"ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" активизировала внедрение в производство технологии "Интеллектуальное месторождение"

Когалым, ХМАО. Специалисты «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири» на протяжении четырех лет внедряют в производство интегрированное моделирование (ИМ). На сегодняшний день шесть моделей находятся в промышленной эксплуатации, пять - в опытно-промышленной.

Интегрированная модель месторождения считается ядром технологии «Интеллектуальное месторождение». Данная система помогает специалистам компании с помощью различных датчиков, сенсоров, мобильных устройств, дронов анализировать данные и управлять процессом из одного оперативного центра, реагируя почти моментально на меняющиеся параметры.  Важным остается и тот факт, что новые цифровые технологии позволяют решать основные задачи и проблемы на месторождениях «со стажем». «Интеллектуальное месторождение» также включает в свою работу нейронные сети, которые служат важнейшим инструментом для сокращения операционных затрат на зрелых нефтяных месторождениях, разрабатываемых с поддержанием пластового давления. Cегодня они охватывают порядка 5 тыс. скважин.

Ещё один элемент цифровизации - предиктивное техническое обслуживание и ремонт оборудования (ТОиР). В его основе - оптимизация затрат на ремонты, оценка рисков и принятие решений по выбору типа и оснащения оборудования, планирование стратегии обслуживания и ремонта, мониторинг и анализ технического состояния оборудования. На предприятиях ЛУКОЙЛа создано более 20 тыс. шаблонов по нефтепромысловому оборудованию.

Что касается проектов по внедрению интегрированных моделей, то их сейчас реализуют девять организаций ЛУКОЙЛа. Построено 45 моделей месторождений, а к 2025 году их будет 125. В то же время, специалисты «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири» планируют к 2025 году увеличить количество ИМ до 32.

Для внедрения интегрированного моделирования в производственную деятельность ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2016 году был запущен пилотный проект по построению ИМ для эксплуатируемых месторождений Большехетской впадины. Для качественного выполнения работ в ТПП «Ямалнефтегаз» было создано отдельное подразделение - группа внедрения и сопровождения интегрированной модели, которая отвечает за процесс построения и эксплуатации ИМ. В результате плодотворной работы в 2018 году в промышленную эксплуатацию введены сразу две интегрированные модели: Находкинского газового месторождения (ИМ включает 68 скважин) и газовой части Пякяхинского нефтегазоконденсатного месторождения (42 скважины). А в 2020 году в промышленную эксплуатацию введена интегрированная модель нефтяной части Пякяхи (ИМ включает 100 нефтяных и 53 нагнетательные скважины).

Применение интегрированных моделей на месторождениях предприятия позволило кратно повысить качество эксплуатации месторождений за счёт возможности воспроизведения и расчета процесса добычи в режиме реального времени. На сегодняшний день все ключевые решения по Большехетской впадине предварительно моделируются и просчитываются на ИМ. За счёт этого удалось оптимизировать норму расхода метанола для обеспечения безгидратного режима работы скважин и площадочных объектов.

Также в Ямалнефтегазе в эксплуатации находятся три масштабные модели площадочных объектов. По Находкинскому месторождению модель включает установку комплексной подготовки газа (УКПГ) и дожимную компрессорную станцию (ДКС). По газовой части Пякяхинского месторождения применяется модель УКПГ, а также компрессорной станции нефтяного газа (КСНГ). Кроме того, в 2020 году планируется завершить работы по построению моделей площадочных объектов нефтяной части Пякяхинского месторождения: установки подготовки нефти (УПН) и установки деэтанизации и стабилизации конденсата (УДИС).

Отметим, что интегрированные модели газовых и нефтяных месторождений практически не отличаются.

«Разницу можно наблюдать лишь в технической части, а точнее программном продукте: с газовыми активами мы работаем по цифровым решениям компании «Шлюмберже», с нефтяными - при помощи программного обеспечения компании Petroleum Experts, - пояснил руководитель группы внедрения и сопровождения интегрированной модели ТПП «Ямалнефтегаз» Владислав Зипир. - А вообще каждая модель интересна по-своему. На газовом Находкинском месторождении нет конденсата, там добывается сухой газ, причём месторождение зрелое, в эксплуатации с 2005 года, и построение ИМ там началось спустя десятилетие».

А вот интегрированная модель газовой части Пякяхинского месторождения сопровождает процесс разработки и эксплуатации актива с самого начала его промышленной эксплуатации. С 2020 года началась активная эксплуатация ИМ нефтяной части Пякяхинского месторождения, где уже получены первые эффекты. В частности, с помощью расчётов на интегрированной модели обоснован оптимальный температурный режим эксплуатации нефтяных коллекторов, которые обогреваются за счёт «СКИН-системы», что в свою очередь позволило снизить потребление электроэнергии в рамках задачи по энергоэффективной эксплуатации актива».

За «Ямалнефтегазом» в работу по построению интегрированных моделей включился «Когалымнефтегаз». Созданная в 2019 году совместно с «Парма-Телеком» (ITPS) модель Южно-Ягунского месторождения стала лауреатом премии ComNews Awards, которая ежегодно присуждается прорывным инновационным проектам цифровой трансформации, в номинации «Лучший IT-проект в нефтегазовой промышленности». Крупнейшая в России интегрированная модель, как по фонду скважин, так и по количеству технологических объектов, включает Южно-Ягунское, Восточно-Икилорское месторождения и прилегающие участки других месторождений «Когалымнефтегаза». Она содержит модели 28 участков пластов, 1600 скважин, а также 800 км трубопроводов.

В опытно-промышленной эксплуатации сейчас и интегрированная модель Северо-Даниловского месторождения, разработку которого ведёт ТПП «Урайнефтегаз». Она выполнена в двух конфигурациях - упрощённой и с гидродинамической моделью.

«Данная модель охватывает 225 нефтяных и 81 нагнетательную скважины, - рассказал руководитель группы внедрения и сопровождения интегрированной модели ТПП «Урайнефтегаз» Александр Мирсков. - Ввиду того, что месторождение находится на четвёртой стадии разработки и имеет обводнённость более 95%, мы хотим, проработав различные варианты его дальнейшей разработки на модели, снизить объёмы добываемой воды и по возможности увеличить добычу нефти. Следующее месторождение в графике построения ИМ - Красноленинское, действующий фонд которого на сегодняшний день составляет 337 нефтяных и 120 нагнетательных скважин».

Специалисты «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири» продолжают большую, интересную и многогранную работу с интегрированными моделями месторождений. Несомненно, что если сейчас в промышленной эксплуатации их шесть, то через несколько лет их будет в разы больше. Причем, важно их не только построить, но и оперативно сопровождать, ведь месторождения продолжают развиваться - бурятся скважины, обустраиваются новые кустовые площадки, вводятся производственные объекты.