«Газпром нефть» создает цифровую модель Новопортовского месторождения. Цифровое месторождение нефти


Цифровая эволюция

01

Но обо всем по порядку. Начнем с первого звена цепи. Наш будущий бензин еще покоится в земных недрах, откуда его предстоит достать. Для того чтобы это сделать, нужно знать, где его искать и как грамотнее наладить добычу. Дедовских методов больше не достаточно, на помощь нефтяникам пришла виртуальная геологоразведка. Ее задача – создать концептуальные геологические модели, с помощью которых можно получить представление о том, как развивался пласт, где необходимо бурить первые скважины, где остались невыработанные запасы и какие у них особенности. Эти модели позволяют более точно прогнозировать свойства пластов и в конечном счете более эффективно разрабатывать месторождения.

Специалисты Научно-технического центра «Газпром нефти» создали более 70 таких моделей, покрывающих в общей сложности свыше 90% площади, на которой в будущем будет осуществляться бурение. Такой подход помогает эффективно оценивать качество невыработанных запасов нефти и, как следствие, получить представление о том, с какими из них необходимо работать уже сейчас, а какие могут подождать, какие скважины бурить и в какую зону они попадают. На основе этой информации создаются так называемые карты качества геологических запасов. С их помощью можно увидеть, как со временем будут изменяться эффект от бурения и объемы нефтедобычи. Карты качества просто необходимы для разработки трудноизвлекаемых запасов.

Если вы обнаружили богатые залежи нефти, но не знаете, с какой стороны к ним подступиться, считайте, что вы ничего не нашли. Решить эту проблему помогает еще одно чудо передовой технологической мысли – программа «Когнитивный геолог».

Обычно время, затрачиваемое геологами на предварительную обработку данных, занимает более 70% от общего времени всех геолого-разведочных работ. Цель же данного проекта – внедрение технологий машинной обработки информации для ускорения циклов геолого-разведочных работ. Специальная компьютерная программа накапливает опыт и знания, и теперь для принятия решения нужно анализировать на треть меньше исходной информации – естественно, без потери качества.

02

Следующий этап – бурение. В «Газпром нефти» за него отвечает «Геонавигатор» – Центр управления бурением, который осуществляет круглосуточный мониторинг, контроль и дистанционную инженерную поддержку процесса строительства наиболее сложных и уникальных скважин. К категории высокотехнологичных между тем относятся 40% скважин, пробуренных «Газпром нефтью» в 2015 году. Все они создавались под контролем экспертов «Геонавигатора».

Суть этого контроля заключается в дистанционном круглосуточном слежении за тем, чтобы фактические данные процесса бурения полностью соответствовали требованиям исполнительной документации. В случаях, когда поступающая в реальном времени скважинная информация диктует необходимость скорректировать проект для повышения его эффективности, эксперты центра, в число которых входят специалисты различного профиля, могут оперативно что-то поменять. Такая схема позволяет поддерживать высокий темп бурения и достигать максимальной эффективности процесса. Сейчас «Газпром нефть» применяет ее при строительстве высокотехнологичных скважин как на основных месторождениях компании, так и на новых активах, к числу которых относятся проекты на Ямале и в Восточной Сибири, а также работы по освоению нетрадиционных запасов – бажено-абалакской свиты.

На этапе эксплуатации актива цифровые технологии позволят оптимизировать работу всех элементов схемы разработки промысла. С помощью создания цифровых двойников систем нефтесбора, заводнения, утилизации попутного нефтяного газа, электроснабжения можно управлять режимами работы оборудования, оценивать уровень влияния изменения одного из элементов на всю систему, прогнозировать возможность возникновения нештатных ситуаций, строить графики ремонта. Высокий оптимизационный эффект несет внедрение таких систем, как спутниковый мониторинг движения автотранспорта и управление работой сервисных бригад.

Однако по-настоящему заметного результата оптимизация элементов системы разработки месторождения по отдельности не приносит. Нужно комплексное решение, которым станет создание единого Центра управления добычей – площадки взаимодействия представителей всех служб, задействованных в управлении разработкой месторождения, куда будет стекаться вся оперативная информация и где будут приниматься решения, позволяющие дать максимальный эффект в рамках всего актива. Комплексный подход к оптимизации разработки должен вдвое сократить простои и потери, и его уже использует «Газпромнефть-Хантос».

Справка: бажено-абалакская свита – это комплекс горных пород, в котором содержатся огромные запасы так называемой нетрадиционной нефти. Породы свиты – глина, кремнезем, кероген, карбонаты – это аналоги нефтяных сланцев, которые отличаются от последних тем, что процесс преобразования органического вещества в нефть в них еще не завершен. Нефти в привычном жидком виде там почти нет. Такие нефтяные запасы считаются трудноизвлекаемыми. Компания «Газпром нефть» запустила сразу несколько проектов освоения сложных запасов. Главный из них, «Бажен», будучи приоритетным и важным для страны, в этом году получил статус национального.

Параллельно все данные о геологоразведке, бурении, разработке, добыче и обустройстве месторождений «Газпром нефти» собираются в системе «ЭРА». Аббревиатура расшифровывается как «Электронная разработка активов».

