Новая ЭРА

Автоматизация в нефтедобыче. Проект создания системы электронной разработки активов



Муравленковское газовое месторождение — первый масштабный опыт «Газпром нефти» в использовании малолюдных технологий добычи

Норвежская Stat oil связала наземными центрами управления свои морские месторождения

Комплексная реализация проекта обеспечит рост объемов добычи, сокращение затрат и снижение рисков различного характера

Фото: Максим Авдеев, Антон Борисов, Řyvind Hagen — Statoil, Евгений Уваров

Внедрением цифровых технологий в процессы бурения и нефтедобычи лидеры мировой нефтянки занимаются уже не одно десятилетие. Для «Газпром нефти» первой ласточкой в деле внедрения малолюдных технологий стало Муравленковское газовое месторождение. Следующий шаг — создание системы Электронной разработки активов (ЭРА).

Текст: Вячеслав Калинин

СВОЯ ИГРА

В качестве примера использования информационных технологий в нефтедобыче можно привести проект одной из самых высокотехнологичных нефтяных компаний мира — норвежской Stat oil, — связавшей наземными центрами управления свои морские месторождения, расположенные в северной Атлантике и на шельфе арктических морей.

В России «умные месторождения» действуют в основном на суше. Различные компании предъявляют к электронному активу собственные требования, но отличия на самом деле в нюансах. В целом параметры нефтегазового объекта в цифровом исполнении включают в себя обязательный набор: минимальную совокупность автоматизации производственных процессов; цифровое представление сигналов и потоков данных; дистанционное управление запорно-регулирующим оборудованием. На рынке сегодня можно найти решения по автоматизации и дооснащению традиционного промысла до уровня цифрового, практически готовые к внедрению. Однако при таком подходе необходимы настройка и стыковка интегрируемой электронной системы с существующей бизнес-моделью компании, а это очень сложный процесс.

Второй вариант — разработка комплекса электронной добычи собственными силами, и в этом случае система изначально основывается на перспективных планах развития модели управления активами. Этот путь и выбрала «Газпром нефть». В 2013 году в компании началась реализация масштабного проекта «Электронная разработка активов» (ЭРА), одна из главных задач которого — повышение эффективности и снижение затрат при эксплуатации действующих и перспективных месторождений за счет автоматизации процессов добычи.

Впрочем, это работа не с нуля — серьезную базу использования IT в сегменте upstream «Газпром нефть» уже наработала при реализации проекта создания умного месторождения на базе Муравленковского газового промысла в ЯНАО. Кстати, компания первой в России запатентовала бренд «Электронное месторождение», тем самым закрепив за собой приоритет в разработке и внедрении современных систем цифровых технологий, используемых при добыче нефти и газа.

ПРОГРАММА ЭРА

Электронная разработка активов

Программа проектов внедрения инновационных технологий для автоматизации бизнес-процессов в области геологии, разработки и добычи с целью повышения эффективности разработки и эксплуатации месторождений ОАО «Газпром нефть»

Отличия от традиционного подхода:

  • Целенаправленный поиск и распространение подходов к оптимизации
    бизнес-процессов за счет инновационных решений
  • Управление отдельными проектами в рамках целостной архитектуры

Инфографика: Надежда Андрианова

ОПТИМАЛЬНАЯ КОНФИГУРАЦИЯ

За основу при создании ЭРА разработчики взяли базу, наработанную в дочерних добывающих предприятиях «Газпром нефти». Изучение потенциала и перспектив развития цифровых информационных систем позволило определить точки роста будущего комплекса разработки активов и выявить наиболее проблемные области. Выяснилось, что особого приложения сил требует работа с фондом скважин (добывающие, нагнетательные, водозаборные, выведенные из эксплуатации и т.д.). Кроме того, были выявлены системные проблемы в информационной сфере, такие, например, как высокие трудозатраты технологических служб при сборе и анализе разрозненной информации для принятия решений и дублирование отчетности на различных уровнях, порождающее противоречия. Достаточно серьезные сложности в работе вызывают и наличие большого количества устаревшей информации, требующей актуализации; и чрезмерные временные интервалы между запросом первичной информации и реализацией принятого решения; и недостаточная визуализация собранной информации. «Исходя из выявленных проблем, нам необходимо обеспечить автоматизацию процессов локализации запасов и подбора скважин — кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий; анализа и контроля базовой добычи, выбора оптимальной системы разработки месторождений, экспресс-оценки геологического строения и верификацииданных», — обозначил направления работы начальник управления комплексного проектирования разработки «Газпромнефть НТЦ» Алексей Пустовских. Кроме того, по информации начальника технического отдела научно-технического центра компании Николая Сарапулова, крайне важная задача — системная интеграция результатов расчетов, выбор оптимальных режимов работы погружного оборудования.

В целом ЭРА позволит создавать оптимальную конфигурацию системы разработки с учетом технологии заканчивания скважин, в том числе с расчетами по длине горизонтальных скважин, количеству планируемых гидроразрывов пласта, созданию наземной инфраструктуры, в то время как стандартный функционал выбора, использующийся сегодня, ограничивается возможностью подбора вручную плотности сетки и типа заканчивания скважин с учетом геологии конкретного месторождения. Кроме того, компьютерный анализ позволит прогнозировать вероятность возникновения проблем с продуктивностью месторождений, эффективно использовать системы раннего предупреждения для технического обслуживания скважин и замены оборудования. По расчетам специалистов, комплексная реализация проекта на конкретном нефтепромысле обеспечит рост объемов добычи, сокращение затрат и снижение рисков различного характера — от экологических до экономических.

