Наверное, те, кто работает в нефтегазовой отрасли и следит за ее развитием заметили, что в последние годы на конференциях, либо в статьях специалистов все чаще звучат термины, относящиеся к IT индустрии. Скорее всего и Вы уже где-то слышали или видели такие понятия как, «интеллектуальное», «цифровое», «умное» месторождение, а еще некоторые англоязычные варианты IFields, Smart Fields, Field of the Future?! - если нет, то именно этими фразами именуют, не так давно зародившийся, но уже ставший глобальным, тренд нефтегазового сектора, заключающийся в автоматизации управления жизненным циклом месторождений.

«Умная» эпоха или, как говорят, «пора умнеть» наступила более 10 лет назад, когда значительная часть месторождений, эксплуатируемых еще с 60-х годов прошлого века, вступила в стадию снижения добычи ввиду высокой степени выработанности. Запасы «легких и средних нефтей» на сегодняшний день стремительно сокращаются, ввиду чего увеличивается объем добычи трудноизвлекаемых запасов, под которыми понимают тяжелые, вязкие, парафинистые углеводороды, в большинстве случаев с неблагоприятными условиями залегания. Очевидно, что для работы на таких месторождениях необходимы принципиально новые технические решения, либо модернизированные технологии, применяемые при извлечении традиционных залежей с благоприятными для добычи запасами, а это, в свою очередь, ведет к увеличению капиталовложений на освоение и эксплуатацию месторождений.

Идея пересмотреть концепцию разработки и эксплуатации месторождений пришла к нефтяным компаниям, когда вопрос повышения рентабельности добычи, так называемых, трудноизвлекаемых запасов углеводородов встал на повестку дня, в связи с их масштабным освоением. Примером внедрения инновационных технологий, позволяющих найти оптимальный, технически обоснованный вариант разработки и эксплуатации нефтегазового актива, может служить программа «Умные месторождения» («Smart Fields») компании Shell. Ее реализация началась в середине 1990-х, а воплощение в жизнь пришлось на 2000-е и продолжается до сих пор [1]. Она собирает данные и объединяет технологии измерения, контроля и управления в реальном времени, применяемые при работе на нефтегазовых месторождениях и планировании их развития. Параллельно накапливается база знаний и опыта, которая впоследствии может быть использована для моделирования и прогнозирования рабочих процессов.

Если говорить про отечественные компании, то создание собственных продуктов, позволяющих осуществлять на деле подобного рода концепции, началось не так давно. Нельзя сказать, что интеллектуальные системы полностью обошли нас стороной, но, как правило, они носили более локальный характер. В результате, российская нефтегазодобывающая отрасль отстает от мировых лидеров в части инноваций на 5-7 лет. На сегодняшний день ряд крупных российских компаний, используя зарубежный опыт, активно начинают внедрять «умные» системы на своих месторождениях. Примером может служить ОАО «Самотлорнефтегаз» - одно из крупнейших добывающих предприятий нефтяной компании «Роснефть», которое на протяжении несколько лет развивает программу «Интеллектуальное месторождение». ОАО «Татнефть» развернула инвестиционную деятельность, направленную на развитие интеллектуальных технологий в данном направлении.

Геолого-гидродинамическое моделирование, интеллектуальное заканчивание скважин, внедрение интеллектуальных станций управления скважинами – все это отдельные элементы «интеллектуальных» систем, реализуемых Группой компанией «ЛУКОЙЛ».

Также, необходимо отметить, «Салым Петролеум Девелопмент» (совместное предприятие «Шелл» и «Газпром нефть») — которое первым в России оборудовало весь фонд скважин системами удаленного мониторинга и управления - «умные месторождения». Проект стартовал в 2008 г. и на текущий момент компания оборудовала все нагнетательные и водозаборные скважины на Салымских месторождениях «умной» технологией по забору, закачке и подготовке воды [2].

Институт проблем нефти и газа Российской академии наук представил карту цифровых месторождений РФ, которая изображена на рис.1. [3].

Рисунок 1 – Карта цифровых месторождений РФ

ПАО «ГАЗПРОМ» (включая месторождения Salym Petroleum Development N. V. – совместного предприятия Shell и ПАО «Газпром нефть») 1,2 – Пильтун-Астохское, Лунское (Сахалин II); 3 – Киринское (безлюдное, Сахалин III); 4 – Приразломное (Печорское море); 5 – Западно-Салымское; 6 – Восточно-Салымское; 7 – Ваделыпское. ПАО «Зарубежнефть» 8 – Харьягинское. ПАО «Лукойл» 9 – Кравцовое (Балтийское море); 10, 11 – Юрия Корчагина, Филановского (Каспийское море); 12, 13 – им. Архангельского и им. Сухарева (север Пермского края. ОАО «НОВАТЭК» 14 – Юрхаровское (Тазовская губа); 15 – Северо-Ханчейское ГКМ (безлюдное). АО «РИТЭК» 16 – Котовское. ПАО «РОСНЕФТЬ» 17, 18 – Чайво, Одопту (Сахалин I); 19 – Ванкорское; 20 – Приобское; 21, 22 – Уватская группа месторождений: Урненское и Каменное; 23 – Самотлорское; 24 – Ваньеганское; 25 – Верхнечонское; 26 – Юрубчено-Тохомское. ПАО «ТАТНЕФТЬ» 27 – Ромашкинское.

