«Эффект Амазона»: продолжит ли «оцифрованная» нефтедобыча сланцевую революцию. Умная добыча нефти


Технологии управления умными месторождениями - Стр 4

ГЛАВА 2. УМНЫЕМЕСТОРОЖДЕНИЯ

Краткое содержание

Умное месторождение - это месторождение с элементами искус­

ственного интеллекта, включая систему контроля и управления нефтегазо­ вых операций в режиме реального времени, интегрированную модель пла­ ста и модели управления производством для повышения добычи нефти и газа и сокращения капитальных и операционных затрат. Умное месторож­

дение - это инновационная технология, которая позволяет нам передавать

огромные объемы информации (BigData) непосредственно от месторожде­ ния к центру управления совместной работы в режиме реального времени.

Умное месторождение обеспечивает непрерывную оптимизацию интегри­

рованной модели месторождения на основе сбора, обработки, передачи и

анализа больших объемов геопромысловых данных. Умное месторождение

дает нам возможность максимального измерения и контроля для оптимиза­

ции работы всех промысловых объектов: скважин, коллекторов, трубопро­

водов и друтих наземных объектов для принятия решений в реальном вре­

мени. Проблемой XXI века является разведка, освоение и разработка ум­ ных месторождений в режиме реального времени. Основные достоинства умного месторождения: быстрая оценка сценариев разработки и производ­

ственных ситуаций, интеграция технологических циклов нефтегазового

производства, снижение издержек путем осуществления операций в ре­

жиме реального времени, оптимизация технологических операций. К 2014 году в мире было около250 умных месторождений, включая13 в России;

около 1100 умных скважин в мире, в том числе40 в России. Период20022012 годов можно характеризовать как период умных месторождений пер­

вого поколения. С конца 2012 г. нефтяные компании начали создавать вто­

рое поколение умных месторождений.

Ключевые слова: умное месторождение, месторождение будущего,

цифровое месторождение, умная скважина, интеллектуальная скважина,

электронное месторождение, дистанционный доступ, интеграция, оптими­ зация, модель, мониторинг, инновация, автоматизация, i-field (интеллекту­

альное месторождение), Современный Центр сотрудничества, Центр

управления месторождением, Центр по принятию решений, датчики, опто­ волоконные системы, 3D-визуализация,умные месторождения первого по­

коления, умные месторождения второго поколения, интегрированные опе­

рации первого и второго поколений.

studfiles.net

Аналитика. «Умное месторождение» для оптимального промысла

25.06.14 12:34

Современные технологии, возникшие в последнее десятилетие и обеспечивающие качественно новый уровень управления нефтегазовым месторождением, часто называют «умными». EnergyLand.info разбирался, чем «умные месторождения» отличаются от традиционных, какие эффекты приносит внедрение этой концепции и пользуется ли она сегодня спросом в России.

Вместо введения

Интересно, что пока нет ни единого термина для обозначенного явления, ни четкого понимания, что за ним стоит. Разные компании разрабатывают и внедряют сходные решения под названиями «умное», «интеллектуальное» или «цифровое» месторождение, «месторождение на ладони», используются также англоязычные варианты — Smart Field и iField — и это не полный список.

Пожалуй, заниматься поисками отличий и классификациями этих типов — дело на сегодняшний день неблагодарное, ведь даже у «узких» специалистов по этому вопросу, зачастую, нет согласия. Поэтому позволим себе использовать данные термины как синонимы и сконцентрируемся на том, какой эффект может дать внедрение интеллектуальных технологий на действующем месторождении. В некоторых случаях в «интеллектуальную» концепцию также включают современные методы разведки и разработки, но подробное рассмотрение этого вопроса — скорее предмет для отдельной статьи.

 

Нужно «умнеть»

Единственное, что не вызывает сомнений у специалистов, — это тот факт, что интеллектуальные технологии для месторождений — насущная потребность сегодняшнего дня, и уж тем более — дня завтрашнего. Некоторые даже утверждают, что скоро во всем мире внедрение «умных» технологий станет неизбежным условием для выживания нефтегазовых компаний в условиях конкурентной борьбы.

Однако, не все склонны к таким категоричным оценкам. Так Михаил Черкасов, директор департамента по работе с клиентами в сфере нефти и газа Schneider Electric, полагает, что месторождения с фонтанирующими скважинами могут оставаться рентабельными и без компонентов Smart Field, однако такие недра — увы, скорее исключение, чем правило. В российских условиях, как и в большей части нефтедобывающих регионов планеты, без интеллектуальных технологий, действительно, не обойтись. «В условиях падения добычи на существующих месторождениях внедрение Smart Field и возможность управлять нефтяным пластом — стратегический фактор. В российских компаниях это прекрасно понимают и готовы уже сегодня вкладывать в данную тематику деньги и другие ресурсы, ведь, в конечном счете, это позволит оптимизировать расходы и увеличить прибыль», — говорит эксперт.

«Российская нефтегазовая отрасль переживает сегодня  переломный момент, — считает Станислав Макушкин, менеджер по развитию бизнеса в сегменте «Нефть и газ» компании Eaton в России. — Дело в том, что на месторождениях с уникальными запасами сырья, которые начали эксплуатироваться в 60-70-х годах прошлого века, подходят к концу запасы так называемой «лёгкой нефти» и увеличивается объём  добычи трудноизвлекаемых запасов, в связи с чем падает коэффициент извлечения нефти.

В сложившейся ситуации становится очевидной необходимость изменения методов поиска и добычи нефти, которые сложились более чем за полвека. Нефтедобывающие компании вынуждены начинать работу на месторождениях, расположенных на глубине более трёх километров. Такие месторождения характеризуются сложными горно-геологическими условиями, более высокой температурой и давлением, другой флюидной динамикой. Для работы на этих месторождениях необходимы принципиально новые теоретические разработки и технические решения». 

По мнению Артема Власова, ученого секретаря, руководителя группы инновационной и патентно-лицензионной деятельности «ПермьНИПИнефть», филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», сегодня истощение запасов действующих и удаленность перспективных месторождений углеводородов заставляет нефтегазовые компании внедрять новые технологии для снижения себестоимости добычи нефти и повышения отдачи месторождений на всех этапах – от геологоразведочных работ до рекультивации земель.

