Сергей Коновалов: «Информационные технологии Cisco в нефтегазовой отрасли»

На вопросы главного редактора IT News Геннадия Белаша отвечает Сергей Коновалов, глобальный руководитель по практическому применению продуктов и технологий Cisco в нефтегазовой  отрасли.

Как обеспечивается недопущение утечек из нефтегазовых трубопроводов?

Одна из таких технологий использует оптическое волокно и специальный распределенный акустический DAS-сенсор. Сама оптика, прокладываемая вдоль трубопровода, и работает как сенсор. Обладая высокой чувствительностью, такая система позволяет «прослушивать» трубу: регистрирует акустические колебания, которые появляются вокруг кабеля, и передает их вместе с координатами места, где они произошли. Это позволяют говорить, что, например, в четыре часа ночи к конкретному участку трубопровода подъехал трактор и начал копать.

Автоматически осуществляется распознавание акустических сигналов или это делает человек?

Автоматически. В системе есть соответствующие паттерны, которые знают, что первый звуковой сигнал ассоциирован с большегрузным транспортом, а второй – с процессом копания. Система понимает, что происходит, и подает сигнал тревоги. Ее высокая чувствительность позволяет даже определить, что рядом с таким-то участком трубопровода кто-то ходит. Таким образом мы получаем предупредительную информацию: что-то подозрительное происходит на конкретном участке трубопровода. В настоящее время мы пытаемся синхронизировать эту информацию с летательными аппаратами. Сейчас дроны совершают облет трубопровода, но потом кто-то должен просмотреть 10-12 часов снятого видео и попытаться из этого что-то понять. Если мы знаем координаты участка, где что-то произошло, то посылаем туда дрон – и через некоторое время у оператора появляется видео этого участка в реальном масштабе времени. Таким образом, получив реальную картину до того, как туда доедут представители службы безопасности, мы можем реализовать меры по предотвращению инцидента. Реагируем, когда кто-то находится уже в периметре, но вторжения еще не произошло.

Это ваша разработка?

Мы отвечаем за данные и аналитику. Тут используются технологии Distributed Acoustic Sensor (DAS) или Distributed Temperature Sensor (DTS) – последняя мониторит температурный режим, используя все тот же оптический кабель. DAS-технология имеет колоссальное значение в нефтегазовой отрасли – сейчас на все строящиеся трубопроводы ставится такая оптика. Например, у нас есть несколько проектов, где мы с помощью DAS-технологии мониторим ствол скважины. Когда скважина устанавливается и заливается цемент, устанавливается и оптоволоконный кабель, с помощью которого мы можем слышать каждый сегмент ствола и выдать информацию в реальном времени, какая его часть работает более эффективно, где поступает вода, а где нефть. Мы проводим аналитику, в результате геолог получает информацию о работоспособности всего ствола и на ее основе может принять решение, что и где нужно «залатать». При этом скважина может продолжать работать. У нас было несколько случаев, когда из-за специфики месторождения в скважину поступало слишком много воды. Обычно такие скважины закрывали и бурили новые. DAS-технология позволяет не закрывать скважину, а ремонтировать ствол на ходу, что дает огромную экономию средств. Акустическая технология позволяет также прогнозировать развитие ситуации в стволе.

Для других целей может использоваться акустическая технология?

Приведу интересный пример. Мы использовали систему для предотвращения вторжений, но потом услышали какой-то необычный акустический шум на определенном участке трубопровода: происходила его вибрация. Мы стали разбираться, пригласили специалистов. Оказалось, что трубопровод не совсем правильно сконструирован и за счет перепада высот при определенном давлении внутри трубы возникала вибрация. На основе полученной от нас информации специалисты компании вышли на такие режимы, когда вибрация прекратилась. А, например, в Турции акустический сигнал используется и для мониторинга сейсмики. Если происходит землетрясение, кабель моментально отлавливает вибрацию, и в течение миллисекунд у нас появляется информация о том, что усиливается сейсмическая активность на определенном участке трубопровода, и нужно, например, понизить давление в трубе.

Когда появилась эта акустическая технология?

Компании-разработчики находятся в Великобритании. В Саутгемптонском университете исторически накапливается практика по акустике и локации, там сделаны наработки по анализу акустики и гидроакустики. Они взяли теоретическую базу, переложили ее для оптики и стали получать соответствующий акустический сигнал, который наша компания и анализирует. Эта технология стала коммерческой примерно пять-шесть лет назад, и нефтедобывающая компания Shell заключила с университетом контракт, по которому получила два года эксклюзивных прав на нее. Этот срок закончился полтора года назад – и на рынок вышло открытое решение.

