Библиографическое описание:

Демарчук В. В. Перспективы и направления реализации проектов «интеллектуальных» месторождений нефти и газа // Молодой ученый. — 2014. — №19. — С. 284-289.

В последние годы в сфере добычи нефти и газа регулярно упоминается термин «умное/интеллектуальное/цифровое месторождение». Данные прорывные инновационные технологии интеллектуализации разработки нефтяных и газовых месторождений дают возможность открыть новую стадию эксплуатации старых месторождений и значительно сократить издержки на освоение и эксплуатацию месторождений при стабильном повышении эффективности. На современном этапе развития мировой экономики это необходимые условия повышения конкурентоспособности нефтяных и газовых компаний.

В настоящее время большинство крупнейших международных нефтегазовых компаний имеют подразделения, занимающиеся разработкой и имплементацией принципов интеллектуального месторождения: «Умные месторождения» («Smart Fields») в компании Shell, «Месторождение будущего» («Field of the Future») в компании BP и «iFields» в компании Chevron и др. Аналогичные подразделения имеют также крупные национальные нефтяные компании на Ближнем Востоке, в частности Saudi Aramco, Petrobras, Kuwait Oil Company и др. В России в связи со стратегической ролью нефтегазового комплекса в экономике страны предполагается увеличить инвестиционные капиталовложения для внедрения интеллектуальных технологий в данной сфере.

Рассмотрим более подробно, что понимают под интеллектуальным месторождением, каковы основные принципы и направления развития данной концепции. Интеллектуальное нефтегазовое месторождение подразумевает под собой систему автоматического управления операциями по добыче нефти и газа, предусматривающую постоянную оптимизацию интегральной модели месторождения и модели управления добычей. Это абсолютно новый класс систем управления активами (производственными фондами) нефтегазодобывающих компаний, построенных на базе формализованной, интегральной модели актива, автоматизированной системой управления, гарантирующей оптимальное управление на всех уровнях предприятия при контроле целей задаваемых владельцами актива [1]. Аналогом термина интеллектуального месторождения являются цифровое нефтяное месторождение, умное месторождение, инструментированное месторождение, месторождение будущего, интегрированное управление операциями на месторождении и др. Частным понятием данного термина является — интеллектуальная скважина.

В силу сложности и неопределенности геологических моделей (как элемента интегральной модели) построить полностью автоматическое управление нефтегазодобычей в настоящее время достаточно сложно. Однако возможно использовать данный шаблон для разработки программ по снижению роли человеческого фактора в ходе управления жизненным циклом месторождений.

Термин «интеллектуальное месторождение» базируется на понятии интеллектуального управления, которое трактуют как способы управления, использующие различные подходы искусственного интеллекта, а именно эволюционные вычисления, искусственные нейронные сети, машинное обучение, генетические алгоритмы и т. д. Существование интеллектуальных месторождений невозможно без соблюдения следующих принципов: достаточно четкие интерфейсы обратной связи (связь, датчики); формализованность (оптимальность) информационной модели месторождения; интерфейсы для оптимизации критериев, процессов и моделей; стройный аппарат управления [4]. К современным разновидностям интеллектуальных нефтегазовых технологий можно отнести: «интеллектуальные» скважины — smart wells; новые способы изучения скважин; «интеллектуальные» модели продуктивных пластов; регулирование разработки месторождений нефти и газа; «интеллектуальные» технологии разработки месторождений; 3D идентификация коллекторских свойств пластов; нетрадиционные способы разведки, диагностики и разработки.

С целью эффективного комплексного управления интеллектуальное месторождение включает в себя несколько кругов управления:

-         операционный круг дает контроль над эффективностью процессов управления операциями на месторождении (добыча, контроль и управление режимами работы и состояния оборудования, дополнительные процессы и т. д.);

-         моделирующий круг придает динамизм модели управления при меняющихся внешних (контекст) и внутренних (контент) параметрах.

Концепция всей модели интеллектуального месторождения состоит в удаленном управлении объектами нефтегазодобычи, контроле энергопотребления, повышении энергоэффективности, росте эффективности эксплуатации оборудования, рациональном управлении персоналом, транспарентности информации и автоматизации производства в целом. Имплементация принципов интеллектуального месторождения позволяет повысить добычу и снизить риски, как для самой компании, так и для ее работников. В ближайшем будущем планируются месторождения, которые будут контролировать себя самостоятельно и управляться виртуальными группами специалистов, расположенных в разных уголках мира.

Согласно исследованию, проведенному в 2003 году Ассоциацией Энергетических Исследований Кембриджа (Cambridge Energy Research Association — CERA), интеллектуальные месторождения улучшают показатели добычи на 2–10 % относительно «нецифровых» аналогов. Исследование также подтвердило, что «умные» месторождения экономят в среднем 4–8 млн. долл. в год за счет снижения эксплуатационных расходов [2].

