Цифра недели:
Добыли с начала года в Югре и ЯНАО
245,3 млн
тонн нефти
449,5 млрд
куб. м газа
№ 44 (634) 09 ноября, 2020

Интеллектуальные месторождения

Мы живём в эпоху глобальной цифровизации, то есть применения современных цифровых технологий в различных сферах жизни и производства. С начала двухтысячных годов нефтегазовые компании мира занимаются внедрением технологий интеллектуального управления добычей углеводородов. Использование цифровых систем позволяет сделать добычу более эффективной.

Просмотров: 880
Интеллектуальные месторождения
Интеллектуальные месторождения
Интеллектуальные месторождения
Интеллектуальные месторождения
Интеллектуальные месторождения
Интеллектуальные месторождения
Интеллектуальные месторождения
Производство Инновации

Технология «Интеллектуальное месторождение» не означает построение полностью автоматизированного процесса разведки и добычи нефти и газа. Это объединение в систему различных датчиков, сенсоров, мобильных устройств, дронов и так далее, для того чтобы иметь возможность анализировать получаемые с них данные и управлять этой системой из одного оперативного центра, реагируя почти моментально на меняющиеся параметры. Революционность технологии в том, что если раньше все собранные данные обрабатывали спустя какое-то время, то сегодня это происходит онлайн, что позволяет оптимизировать процесс нефтегазодобычи практически на любой стадии путём моментальной обратной связи. Например, посредством сенсоров в режиме реального времени можно следить за состоянием оборудования, планировать его техническое обслуживание или профилактический ремонт, что приводит к сокращению периодов простоя оборудования и снижению затрат на плановый или профилактический ремонт. Также через систему «Интеллектуальное месторождение» компании осуществляют управление удалёнными активами: следят за уровнем добычи нефти, за характеристиками скважины, которые могут меняться в процессе добычи, - движением пласта, температурой, давлением и так далее.

Систему цифровизации ЛУКОЙЛ апробировал пять лет назад на нефтяном месторождении Западная Курна-2 в Ираке. Её внедрение позволило сократить сроки принятия управленческих решений и простои скважин, оптимизировать режимы разработки месторождения, повысить коэффициент извлечения нефти, снизить трудозатраты на сбор, обработку и анализ производственных данных и повысить их достоверность и целостность. Второй цифровой «ласточкой» ЛУКОЙЛа стало внедрение на Кокуйском месторождении в Пермском крае системы, которая позволяет оперативно оценивать основные параметры работы скважин, в частности дебиты, динамические уровни, давление. Кроме того, она держит под контролем все необходимые показатели работы насосного оборудования, а также способна непосредственно с пульта оператора менять длину хода, число качаний гидравлического привода штангового глубинного насоса.

В 2018 году была утверждена программа «Цифровой ЛУКОЙЛ 4.0», которая разработана по четырём направлениям: «Цифровой двойник», «Цифровой персонал», «Роботизация рутинных процессов» и «Цифровая экосистема». Первое направление предусматривает развитие технологий «Интеллектуальное месторождение» (в бизнес-сегменте «Геологоразведка и добыча») и «Цифровой завод» (в сегменте «Переработка и сбыт»).

О том, как программа цифровизации ЛУКОЙЛа реализуется в бизнес-сегменте «Геологоразведка и добыча», говорилось на недавно прошедшем Югорском промышленно-инвестиционном форуме в рамках сессии «Цифровизация промышленности. Новые возможности для роста». Ключевые направления цифровизации Компании - оптимизация режимов технологических процессов с помощью построения интегрированных моделей месторождений, управление разработкой зрелых месторождений с применением нейронных сетей, создание центров интегрированных операций, цифровой экосистемы, системы предиктивного технического обслуживания и ремонта оборудования, создание единого отраслевого шаблона информационных систем.

Проблема состоит в том, что в Западной Сибири большинство доступных нефтяных залежей уже выработаны, оставшиеся в основном со сложным геологическим строением. Разрабатывать и эксплуатировать такие месторождения значительно труднее. На месторождениях «со стажем» использование новых цифровых технологий позволяет решать оптимизационные задачи, проводить гидравлические расчёты, делать прогноз производственных показателей, изучать ранее неизвестные области, несмотря на зрелость актива. Всё это даёт возможность принимать более точные управленческие решения.

На зрелых месторождениях

Один из важнейших инструментов для сокращения операционных затрат на зрелых нефтяных месторождениях, разрабатываемых с поддержанием пластового давления, - нейронные сети. Этот пилотный проект реализуется на шести месторождениях «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири» (Тевлинско-Русскинское, Повховское, Южно-Ягунское, Урьевское, Кечимовское и Ватьёганское) при научном содействии инжинирингового центра Московского физико-технического института и Тюменского института нефти и газа. Нейронные сети сегодня охватывают порядка 5000 скважин.

Ещё один элемент цифровизации - предиктивное техническое обслуживание и ремонт оборудования (ТОиР). Предиктивное - то есть прогнозное, заранее смоделированное. В его основе - оптимизация затрат на ремонты, оценка рисков и принятие решений по выбору типа и оснащения оборудования, планирование стратегии обслуживания и ремонта, мониторинг и анализ технического состояния оборудования. На сегодняшний день в предприятиях ЛУКОЙЛа создано более 20 тысяч шаблонов по нефтепромысловому оборудованию, что значительно повышает эффективность его эксплуатации.

Что касается проектов по внедрению интегрированных моделей (ИМ), то их сейчас реализуют 9 организаций Группы «ЛУКОЙЛ». Построено 45 моделей месторождений, а к 2025 году их будет 125. В обществе «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» эта работа началась четыре года назад, на сегодняшний день 6 моделей - в промышленной эксплуатации, 5 - в опытно-промышленной, к 2025 году количество ИМ увеличится до 32. Что уже достигнуто в этом направлении специалистами западносибирского холдинга ЛУКОЙЛа и каковы их ближайшие планы? Остановимся на этом подробнее.

В Заполярье

Для внедрения интегрированного моделирования в производственную деятельность ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2016 году был запущен пилотный проект по построению ИМ для эксплуатируемых месторождений Большехетской впадины, которая является приоритетным ориентиром компании ЛУКОЙЛ по добыче нефти и газа. Для качественного выполнения работ в ТПП «Ямалнефтегаз» было создано отдельное подразделение - группа внедрения и сопровождения интегрированной модели, которая отвечает за процесс построения и эксплуатации ИМ. В результате в 2018 году в промышленную эксплуатацию введены сразу две интегрированные модели - Находкинского газового месторождения (ИМ включает 68 скважин) и газовой части Пякяхинского нефтегазоконденсатного месторождения (42 скважины). А в 2020 году в промышленную эксплуатацию введена интегрированная модель нефтяной части Пякяхи (ИМ включает 100 нефтяных и 53 нагнетательные скважины).

Применение интегрированных моделей позволило кратно повысить качество эксплуатации месторождений за счёт возможности воспроизведения и расчёта процесса добычи в режиме реального времени. На сегодняшний день все ключевые решения по Большехетской впадине предварительно моделируются и просчитываются на ИМ. За счёт этого удалось оптимизировать норму расхода метанола для обеспечения безгидратного режима работы скважин и площадочных объектов Большехетской впадины. С 2018 года расчёт норм расхода метанола осуществляется силами ТПП «Ямалнефтегаз» без привлечения подрядных организаций. Благодаря расчётам на ИМ специалистами выявляются узкие места в системе добычи и транспортировки углеводородов, в результате чего на промыслах на ежегодной основе производятся оптимизационные мероприятия, позволяющие раскрыть потенциал добывающего фонда.

Также в «Ямалнефтегазе» в эксплуатации находятся три масштабные модели площадочных объектов. По Находкинскому месторождению модель включает установку комплексной подготовки газа (УКПГ) и дожимную компрессорную станцию (ДКС). По газовой части Пякяхинского месторождения применяется модель УКПГ, а также компрессорной станции нефтяного газа (КСНГ). Кроме того, в 2020 году планируется завершить работы по построению моделей площадочных объектов нефтяной части Пякяхинского месторождения: установки подготовки нефти (УПН) и установки деэтанизации и стабилизации конденсата (УДИС).