«Найти оптимальный, технико-экономически обоснованный вариант разработки и эксплуатации нефтегазового актива в таких условиях возможно только при интегрированном комплексном подходе к решению текущих задач производства, — уверен Артем Власов. — Такое решение заложено в концепции «Интеллектуальное месторождение», которая позволяет  вести непрерывную оптимизацию разработки месторождения за счет чего повышает рентабельность освоения запасов углеводородов».

 

Оборудование серии Crouse-Hinds (фото Eaton)

 

Чем поможет интеллект

Использование интеллектуальных технологий позволяет достичь ключевых целей, стоящих перед нефтегазовыми компаниями. По мнению Станислава Макушкина, внедрение «умных месторождений» необходимо в первую очередь для того, чтобы продуктивнее использовать растущий фонд скважин, сокращать эксплуатационные расходы, ускорять добычу и увеличивать её объемы.

«Smart Field позволяет управлять процессом добычи таким образом, чтобы с одной стороны, увеличить производство нефти или газа, а с другой — оптимизировать затраты на потребляемые энергоресурсы, — поясняет Михаил Черкасов. — Кроме того, благодаря интеллектуальным системам можно управлять нефтяным пластом и контролировать процесс добычи, обеспечивая как можно более долгую жизнь месторождения. Несомненно, практика, когда ради выполнения плана по добыче идут на любые меры, даже те, что наносят непоправимый урон месторождению, должна остаться в прошлом».

Для максимально эффективного управления месторождением важно обеспечить контролируемость, прозрачность всех процессов. Интеллектуальные технологии позволяют решить эту задачу, поставляя в режиме реального времени огромный объем данных от систем телеметрии. Анализ данных позволяет принимать оперативные и точные управленческие решения, обеспечивать эффективное планирование геолого-технических мероприятий и ремонтно-профилактического обслуживания оборудования. Немаловажно, что управление большим количеством скважин может быть организовано централизованно и дистанционно.

Однако неверно полагать, что «умное месторождение» — просто модное название для системы автоматизации промысла. «Недостаточно оснастить датчиками добывающий фонд скважин и повысить уровень автоматизации, диспетчеризации на нефтегазовом активе — все это, конечно, позволяет повысить накопленную добычу нефти, оперативно устраняя возникающие осложнения на фонде добывающих скважин, однако не дает возможности оценить долгосрочные перспективы развития нефтегазового актива в целом», — отмечает Артем Власов. Интеллектуальные же технологии такую возможность обеспечивают. 

По мнению Михаила Черкасова, к принципиальным преимуществам «умных месторождений» относится возможность гибко подстраиваться под конкретные условия и обеспечивать в режиме on-line корректировку действий на основе обратной связи. Кроме того, благодаря Smart Field можно очень точно моделировать различные события и сценарии. Виртуальная апробация позволяет избежать экспериментов с реальным объектом, экономя средства и предотвращая возможные аварийные ситуации. Помимо прочего, «умная» система  обеспечивает прогноз состояния месторождения на краткосрочную перспективу.

«Наше видение проекта «Умные месторождения» предполагает, что все службы получают информацию для того, чтобы непрерывно оптимизировать разработку — для получения объемов добычи в краткосрочной перспективе и создании ценности на протяжении жизненного цикла в долгосрочной перспективе, — поясняет Эндрю Мабиан, заместитель директора производственного департамента «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД). — Технология «умных месторождений» обеспечивает схему получения обратной связи в режиме реального времени, по которой специалисты компании могут отслеживать производительность каждой скважины, моделировать ее с использованием инструментов для комплексного контроля за разработкой месторождения, определять необходимые коррективы, а затем внедрять эти коррективы посредством автоматизированных систем управления по каждой скважине в отдельности. Такой подход помогает занимать наилучшие позиции для решения проблем, связанных с постоянно возрастающим количеством скважин, которыми необходимо управлять при сохранении уровня эксплуатационных расходов».

Станислав Макушкин также считает, что особое внимание в рамках концепции интеллектуального месторождения нужно уделять вопросам прогнозируемости в процессе эксплуатации и предотвращения аварийных ситуаций, поскольку в нефтегазовой отрасли авария или простой в работе оборудования может обернуться серьёзными финансовыми потерями. 

 

Компоненты Smart Field

Интеллектуальное месторождение всегда начинается с построения его геологической и технологической модели. Без знания особенностей пласта, представления о том, как должна быть организована добыча, невозможно создать систему управления. Не случайно некоторые эксперты полагают, что «умные» технологии лучше всего подходят для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, так как они максимально изучены.

«Прогноз добычи и повышение коэффициента извлечения нефти, оптимизацию операционных и капитальных затрат в концепции «Интеллектуальное месторождение» можно оценить благодаря созданию интегрированной модели месторождения, ее адаптации к реальным условиям и расчету оптимальных вариантов разработки нефтегазового актива, — поясняет Артем Власов. — Интегрированная модель объединяет модели пласта и наземной инфраструктуры, и позволяет делать выбор наилучшего варианта развития месторождения или оптимизации производства, выявить избыточную инфраструктуру, ненужное бурение, причины отказов оборудования, потери по добыче углеводородов из-за узких мест системы сбора, и в целом повысить экономическую эффективность принимаемых решений по управлению нефтегазовым активом».

 

Рис.1. Интегрированная модель получает в реальном времени параметры эксплуатационных объектов, обрабатывает и выдает варианты управленческих решений, направленных на снижение разницы между плановой и фактической добычей нефти (илл. А. Власова)

 

Пожалуй, один из основных компонентов «умного месторождения» — «умная скважина» (Smart Well), призванная обеспечить максимальный дебет при минимальных затратах. Технология Smart Well позволяет с помощью систем телеметрии обеспечивать оптимальные режимы и надежность работы погружного оборудования, а также при необходимости удаленно производить регулировку технологического режима работы скважин. «Такие регулировки влияют на установившийся режим разработки пласта, — поясняет Артем Власов, — но система интегрированной модели месторождения может сделать прогноз разработки месторождения с изменившимися условиями, то есть адаптировать все системы к новым условиям эксплуатации нефтегазового актива».