Технология интеллектуального месторождения характеризуется следующими преимуществами и дает возможность:

-        оптимизировать производительность оборудования и эффективность скважин за счет анализа отсечек, давлений, температур и других параметров;

-        экстраполировать, используя прошлую информацию, сроки лимита скважин;

-        централизованным образом управлять большим числом скважин с помощью систем дистанционного мониторинга;

-        экстраполяция поведения давно эксплуатируемых и вновь вводимых скважин, используя старые базы данных;

-        повышение безопасности, уменьшение капитальных и эксплуатационных издержек.

В соответствии с исследованиями консалтинговой компании «Делойт и Туш», технологию интеллектуального месторождения в структуре информационных потоков компании можно представить в форме нескольких взаимосвязанных уровней (Рис.1) [3]:

 

http://controleng.ru/wp-content/uploads/Hon1.png

Рис. 1. Технология ЦМ в структуре информационных потоков предприятия

 

Рассмотрим два основных уровня — аппаратный и уровень месторождений. На аппаратном уровне осуществляется аккумуляция информации о состоянии добывающих скважин и оборудования до оператора, где осуществляется оперативный контроль и управление работой месторождения. Затем информация может быть обработана и отправлена на следующий уровень (Месторождения) для реализации задач по обслуживанию оборудования, режимов работы скважин, контролю операций и др.

Как видно из рисунка 1, аппаратный уровень инфраструктуры является базовым. Если отсутствует актуальная, в режиме реального времени информация о диагностике оборудования, все дальнейшие операции бессмысленны: невозможно планировать, например, операции по сервисному обслуживанию оборудования, если непонятно, в каком оно находится состоянии в настоящий момент. В этой связи контроль состояния объектов нефтегазодобычи (добывающих скважин и оборудования) является важным условием существования «умного» месторождения.

Надо заметить, что хотя общий уровень автоматизации месторождений нефтегазодобычи достаточно высок, тем не менее, существует много месторождений, с практически полным отсутствием информации о состоянии добывающих скважин и оборудования.

Рассмотрим конкретный пример внедрения принципов интеллектуализации месторождений. Так, например, значительная часть нефти и газа на территории России и СНГ добывается кустовым способом. Под «кустом скважин» понимают комплекс скважин (обычно 5–20 шт.), расположенных на расстоянии от десятков до сотен метров одна от другой, объединенных в один «кустовой» коллектор, от которого отходит одна труба (шлейф) для соединения в промысловую сеть. Расстояния между кустами, как правило, от одного до нескольких километров (размеры всей сети обычно 10–20 км). Часто кусты скважин в пределах куста достаточно удалены друг от друга, что делает строительство кабельных эстакад дорогостоящим, а порой и вовсе нерентабельным мероприятием. Сами же кусты скважин также могут находиться на большом расстоянии от диспетчерского пункта, что делает невозможным прокладку кабеля связи.

Классический подход для интеллектуализации таких кустов скважин — использование систем телемеханики на основе кустовых контроллеров и радио-модем. Схема достаточно проста: на кусте скважин устанавливается шкаф оборудования с контроллером, который аккумулирует информацию и выполняет запуск/остановку технологического оборудования. Затем посредством радио-модема осуществляется связь контроллера с диспетчерским пунктом.

Использование кустового контроллера вполне оправдано для объектов, где требуется возможность локального управления в замкнутом пространстве (например, регулирование расхода). Но преимущественно (особенно там, где автоматизация кустов отсутствует полностью) для контроля состояния работы куста скважин требуется более полная информация.

Для этой цели можно использовать классический подход (локальный контроллер для проводных датчиков и последовательными портами). Однако в настоящее время такой подход является избыточным, неэффективным и содержит ряд недостатков. Например, это сам контроллер, который в данном случае является узлом сети, без которого можно обойтись, а значит:

-        усилить надежность системы — т. к. при поломке контроллера теряется вся информация от подключенного к нему оборудования;

-        снизить стоимость (за счет исключения контроллера с модулями), следовательно, ускорить срок окупаемости системы [3].

Если не используется локальный кустовой контроллер, возникает вопрос: куда подключать кабели от датчиков (давление, температура) с устьев скважин. Ответ на этот вопрос является еще одним преимуществом нового подхода к автоматизации кустов скважин. Вместо традиционных «проводных» датчиков можно использовать их беспроводные аналоги, получая следующие преимущества:

-                    возможность избежать дорогостоящей и длительной «обвязки» всего куста эстакадами для прокладки кабелей от контроллера до проводных датчиков. Экономия будет значительной в том случае, если скважины находятся на большом расстоянии друг от друга.