Находкинское газовое месторождение

Чем отличаются интегрированные модели газовых и нефтяных месторождений? «Технически отличие заключается в программном продукте: с газовыми активами мы работаем по цифровым решениям компании «Шлюмберже», с нефтяными - при помощи программного обеспечения компании Petroleum Experts, - поясняет руководитель группы внедрения и сопровождения интегрированной модели ТПП «Ямалнефтегаз» Владислав Зипир. - А вообще каждая модель интересна по-своему. На газовом Находкинском месторождении нет конденсата, там добывается сухой газ, причём месторождение зрелое, в эксплуатации с 2005 года, и построение ИМ там началось спустя десятилетие.

Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение

А вот интегрированная модель газовой части Пякяхинского месторождения сопровождает процесс разработки и эксплуатации актива с самого начала его промышленной эксплуатации. С 2020 года началась активная эксплуатация ИМ нефтяной части Пякяхинского месторождения, где уже получены первые эффекты. В частности, с помощью расчётов на интегрированной модели обоснован оптимальный температурный режим эксплуатации нефтяных коллекторов, которые обогреваются за счёт «СКИН-системы», что, в свою очередь, позволило снизить потребление электроэнергии в рамках задачи по энергоэффективной эксплуатации актива».

И сразу успех!

Следом за «Ямалнефтегазом» в работу по построению интегрированных моделей включился «Когалымнефтегаз». Причём очень успешно! Созданная в 2019 году совместно с «Парма-Телеком» (ITPS) модель Южно-Ягунского месторождения стала лауреатом премии ComNews Awards, которая ежегодно присуждается прорывным инновационным проектам цифровой трансформации, в номинации «Лучший IT-проект в нефтегазовой промышленности». Крупнейшая в России интегрированная модель, как по фонду скважин, так и по количеству технологических объектов, включает Южно-Ягунское, Восточно-Икилорское месторождения и прилегающие участки других месторождений «Когалымнефтегаза». Она содержит модели 28 участков пластов, 1600 скважин, а также 800 км трубопроводов.

Южный Ягун стал первой цифровой «ласточкой» «Когалымнефтегаза».

Руководитель группы по внедрению и сопровождению интегрированной модели ЦИТС Южно-Ягунского месторождения Айнур Ахмадеев

- В ноябре 2019 года мы совместно с сотрудниками «ПермНИПИнефти» начали построение интегрированной модели Дружного месторождения, а в начале 2020-го при научной поддержке «КогалымНИПИнефти» - Имилорского, - рассказал руководитель группы по внедрению и сопровождению интегрированной модели ЦИТС «Южный Ягун» ТПП «Когалымнефтегаз» Айнур Ахмадеев.

- Наверное, начинали с пилотных участков?

- На Южном Ягуне огромный фонд скважин, поэтому выбрали пилотный участок - ЦДНГ-2, работали сначала по нему, позже отстраивали всё остальное. А на Дружном и Имилоре «пилотов» нет, делаются модели сразу всего месторождения, потому что фонд скважин там небольшой. Причём интересно то, что модель по Имилору строится сразу в двух конфигурациях: первая - упрощённая (на материальном балансе), вторая - более сложная, она подразумевает интеграцию с гидродинамической моделью, с помощью которой можно делать прогнозные расчёты на более длительный срок (10-30 лет), вплоть до окончания разработки месторождения.

Интегрированные модели по Дружному и Имилору сейчас в опытно-промышленной эксплуатации, в конце этого года будет приниматься решение о переводе их в промышленную эксплуатацию.

В ожидании рекорда

Рекорд «Когалымнефтегаза», похоже, вскоре будет побит коллегами из «Повхнефтегаза». Специалисты предприятия совместно с сотрудниками Пермского инженерно-технического центра («ПИТЦ Геофизика») в настоящее время осуществляют построение интегрированной модели Ватьёганского месторождения, которая будет в полтора раза больше крупнейшей на данный момент в России интегрированной модели Южно-Ягунского месторождения, - она включает около 2900 нагнетательных и добывающих скважин.

Группа внедрения и сопровождения интегрированной модели ЦИТС Ватьёганской группы месторождений

- Вся работа разбита на два больших блока, - рассказал руководитель группы внедрения и сопровождения интегрированной модели ЦИТС Ватьёганской группы месторождений Тимур Кошкин. - Первый блок - пилотный участок, им стал ЦДНГ-3 (590 добывающих и нагнетательных скважин), на котором, с учётом опыта «Когалымнефтегаза», оттачиваются наработки, подходы к построению интегрированной модели. Сейчас идёт этап опытно-промышленной эксплуатации пилотного проекта. Должна быть доказана состоятельность модели, решены производственные задачи, а также наработаны компетенции группы. В начале следующего года будут подведены результаты, и модель ЦДНГ-3В перейдёт в промышленную эксплуатацию. При этом параллельно идёт построение интегрированных моделей по другим цеховым подразделениям. Первый этап с пилотным участком был необходим, чтобы понять, правильно ли выбраны подходы, и скорректировать их на полноценной модели всего месторождения.

- Можно ли уже сейчас сказать, что процесс добычи в ЦДНГ-3 благодаря интегрированной модели стал более эффективным?

- Безусловно. Ватьёган - месторождение зрелое, количество нефти в добываемой там жидкости с каждым годом уменьшается, соответственно меньше в ней и газа, поэтому ступени сепарации загружены не на полную номинальную мощность. И есть необходимость рассмотреть варианты более эффективной эксплуатации оборудования с учётом оптимизации затрат на его техобслуживание и сокращения энергопотребления. Но прежде чем пойти на какой-то шаг, осуществить какое-то мероприятие, надо решить несколько задач: что будет после этого? Как изменятся дебиты скважин? Как изменится давление в АГЗУ? Интегрированная модель всё это позволяет определить.

- То есть программа сама всё просчитывает?

- Тут стоит отметить, что интегрированная модель состоит из нескольких компонентов: пласт, скважина, система сбора и система ППД. Их совместное рассмотрение в единой системе позволяет увидеть взаимовлияние одних элементов на другие. К примеру, отключение даже одного насосного агрегата влечёт за собой рост буферных давлений на скважинах и снижение отборов из пласта, что, в свою очередь, скажется на пластовом давлении. Внесение изменений в один элемент вызывает реагирование по цепочке всех взаимоувязанных элементов. В этом и заключается весь секрет расчёта.

Уйти от обводнённости

В опытно-промышленной эксплуатации сейчас и интегрированная модель Северо-Даниловского месторождения, разработку которого ведёт ТПП «Урайнефтегаз». Она выполнена, как и модель Имилора, в двух конфигурациях - упрощённой и с гидродинамической моделью.

- Данная модель охватывает 225 нефтяных и 81 нагнетательную скважины, - сообщил руководитель группы внедрения и сопровождения интегрированной модели ТПП «Урайнефтегаз» Александр Мирсков. - Ввиду того что месторождение находится на четвёртой стадии разработки и имеет обводнённость более 95 процентов, мы хотим, проработав различные варианты его дальнейшей разработки на модели, снизить объёмы добываемой воды и по возможности увеличить добычу нефти. Следующее месторождение в графике построения ИМ - Красноленинское, действующий фонд которого на сегодняшний день составляет 337 нефтяных и 120 нагнетательных скважин.

- Чем будут отличаться эти две модели?

- Во-первых, Северо-Даниловское месторождение в эксплуатации с прошлого века, и при построении интегрированной модели мы столкнулись с неточностями и расхождениями баз данных. Четыре десятилетия назад всё было на бумажных носителях, и не вся информация сохранилась, поэтому много было индивидуальных подходов. Что касается Красноленинского месторождения, оно более молодое, по нему вся информация есть, поэтому с построением интегрированной модели проблем не предвидится. Во-вторых, если на Северо-Даниловском месторождении бурение не ведётся, там у нас задача, как я говорил, уйти от обводнённости, то на Красноленинском есть перспективы бурения, там ещё будут закладываться проектные скважины. Всё это мы учитываем в работе с моделями, которые строим совместно с сотрудниками «КогалымНИПИнефти».

Подытоживая, можно сказать, что впереди у специалистов «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири» большая, интересная и многогранная работа с интегрированными моделями месторождений. Если сейчас в промышленной эксплуатации их 6, то через пять лет будет в шесть раз больше. Причём важно их не только построить, но и оперативно сопровождать, ведь месторождения продолжают развиваться: бурятся скважины, обустраиваются новые кустовые площадки, вводятся производственные объекты. И всё это найдёт отражение в интегрированных моделях, которые, в свою очередь, подскажут нефтяникам оптимальные пути разработки месторождений.

Елена Автономова Об авторе