Но Smart Field этим не исчерпывается. Как правило, в ее составе используются системы управления более высокого уровня (ERP-системы), позволяющие увязать собственно добычу с остальными бизнес-процессами, протекающими на предприятии. Поскольку речь идет об энергоемкой отрасли, немаловажный компонент интеллектуального месторождения — «умные» системы распределения электроэнергии и водоснабжения.

Для передачи данных телеметрии, управляющих команд и обмена прочей информацией необходимы надежные и скоростные каналы связи. Работа системы была бы невозможна без последних достижений в сфере информационных технологий — протоколов и устройств для передачи данных, специализированного программного обеспечения.

 

Предложение

На рынке присутствуют как отдельные компоненты для «умных месторождений», так и комплексные решения по их интеллектуализации, которые чаще всего предлагают крупные международные компании. Стоит подчеркнуть, и в этом признаются представители зарубежных компаний, что есть отдельные, весьма интересные и конкурентоспособные, отечественные программные и аппаратные решения для нефтегазовой отрасли. Чаще всего они создаются на базе научно-исследовательских институтов или при участии их сотрудников. Однако, к сожалению, российские разработчики не откликнулись на предложение рассказать о себе, поэтому подробнее остановимся на предложении международных компаний.

Eaton предлагает комплексные решения для нефтегазовой отрасли, в которые входят комплектующие и узлы для электроснабжения, гидравлические и фильтрующие системы для применения в различных условиях, но при этом соответствующие единому стандарту. Также в портфеле компании есть решения в области безопасности, в том числе, продукция серии Crouse-Hinds. Это сочетание систем, компонентов и сервисов, которые позволяют минимизировать риски и оптимизировать инвестиции в различных регионах. Кроме того, компания предлагает специализированные решения для морских нефтедобывающих платформ, в частности систему активной компенсации вертикальной качки.

Консолидированное предложение Schneider Electric и недавно приобретенной компании Invensys, включает системы моделирования, системы управления насосами различных типов (ШГН — штанговых глубинных, ЭЦН – электрических центробежных, винтовых), а также решения по системам телемеханики на основе проводных и беспроводных датчиков. Кроме того, представлены системы отображения и анализа данных для управления одной или несколькими скважинами и целым месторождением. Есть система для диспетчеризации энергопотребления на добывающей площадке. Все эти системы взаимосвязаны между собой и позволяют предлагать комплексные решения, как в плоскости обеспечения энергоснабжения, так и в плоскости автоматизации.

 

Smart Field позволяет отслеживать технологические параметры в режиме реального времени (фото «Салым Петролеум Девелопмент»)

 

А на практике…

Практически все крупные российские компании, так или иначе, заявляли о своих планах внедрять интеллектуальные технологии, и некоторые из них уже успешно осваивают тему на практике, однако чаще всего речь идет о компонентах решений, а не о целостной системе.

В частности ОАО «Самотлорнефтегаз» (ранее актив «ТНК-ВР», ныне — одно из крупнейших добывающих предприятий НК «Роснефть») уже несколько лет развивает программу «Интеллектуальное месторождение». Другой пионер в области интеллектуальных технологий — ОАО «Татнефть», продолжающее активно инвестировать в развитие данного направления.

«Группа компаний «ЛУКОЙЛ» также имеет опыт в реализации отдельных элементов «интеллектуальных» систем, — рассказывает Артем Власов, — это геолого-гидродинамическое моделирование, интеллектуальное заканчивание скважин, внедрение интеллектуальных станций управления скважинами». 

 

Приближаясь к совершенству

Компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) — СП «Шелл» и «Газпром нефть» — первой в России оборудовала весь фонд скважин системами удаленного мониторинга и управления «умные месторождения». Проект стартовал в 2008 г. На сегодняшний день компания оборудовала все нагнетательные и водозаборные скважины на Салымских месторождениях «умной» технологией по забору, закачке и подготовке воды. Любой сотрудник компании, имеющий доступ в домен системы «умных месторождений», будучи на площадке месторождения или в офисе компании, может в реальном времени отслеживать и изменять параметры и уровни закачки и откачки из водяных резервуаров, а также параметры подачи нагнетательных насосов и давления.

Комплекс «умных» технологий позволяет удаленно вести мониторинг и наблюдение за работой ЭЦН, непрерывно контролировать проведение замеров. Для оптимизации работ по планированию нефтедобычи специальная программная технология установлена на системы водозабора и закачки воды. Также данная система используется для автоматизации процесса прогнозирования добычи и заводнения.

Разработанная в рамках проекта информационная система помогает в режиме реального времени отслеживать отклонения в работе скважины с помощью цветовых индикаторов. Если показатели той или иной скважины выходят за пределы установленного диапазона, оператору на электронную почту моментально приходит автоматическое уведомление. Одновременно с внедрением технологий «Умные месторождения» шла масштабная программа обучения работе в этой системе производственных специалистов. 

«СПД уже реализовала четыре этапа данного проекта: сегодня 100% общего объема добычи и закачки компании присоединено к системам «умных месторождений», — рассказал Эндрю Мабиан. — Сейчас завершается этап работы по оснащению добывающих скважин автоматическими эхолотами. Операторы смогут удаленно вести мониторинг уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, а при необходимости корректировать параметры работы ЭЦН. Кроме того, в настоящее время СПД оборудует скважины системой удаленного мониторинга и контроля по закачке химических реагентов (например, ингибиторов солеотложения), а также внедряет визуально наглядную систему мониторинга добычи по всем скважинам».

 

Система визуализации, работающая по принципу светофора, позволяет операторам быстро заметить проблемную скважину (фото «Салым Петролеум Девелопмент»)

 

Эффекты впечатляют

Что же получают в итоге нефтегазовые компании, внедрившие на месторождениях «умные технологии»? В первую очередь снижение эксплуатационных затрат (которое весьма трудно точно просчитать), сокращение расходов на электроэнергию от 12 до 25 % — по данным разных источников. Независимые эксперты предполагают, что с развитием интеллектуальных технологий удастся увеличить общемировую нефтеотдачу на 30-50 %, а то и на 60-70 % — с переходом на технологии следующего поколения.