Видно, что сегодня к задействованию интеллектуальных разработок на своих месторождениях российские компании проявляют немалый интерес, и несложно догадаться, что цифровой путь, постепенно прокладываемый в нефтегазовом комплексе занимает крайне перспективное направление, повышающее рентабельность освоения запасов углеводородов. Но прежде, чем внедрять умные технологии на месторождениях, необходимо четко понимать, какие стратегические задачи возложены на них и какие конкретные функции должны выполнять подобного рода системы.

Вначале стоит упомянуть, что на заре эпохи «интеллектуальных» месторождений активно развивались и продолжают развиваться цифровые технологии поиска, расчета и оптимизации работы скважин. И ранее разработкой таких программных комплексов занимались совсем не нефтегазовые компании, а сторонние инженерные организации, которые затем предлагали свою продукцию участникам рынка нефтяной промышленности. Так, исследовательская американская компания Schlumberger («Шлюмберже») в своем активе имеет большое количество как специального оборудования, так и программного обеспечения, позволяющих проводить различные технологические операции на месторождениях. Ее продукцию используют многие российские и зарубежные нефтегазовые компании. Норвежская компания Roxar («Роксар») также является активным игроком рынка цифровых технических решений для нефтегазовой промышленности. Уже в настоящее время крупные российские нефтегазовые компании в своем составе имеют подразделения, занимающиеся проектированием и реализацией «умных» месторождений. «РН-УфаНИПИнефть» – дочернее предприятие нефтяной компании «Роснефть» создает импортозамещающий программный комплекс «РН-СимТеп». Группа компаний «ЛУКОЙЛ» владеет научно-проектным комплексом «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». Давайте разберемся, насколько «умными» могут быть месторождения и что они из себя представляют.

По мнению д.т.н., профессора кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. Губкина Еремина Н.А., «умный» нефтегазовый комплекс прежде всего ориентирован на существенный рост производительности труда, сокращение трудовых, материальных ресурсов, снижение капитальных и эксплуатационных затрат, нивелирование техногенного воздействия на окружающую среду [4]. Такая концепция может быть реализована за счет удаленного управления объектами, высокой степени автоматизации, безлюдными добычными комплексами, интеллектуальными системами управления технологическими, энергетическими, транспортными, производственными процессами с прозрачной информативностью.

Как контролировать и чем управлять? – вопрос крайне уместный. И ведь, действительно, для создания глобального информационного комплекса, охватывающего весь спектр отслеживаемых параметров на разных уровнях, необходимо иметь определенные программные средства, приборы и оснащение, позволяющие фиксировать, прогнозировать и корректировать происходящие процессы. Таким образом, информационный комплекс в своем составе должен иметь базу данных, в которую поступает информация с месторождения, а также технику, установки, спецоборудование, программное обеспечение и другие средства, задействование которых возможно в том или ином случае.

В основном, многие авторы статей про «умные месторождения» ссылаются на схему, составленную консалтинговой компанией Делойт и Туш. Она представлена на рис.2. По существу, как уже было сказано выше, пора «умнеть» настала, когда потребовались инновационные подходы к добыче углеводородов на эксплуатируемых месторождениях. Поэтому данная модель, действительно, дает общее представление по структурной организации «умного» месторождения на этапе его эксплуатации.

Рисунок 2 – Технология цифрового месторождения в структуре информационных потоков предприятия.

Но дело в том, что до того момента как месторождение поступит в эксплуатацию, проводятся геологоразведочные работы на местности, служащие отправной точкой для дальнейших стадий его рационального освоения. И именно по результатам геологоразведочных работ судят о целесообразности нефтегазодобычи на этом участке. Уже на этом начальном этапе в лабораториях исследуют данные проб, специалистами принимаются решения по оптимальному способу эксплуатации, выстраиваются схемы сбора и транспортировки продукта, создаются проекты по обустройству промысла, аналитиками прогнозируются объемы добычи. Далее, исходя из укрупненных полученных данных, на вышестоящем уровне происходит оценка технико-экономических показателей. Очевидно, что для высшего управленческого звена нефтегазовых компаний нет необходимости знать о точном химическом составе флюида. Такая иерархическая структура организации и передачи информации применяется не только в нефтегазовой промышленности.