Эта IT-система была запущена еще в 2012 году, когда стало понятно, что без компьютерной систематизации данных в современном бизнесе делать нечего. В 2014 году систему включили в Технологическую стратегию компании, и сейчас она является одним из ключевых ее направлений. По расчетам, внедрение ЭРА позволит увеличить добычу нефти за счет алгоритмов оптимизации, сократить объем энергозатрат на 12%, увеличить срок службы скважинного оборудования на 15%, а также снизить расходы на бурение скважин. В том же 2014-м «Газпром нефть» завершила испытания другой информационной системы – «Геомэйт», позволяющей накапливать и анализировать геологическую информацию обо всех месторождениях компании. Эта программа объединяет около 80% операций по анализу геолого-геофизической информации: сейсмических данных, карт, результатов исследований скважин. Благодаря ей специалисты имеют доступ к единой информационной среде, которая позволяет оперативно изучать все важные показатели месторождений и выявлять перспективные зоны и нефтеносные пласты.

В целом это научное «вмешательство» немедленно дало конкретные результаты: работы по геологоразведке, разработке месторождений и эксплуатации скважин стали вестись более слаженно, оперативно и точно, что благотворно сказывается на качестве конечного продукта.

digitalevolution.tass.ru

Цифровая модель Новопортовского месторождения признана лучшей отечественной IT-разработкой

18 апреля 2018

Проект «Применение российских технологий информационного моделирования (BIM) при проектировании, строительстве и эксплуатации Новопортовского месторождения» стал победителем конкурса «Проект года» IT-портала Global CIO в номинации «Лучшая отечественная разработка».

Новопортовское месторождение

Информационная модель инфраструктуры Новопортовского месторождения разработана компаниями «Газпромнефть-Ямал» (оператор Новопортовского месторождения) и «Неолант». Она представляет собой единое электронное хранилище инженерной и финансовой информации о каждом производственном объекте актива. Прототип отражает рельеф местности, инженерные сети, трубопроводы, архитектурно-строительные элементы и другие конструкции и оборудование.

Новопортовское месторождение

Для постоянного обновления фото- и видеоданных строящихся объектов применяются камеры, установленные на квадрокоптерах и позволяющие производить панорамную съемку с обзором 360 градусов. Качество и эффективность строительства обеспечивается использованием 6D-моделей, включающих не только инженерную и архитектурную информацию, но и данные о сроках и финансировании. Соответствие готовых объектов рабочей документации можно оценить в ходе виртуального тура.

Использование цифровой модели на стадии строительства позволяет повысить эффективность управленческих решений, предотвратить критические ситуации, снизить финансовые затраты и сроки выполнения строительно-монтажных работ. В целом период реализации проекта от «нулевого цикла» до ввода в эксплуатацию за счет использования технологии информационного моделирования может быть сокращен на 30-40%.

«Применение цифровых технологий — одно из приоритетных направлений технологического развития „Газпром нефти“. Технические решения, применяемые сегодня на Новопортовском месторождении, позволяют повысить эффективность и безопасность производственной деятельности, и в дальнейшем могут успешно применяться при реализации других проектов компании», — отметил генеральный директор «Газпромнефть-Ямала» Алексей Овечкин.

Новопортовское месторождение — одно из самых крупных разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений на полуострове Ямал. Расположено в 30 км от побережья Обской губы. Извлекаемые запасы категорий C1 и С2 составляют более 250 млн тонн нефти и конденсата, а также более 320 млрд кубометров газа.

Конкурс «Проект года» ежегодно проводит официальный портал IT-директоров России Global CIO при поддержке всех профессиональных IT-ассоциаций. В 2017 году в нем приняли участие более 200 IT-проектов. Ключевая особенность конкурса «Проект Года» состоит в том, что достижения оценивают сами IT-директора в ходе онлайн голосования, на базе сбалансированной методологии оценки проектов, выработанной отраслевыми экспертами и утвержденной IT-сообществом.

  • Фотогалерея «Новый порт»:

Теги: технологии, цифровизация, эффективность, Новопортовское месторождение

www.gazprom-neft.ru

«Газпром нефть» создает цифровую модель Новопортовского месторождения

12 июля 2017

В Научно-техническом центре «Газпром нефти» создается интегрированная (комплексная) цифровая модель Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения, которая объединит три ключевых блока данных — блок геологии и разработки месторождения, блок добычи, к которому относятся конструкции и глубинное оборудование скважин, и блок наземной инфраструктуры. На основании результатов численных расчетов новой модели будет сформирован комплекс оптимальных решений по дальнейшему развитию проекта «Новый порт».

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение

Использование модели позволит на любом этапе определить, как изменение какого-либо параметра может повлиять на систему в целом, так как все составляющие интегрированной модели объединены в одну структуру и рассчитываются на единой платформе. Так можно точнее прогнозировать объемы добычи и принимать наиболее обоснованные решения, учитывающие потенциальные инфраструктурные риски, связанные с разработкой подгазовых залежей. В 2016 году был выполнен пилотный проект на Новопортовском месторождении, подтвердивший целесообразность создания полномасштабных интегрированных моделей. Первые расчеты с использованием интегрированной модели будут произведены в августе 2017 года.

Необходимость создания интегрированной модели Новопортовского месторождения продиктована, в первую очередь, наличием крупных подгазовых залежей нефти, освоение которых — одно из ключевых направлений Технологической стратегии «Газпром нефти», которое требует тесной интеграции технологий для разработки как нефтяных, так и газовых пластов. Если при добыче нефти основные технологические решения связаны с оптимальным расположением скважин, их конструкцией и назначением, то в добыче газа ключевые технологии, в первую очередь, ориентированы на создание эффективной и безопасной наземной инфраструктуры. Кроме того, использование интегрированной модели поможет оценить риски, найти пути оптимизации работы фонда в случае прорыва газа для сохранения текущего уровня добычи.

Директор по технологиям «Газпром нефти», генеральный директор НТЦ Марс Хасанов отметил: «Современная нефтегазовая отрасль требует новых эффективных подходов, позволяющих находить оптимальные решения на каждом этапе развития проектов. Интегрированный нефтяной инжиниринг — это ключ к выбору таких решений. Он увязывает геологию месторождения и наземную инфраструктуру в единую целостную систему, позволяет применять инструменты анализа данных, искусственного интеллекта и машинного обучения. Все новые крупные проекты „Газпром нефти“ запускаются в логике интегрированного нефтяного инжиниринга».

Теги: технологии, Научно-технический центр, Арктика, инновации, Новопортовское месторождение, цифровизация

www.gazprom-neft.ru

Оцифрованная нефтедобыча

Внедрением технологий интеллектуального управления нефтедобычей мировые лидеры занимаются с 2000-х годов. Применение систем "Цифровое месторождение" позволяет сделать добычу более эффективной и дешевой. В России отдельные компании тоже внедряют такие технологии, но делают это фрагментарно и действуют разрозненно. Это может обернуться дальнейшим отставанием России в использовании инноваций в нефтегазовой сфере.

Сенсорная подготовка

Количество месторождений с трудноизвлекаемыми запасами в России увеличивается с каждым годом. Это означает, что затраты, направляемые компаниями на добычу нефти, будут только увеличиваться. Технологии под названием "Цифровое месторождение", "Интеллектуальное месторождение" начали появляться за рубежом в начале 2000-х годов, и нефтяные компании стали пытаться применять их для оптимизации затрат практически на всех этапах добычи, транспортировки, переработки нефти. Технология "Цифровое 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 системы.

Революционность технологии в том, что если раньше все собранные данные обрабатывали спустя какое-то время, то сегодня это может происходить онлайн. Это позволяет оптимизировать деятельность компании практически на любой стадии производства путем моментальной обратной связи и за счет этого снижать затраты. Например, посредством сенсоров, отслеживающих состояние работающего оборудования, оператор в режиме реального времени может следить за его состоянием, планировать его техническое обслуживание или профилактический ремонт именно тогда, когда это действительно необходимо. В этом случае возможны сокращение периодов простоя оборудования и снижение затрат на плановый или профилактический ремонт.

Также через систему "Цифровое месторождение" компания осуществляет управление удаленными активами: следит за уровнем добычи нефти, за показателями вплоть до характеристик скважины, которые могут меняться в процессе добычи: движением грунтов, температурой, давлением и так далее. Поскольку все данные собираются в облачных хранилищах, доступ к управлению работами может осуществляться практически из любой точки земного шара.

В этой технологии важно не столько наличие огромного количества датчиков и сенсоров, сколько то, что большой массив накопленных данных позволяет системе просчитывать и анализировать множество вариантов развития событий и предлагать оптимальные решения для той или иной ситуации. Именно поэтому глобальные нефтегазовые компании стремятся объединить усилия и хранить облачные решения в так называемых озерах данных, которые были бы унифицированными и доступными для целого ряда компаний--участников процесса. Кроме того, хранение информации в одном месте дает существенную экономию средств при весьма высокой эффективности такого решения. По некоторым оценкам экспертов рынка, внедрение системы "Интеллектуальное месторождение" позволило компании Shell повысить общий коэффициент извлечения нефти на 10%, газа — на 5% и ввести в разработку скважины, многие из которых были нерентабельными из-за большой удаленности.

Фрагментарный интеллект

В России интерес к технологии "Цифровое месторождение" появился всего несколько лет назад, и ряд компаний занялся ее внедрением. Элементы этой технологии были вполне успешно опробованы "Татнефтью" на Ромашкинском месторождении: на определенном этапе удалось значительно — почти на треть — снизить себестоимость добычи нефти.

Также пилотное внедрение программы "Цифровое месторождение" в 2014 году на своих добычных месторождениях начала компания "Газпром нефть", выбрав стартовой площадкой активы "Газпромнефть-Хантоса". В 2016 году еще на трех предприятиях компании был проведен первый этап программы — целью было определить перечень возможных улучшений и ожидаемый экономический эффект. Главной задачей внедрения этой программы в компании назвали не просто насыщение производства автоматическими решениями, а поиск оптимальных точек их приложения, то есть технологическую и экономическую оптимизацию всего производственного процесса. По словам первого заместителя гендиректора "Газпром нефти" Вадима Яковлева, для компании сегодня важно стать лидером по эффективности, и эта задача особенно актуальна в условиях сложной внешней конъюнктуры.

Внедрением системы "Цифровое месторождение" занимается и ЛУКОЙЛ. Например, в 2015 году на нефтяном месторождении Западная Курна-2 в Ираке, разработку которого ведет "ЛУКОЙЛ Оверсиз" совместно с South Oil Company, было реализовано решение, полностью соответствующее идеологии интеллектуального месторождения. Как отмечали специалисты, внедрение системы позволило сократить сроки принятия управленческих решений, снизить 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.