Чтобы не гадать, обратимся к конкретным результатам, уже полученным на практике. Так, по словам Эндрю Мабиана, интеллектуальная оптимизация работы скважин Салымских месторождений позволяет снизить недобор, связанный с незапланированным отставанием. Время отклика при выходе скважины на режим сократилось. Например, раньше для повторного запуска и стабилизации работы скважины требовалось до двух суток, сегодня «умные месторождения» позволяют сделать это менее чем за один час. Наряду с применением других передовых технологий и подходов это позволило повысить коэффициент эксплуатационной готовности объектов до 97%. Существенно возросло время наработки на отказ (ВННО) ЭЦН: с 500 до 750 суток. В целом благодаря реализации проекта по управлению скважинами и коллекторами СПД повысила добычу в среднем на 2–2,5% в год.

«Второй эффект связан с защитой оборудования и скважин, — продолжает Эндрю Мабиан. — Мы можем лучше выявлять аномалии и отклонения от рабочих диапазонов на ранних этапах и предотвращать их. Системы визуализации, работающие по принципу светофора, позволяют операторам сосредоточиться на проблемных скважинах.

В-третьих, «умные месторождения» позволяют нам снизить эксплуатационные расходы. Благодаря постоянному увеличению ВННО ЭЦН нам удалось увеличить количество кустов, обслуживаемых одним оператором с 1:10 до 1:80. В-четвертых, благодаря «умным месторождениям» мы улучшили качество контроля за разработкой скважин и месторождений за счет непрерывного совершенствования процесса стабилизации рабочего давления на скважине, в результате чего достигнуто увеличение объема добычи и улучшение качества контроля за целостностью коллектора. Наряду с этим нам удалось упорядочить распределение и отчетность по углеводородам».

И, наконец, СПД удалось сократить риски в области промышленной безопасности и охраны труда Автоматизация позволила выполнять операции по оптимизации добычи в режиме удаленного доступа. Уменьшилось количество спускоподъемных операций с ЭЦН, а количество выездов на скважины сократилось с 40 до 7-8 в месяц. 

 

Российские трудности

Если интеллектуальные месторождения так хороши, то почему они пока не функционируют повсеместно? Понятно, что вопрос экономической целесообразности внедрения новых технологий актуален  в любой точке планеты. Но, возможно, в России есть ли какие-то специфические трудности, препятствующие развитию Smart Field?

«В целом какого-то заметного отрыва российского рынка от мирового нет, — считает Михаил Черкасов. — Правда, наше нефтегазовое сообщество достаточно консервативно, и никто не хочет ставить эксперименты на своих объектах. В российских компаниях предпочитают сначала оценить зарубежный опыт, и только после этого принимают решение, пробовать ли у себя новую технологию. 

Объективное отличие российских условий в том, что у нас не так хорошо развита инфраструктура, в том числе линии связи. В основной массе российские нефтегазодобывающие активы находятся далеко от крупных городов, к тому же на самих месторождениях скважины могут располагаться на большом расстоянии друг от друга, а их надо увязывать в единую систему. В результате обеспечить связь на месторождении всегда становится задачей, которая решается только с помощью серьезных инвестиций. К тому же в России многие частоты радиоканалов, которые используются за рубежом, резервированы под различные спецприменения. В результате для российского рынка приходится выпускать изделия с учетом данных реалий». 

«Следует отметить три основных сложности, с которыми мы столкнулись при реализации проекта «умное месторождение», — делится опытом Эндрю Мабиан. — Первая определяется географическими особенностями и удаленностью месторождений от инфраструктурных объектов. Вторая трудность связана с недоступностью подобного готового технического решения в России. Так СПД сумела внедрить данную технологию благодаря активной поддержке и помощи одного из акционеров компании — «Шелл», мирового лидера в освоении Smart Field. Наконец, как и всякое нововведение, внедрение технологии было поначалу встречено специалистами с настороженностью и опаской — людям было необходимо время, чтобы привыкнуть к новым инструментам и осознать их преимущества».

 

В управлении «умным месторождением» могут участвовать специалисты, находящиеся в любой точке земного шара (фото «Салым Петролеум Девелопмент»)

 

Безлюдные технологии: «за» и «против»

Одна из основных тревог, посещающих сотрудников российских нефтегазодобывающих предприятий в отношении Smart Field, связана с тем, что система заберет у человека важные управляющие и контролирующие функции. Возникает вопрос: можно ли доверять автоматике, не станет ли она причиной сбоев, аварий, а также массовых сокращений сотрудников? По мнению наших экспертов, оснований для беспокойства нет. Напротив, более высокий уровень автоматизации способствует решению проблемы дефицита квалифицированных кадров, а также снижает уровень травматизма. При этом функцию принятия важных решений у человека никто не отнимает.

«Более жесткие условия добычи на отдаленных месторождениях означают увеличение затрат и появление рисков, угрожающих жизни и здоровью людей, — считает Станислав Макушкин. — По этим причинам всё более явной становится тенденция к снижению количества работников на месторождениях. Сегодня большинство производственных процессов на нефтегазовых предприятиях автоматизируется, но при этом за человеком остается право принятия наиболее ответственных решений. Например, специалист, работающий с технологиями «умных» месторождений, может в режиме реального времени отслеживать технологические параметры, а также при необходимости в ручном режиме управлять технологическими процессами». 

«Любую систему автоматизации в зависимости от степени критичности, можно зарезервировать, — поясняет Михаил Черкасов. — Для нефтеперерабатывающих заводов иногда применяется тройная система защиты, в атомной промышленности уровней резервирования еще больше. В процессе же добычи нефти и газа таких критичных моментов, требующих многих степеней защит, не так много, и заниматься этим экономически не оправдано. К примеру, если остановился насос, прекратилась добыча, оператор тут же узнает об этом и предпримет необходимые меры, но это не создаст какой-то аварийной ситуации. 

После внедрения Smart Field роль персонала в большей степени сведется к функции контроля, это значит, что операторы все равно будут необходимы. Просто им придется научиться работать со SCADA-системами и  системами визуализации. 

Я не думаю, что существует опасность массовых увольнений. Естественно, количество персонала сократится — автоматизация всегда к этому приводит. Но российский менталитет предполагает, что крупные нефтегазовые компании должны обеспечивать некую социальную функцию, создавать рабочие места. Случается, что в российских компаниях даже при более высоком уровне автоматизации на аналогичных объектах трудится на порядок большее количество персонала, чем за рубежом.  Не думаю, что эта ситуация в одночасье изменится. А вот условия труда с приходом «умных» систем однозначно улучшатся».

 

Заглядывая в будущее

Рынок интеллектуальных систем для нефтегазодобывающих предприятий сегодня находится на начальной стадии своего развития. Возможно, в дальнейшем будет происходить специализация компаний, поставляющих решения для интеллектуальных месторождений, а, может быть, в тренде будет комплексный подход к обустройству. Эксперты сходятся во мнении, что второй вариант более вероятен.

«Для клиента интереснее получить решение по Smart Field «под ключ», так как это избавляет от вопросов стыковки различных маленьких подсистем между собой, — уверен Михаил Черкасов. — Я думаю, что на рынке будут преобладать большие проекты и комплексные решения. Существующие сегодня специализированные компании, которые занимаются решениями по автоматизации ШГН или ЭЦН, возможно смогут работать в своем узком сегменте благодаря глубоким знаниям их сотрудников. Но с большей вероятностью они будут поглощены гигантами». 

«Нефтегазовый рынок в этом отношении не отличается от других рынков, — соглашается с коллегой Станислав Макушкин. — Заказчик, как правило, заинтересован не в техническом решении со сложными конфигурациями различных устройств, а в развертывании полной системы управления от единого поставщика, одновременно простой в обращении и недорогой в эксплуатации. Это позволяет ему оптимизировать работу и упростить техническое обслуживание предприятия».

В целом, говоря о перспективах рынка, эксперты отмечают, что спрос на интеллектуальные технологии однозначно будет расти.

«Было бы опрометчиво ожидать, что все месторождения «поумнеют» быстро, — говорит Станислав Макушкин, — поскольку внедрение интеллектуальных технологий требует комплексного применения инновационных средств по управлению скважинами и коллекторами, выработки системных подходов и обеспечения рационального подхода к разработке. Однако «умное месторождение» обеспечивает решение тех задач, которые сегодня наиболее актуальны для нефтегазовых компаний в нашей стране и за рубежом. А значит, будут становиться все более востребованными».

Безусловно, эволюция интеллектуальных технологий будет продолжаться. Уже сегодня можно встретить упоминания о так называемых «умных месторождениях» второго и третьего поколения. Говорят, что через несколько лет пластовые бионанороботы в корне изменят представления о добыче углеводородов. Если прогнозы оправдаются, то скоро все мы узнаем, что умеют эти чудо-механизмы (а может быть, существа?). 

 

Екатерина Зубкова

На заставке: фото «Салым Петролеум Девелопмент»

 

(С) Медиапортал сообщества ТЭК www.EnergyLand.infoОформить подписку на контент Looking for authoritative content? Копирование без письменного разрешения редакции запрещено

Читайте также:

www.energyland.info

Технологии управления умными месторождениями - Стр 5

2.4. Синергия умных месторождений

Особенностью нефтяной и газовой промышленности являются огром­

ные капиталовложения, замедленный денежный оборот и большие геоло­ гические и экономические риски. Что касается рыночных отношений, то не

только государство, но и непосредственно нефтяная компания как таковая,

местные власти и потребитель заинтересованы в них. Их интересы необхо­ димо учитывать в формировании целей в разработке нефтяных и газовых месторождений, а проектные решения должны быть направлены на их пол­

ное удовлетворение. Наступило время крупных революционных измене­

ний в технологическом проектировании. Интегрированные или синергети­ ческие технологии проектирования и моделирование месторождений угле­

водородов заменили старую последовательную технологию проектирова­

ния, которая сушествовала в течение многих десятилетий.

Основная цель заключается в сократении рабочего цикла на проекти­ рование разработки нефтегазовых месторождений на 50%. Использование интегрированной технологии предназначено для уменьшения проектирова­

ния периода в 2-3 раза, снижения капитальных затрат на проектные решения

инеобходимого количества специалистов на один порядок (рис. 2.2).

Впоследние годы становится возможным интегрировать усилия спе­ циалистов из разных дисциплин, работающих одновременно над ТQЙ же

проблемой. Необходимость комплексного целостного подхода к изучению

таких сложных объектов, как извлечения запасов нефти и газа, бhща про­

возглашена 15 лет назад на заре системного подхода к разработке.

Каждый инженер высокой квалификации в его собственной дисци­

плине, как правило, хорошо осведомлен о неопределенностн данных, с ко­

торыми он должен работать. При передаче данных от одного специалиста

к другому неопределенности часто игнорируются, так как получатель ин­

формации хочет работать только с определенной информацией. Команд­

ный подход имеет другое преимушество, которое заключается в том, что

эксперты понимают важность неопределенностей в смежных дисциплинах

и обращают внимание на их влияние на результаты своих собственных тех­

нических разделов.

Философия умного месторождения основывается на следующей схеме:

<<измерить - смоделировать- принять решение- выполнить-

проконтролироваты~.

Первый этап заключается в измерении. Технология умных месторож­

дений основана на измерении параметров процессов в резервуаре и на по­

верхности. На существующих месторождениях измерения параметров тех­ нологического процесса находятся на низком уровне. Проблема заключа­

ется в старом технологическом оборудовании, на котором технически

трудно заменить старый инструментарий новым. Важно измерить пара­ метры технологических условий с максимальной точностью.

studfiles.net

Эра умной добычи | Oilcapital

В мае начальник департамента цифровых технологий НТЦ «Газпром нефти» Борис Белозеров рассказал читателям «НиК» о наиболее актуальных цифровых проектах в области изучения и разработки месторождений. В части 1 «Эра умной разведки» речь шла об инновационных проектах, имеющих большое значение на этапе геологоразведки и изучения свойств пласта с целью выбора оптимальных решений по его разработке.

Во второй части Борис Белозеров остановился на других цифровых направлениях НТЦ, в основном касающихся стадий разработки, увеличения нефтеотдачи пласта, в том числе на зрелых месторождениях с падающей добычей.

Борис Белозеров: Цифровые методы начинают работать на повышение доходности нефтегазовых активов

– Как я уже говорил, для того чтобы инструментарий любого цифрового направления, будь то «Цифровой керн», «Умное бурение» или «Умная добыча», заработал максимально эффективно, компании в первую очередь необходимо развивать IT-платформу цифровой лаборатории по всему спектру производственных задач, от изучения свойств пласта до извлечения углеводородов.