Цифровое обустройство месторождения может существенно ускорить ход работы, при этом увеличить информативность, ввиду мониторинга происходящих процессов в реальном времени. База данных, встроенная в информационный комплекс, позволяет использовать актуальную информацию для управления, подобрать подходящий, применительно к конкретному случаю, программный продукт и, конечно, учесть использование специфического оборудования. А что отслеживать, с помощью чего моделировать и какие технические средства применять на месторождении – задача, решаемая для каждого конкретного промысла с учетом особенностей его дальнейшей эксплуатации.

Таким образом, цифровое (интеллектуальное) месторождение – система технологий, внедряемых, в основном, на верхние уровни управления и направленных на оптимизацию, а также повышение экономической эффективности всех процессов добычи. Но в условиях отсутствия совокупности цифровых систем управления месторождением анализ информации будет происходить после возникновения события, и в этом случае проблема уже существует, следовательно, появляется риск осложнения в работе месторождения. Поэтому на более низких ступенях организации умного месторождения рентабельным аспектом является кибернетическое управление отдельными элементами месторождения, такими, как интеллектуальная скважина, интеллектуальный нефтепромысел, интегрированное моделирование и интегрированное планирование работ [5]. А это, в свою очередь, предполагает дополнение системы определенными инструментами - программами, объединяющими все ключевые дисциплины актива (геология, разработка, бурение и заканчивание скважин, нефтедобыча, обустройство, экономика, экология, анализ рисков).

В последующих выпусках аналитического научно-технического журнала «Промышленный электрообогрев и электроотопление» планируем опубликовать новые статьи о перспективных разработках в нефтегазовом секторе.

Одна из особенностей ГК «ССТ», заключается в том, что изготавливаемые на собственных производственных мощностях теплотехнические средства – это не просто тепловыделяющие приборы, а целый комплекс оборудования, в который, в зависимости от задачи, могут входить следующие подсистемы: подсистема обогрева, подсистема питания, подсистема крепежа и вспомогательных элементов, тепловая изоляция, интеллектуальная подсистема контроля и управления. Подсистема контроля способна отслеживать в реальном времени, записывать и передавать многочисленные параметры с обогреваемого объекта и подсистемы обогрева, а подсистема управления позволяет поддерживать заданную работу подсистемы обогрева, обеспечивая функционирование обогреваемого объекта в требуемых температурных диапазонах.

Помимо комплексов электрооборева, в ГК «ССТ» ведется разработка программного продукта, позволяющего оперативно проводить теплотехнические расчеты скважин и нагревательных элементов для скважин, используя базовые теплофизические и гидродинамические параметры флюида. Его создание обуславливается введением в серийное производство специального кабеля с переменной по длине мощностью для обогрева скважин Stream Tracer^тм. Данное новшество позволяет эффективно бороться с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, повышенной вязкостью нефти, предотвращать образования газогидратов в газовых скважинах, а также обогревать подводные трубопроводы в местах перехода через реку [6]. Комплексный подход, используемый в системе обогрева скважин Stream Tracer^тм предполагает почти полную автоматизацию технологических процессов, сводящих к минимуму человеческий фактор. Эффективность комплекса Stream Tracer^тм и надежность всех его элементов подтверждена опытно-промышленными испытаниями.

В конечном итоге, нагревательные системы ГК «ССТ», входящие в состав оборудования месторождений и обладающие «интеллектуальными» свойствами на основе встроенных систем контроля и управления, могут быть интегрированы в концепцию «цифрового» месторождения.

                                                                            Список использованных источников

1.    Приложение к журналу «Сибирская нефть» №10/117. [Электронный ресурс]. URL: https://www.gazprom-neft.ru/files/journal/SNp117.pdf (дата обращения: 19.12.2018).

2.    Медиапортал сообщества ТЭК. [Электронный ресурс]. URL: http://www.energyland.info/analitic-show-123296 (дата обращения: 19.12.2018).

3.    «СТАНДАРТ» Деловой журнал об ИТ, связи и вещании в России и мире №7/8 (162/163) июль-август 2016. Статья «Цифровая добыча». [Электронный ресурс]. URL: http://www.ipng.ru/files/_6feb65d8-9f63-4110-b92c-b279a4eeaf6a-Standart_162_p28-31.pdf (дата обращения: 19.12.2018).

4.    Научное сетевое издание «Актуальные проблемы нефти и газа». Статья «Инновационные технологии освоения нефтяных месторождений в режиме реального времени» А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин ИПНГ РАН. [Электронный ресурс]. URL: http://oilgasjournal.ru/vol_7/erimin.html (дата обращения: 19.12.2018).

5.    PROНефть. Научно-технический журнал «Газпром нефти». №3(9) Сентябрь 2018. Статья «Обзор технологий: от цифрового к интеллектуальному месторождению» А.И. Власов, А.Ф. Можичиль. [Электронный ресурс]. URL: https://ntc.gazprom-neft.ru/research-and-development/proneft/2382/38396/ (дата обращения: 18.02.2019).

6.    Сайт ГК «ССТ». URL: https://sstprom.ru/products/stream_tracer (дата обращения: 20.12.2018).