Отдельные элементы интеллектуального месторождения были внедрены ЛУКОЙЛом и в Пермской области. На Кокуйском месторождении действующая система позволяет оперативно оценивать основные параметры работы скважин, в частности дебиты скважин, динамические уровни, давление. Кроме того, система держит под контролем все необходимые параметры работы насосного оборудования, а также способна непосредственно с пульта оператора менять длину хода, число качаний гидравлического привода штангового глубинного насоса.

Догоняющее развитие

Однако нельзя сказать, что новая технология распространяется в России масштабно и быстро. Старший советник по консалтингу в нефтегазовой промышленности компании PwC в России Дмитрий Мордовенко полагает, что причина осторожного отношения большинства российских нефтегазовых компаний к новой технологии не только в том, что они не имеют пока точной операционной модели для масштабного ее внедрения. И не только в отсутствии достаточного числа специалистов по внедрению и обслуживанию такой системы. Главное, по его мнению, то, что компании не стремятся тратить время и деньги на создание такой интеллектуальной системы.

"Российские компании боятся отступить на шаг назад, чтобы потом сделать три шага вперед,— уверен Дмитрий Мордовенко.— Но они должны понимать, что чем дальше, тем дороже им будет обходиться добыча. А с помощью, в частности, этой технологии они смогли бы снижать ее себестоимость. Сегодняшние попытки внедрения в России системы интеллектуального месторождения можно назвать несмелыми и фрагментарными. А со временем, я думаю, этот разрыв будет только увеличиваться, особенно после того как большая часть запасов углеводородов России окажется либо в труднодоступных районах Восточной Сибири, либо трудноизвлекаемыми. И когда компании подойдут к этому порогу, бурить много и дешево уже не получится: срочно понадобятся новые технологии. Но время будет потеряно".

Впрочем, директор департамента нефтегазовой промышленности компании SAP Сергей Полевой смотрит на эту проблему более оптимистично. Он считает, что так или иначе к необходимости внедрять технологии цифрового месторождения придут все российские компании. "Многие из российских нефтекомпаний подходят сегодня к процессу внедрения технологии цифрового месторождения или плотно прорабатывают вопросы ее внедрения,— говорит он.— У ЛУКОЙЛа, например, довольно большой опыт реализации отдельных элементов интеллектуальных систем, геологогидродинамического моделирования, интеллектуального закачивания скважин, внедрения интеллектуальных станций управления скважин и так далее. То есть элементы системы существуют уже у многих компаний, вопрос — в их дальнейшей проработке, с учетом того что параллельно технологии развиваются в геометрической прогрессии. Наша компания общается со всем нефтегазовым сообществом России, и мы видим проекты и стратегии, которые сегодня внедряются. Поэтому, надеюсь, мы не только не проспим этот революционный этап внедрения цифровых технологий в России, но в ряде проектов, возможно, выйдем на лидирующие позиции".

nangs.org

Обмен данными — IT — Приложение «IT» №117 (декабрь 2014) — Тематические приложения — Все выпуски — Журнал «Сибирская нефть» — Пресс-центр — ПАО «Газпром нефть»

«Контроль над месторождением», «интегрированные операции», «умная добыча» — множество терминов описывают одни и те же процессы, уже давно применяемые лидерами нефтяной отрасли и сегодня активно развивающиеся в России. При этом подход не сводится к одному лишь внедрению технологий, делающих добычу проще и эффективнее. Он также включает в себя значительные организационные изменения и затрагивает все сферы — от бурения скважин до работы с персоналом

Естественный путь

Потребность в создании безлюдного месторождения впервые появилась на морских платформах. Фото: Getty Images/Fotobank Потребность в создании безлюдного месторождения впервые появилась на морских платформах

Процесс «оцифровки» месторождений был запущен, когда нефтяные компании добрались до сложной нефти и вынуждены были придумывать способ добывать ее эффективно. При этом сложность не всегда подразумевает «нежелание» нефти покидать коллектор. Проблемой может стать дороговизна разработки — именно с этим столкнулись компании, работавшие на шельфе с нефтяных платформ. Бурение скважины в море на порядок дороже, чем на суше, пропорционально растут и риски. Снизить их можно только за счет более точных расчетов. Но для того чтобы проводить такие расчеты, нужны специалисты, а место на платформе ограничено, да и постоянно держать эксперта на платформе также очень недешево. Соответственно, появилась потребность в создании малолюдного, но хорошо контролируемого удаленно месторождения. Пионером в ее реализации стала компания Shell в середине 1990-х.

Можно сказать, что концепция цифровых месторождений, которую разрабатывали в Shell, а затем в BP, родилась естественным путем. В ней нет ничего надуманного, только необходимое: на месторождении должны собираться все данные — геологические, технические, статистические, — которые затем передаются в центр, обрабатываются, анализируются и хранятся в доступном для работы виде. Так как данные объединяют в себе сведения о самых разных аспектах жизни месторождения, то и принципиальные решения — где и как бурить, сколько и как добывать — наиболее эффективны, если принимаются сообществом экспертов с учетом всех точек зрения и дополнительной информации, в том числе экономической и рыночной. Эти решения передаются для исполнения обратно на месторождение, после чего отслеживаются их результаты, и все повторяется сначала. Параллельно накапливаются большие объемы знаний и опыта, которые впоследствии дают возможность перейти к предсказательному моделированию рабочих процессов и проводить их теоретические испытания перед реальным применением на практике. Еще один важный концептуальный момент — после оптимизации все процессы стандартизируются и могут быть тиражированы на другие активы.