-                    существенно сокращается время установки приборов — т. к. не надо ждать окончания строительства эстакад и прокладки кабеля. Следовательно, можно закончить проект намного быстрее (в среднем в 4–5 раз) по сравнению с «проводным» подходом.

К несомненным преимуществам использования предложенной схемы, в общем, и беспроводных датчиков в частности является возможность быстро демонтировать беспроводные датчики и использовать их на другом кусте скважин, если по тем или иным причинам скважину решили временно закрыть. При этом как уже отмечалось, отсутствует проблема сооружения эстакад для датчика на новом месте.

Следовательно, подобные беспроводные решения легко интегрируются с любой системой, что позволяет использовать их с уже существующей системой управления промыслом.

В соответствии со статистикой изобретений, использование беспроводных решений на месторождениях нефти и газа в среднем приводит к 50 % экономии по стоимости и до 80 % по времени имплементации решений, что, в современных рыночных условиях дает существенное конкурентное преимущество компаниям [4].

Таким образом, благодаря беспроводным решениям информация со скважин доставляется с локального диспетчерского пункта в центральный диспетчерский пункт месторождения. Затем полученная информация анализируется, и на базе полученных результатов делаются выводы. Однако ручной анализ данных каждой скважины — архисложная задача. Для анализа информации, поступающей с месторождений, ведущие нефтегазовые компании мира применяют особые программные продукты. Базируясь на результатах такого анализа, работники компании могут определить, например, на каких скважинах необходимо увеличить мощность насосов, а какие проявляют признаки старения. Одним из таких продуктов является Well Performance Monitor (WPM) от компании Honeywell.

Система Well Performance Monitor (WPM) представляет собой инструмент для наблюдения за промыслом в режиме реального времени. Он обеспечивает единое отображение состояния и производительности эксплуатационных и нагнетательных скважин в режиме реального времени на промыслах любого типа, показывая иерархию промысла с учетом приоритетов.

В едином окне для контроля работы скважины оператор может видеть:

-        общий вид промысла для отображения работы и состояния всех скважин на промысле

-        отображение ключевых индикаторов работы скважины в цвете;

-        отображение данных процесса, данных испытания, производственных данных в контексте работы скважины;

-        виртуальное измерение: оценка расхода нефти, газа и воды в режиме реального времени;

-        сравнение измеренных и виртуальных расходов нефти, газа и воды на уровне промысла и всего производственного комплекса;

-        режим работы скважины, стабильность и работоспособность;

-        эксклюзивные алгоритмы «очистки данных» в режиме реального времени обеспечивают возможность точных вычислений с использованием надежных данных;

-        возможность построения трендов посредством простого нажатия кнопки на мнемосхеме скважины или в структуре иерархии оборудования.

WPM поддерживает основные производственные объекты (эксплуатационные скважины, нагнетательные скважины, выкидные линии, манифольды, сепараторы, установки и др.) и может быть интегрирован с любой промышленной системой, промышленной базой данных или архивом.

Использование WPM позволяет быстро и эффективно получить необходимую информацию из потока данных месторождения, позволяя операторам вовремя принимать корректирующие решения, уменьшая, таким образом, количество нештатных ситуаций и, следовательно, повышая показатели производительности, рентабельности и безопасности.

Как было отмечено выше, улучшение эффективности процесса нефтегазодобычи возможно только при реализации концепции интеллектуального месторождения. В свою очередь, «умное» месторождение не может существовать в отсутствие информации с добывающих скважин о состоянии ресурсов. По оценке компании «Schlumberger», только более эффективная и качественная диагностика параметров эксплуатируемых скважин может приводить к 7 %-му снижению производственных затрат и 25 %-му снижению капитальных и эксплуатационных расходов [2]. Интеллектуальные решения позволяют быстро и экономически эффективно контролировать параметры добывающих скважин и оборудования в режиме реального времени, являясь необходимой основой для внедрения концепции цифрового месторождения.

Приведем еще ряд примеров по интеллектуализации месторождений. Это так называемый принцип «на ладони».

Процесс разработки полностью контролируется и управляется.

Каждый элемент и вся система в целом — «как на ладони», отсюда и название системы. Контроль и регулирование внутрипластовыми и внутрискважинными процессами доведён до уровня индивидуальных перфорационных отверстий.

Ключом к системам разработки будущего являются уже упоминаемые нами smart wells (умные или интеллектуальные скважины).

Особенности smart wells проявляются в следующих характеристиках: многостовольные и многозабойные; многофункциональные; всесторонне контролируемые и управляемые.