Цифровые двойники месторождений

Один из наших ключевых проектов по цифровому сопровождению разработки месторождений – поиск аналогов на основе данных машинного обучения, который разрабатывается в настоящее время в партнерстве с Томским политехническим университетом, компанией «ЭКО-Томск» и IBM.

Мы работаем на объектах, на которых всегда не хватает данных. Именно поэтому мы вынуждены переходить к методам подбора аналогов, особенно когда выходим в новые регионы или на новые участки старых месторождений. Что касается «гринфилдов», данных на таких месторождениях особенно мало, они обрывочны, поэтому задача разведки сначала сводится к вопросу: а что здесь может быть? Какие могут быть амплитуды температур, уровни давления, диапазоны фильтрационных свойств пласта и другие параметры? Поэтому мы вынуждены искать аналогии, суммируя полученные данные с других участков и скважин. Обычно на это мобилизуется один или два специалиста (как правило, геолог или петрофизик), у которых уходит на подобную работу 40% времени. И только 20% – на принятие решений и практические действия по разработке актива.

Поэтому мы приступили к созданию инструмента, который, во-первых, будет быстро осуществлять поиск аналогов на основе машинного обучения. Во-вторых, в дальнейшем система сама будет извлекать из базы данных компании необходимые распределения параметров на основе продвинутой функции подобия. Затем геолог проанализирует все данные уже в собранном виде.

Сейчас в систему вводятся новые инструменты – с тем чтобы она не просто выдавала распределения по параметрам, но, к примеру, могла составлять типовой профиль добычи по месторождениям-аналогам. Таким образом, пробурив новую скважину, мы будем наверняка знать, в каких условиях она может выйти на нужный темп добычи нефти.

Это уже не просто программа для поиска аналогов, но еще и надежный аналитический инструмент, отвечающий

oilcapital.ru

Ерёмин Н.А. Современная разработка месторождений нефти и газа. Умная скважина. Интеллектуальный промысел. Виртуальная компания [PDF]

Учеб. пособие для вузов. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2008. —244 с.Данное учебное пособие посвящено вопросам современной разработки нефтяных и газовых месторождений: "умная" скважина - "интеллектуальный" промысел - "виртуальная" нефтяная компания. Описаны современные центры управления процессами поиска, разведки, бурения, разработки и эксплуатации, работающие в режиме реального времени. Приведены основные индикаторы стоимости виртуальных нефтегазовых компаний на фондовых биржах. Рассмотрены вопросы создания геологических и гидродинамических моделей залежей нефти и газа. Раскрыты особенности проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений на цифровых моделях. Изложены методы воздействия на продуктивные нефтяные пласты. Для студентов, бакалавров и магистрантов, обучающихся по специальности 130503 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" направления подготовки дипломированных специалистов 130500 "Нефтегазовое дело", для инженерно-технических работников нефтяной и газовой промышленности.Содержание:Анализ развития современной разработки нефтяных и газовых месторожденийВиртуальная нефтегазовая компанияПонятие об извлекаемых запасах углеводородовОсновы создания виртуального месторождения нефти и газаОсобенности проектирования разработки на цифровых моделях залежей углеводородовНекоторые закономерности в геологии и разработке карбонатных месторождений нефтиИндикаторы стоимости виртуальных нефтегазовых компаний на фондовых рынках.ЗаключениеПриложениеПринципы построения классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газовПриложениеКлассификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов с 1 января 2009 г. ПриложениеРекомендуемые показатели по установлению плотности и вязкости нефтиПриложениеСоздание трехмерных моделей месторождений нефти и газаСписок литературы

www.twirpx.com

продолжит ли «оцифрованная» нефтедобыча сланцевую революцию: luckyea77

Операторы проектов по добыче сланцевой нефти в США все больше обращают внимание на программные решения для бизнеса. Это уравнивает силы независимых игроков и гигантов нефтегазовой индустрии, ранее доминировавших десятилетиями

Ещё в прошлом году Управление энергетической информации Минэнерго США (EIA) прогнозировало, что добыча сырой нефти в США находится на пути к достижению исторических максимумов. В октябре 2017 года экспорт сырой нефти из США вырос почти до 2 млн баррелей в сутки, что стало новым рекордом для Америки — она теперь соперничает по объёмам экспорта с Кувейтом.

Такое положение дел вызывает беспокойство у флагманов индустрии, особенно у ОПЕК, и у сторонников альтернативной энергетики — они надеются на снижение производства нефти в США и повышение цен, даже текущие значения добычи вызывают серьезную обеспокоенность. В прошлом месяце Citi опубликовал прогноз, согласно которому производство сланцевой нефти в США удвоится за пять лет. Появятся новые игроки на крупнейших региональных рынках, которые изменят структуру поставок, один из самых быстроразвивающихся рынков — азиатский, и экспорт туда сланцевой нефти из США уже стал сенсационным. Американские сланцевые компании анонсируют амбициозные проекты по наращиванию добычи. Их планы грозят подорвать усилия ОПЕК по стабилизации мирового рынка нефти и восстановлению цен на сырье. Добыча нефти в США по данным EIA в 2018 году может достичь 10 млн баррелей в сутки, этот уровень может стать рекордным с 1970 года, в котором был достигнут предыдущий максимум — 9,6 млн баррелей в сутки. За последние 10 лет добыча сланцевой нефти трансформировала традиционный рынок — значительно снизила добычу традиционной нефти, а также цены, в том числе в 2014 году и стала серьезной проблемой для ОПЕК.

Цифровые технологии и программное обеспечение оказывают большое влияние на добычу сланцевой нефти, все дальше трансформируя энергетическую отрасль. Ряд экспертов полагает, что энергетика находится на пороге настоящих перемен трансформации — сопоставимых с революционными преобразованиями «Амазона» в розничной торговле. Такое мнение высказал в американском Forbes Марк Миллз, стратегический партнёр Cottonwood Venture Partners — технологического венчурного фонда, специализирующегося на цифровых решениях для нефтегазовой индустрии. Миллз привел примеры стартапов, предлагающих программное обеспечение для горизонтального бурения, сети подрядчиков по требованию и платформы для проектирования скважин на основе искусственного интеллекта и других инновационных решений. Их общая черта — они узко специализируются в различных сегментах нефтяной промышленности, предоставляя решения, существенно сокращающие время, труд и затраты, одновременно улучшая результат.