Время на организацию

Эта концепция цифрового месторождения оказалась исключительно жизнеспособной и с теми или иными вариациями используется всеми крупными игроками. Ее воплощение в жизнь началось в 2000-х и продолжается до сих пор. Каждая компания идет своим путем, делая ставку на тот или иной аспект в зависимости от специфики своих активов — геологию, бурение и добычу, управление, — но общая канва концепции остается актуальной для всех: это интеграция технологий, процессов и персонала на базе единой информационной системы.

Совершенно новой тенденцией в организационном развитии, связанной с появлением модели цифрового месторождения и полностью изменившей отношение к процессу принятия решений, стало объединение экспертов для совместной работы. На цифровом уровне этот тренд шел в ногу с развитием технологий, способствующих коллективному общению. Видеоконференц-комнаты, оснащенные по последнему слову техники, сегодня позволяют людям, находящимся в разных концах света, обсуждать проблему, параллельно получая всю необходимую информацию в уже обработанном виде. Таким образом к решению задач можно привлечь максимум лучших специалистов.

Однако на практике воплотить идею совместной работы оказалось не так-то просто. Продолжительное время эксперт узкого профиля считался особо ценным сотрудником. Такие люди, понимая свою ценность, не спешили делиться сокровенными знаниями. Поэтому, чтобы начать работать по-новому, оказалось мало внедрять технологии, нужно было менять психологию людей. Потребовалась новая культура сотрудничества и новое отношение к работе в целом — приучить людей правильно пользоваться технологиями оказалось сложнее, чем разработать и внедрить их. Сегодня топ-менеджеры крупных международных компаний признают, что проектным командам, занимающимся цифровыми месторождениями, более 60% времени приходится тратить на организационную работу. Российские компании пока отстают в этом вопросе от западных на 5–7 лет, уделяя развитию технологий 85% времени и всего 15% — организационным вопросам.

Конечно, нельзя говорить, что российские компании совершенно не занимались внедрением цифровых технологий на месторождениях. Занимались, и вполне успешно, но эти внедрения, как правило, носили точечный характер. Целостный подход, который охватывал бы не только техническую, но и организационную сторону изменений основных производственных процессов, не был распространен. Об этом задумались лишь пару лет назад.

Фото: Александр Таран, Евгений Уваров. Getty Images/Fotobank

Среди отечественной нефтянки большинство компаний уже перешли с отстающего на базовый уровень применения цифровых технологий в добыче. Что касается продвинутого уровня, то его достигли немногие, в частности, здесь специалисты отмечают «Татнефть», успешно внедряющую на месторождениях инновации. Лидирующий уровень пока остается недостижимым, впрочем, и в мировом масштабе к нему приблизились лишь единицы среди нефтяных гигантов.

Цифровое месторождение

В «Газпром нефти» цифровые технологии для повышения эффективности разведки и добычи внедряются с самого основания компании.

Концепция цифрового месторождения - это совокупность взаимодополняющих подходов
Концепция цифрового месторождения - это совокупность взаимодополняющих подходов. Инфографика: Рамблер Инфографика / Анна Деревянко Смотреть в большом размере

Рамблер Инфографика / Анна Деревянко

В 2012 году от точечных решений перешли к реализации масштабного проекта «Электронная разработка активов» (ЭРА), направленного на создание собственных решений по автоматизации производственных процессов при эксплуатации месторождений. Проект должен обеспечивать оперативное управление ключевыми этапами производства, такими как мониторинг работы скважин, анализ и контроль базовой добычи, выбор оптимальной системы разработки месторождений, экспресс-оценка геологического строения коллектора. ЭРА стала важным шагом к эффективному использованию «цифровых» подходов в добыче, а технологии, примененные в рамках проекта, позволили компании достигнуть заметного повышения результативности процессов.

Следующим этапом стала разработка комплексной концепции «цифровой» добычи. Так появилось «Цифровое месторождение» — образ месторождения будущего, максимально эффективного и безопасного. Работа над концепцией началась осенью 2013 года со встречи с крупнейшими вендорами. Было решено использовать наиболее успешный мировой опыт с учетом специфики активов «Газпром нефти». В качестве площадки для «обкатки» нового подхода выбрали «Газпромнефть-Хантос» — одно из самых современных и продвинутых с технологической точки зрения добывающих предприятий компании.

В целом концепция «Цифрового месторождения» в компании объединяет несколько основных «цифровых» подходов: использование уточняемых геолого-технических и инженерных моделей, оперативное управление производством, интеграцию с финансово-экономическими показателями, накопление знаний и опыта и создание единой базы данных и, конечно же, коллективную работу и совместное принятие решений. Реализация подобных проектов — задача многоэтапная и кропотливая. Необходимо оценить существующую ситуацию, выделить процессы, где «цифровые» подходы дадут наибольший эффект, расставить приоритеты и понять необходимую глубину преобразования для каждого из них, наконец создать дорожную карту.

При этом было решено в первую очередь изменять подход к бизнес-процессам, работать над организационной составляющей — наиболее сложной частью всех преобразований, используя при этом циклы непрерывных улучшений ( циклы Деминга циклически повторяющийся процесс принятия решения, используемый в управлении качеством. Включает в себя несколько этапов — планирование, действие, проверку и корректировку. ). Технологии же при таком подходе становятся не самоцелью, а элементами, помогающими поддерживать и систематизировать изменения в организационных процессах.

