речи не идёт - простое видеонаблюдение, которое эти дроны некоторое время назад осуществляли для американцев в ходе их военной кампании. ScanEagleразработан компаниями Boeing и InSitu.
-
Этапы обработки аэрокосмической информации в режиме реального времени на примере мониторинга нефтяных разливов в Мексиканском заливе после аварии 20 апреля 2010 г. (Слайд №10).
Одними из наиболее эффективных методов мониторинга подобных катастроф являются методы дистанционного зондирования из космоса, отличающиеся высокой оперативностью, возможностью регулярного получения достоверной и адекватной информации с широким пространственным охватом и необходимым пространственным и временным разрешением.
Наиболее информативными являются данные, получаемые спектрорадиометрамиMODIS, установленными на спутниках TERRA и AQUA. Космические оптические изображения, полученные при помощи MODIS, обладают исключительно высокой для своего уровня детальности информативностью и находятся в свободном доступе.
I. Предварительная обработка, включая распаковку, калибровку и географическую привязку исходного изображения. Проводится в автоматическом режиме.
II. Тематическая обработка проводится в интерактивном режиме и заключается в выполнении следующих операций: маскирование суши. выделение облачности; выделение области интереса; подбор оптимальных параметров для классификации области интереса с использованием алгоритма ISODATA; выделение классов, соответствующих двум уровням загрязнения водной поверхности нефтью; векторизации полученных результатов и их интеграции в ГИС
III. Формирование карт нефтяных загрязнений по результатам обработки данных Modis в программе EarthMap и GoogleEarth создаются карты распространения нефтяного пятна. С помощью программы ENVI 4.5. обрабатываются исходные изображения MODIS.
В результате чего можно наглядно увидеть динамику и площадь распространения нефтяного пятна в режиме реального времени.
Мониторинг в РРВ водных и воздушных сред с использованием опто-волоконных катетеров (Слайд №20)
••Эко-Буй –– Портативная, автономная, самоочищающаяся волоконно--оптическая оптическая установка для измерения степени загрязнения нефтепродуктами экосистемы при разработкеморских месторождений; морских трубопроводов
••Мониторинг состояния морских и наземных трубопроводов с использованием системыопто-волоконных катетеров волоконных катетеров и многоканального оптического спектрофотометра, работающего в видимом и ближнем ИК диапазонах длин волн
••Мониторинг состояния воздушной среды на морских платформах и вдоль трасс морских трубопроводов с использованием системыметеошаров,беспилотников и аэростатов с беспилотников и аэростатов с опто-волоконными катетерами
|