По словам Миллза, три фактора в технологическом развитии вызовут в нефтегазовой отрасли «эффект «Амазона», который изменит ее лицо навсегда. Это дешевые вычислительные технологии с возможностью их промышленного применения, повсеместное присутствие коммуникационных сетей, и наконец — облачные технологии. Интернет вещей повсеместно проникает в нефтегазовую индустрию, наряду с технологиями анализа данных и искусственным интеллектом.

Именно эти направления современных цифровых технологий станут одной из движущих сил второй сланцевой революции. В частности, операторы проектов по добыче сланцевой нефти все больше обращают внимание на эффективные программные решения для бизнеса, уравнивающие силы независимых игроков и гигантов нефтегазовой индустрии, ранее десятилетиями доминировавших.

Но нефтегазовая отрасль комплексная, и технологические инновации приходят в нее неравномерно, пояснил Forbes Николай Легкодимов, руководитель группы консультирования по перспективным технологиям КПМГ в России и СНГ. То, что ближе всего к потребителю — розничная торговля (заправка и сопутствующие товары), действительно будет достаточно серьезно трансформироваться: за счет новых способов оплаты, перекрестных продаж с другими продуктами и предложениями, развития программ лояльности, интеграции с другими розничными услугами и т.д. Все больше и больше она будет похожа на обычную розницу. Эта часть и за рубежом, и в России будет сильно зависеть от технологий.

Впрочем, считает Легкодимов, в области, которые не видны конечному потребителю, но тем не менее являются основообразующими, например, добыча и переработка, цифровизация проникает в меньшей степени, но не потому, что она менее востребована, а потому что она там давно уже есть. Там исторически большое фондирование, серьезные промышленные группы и серьезные вендоры, которые работают над автоматизацией этих производств: «Соответственно здесь какого-то кардинального изменения не будет, просто потому что нет эффекта низкой базы. Конечно, какие-то новые наработки будут внедряться. Например, те же самые механизмы, основанные на искусственном интеллекте, повысят управление надежностью/отказоустойчивостью оборудования. Также потребителем всего цифрового будет геологоразведка — там, где много данных, много вариантов применения ИТ».

Как рассказала Forbes Дарья Козлова, старший консультант VYGON Consulting, необходимо разделить понятие операционных технологий, которые непосредственно связаны с разведкой и разработкой месторождений (4D сейсмика, горизонтальное бурение), и цифровых технологий, которые позволяют собирать и анализировать большие объёмы информации, увеличивая эффективность работы компаний. «Цифровые технологии являются инфраструктурой, позволяющей увеличить эффективность операционных технологий либо ускорить процесс их внедрения. Поэтому с одной стороны, они будут оказывать давление на цену нефти, ухудшая экономическую эффективность разработки нефти плотных пород. С другой, цифровые технологии увеличивают эффективность бурения. Вероятно, они стали одной из причин снижения точки безубыточности на формации Баккен с $58/барр в 2014 году до $32/барр в 2016 году». Но сланцевая революция тем не менее ограничена не только технологиями, но и экономикой и добычей сланцев. «На мой взгляд, ее перспективы — это исключительно вопрос того, достаточно ли дорога нефть на рынке, чтобы достаточно сложно технологически добывать ее сланцево», — пояснил Forbes Николай Легкодимов.

Пока что независимые нефтяные компании США инвестируют в технологии недостаточно много денег (по сравнению со здравоохранением или финансовым сектором), но, по прогнозам Марка Миллза, в недалеком будущем произойдет буквально шквал сделок по слиянию и поглощению в разработке программного обеспечения для нефти и газа. Причина этой консолидации понятна: среди производителей сланцевой нефти много независимых компаний, а технологические усовершенствования отделят победителей от проигравших. Часть независимых сланцевых компаний серьёзно обременены долгами, возникшими в результате расширения производства, и не все переживут новую цифровую революцию.

А среди конкурентов есть не только флагманы нефтегазовой индустрии, но и ВИЭ, которые наступают на пятки всякий раз, когда повышаются цены на нефть, и которые уже активно используют современное программное обеспечение — это станет сильной мотивацией сланцевых производителей. И действительно, в условиях низких цен на нефть флагманы индустрии уделяют все большое внимание этому направлению, внедряя цифровые технологии и сотрудничая с мировыми ИТ-компаниями — IBM, Microsoft. «По всему миру увеличивается количество «умных месторождений» и «умных скважин». ВР, например, даже проводил свой «Digital day», — рассказывает Дарья Козлова.

По ее мнению, в этом направлении российские компании не отстают от зарубежных партнеров. В России действует 27 интеллектуальных месторождений. Учитывая, что Россия обладает значительным ресурсным потенциалом трудноизвлекамых запасов, участков для поиска, а также проектов по применению методов увеличения нефтеотдачи, то цифровые технологии могут оказать существенное влияние на уровень добычи в стране. «По нашим оценкам, потенциальный дополнительный эффект может быть до 150 млн т к 2035 году. Поэтому их внедрения возможно даже необходимо дополнительно стимулировать», — пояснила Козлова.

Но российская нефтяная отрасль, отмечает Легкодимов, традиционно не была в авангарде технологий, сейчас этот тренд ломается. В то же время важно понимать, что речь идет не о внедрении перспективных технологий, а все еще об автоматизации. «Цифровое месторождение» или «цифровой завод» — это в большой степени программа по автоматизации: «Говорить о цифровом прорыве там, где не всегда удается отказаться от ручного ввода данных и от бумажного хранения записей, на мой взгляд, немного наивно».

luckyea77.livejournal.com

Добыча в режиме онлайн – Журнал «Сибирская нефть» — ПАО «Газпром нефть»

Одно из инновационных решений, которое в последние годы получает все большее развитие, — использование в нефтедобыче комплексов цифровых технологий, позволяющих связать в один узел информацию обо всех этапах работы по освоению промысла, что дает возможность принимать ключевые решения практически в режиме реального времени. В разных компаниях называются такие проекты по-разному: «Интеллектуальное месторождение», «Умное месторождение»... «Газпром нефть» создает «Электронное месторождение».