Сначала технологии

Среди множества технических решений, применяемых на месторождениях мировыми лидерами отрасли, сложно выделить универсальные. Для каждого месторождению требуется индивидуальный подход и тщательный подбор наиболее подходящих решений. Часть технологий, которые в будущем, несомненно, войдут в «Цифровое месторождение» уже внедрены или разрабатываются в «Газпром нефти». Так, например, залог успешной разработки сложных геологических объектов — постоянное обновление и уточнение модели пласта. Эта работа уже ведется в компании: для аккумулирования и анализа геологической и промысловой информации внедряется собственная разработка — система GeoMate.

В рамках каждой программы «Цифрового месторождения» решается задача интеграции данных из разных источников. Технически для этого используются разные подходы и инструменты. В «Газпром нефти» в рамках общей IT-стратегии предусмотрено создание специальной платформы для сбора, объединения и хранения данных из разных дисциплин об одних и тех же месторождениях и скважинах (с точки зрения геологии, бурения, экономики).

Как уже было сказано выше, неотъемлемый компонент всех без исключения проектов по «оцифровке» добычи ведущих компаний — центры совместной работы. Прообраз такого центра в «Газпром нефти» уже создан — это Центр геологического сопровождения строительства скважин. В дальнейшем на его базе должен появиться Мультидисциплинарный центр сопровождения бурения, объединяющий геологов, разработчиков, технологов и специалистов по бурению.

Максим Шадура

Максим Шадура,начальник управления информационных технологий, автоматизации и телекоммуникаций блока разведки и добычи «Газпром нефти»:

Мы занимаемся бизнесом, который очень сильно зависит от качества технологий. Большинство текущих месторождений «Газпром нефти» находятся на поздней стадии разработки, а новые активы — это сложные проекты, такие как добыча на арктическом шельфе или извлечение нетрадиционных запасов. Поэтому успешность и конкурентоспособность бизнеса в долгосрочной перспективе для нас напрямую зависит от эффективного применения технологий и выстраивания организационных циклов принятия решений. И делать эту нужно уже сейчас, чтобы заложить прочную основу для дальнейшего развития.

Помимо универсальных для любого цифрового месторождения технологий есть еще десятки необходимых для каждого конкретного актива. Например, после анализа «Газпромнефть-Хантоса» эксперты выявили 62 возможности улучшить разнообразные процессы и перевести добычу в дочернем предприятии на следующий уровень цифровой зрелости. Реализация этих возможностей — следующий шаг к цифровому месторождению, месторождению будущего.

www.gazprom-neft.ru

«Газпром нефть» создает цифровую модель Новопортовского месторождения — OilGasCom

«Газпром нефть» создает цифровую модель Новопортовского месторождения

В Научно-техническом центре «Газпром нефти» создается интегрированная (комплексная) цифровая модель Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения, которая объединит три ключевых блока данных – блок геологии и разработки месторождения, блок добычи, к которому относятся конструкции и глубинное оборудование скважин, и блок наземной инфраструктуры, сообщает «Газпром нефть». На основании результатов численных расчетов новой модели будет сформирован комплекс оптимальных решений по дальнейшему развитию проекта «Новый порт».

Использование модели позволит на любом этапе определить, как изменение какого-либо параметра может повлиять на систему в целом, так как все составляющие интегрированной модели объединены в одну структуру и рассчитываются на единой платформе. Так можно точнее прогнозировать объемы добычи и принимать наиболее обоснованные решения, учитывающие потенциальные инфраструктурные риски, связанные с разработкой подгазовых залежей. В 2016 году был выполнен пилотный проект на Новопортовском месторождении, подтвердивший целесообразность создания полномасштабных интегрированных моделей. Первые расчеты с использованием интегрированной модели будут произведены в августе 2017 года.

Необходимость создания интегрированной модели Новопортовского месторождения продиктована, в первую очередь, наличием крупных подгазовых залежей нефти, освоение которых – одно из ключевых направлений технологической стратегии «Газпром нефти», которое требует тесной интеграции технологий для разработки как нефтяных, так и газовых пластов. Если при добыче нефти основные технологические решения связаны с оптимальным расположением скважин, их конструкцией и назначением, то в добыче газа ключевые технологии, в первую очередь, ориентированы на создание эффективной и безопасной наземной инфраструктуры. Кроме того, использование интегрированной модели поможет оценить риски, найти пути оптимизации работы фонда в случае прорыва газа для сохранения текущего уровня добычи.

Директор по технологиям «Газпром нефти», генеральный директор НТЦ Марс Хасанов отметил: «Современная нефтегазовая отрасль требует новых эффективных подходов, позволяющих находить оптимальные решения на каждом этапе развития проектов. Интегрированный нефтяной инжиниринг – это ключ к выбору таких решений. Он увязывает геологию месторождения и наземную инфраструктуру в единую целостную систему, позволяет применять инструменты анализа данных, искусственного интеллекта и машинного обучения. Все новые крупные проекты «Газпром нефти» запускаются в логике интегрированного нефтяного инжиниринга».

oilgascom.com

Беспроводные технологии в «цифровом» нефтегазовом промысле

Рис. 1. «Цифровое» месторождение

Конфигурация рабочего пространства, будь то большое месторождение нефти или газа или нефтеперегонный завод, делает организацию проводных систем передачи информации слишком дорогим удовольствием даже для крупнейших промышленников. Тем не менее характер отрасли, с его постоянно меняющимися ценами и постоянным ростом нормативных требований к отчетности, требует быстрой передачи точных оперативных данных с рабочих мест в офисы управления.

Несколько лет назад усилившаяся динамика этого процесса привела к формированию такого понятия, как «цифровой» нефтяной промысел (рис. 1). В нем информационные технологии (ИТ) используются с целью сбора и анализа данных обо всех операциях, контроля за безопасностью на объектах и т. д. В идеале это происходит в режиме реального времени, таким образом, достигается рост производства при минимизации затрат. Тем не менее при реализации этой концепции есть небольшая проблема. Если не все предприятие покрыто сетью передачи данных, то сбор и анализ достоверной информации в режиме реального времени не вполне осуществимы, а в этом случае такое понятие, как «цифровое видение» нефтяного месторождения, теряет смысл. Поэтому (и к такому мнению пришли многие эксперты нефтегазовой отрасли) необходимы именно беспроводные технологии (БТ) и мобильные решения.

 

Рис. 2. Точка доступа на «цифровом» нефтяном промысле

Комплексные решения

Для построения «цифрового» нефтегазового промысла существуют законченные комплексные беспроводные решения, основанные на предложениях компании WellAware и софтверного гиганта SAP.

WellAware предлагает на основе подписки платформу, состоящую из аппаратного и программного обеспечения для автоматизации нефтепромысловых процессов, а также сбора, распространения и анализа производственных данных (рис. 2). Компания SAP предоставляет для нефтяной и газовой промышленности целый ряд решений. Среди них, например, SAP Mobile Platform, которая позволяет пользователям разрабатывать собственные мобильные приложения. Причем они могут быть интегрированы с другими беспроводными решениями, например SAP Work Manager, позволяющим автоматизировать большинство задач по техническому обслуживанию. В ноябре 2014 г. компания SAP объявила о партнерстве с Samsung. Это сотрудничество направлено на то, чтобы совместно выводимые на рынок версии приложений SAP Work Manager и Field Service Manager могли быть реализованы на версиях планшетных компьютеров Samsung Galaxy, защищенных от влияния тяжелых условий окружающей среды. Оба эти приложения используются в производственном процессе нефтяной и газовой отрасли.

Очевидно, что для индустрии нефти и газа открывается все больше возможностей для развертывания БТ. Однако перед покупкой каких-либо решений в этой области необходимо разобраться, какой именно тип беспроводной сети будет наилучшим в конкретной ситуации.

 

Традиционные и ячеистые сети

Традиционные БТ большинство людей используют в качестве своих домашних Wi-Fi-сетей. Такая технология предполагает наличие маршрутизатора (обычно называемого роутером), подключенного с помощью проводов к центральному компьютеру с выходом в Интернет. Роутер излучает сигнал в пределах некоторой заданной области, так что другие устройства (компьютеры, планшеты, телефоны и т. д.) захватывают его и оказываются подключенными к сети. Недостатки такой технологии — ограниченный диапазон, а также то, что сигналы могут быть блокированы препятствиями в виде внутренних стен здания или различных топографических преград. Традиционные беспроводные сети обычно нормально функционируют в рамках и на площадях предприятия, но операции по добыче нефти и газа, как правило, осуществляются в отдаленных районах и весьма жестких условиях окружающей среды, таких как западные районы США до Аляски, заледеневшая тундра Канады или Сибирь в России.

Рис. 3. Беспроводной узел мониторинга нефтяного танка (резервуара)

Ячеистая сеть (Mesh Networking) является одной из тех технологий, которая эффективна в неблагоприятных климатических условиях. Ячеистые сети имеют повышенную надежность благодаря тому, что устройства включены непосредственно в сетевые узлы (рис. 3), которые могут одновременно передавать и принимать сигналы. Это решает проблему наличия нарушений сигналов из-за помех, потому что сетевые узлы запрограммированы так, чтобы самостоятельно найти путь к доступному открытому узлу, если он видит, что ближайший к нему роутер блокирован. Благодаря способности находить доступные пути получения сигнала ячеистые сети были названы самоорганизующимися. Термин «ячеистая сеть» также относится и к «невидимой» сети связи, которую эти сети образуют над зонами покрытия, чтобы сохранить исходящий трафик.

Компания Honeywell Process Solutions приняла решение разрабатывать оборудование, совместимое с ISA 100 Wireless, поскольку уже многие другие производители представили устройства и приложения на основе именно этого стандарта. Дидерик Молс (Diederik Mols), руководитель структурного подразделения компании Honeywell по промышленным беспроводным решениям, считает, что это позволит клиентам запускать весь их беспроводной трафик в одной сети, независимо от того, сколько различных типов устройств они к этой сети подсоединят.

 

Эффективность внедрения БТ на месторождениях

Перед установкой любого оборудования компания WellAware проводит специальный анализ. В него входит съемка местности, которая позволяет отметить любые уже существующие мачты связи в районе. Затем создается конфигурация сети множественного доступа со случайной фазой RPMA (Random Phase Multiple Access) с наименьшим возможным числом точек беспроводного доступа, размещенных в стратегических местах. Там также помещаются средства радиосвязи, рассредоточенные по сети, что удваивает число удаленных периферийных устройств (Remote Terminal Unit, RTU), которые постоянно осуществляют опрос датчиков, установленных на производственном оборудовании. Это необходимо для получения такой информации, как уровень нефти в танках (хранилищах), скорость газа и давления на устье скважины и т. д. Операторы имеют доступ к этой информации в режиме реального времени, через программное приложение. Производственные данные могут быть просмотрены на любом компьютерном устройстве — от настольного ПК до смартфона.

 

Калифорния

Рис. 4. Интерфейс с беспроводным монитором состояния нефтяного танка WellAware

Операторы Калифорнийского участка, выполняющие обход или находящиеся в своих автомобилях, могут на планшетах просмотреть текущие данные или получить сигналы о ситуациях, требующих немедленного внимания (рис. 4). Этот комплекс мер позволяет работникам вместо того, чтобы посещать каждую скважину по многу раз в день, сосредоточить свое внимание на тех скважинах, которые на самом деле его требуют.

Один из нефтепромышленников сообщил, что после установки сети множественного доступа со случайной фазой RPMA было достигнуто снижение простоев сотрудников на 25%, что дало компании $400 000 ежегодной экономии. Ранее на указанном участке были заняты порядка 10 операторов, задачей которых был объезд объектов по одному и тому же маршруту по нескольку раз в день.

На сланцевом месторождении Игл-Форт удалось снизить затраты на 60% путем расширения сети с помощью БТ. Новая сеть обеспечивает не только передачу данных в рамках автоматизированной системы управления технологическим процессом (Supervisory Control And Data Acquisition, SCADA), но также реализует голосовую связь через интернет-протоколы.

 

Саудовская Аравия

Еще более сложные сети были установлены фирмой Honeywell для нефтеперерабатывающей компании Saudi Arumco Mobil Refining Company (SAMREF). Эта работа была выполнена на нефтеперерабатывающем комплексе в Янбу (Саудовская Аравия). Компания SAMREF является совместным предприятием нефтяной компании из Саудовской Аравии (Saudi Arabian Oil Company) и нефтепереработчиком Mobil Yanbu Refining Company, дочерней компании Exxon Mobil. Нефтеперерабатывающий комплекс SAMREF производит около 400 тыс. баррелей в день различных нефтепродуктов, в том числе бензина, мазута, сжиженного газа, топлива для реактивных двигателей и других энергетических продуктов.

Honeywell установила беспроводную сеть, которая обрабатывает трафик для мониторинга процесса и осуществляет видеонаблюдение всего объекта. Система опирается на беспроводные точки доступа, оснащенные тремя типами средств радиосвязи:

  • для связи с традиционными радио­передатчиками;
  • для связи с устройствами Wi-Fi;
  • для высокоскоростных коммуникаций с целью передачи внутриобъектовых потоков данных.

Кроме доступа к оперативной информации, данная сеть позволяет SAMREF соблюдать правила безопасности и осуществлять охрану объектов путем предоставления в режиме реального времени видео с камер, расположенных вокруг территории завода, а также установленных на верхней части транспортного средства, которое руководитель аварийно-спасательных работ использует для патрулирования. И персонал диспетчерской, и руководитель аварийно-спасательных работ имеют круглосуточный доступ к видеоканалам. Когда происходят потенциальные нарушения безопасности или нарушение охраняемого периметра объекта, руководитель аварийно-спасательных работ, чтобы уменьшить время реакции на событие соответствующего персонала диспетчерской, использует данные видеонаблюдения.

Признавая, что это является одним из самых, какие только они видели, креативных решений в использовании БТ в индустриальных целях, специалисты компании Honeywell отметили, что именно заказчику, а не им, пришла в голову идея с использованием этой технологии в таком варианте. В целом специалисты отмечают, что творческое мышление свойственно работникам нефтяной и газовой промышленности: «После установки беспроводной сети уже в течение первого года инженеры объекта предлагают не менее пяти новых идей о том, как она может быть использована».

При таком мощном импульсе в построение беспроводных сетей вполне возможно, что в не слишком отдаленном будущем они станут стандартом для ИТ-инфраструктуры в нефтегазовой индустрии.

Специалисты компании IDC Energy Insights классифицируют мобильные и беспроводные решения, как технологии «третьей платформы», то есть они относят их к группе решений которые включают аналитические программы, предназначенные для работы с «большими данными», облачные приложения и социальные бизнес-платформы. В 2014 г. в декабрьском докладе о будущем отрасли IDC прогнозировала, что в 2016 г. в надежде на создание ИТ-сред, которые смогут поддерживать быстрые ответы на постоянно меняющиеся условия бизнеса, 70% нефтяных и газовых компаний будут инвестировать в одну или более беспроводных технологий, рассматриваемых в статье.

 

Стив Сентерфит (Steve Senterfit), вице-президент консалтинговой компании Booz Allen Hamilton, считает, что рост интереса к БТ в нефтяной и газовой промышленности частично объясняется изменениями в самом составе рабочей силы: «Последние несколько лет наблюдается приток в промышленность молодого поколения, доля которого в составе производительных сил все более увеличивается. Это поколение привыкло к тому, что они получают непосредственный доступ к информации с мобильных устройств». Хотя рабочие и тянут в свою сторону, Сентерфит утверждает, что этот шаг навстречу мобильным решениям не произойдет, пока в одном месте не сойдутся два основополагающих элемента: технологии и экономическое обоснование.

 

controlengrussia.com