Новая ЭРА – Журнал «Сибирская нефть»

Новая ЭРА

Автоматизация в нефтедобыче. Проект создания системы электронной разработки активов

Текст: Вячеслав Калинин
Фото: Максим Авдеев, Антон Борисов, Řyvind Hagen — Statoil, Евгений Уваров
Инфографика: Надежда Андрианова

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).

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.

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

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.

Норвежская Stat oil связала наземными центрами управления свои морские месторождения

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.

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

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

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