И тогда ваша компания стала работать и в этой области?

К нам пришел конечный заказчик и сказал: «Вы говорите “инновации”, вы говорите “ИТ” – вот вам конкретный пример: мы столкнулись с конкретной проблемой, предложите нам что-нибудь». Нам нужно было обрабатывать и анализировать огромное количество данных. Скажем, в рамках мониторинга ствола скважины DAS-технология производит порядка 2 Тбайт информации в день только по одному стволу. А это уже настоящие Big Data. Причем все происходит на удаленной платформе со спутниковым каналом связи в 256 Кбит/с. На морских платформах следующая схема: со всех дочерних платформ и трубопроводов информация сводится на платформу агрегирующую. Мы размещаем на ней, например, fog-ресурсы и подтягиваем туда всю информацию. А потом уже с множества агрегирующих платформ все стягиваем во внутреннее облако.

Какие же вычислительные мощности нужны, чтобы обрабатывать терабайты данных?

Иногда может быть достаточно простой аналитики, которая может работать на процессорных ресурсах маршрутизатора. Когда же этого недостаточно, мы используем fog-компьютинг со сложной процессорной системой.

Вы сказали, что приходится два терабайта информации на одну скважину в сутки. Сколько из них вы храните?

Вся информация частично обрабатывается маршрутизаторами, а какая-то часть передается в облако и там обрабатывается. Если у инженера или геолога есть потребность углубиться и увидеть картинку в более высоком разрешении, он запрашивает информацию то тому сегменту трубы, который его интересует. Мы в принципе готовы предоставить такую информацию, поскольку она хранится у нас два-три месяца.

Увеличение нефтеотдачи происходит за счет мониторинга самой скважины и соответствующей оптимизации процесса бурения?

На месторождениях, в том числе российских, используются различные технологии для увеличения нефтеотдачи, в частности Enhanced oil recovery. С ее помощью в специальную скважину нагнетается газ либо химикат – они и создают давление, которое выталкивает нефть. А аналитическая система отслеживает и вырабатывает оптимальный режим работы для этого искусственного нагнетания и для управления работой насосов. У нас налажено партнерство с интересным стартапом, специалисты которого решили вывести работу этих насосов на уровень автоматики – пока что управление ими ведется на уровне искусства и опыта специалистов. Вывод такого оборудования из неэффективных режимов в оптимальные позволяет повысить нефтеотдачу и увеличивает срок жизни таких насосов, которые стоят очень дорого.

Расскажите о вашем проекте в Северном море.

К нам обратилась самая крупная нефтегазовая компания по поводу прорисовки сценария будущего. Они посмотрели на наши технологии и дали нам шанс сделать свою прорисовку будущего, защитить свой проект, свое виденье. У них был реальный проект, который должен быть запущен к такому-то году, и нам дали два месяца, чтобы мы представили свой проект. Через два месяца мы и несколько конкурентов читаем свои доклады. Комиссия совещается за закрытыми дверями и озвучивает нам решение: «Мы даем вам зеленый свет, вот вам инженерная компания – мы ждем, что вы сделаете совместную презентацию, какого экономического эффекта мы можем потенциально достичь». Это один из самых новых и самых интересных проектов именно за счет того, что заказчик тоже имел видение решения задачи и оно в какой-то степени совпало с нашим.

А если конкуренты этой нефтегазовой компании к вам обратятся, вы сможете в какой-то степени использовать эти наработки?

У нас множество соглашений NDA («договор о неразглашении»), но мы не готовы создавать уникальные гаджеты только для одной компании. С другой стороны, сам заказчик прекрасно понимает, что эксклюзивные решения, которые создаются только для него, будут стоить неимоверно дорого. После того как цена нефти значительно упала, мы встретились на уровне генерального руководства и обсудили, какие шаги наши компании должны предпринять в текущем экономическом климате. Обсуждался и вопрос безопасности и стандартизации. Они говорят: «У нас уникальные потребности, уникальные задачи, нам нужен уникальный подход, у нас все уникальное. Эта уникальность в итоге выливается в колоссальную стоимость, давайте ужмемся, нам эта уникальность не нужна». Поэтому наш подход встречает понимание. Мы отвечаем: «Уровень приложений, специфика какая-то – это ваше, мы туда не лезем, но мы не будем создавать платформенную часть специально для вас». У нас на многих частях проекта есть разрешения раскрывать этот «нижний» слой проекта. Тема, по которой вообще нет секретов, – кибербезопасность. Это общая беда всех компаний и они готовы делиться информацией. Есть даже клуб нефтегазовых лидеров, где они делятся информацией по ИБ. Поэтому представители Shell вышли вместе с нами на сцену и публично заявили: они хотят, чтобы все знали подходы, которые мы выбрали вместе с Cisco для управления безопасностью и ИБ-рисками.

Есть ли компании, которые изготавливают смартфоны специально для нефтегазовой индустрии?

Да, эти компании или стартапы специально разрабатывают аппарат, в который не нужно что-то добавлять или изменять. Там все заизолировано, абсолютно нет искрения. Для нашей компании, которая создает промышленную беспроводную сеть, такого рода аппараты являются клиентом: мы ставил на них клиентское ПО, например приложение предприятия. Если сотруднику необходимо получить поддержку, он вызывает функционал удаленного эксперта, который определяет местонахождение этого сотрудника, анализирует проблемную область, на которую он в данный момент смотрит, и соединяет по каталогу с экспертом, находящимся в офисе. Таким образом создается видеосвязь между сотрудником «в поле» и экспертом. Это дает возможность также проводить обучение, когда молодой сотрудник находится в поле, а более опытный консультирует его удаленно. Реальное обучение на рабочем месте.

Для «Интернета вещей» вы какие-то дополнительные датчики устанавливаете?

Наша часть работы заключается в обеспечении связи с датчиком, организации связи в поле, а также аналитике и обработке этих данных. Потом мы обеспечиваем передачу данных через глобальные сети и обработку в ЦОДах. Непосредственно конечные устройства и графические интерфейсы делают наши партнеры. Мы приняли такое стратегическое решение и создаем хорошую партнерскую сеть: от датчика до облака. Поэтому мы вышли на партнерские отношения с Emerson и Honeywell – они делают лучшие датчики в индустрии.

Вы используете для связи детерминированный Ethernet. Что он дает?

Он дает гарантию передачи и доставки информации в определенный промежуток времени. Стандартный Ethernet тоже дает такую возможность, но математически ее гарантировать нельзя. В Ethernet заложено, что если на этапе передачи у нас потеряется хоть маленький пакет данных, то протоколы верхнего уровня это заметят и заставят провести повторную передачу. Но для критически важных систем это недопустимо.

Какие стандарты используются нефтегазовыми компаниями?

В нефтегазовой индустрии достаточно много протоколов. Если рассматривать протоколы верхнего уровня, то сначала Ethernet, потом идет IP, используются и устаревшие протоколы, например ModBus – он, наверное, самый распространенный. Есть версия IP ModBus. Вся эта протокольно-техническая база постоянно совершенствуется, но остаются проблемы организационного характера: департаменты автоматизации и IT-департаменты воюют между собой за сферы интересов. Однако есть примеры, когда компании объединили эти департаменты на организационном уровне, сказав: «Вам вместе работать – создавайте единую систему поддержки».

Какая задача стояла в вашем проекте в Северном море?

Нам надо было достичь максимального аппаратного сжатия, поэтому требовалось что-то упростить. Для морских систем объем, который занимает аппаратура, критически важен, особенно то, что идет под воду. Это на суше, где много пространства, не проблема поставить еще один вагон оборудования. А здесь нам говорят: «Стоимость не особенно важна, самое главное – надежность». Мы проводим тестирование в лаборатории на Восточном побережье США, по трубопроводам у нас есть лаборатория совместно со Schneider Electric в Хьюстоне, и мы эту конвергенцию вместе с ними протестировали и задокументировали. Задача нашей группы – максимально выйти на стандарты, потому что эти стандарты и рекомендации позволяют выстроить техническую базу, на которой потом можно все наращивать. Сейчас много говорят про аналитику, Big Data и так далее, но если нет хорошей базы, то вся эта аналитика останется разговорами. В лучшем случае – какими-то точечными системами.

Смотреть все статьи по теме "Большие данные (Big data)"

Смотреть все статьи по теме "Информационная безопасность"