УМНАЯ ДОБЫЧА

Внедрением цифровых технологий в процессы бурения и нефтедобычи занимаются все лидеры мирового нефтяного рынка и уже достигли в этой сфере серьезных успехов. В частности, норвежская Statoil, обладающая реноме одной из самых высокотехнологичных нефтяных компаний мира, создала наземные Центры управления разработкой месторождений, расположенных в Баренцевом море и северной Атлантике. В режиме онлайн ведется мониторинг процессов добычи нефти с придонных морских платформ, контроль над транспортировкой сырья с помощью подводного трубопровода на стационарный накопительный терминал или танкер.

Схожие технологии используются и российским ЛУКОЙЛом при раз работке месторождения им. Корчагина на Каспии. Действуют в России «Умные месторождения» и на суше, в частности на Ваделыпском месторождении в ХМАО, которое совместно разрабатывают Shell и Sibir Energy (основной акционер «Газпром нефть»). Собственный проект создания «Электронного месторождения» «Газпром нефти» планируется реализовывать на базе Романовского месторождения в ЯНАО, которое находится в оперативном управлении филиала «Муравленковскнефть» «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза».

НЕОБХОДИМАЯ БАЗА

Работа по созданию «Электронного месторождения» разбита на несколько этапов. В первую очередь планируется создать единую базу данных по каждому месторождению, входящему в периметр реализации проекта, в которую необходимо включать максимально полную информацию обо всех этапах исследований залежей углеводородов и их разработки. В информационный поток должны попасть результаты геологоразведки, каротажа во время и после бурения, показания постоянных скважинных датчиков и другие фактические данные о пластах и насыщающих их флюидах.

Как отмечает начальник управления геологических и геофизических исследований «Газпромнефть НТЦ» Андрей Ипатов, предстоит создать и внедрить современную систему мониторинга работы скважин в удаленном доступе: «Возможности современных беспроводных информационно-измерительных систем позволяют осуществлять мониторинг состояния скважины как во время бурения, так и в период ее эксплуатации, но их внедрение в производство представляет собой масштабную комплексную задачу, которую предстоит решить специалистам разного профиля».

На основании обобщенной, систематизированной и проанализированной информации будут построены постоянно действующие модели месторождений — геолого-техническая, гидродинамическая и экономическая.

СКВАЖИНА С ИНТЕЛЛЕКТОМ

Запуск в эксплуатацию системы «Электронное месторождение» позволит управлять разработкой нефтепромыслов в режиме реального времени. Вертикаль управления будет включать несколько уровней: «Сверхоперативный» и «Оперативный» — базирующиеся в регионе добычи, «Тактический» — Корпоративный и Научно-технический центры компании, «Стратегический» — топ-менеджмент.

Чтобы эта вертикаль успешно функционировала, для каждого из месторождений необходимо сформировать информационное пространство, в котором будут сходиться информационные потоки, доступные для всех участвующих в процессе разработки промысла пользователей. Точкой доступа к данным станет специальный портал, предоставляющий возможность работы с набором программных средств и моделей через механизм удаленного доступа. Одним из главных элементов «Электронного месторождения» должна стать «Интеллектуальная скважина».

Создание и функционирование проекта «Интеллектуальной скважины» предполагает, что действующие скважины будут оснащены наземными и глубинными стационарными комплексами с непрерывным мониторингом по телеметрии, обратной связью и дистанционным управлением. Завершающий уровень функционирования «Электронного месторождения» — дистанционное управление объектами инфраструктуры нефтепромысла из объединенного Центра разработки, который вполне можно сравнить с космическим Центром управления полетами. Оцифровка процессов мониторинга и управления разработкой промыслов позволяет реализовать проект по созданию «безлюдных технологий» в нефтедобыче, что особенно важно при разработке залежей в труднодоступной местности и на морских шельфах.

О полном отказе от присутствия инженерно-технического персонала на промыслах речь, конечно, не идет. Если говорить о функционировании «Электронного месторождения» в целом, то в этот процесс на различных уровнях будут вовлечены бригады по разработке, бурению и капитальному ремонту скважин, инженерно-технический персонал добывающих предприятий, сервисных компаний, IT-специалисты, сотрудники «Газпромнефть НТЦ», менеджеры Корпоративного центра.

КЛЮЧЕВОЙ ЭЛЕМЕНТ

Проблем на пути создания «Электронного месторождения» предстоит преодолеть немало. Несогласованность структур данных, зачастую отсутствие достоверной исторической информации, большое количество ошибок, порожденных ручным вводом данных, разнообразие используемых программных продуктов и территориальная разобщенность локальных информационных баз — вот далеко не полный перечень текущих препятствий.

Однако руководитель направления информационных технологий автоматизации и телекоммуникаций Блока разведки и добычи «Газпром нефти» Константин Азовцев уверен: «Сегодня у проекта „Электронное месторождение“ есть все предпосылки для успешной реализации — это опыт IT-подразделений по созданию и внедрению программ автоматизации деятельности компании и творческий потенциал Научно-технического центра. „Электронное месторождение“ может стать одним из ключевых элементов комплексной программы автоматизации блока разведки и добычи „Газпром нефти“, цель реализации которой — повышение эффективности основной деятельности, рост производительности труда, снижение затрат».

Что касается «профильного эффекта», то комплексная реализация проекта на конкретном нефтепромысле — это рост объемов добычи, сокращение затрат и снижение рисков различного характера — от экологических до экономических, в первую очередь за счет отказа от ручного анализа данных по каждой скважине. Компьютерный анализ позволяет прогнозировать вероятность возникновения проблем с продуктивностью месторождений, эффективно использовать системы «раннего предупреждения» для технического обслуживания скважин и замены оборудования.

Мировой опыт показывает, что внедрение технологий «Электронного месторождения» позволит компенсировать падение суточной добычи до 10 процентных пунктов, сократить объем энергозатрат до 30%, в рамках геологического сопровождения бурения вдвое увеличивается коэффициент «попадания в цель», что позволит снизить расходы на бурение.

ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА

Инфографика: Надежда Андрианова

www.gazprom-neft.ru