Многоствольные скважины (т. е. скважинные системы) допускают увеличение компонентоотдачи пластов, могут снизить вредное влияние на окружающую среду и сократить издержки по освоению месторождений.

Под многофункциональностью понимается совмещение процессов закачки газа и воды, отбора нефти, газа, воды и конденсата. В smart wells проектируется забойная сепарация нефти и воды и утилизация получаемой (добываемой) воды без подъема на поверхность. Уже существуют проекты одновременной добычи нефти из одного промежутка и закачки воды в другой. Основа технологии интеллектуальных скважин — управляемые с поверхности скважинные клапаны, используемые для регулирования притока из отдельных зон или боковых стволов, и постоянные скважинные датчики температуры и давления.

Доклад по АСУТП. Интеллектуальное месторождение (Часть1)

Рис. 2. Инструменты, результаты и эффекты применения концепции «Интеллектуальное месторождение»

 

На рисунке 2 показано, каким образом можно автоматизировать бизнес-процессы по управлению месторождением и к каким результатам это приведет [3]. О мировом опыте управления крупными нефтегазовыми проектами на базе интегрированной модели интеллектуального месторождения. Так, использование программы TAIL в норвежской компании Statoil приводит к максимальному повышению эффективности морских месторождений в Северном море, находящихся на четвертой стадии жизненного цикла.

Российская компания «ЛУКОЙЛ Оверсиз Холдинг Лтд». также планирует реализовать проект LIFE-Field (LUKOIL Intelligent Functional Environment), который будет осуществлен на месторождении Западная Курна-2. Данный проект представляет собой систему управления месторождением, включающую набор бизнес-процессов, ориентированных на оптимизацию добычи и сокращение потерь за счет оперативного выявления проблем и быстрого принятия совместных решений многопрофильных групп на основе информации в режиме реального времени. Цель проекта — управление разработкой месторождения с максимальной эффективностью, минимальными потерями добычи и минимальными издержками, что достигается за счет работы только с актуальной информацией (организация передачи данных в режиме реального времени), интегрированного моделирования производственных процессов месторождения, формирования среды для принятия решений многофункциональными группами. Ключевые процессы оптимизации выстраиваются согласно единой методологии для каждой точки ограничения. Модель ограничений задает цикличное выполнение круга действий: сбора информации, моделирования и анализа, оптимизации, конфигурации, управления потерями, управления нераскрытым потенциалом, отчетности [2].

Еще одно перспективное направление интеллектуализации нефтегазовых месторождений — создание роботизированных систем управления траекторией ствола скважины, режима и добычи. С этой целью необходимо создание надежных подземных каналов связи между скважинами (как бурящимися, так и добывающими, нагнетающими и др.), разработка алгоритмов функционирования всех элементов и систем, конструирование узлов информационно-измерительной и управляющей аппаратуры, способной работать в тяжелых условиях эксплуатации. Работы направлены на поэтапное решение всех этих задач на примере управления траекторией ствола скважины. В качестве основы для подземного канала связи выбирается электромагнитный канал связи забойных телеметрических систем и его адаптация к вопросу межскважинного взаимодействия. Проведенные исследования в перспективе открывают возможность бурить скважины сложной пространственной архитектуры, а также решать задачу энергообеспечения забойных модулей.

Генеральное направление инновационного развития нефтегазовой отрасли на ближайшую перспективу — это перевод нефтегазового комплекса на новый режим управления в реальном времени. Сюда войдет сбор геолого-промысловой информации сенсорных датчиков по всей технологической цепи добычи и переработки газа, создание системы управления метаобъемами информации, разработка высокопроизводительных вычислительных комплексов (суперкомпьютеров), способных загружать, обрабатывать и выгружать колоссальные объемы информации.

Таким образом, современным вектором развития нефтегазового сектора в мировой экономике является интеллектуализация месторождений газа и нефти. Модернизация российской экономики требует имплементации новых инновационных технологий, в том числе и в нефтегазовом комплексе. Технологии интеллектуального месторождения могут помочь нефтяным и газовым компаниям использовать новые и существующие месторождения по максимуму, достаточно оптимально, сокращая издержки производства и повышая рентабельность.

 

Литература:

 

1.                 Ерёмин Н. А. Современная разработка месторождений нефти и газа. Умная скважина. Интеллектуальный промысел. Виртуальная компания. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. — 244 с.

2.                 http://controlengrussia.com/bezopasnost/reshenija-honeywell-dlja-sozdanija-intellektualnykhcifrovykh/

3.                 http://www.gas-journal.ru/gij/gij_detailed_work.php?GIJ_ELEMENT_ID=53822&WORK_ELEMENT_ID=53830

4.                 http://oilgasjournal.ru/vol_7/eremin.pdf

 

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle