Как нефтяные компании совершенствуют методы добычи

Применение в процессе добычи углеводородов современных цифровых технологий за последние десять лет стало ключевым фактором эффективности разработки месторождений во всем мире. Крупнейшие российские компании не отстают от глобальных трендов. Так, ЛУКОЙЛ в среднесрочной перспективе рассчитывает довести количество цифровых двойников своих активов до 125. Параллельно компания ведет работу по подготовке квалифицированных инженерных кадров.

ЛУКОЙЛ, один из лидеров по цифровизации процесса добычи, первым в России провел конкурс по интегрированному моделированию разработки месторождений среди инженеров входящих в группу предприятий.

Интегрированная модель — это совокупность математических моделей, описывающих элементы производственной цепочки добычи углеводородов, взаимодействующих друг с другом на базе единой информационной платформы — программы-интегратора. Она используется как инструмент для оценки потенциала добычи и планирования технологических показателей разработки месторождения с учетом имеющихся ограничений по всему технологическому циклу движения добываемого сырья от пласта до подготовки углеводородов. Фактически на базе полученных физическими методами данных создается цифровая копия скважины, комплекса сбора и подготовки нефти или всего промысла, которая в свою очередь становится ядром формирования концепции «умного месторождения».

В конкурсе, организованном на базе научно-образовательного центра «Рациональное недропользование» в Перми, приняли участие 22 специалиста из семи регионов присутствия компании. Он включал в себя три этапа — визитка-самопрезентация, решение индивидуальных и групповых задач.

Идея проведения конкурса связана с развитием интегрированного моделирования как неотъемлемой части производства ЛУКОЙЛа. Проведение подобных мероприятий позволяет не только выявить потенциал сотрудников, но и придает импульс для новых решений, которые в перспективе могут ускорить развитие компании в целом.

От теории — к практике

В 2016 году работы по внедрению интегрированных моделей стартовали в стратегической для ЛУКОЙЛа структуре ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь», которая управляет месторождениями в ключевой для компании нефтегазовой провинции. Инжиниринговую поддержку в этом процессе компании оказывает филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» — «КогалымНИПИнефть» в Тюмени.

В качестве пилотной площадки для внедрения инноваций были выбраны месторождения в регионе Большехетской впадины (Тазовский район Ямало-Ненецкого автономного округа), которая является центром добычи газа для ЛУКОЙЛа. Ее начальные извлекаемые запасы оцениваются в 1 млрд тонн условного топлива. Одна из особенностей газовых месторождений — тесная взаимосвязь между всеми элементами технологической цепочки добычи углеводородов с единым источником энергии в виде пластового давления. Поэтому применение интегрированных моделей для подобных активов позволяет учитывать взаимовлияние отдельных компонентов системы при прогнозировании и оптимизации добычи. Помимо этого, цифровизация расчетов снижает риск ошибок, способствует внедрению наиболее результативных технологических решений при разработке сложных многопластовых месторождений, таких как Пякяхинское (запущено в 2016 году). На нем выделено 29 продуктивных пластов, причем газоконденсатные залежи чередуются с нефтесодержащими при полном либо частичном совпадении их в структурном плане.

Доказанная эффективность

Помимо Пякяхинского, интегрированные модели применяются на Находкинском (запущено в 2005 году) и Южно-Мессояхском (введено в 2019 году) месторождениях, а также месторождении им. В. С. Черномырдина (запущено в 2020 году). Цифровая модель создана и для магистрального газопровода до точки сдачи продукции в Единую газотранспортную систему.

За время своего использования интегрированные модели уже доказали свою эффективность. Например, оптимизационные расчеты с их применением позволили на 15% сократить расход метанола для предотвращения гидратообразования в скважинах и газосборных трубопроводах Находкинского и Пякяхинского месторождений.

Также был оптимизирован режим эксплуатации газодобывающего фонда. В частности, по высокодебитным скважинам Пякяхинского месторождения обоснована целесообразность замены насосно-компрессорных труб с диаметра 73 на 89 мм, что позволило увеличить дебит газа на 15% при соблюдении безопасных условий эксплуатации. С помощью расчетов на модели был подобран оптимальный температурный режим эксплуатации обогреваемых нефтяных коллекторов, что в результате дало снижение потребления электроэнергии, а значит, и затрат.

Переход в онлайн

Перспективы дальнейшего внедрения интегрированных моделей в Западной Сибири в ЛУКОЙЛе связывают с глубокой интеграцией цифровых инструментов с корпоративными информационно-аналитическими системами (КИС).

В КИС ЛУКОЙЛа сформирован колоссальный массив геолого-промысловых данных по всем месторождениям "ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь", в системе реализованы процедуры по контролю качества информации и автоматизации выгрузки по направлениям деятельности. В 2019 году в КИС создан дополнительный раздел "Интегрированное моделирование", с помощью которого из различных источников в автоматическом режиме генерируются и выгружаются отчетные формы для построения моделей по компонентам: пласт, скважина, система сбора и транспорта.

Автоматизация процесса построения таких компонентов, как упрощенная модель пласта и модель скважин, осуществлялась в рамках проекта бесшовной трансляции данных в программное обеспечение для моделирования, что позволило кратно сократить трудозатраты. Например, на создание модели добывающей скважины теперь требуется в 5 раз меньше времени.

В ближайшей перспективе «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» и «КогалымНИПИнефть» планируют апробировать ряд новых инструментов, среди которых — модуль для автоматизированного подбора кривых относительных фазовых проницаемостей. Также на стадии разработки находится еще одно перспективное решение — автоматическое построение трубопроводной сети. Внедрение этих IT-инструментов позволит практически в полном объеме автоматизировать процесс построения интегрированной модели, отмечают в ЛУКОЙЛе.

Реализация алгоритмов верификации геолого-промысловой информации и автоматизация процессов передачи данных в цифровые инструменты приближают ЛУКОЙЛ к глобальной цели по организации онлайн-сопровождения разработки и эксплуатации месторождений с применением интегрированных моделей.

Будет расти и число месторождений, на которых используются цифровые технологии. К 2025 году ЛУКОЙЛ планирует увеличить количество применяемых интегрированных моделей до 125, в том числе до 32 в Западной Сибири. При этом компания остается лидером в России по этому направлению: в 2021 году ЛУКОЙЛ в Западной Сибири запустил самую масштабную цифровую модель нефтяного месторождения в стране — цифровой двойник Ватьеганского месторождения. Масштабный проект включает модели более чем 3 тыс. скважин, 12 объектов разработки и охватывает всю производственную цепочку добычи — от пласта до входа в центральный пункт сбора и подготовки нефти.

Дальнейшее применение интегрированного моделирования и расширение концепции интеллектуального месторождения на другие активы группы ЛУКОЙЛ в перспективе позволит, опираясь на лучшие в стране инженерные кадры, вовлекать в разработку дополнительные ресурсы и эффективнее управлять производством.

Ольга Матвеева