СОВРЕМЕННАЯ МЕХАНИЗАЦИЯ

Один из значимых проектов блока системы ЭРА — проект «Мониторинг и анализ работы механизированного фонда» (МФ). Он включает в себя комплексный набор IT-проектов, предназначенных для решения технологических задач, связанных с процессом подъема скважинной продукции.

Эффективность работы МФ можно проиллюстрировать на примере работы установки электро-центробежного насоса (ЭЦН) при снижении дебита скважины. Подсистема «Мониторинг скважин» (МС) системы «Механизированная добыча» на основе данных со станции управления и АГЗУ*, получаемых в режиме реального времени, регистрирует снижение притока скважины, эксплуатируемой установкой ЭЦН. Сигнал об этом поступает на диспетчерский пульт. Параллельно подсистема моделирует работу установки ЭЦН в фактических условиях скважины, анализируя отклонения ключевых параметров, определяя возможные причины снижения уровня добычи. В результате промысловый технолог получает ряд конкретных рекомендаций для проведения мероприятий необходимых для уточнения причин неисправности и возврата параметров работы скважины на плановый уровень. После выбора одного из предложенных вариантов, специалист через МС инициирует его выполнение.

Если уточняющие мероприятия не принес ли результата, система предлагает описать формальными признаками сложившуюся ситуацию с указанием установленной технологом причины снижения притока. Информация будет использоваться как для последующего интуитивного выбора мероприятия при внештатных ситуациях, так и для ранжирования технологических служб предприятий по критерию оперативности и успешности выполнения мероприятий. При этом система рассчитывает потери для учета и баланса добычи и внесения их в информационную систему «Шахматка».

Еще одна подсистема — «Подбор кандидатов на оптимизацию» — при ежесуточном расчете, который производится на всем фонде скважин, сканирует текущую информацию о конструкции скважины, в том числе о ее пространственной кривизне, текущих параметрах эксплуатации и физико-химических свойствах флюида, коллекторских свойствах пласта, предоставляя данные в модуль OptimumPump для расчетов вариантов дизайна оборудования. На основе полученных данных подсистема «База УЭЦН и НКТ**» определяет характеристики промыслового оборудования. Сформированный перечень скважин — кандидатов на оптимизацию согласовывают профильные специалисты внутри самой подсистемы «Подбор кандидатов на оптимизацию». При этом пользователь программы получает всю информацию, необходимую для рассмотрения ситуации в контексте своего профиля деятельности.

Для скважин, не прошедших процедуру согласования, указываются классифицированные по направлениям (геологические, технологические) причины. Если оптимизация невозможна из-за недокомпенсации пластового давления, система направляет исходные данные в модули геологии и разработки системы ЭРА, в которых выбираются для анализа скважины системы поддержания пластового давления, рассчитывается требуемый режим работы и формируются мероприятия для дальнейшей оптимизации добывающих скважин.

В завершении процесса модуль «Подбор кандидатов на оптимизацию» проводит анализ эффективности проведенных мероприятий и формирует отчет об экономическом достижении плановых показателей. По неэффективным мероприятиям автоматически формируется отчет о вынесенных уроках, который в дальнейшем так же используется для работы с фондом.

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ


Инфографика: Надежда Андрианова

УМНОЕ И ЭФФЕКТИВНОЕ

Программа электронной разработки активов в своем развитии предусматривает прохождение нескольких этапов. Сейчас создается комплекс нормативно-методической документации, необходимой для полномасштабного развертывания проекта и формируется единая информационная база данных по каждому месторождению, входящему в периметр реализации проекта.

Затем придет время приобретения и совершенствования необходимых технологических компетенций, уточнения и разработки научно обоснованного концепта всей программы ЭРА.

Следующий этап — создание совокупности программ, подбор базового оборудования для механического способа добычи нефти с учетом внедрения информационных технологий, тестирование и пилотное внедрение системы и в случае успешной реализации всех стадий проекта тиражирование во всех добывающих предприятиях «Газпром нефти».

Впрочем, ряд функций ЭРА можно будет использовать в ближайшее время. В частности, речь идет о модулях OptimumPump и «Осложненный фонд», работающих в паре и способных обрабатывать накопленные данные об истории работы скважин и причинах отказов погружного оборудования, классифицировать различные ситуации по виду и степени осложнения. Полученные данные OptimumPump использует при расчете дизайна промыслового оборудования, формировании статистических прогнозов наработки на отказ, в планировании необходимых геолого-технических и технологических мероприятий.

По мнению экспертов, внедрение ЭРА позволит получить дополнительный объем нефти за счет сокращения разницы между потенциалом добычи фонда скважин и текущим уровнем добычи на 5%, сократить объем энергозатрат на 12%, увеличить наработку на отказ погружного оборудования на 15%, в рамках геологического сопровождения бурения вдвое увеличить коэффициент попадания в цель при выдаче рекомендаций о строительстве новых скважин, что, соответственно, позволит снизить расходы на бурение.

*АГЗУ — автоматизированная групповая замерная установка, предназначена для автоматического замера дебита нефтяных скважин по жидкости и газу.

** Насосно-компрессорные трубы.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