«Умное месторождение» для оптимального промысла

25.06.14 12:34

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»

 

Читайте также: