Цифровая добыча

Подведены первые итоги работы в рамках развития проекта «Интеллектуальное месторождение» в ЛУКОЙЛ-Коми. Результаты внушают оптимизм: благодаря современным IТ-продуктам с начала года дополнительная добыча нефти составила более 40 тысяч тонн. Нефтегазовые компании на всех этапах – от геологоразведочных работ до рекультивации земель — внедряют «умные» технологии: широкомасштабную цифровизацию, моделирование, стандартизацию рабочих процессов и дистанционные «безлюдные» технологии. Проект «Интеллектуальное месторождение» реализуется в ПАО  «ЛУКОЙЛ» с 2011 года и направлен на повышение эффективности проектирования и сервисной поддержки разработки месторождений. Наиболее полно технологии интеллектуального месторождения внедрены на крупнейших зарубежных проектах Компании в Узбекистане и Ираке. В России их активно применяют на Каспии, в Западной Сибири и Пермском крае. Так, в Перми проект охватывает все месторождения ЛУКОЙЛа в регионе. За счет интегрированного моделирования и планирования формируются оптимальные технологические режимы скважин, подбираются геолого-технические мероприятия, сокращаются непроизводственные простои и затраты. 70 % решений, используемых в рамках этого проекта, разработаны в России. В 2019 году ЛУКОЙЛ стал лауреатом премии ComNews Awards в номинации «Лучший IТ-проект в нефтегазовой промышленности» за внедрение в промышленную эксплуатацию в Западной Сибири масштабной интегрированной модели добычи. Интегрированная модель Южно-Ягунского месторождения – самая крупная в России, она вошла в ТОП-3 моделей в мире по количеству элементов (около 14 тысяч). С помощью современного цифрового инструмента ведется контроль 12 объектов разработки и более 1 600 добывающих и нагнетательных скважин. Ключ на старт! Проект «Интеллектуальное месторождение» заработал в ЛУКОЙЛ-Коми с 1 января 2020 года. Первой ласточкой в освоении новых цифровых решений стало крупнейшее структурное подразделение предприятия – ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз», которое разрабатывает месторождения в северной части Республики Коми. В частности, занимается крупными проектами на Денисовском лицензионном участке и пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. На базе Центральной инженерно-технической службы ТПП была организована группа оптимизации добычи. Интегрированные модели разработали для четырех месторождений: Восточно-Ламбейшорского, им. А. Алабушина, Баяндыского и Южно-Баяндыского. Ставка на технологии Концепция интеллектуального месторождения заключается в интеграции процессов управления промыслом на основе автоматизированных компьютерных систем и высокотехнологичных методов сбора данных. Концепция покрывает полный производственный цикл развития проекта – от стадии поиска и разведки до завершения разработки. По словам заместителя начальника Центрального диспетчерского управления ЛУКОЙЛ-Коми Левона Арустамова, программа интегрированного моделирования разработки (Integrated Production Modelling, IPM) позволяет моделировать полную систему добычи от пласта до транспортировки и подготовки. Ее основа – специальный IT-продукт, куда вносятся данные, с помощью формул программа проводит расчет и «советует», как оптимизировать производственные процессы. Если проще: цифровой двойник промысла включает в себя как фонд скважин, так и трубопроводы, площадочные объекты. Разные программы комплекса IPM отвечают за определенные показатели. Например, одна моделирует скважины, другая – систему подготовки, третья  – анализирует пласт. Затем все показатели суммируются в одну большую модель всего месторождения. Например, программа может спрогнозировать, когда скважина перестанет фонтанировать и сама подберет наилучший вид насосного оборудования. Нефтяники не теряют времени и могут заблаговременно поменять насос, выполнить ремонт или техобслуживание. Примерно та же история с установкой подготовки нефти (УПН). Здесь «умная» программа помогает настроить оптимальный режим работы. Еще один плюс интегрированной модели – возможность планирования. Программа обрабатывает параметры, например, скважины и дает сценарий ее дальнейшей работы. Планку выше – По итогам трех кварталов 2020 года дополнительная добыча нефти при реализации мероприятий с использованием методов интегрированного моделирования составила 40,4 тысячи тонн, или 0,33 % от общей добычи нефти по ЛУКОЙЛ-Коми, – сообщил Левон Арустамов. Как пример: по скважине № 56 Восточно-Ламбейшорского месторождения применили оптимизационный расчет при увеличении частоты вращения. Эффект – с начала года скважина дала более 10 тысяч тонн нефти дополнительно. Еще пять тысяч тонн принесла оптимизация частоты вращения по скважине № 24ГС Восточно-Ламбейшорского месторождения. Проект «Интеллектуальное месторождение» в ЛУКОЙЛ-Коми будет расширяться. По словам заместителя начальника ЦДУ, в 2021 году специалисты ЛУКОЙЛ-Инжиниринг «построят» модель Харьягинского промысла, следом настанет черед Усинского месторождения. Внедрение интегрированного моделирования на пермокарбоновой залежи планируют разделить на два этапа: пилотный в 2021 году, и если он даст эффект – в 2022-м начнется разработка полной модели. Также в следующем году в ЛУКОЙЛ-Коми рассчитывают внедрить систему интегрированного планирования. Левон Арустамов