Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Интеллектуальное месторождение ПАО «ЛУКОЙЛ»

Концепция «Интеллектуальное месторождение» ПАО «ЛУКОЙЛ» представляет собой совокупность организационных, технологических и информационных решений для управления месторождениями и промыслами, построенных на базе формализованных моделей бизнес-процессов, операционной модели предприятия, интегрированной модели актива, гарантирующей оптимальное управление им при соблюдении целевых показателей и существующих ограничений. В основу заложена обязательная процедура комплексного анализа и принятия решений на основе интеграции информации, техники, технологий и персонала (рис. 1).

10.01.2018 Инженерная практика №11/2017
Лобков Юрий Алексеевич Старший менеджер Департамента обеспечения добычи нефти и газа ПАО «ЛУКОЙЛ»

Рис. 1. Интегрированные операции
Рис. 1. Интегрированные операции

Активное развитие «умных» технологий управления нефтегазодобычей произошло на рубеже и в начале третьего тысячелетия. С широкомасштабным продвижением буровых в северные широты, в глубины морей и места, некомфортные для человека, нефтяники все чаще сталкивались с двумя группами вызовов.

Технологические – связаны с удаленностью, большими глубинами морей и глубинами бурения, сложным геологическим строением, а также суровыми климатическими условиями. При этом высокие экологические риски и ужесточение законодательства тре-бовали применения технологий с гарантированной надежностью.

Экономические – связаны с падением мировых цен нефти. Они стимулируют компанию к повышению производственно-экономической эффективности.

Чтобы справиться с этими вызовами, компании наряду с высокотехнологичным оборудованием использовали широкомасштабную цифровизацию, моделирование, стандартизацию рабочих процессов и внедрение дистанционных «безлюдных» технологий. При этом у крупнейших нефтедобытчиков аналогичные проекты не только имели разные названия (см. «Выбирай свойпуть»), но и содержали в своем составе разный набор программных и аппаратных средств и технологий, нацеленных на решение специфичных задач.

Изначально подобные технологии закладывались в проекты обустройства новых месторождений. Однако сегодня экономические вызовы обязывают нас искать способы оптимизации затрат, в том числе на действующих, десятилетиями разрабатываемых месторождениях с падающей добычей.

В 2010 году в ПАО «ЛУКОЙЛ» была создана концепция Интегрированных операций для ТевлинскоРусскинского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» с фондом в несколько тысяч скважин, находящегося в разработке с 1986 года. Год спустя в «ЛУКОЙЛ Оверсиз» была сформирована концепция iField для ввода в эксплуатацию гигантского нефтяного месторождения Западная Курна – 2.

Оба этих документа легли в основу системного проекта «Интеллектуальное месторождение», который определил функциональные области и инструменты (рис. 2). В его рамках подготовлены детальные технические задания для реализации проекта в нефтегазодобывающих Обществах Компании. По отдельности эти технологии могут не быть инновационными – ноухау заключается в обязательной процедуре их совместного применения специалистами разных функциональных направлений.

Рис. 2. Карта решений «Интеллектуальное месторождение»
Рис. 2. Карта решений «Интеллектуальное месторождение»

Данные инструменты представлены в привязке к временным горизонтам, где они наиболее эффективны. Являясь источниками первичной информации, системы телемеханики и диспетчерские системы ориентированы на сбор и отбраковку данных и принятие оперативных решений по исполнению технологического режима работы скважин и оборудования.

Системы телемеханики и диспетчерские системы анализируются на возможность унификации технических решений; автоматизации получения, консолидации, контроля целостности и качества данных (рис. 3), что снижает влияние «человеческого фактора» и риск внесения ошибки. Системы оптимизируются для работы с уже имеющимися данными таким образом, чтобы извлечь из них максимум полезной информации.

Рис. 3. Автоматизированная система оперативного диспетчерского управления месторождения им. Ю. Корчагина
Рис. 3. Автоматизированная система оперативного диспетчерского управления месторождения им. Ю. Корчагина

Далее выверенная отчетная информация загружается в модели пласта и технологических объектов, где происходит следующий этап контроля качества данных на соответствие принципам физичности и модельным расчетам. Однако даже откалиброванная по фактическим данным модель скважины при совмещении ее с моделями пласта и системы сбора может давать заметные расхождения по расчету пластового и устьевого давлений расходу газа, нефти и воды.

Таким образом, следующим фильтром качества данных служит интегрированная модель, где технологический процесс добычи нефтегазосодержащей жидкости моделируется во взаимосвязи в целостной производственной цепочке «пласт – скважина – система сбора» (рис. 4).

Рис. 4. Интегрированная модель
Рис. 4. Интегрированная модель

Необходимо отметить, что для решения различных производственных задач используются разные компоненты интегрированной модели. Например, для решения оперативных задач по расчету режимов работы оборудования в качестве модели пласта возможно применение модели материального баланса либо статистических зависимостей, в то время как задачи прогнозирования разработки и проектирования геолого-технических мероприятий требуют применения гидродинамической модели с оценкой взаимовлияния скважин. Рассмотрим несколько примеров применения моделирования в нефтегазодобывающем производстве.

Рис. 5. Виртуальный замер
Рис. 5. Виртуальный замер

Для оценки корректности замеров мультифазного расходомера на месторождении им. В. Филановского (рис. 5) использовалась модель скважины. Расчеты проводились на основе PVT-свойств жидкости, габаритных размеров трубки Вентури расходомера VX-88 и данных АСУ ТП о перепаде давления внутри расходомера. В целях нивелирования отклонений была проведена калибровка расходомера (подстройка нуля, отладка датчиков, определение реперных точек в пустой и заполненной трубе).

Рис. 6. Регулирование параметров работы скважины с интеллектуальным заканчиванием
Рис. 6. Регулирование параметров работы скважины с интеллектуальным заканчиванием

На месторождении им. Ю. Корчагина (рис. 6) с использованием модели скважины проведена оптимизация работы трех интервалов притока в скважине с интеллектуальным заканчиванием, результатом стали снижение обводненности продукции и пропорциональное увеличение дебита нефти в объеме 22 т/сут. При расчете режимов работы клапанов учитывались фактическая конструкция скважины, перепады давления на устьевом штуцере и внутрискважинных клапанах, PVT свойства жидкости, потери давления по стволу скважины, взаимовлияние продуктивных зон.

Для расчета оптимальных объемов подачи метанола на скважинах Находкинского газоконденсатного месторождения (рис. 7) использовались модель системы сбора и транспорта газа, модели скважин и упрощенная модель пласта.

Рис. 7. Оптимизация объемов подачи метанола на Находкинском ГКМ
Рис. 7. Оптимизация объемов подачи метанола на Находкинском ГКМ

В процессе калибровки модели выполнена настройка температурного режима по скважинам и системе сбора газа. Далее были рассчитаны режимы работы системы сбора продукции скважин, по каждому участку определены риски гидратообразования. Затем проведены итерационные расчеты объемов подачи метанола с учетом прогнозных условий гидратообразования. Сокращение подачи метанола составило около 1 т/сут. В результате разработан алгоритм расчета необходимого количества метанола для обеспечения безгидратного режима работы скважин.

Кроме того, с использованием интегрированной модели решаются следующие задачи:

  • оценка проектных решений по обустройству и режимам работы скважин и оборудования с учетом эксплуатационных данных;
  • прогнозирование суточной добычи с учетом мероприятий и их отслеживание в реальном времени;
  • подбор оптимального режима эксплуатации скважин;
  • автоматическая оценка корректности замеров дебитов скважин;
  • виртуальные замеры параметров скважин, работающих в одну линию с минимизацией остановок скважин на замер;
  • расчет оптимального периода фонтанной эксплуатации и перевода скважин на механизированную добычу;
  • формирование сетевого календарного графика работ.

Задачи высокоточного моделирования сложных динамических процессов, прогнозирования и оценки возможных осложнений, прогнозирования риска возникновения аварийных ситуаций решаются с использованием инженерных симуляторов, которые обычно не входят в состав интегрированной модели.

На основе высокоточного динамического симулятора построен программный учебный тренажер оборудования платформы месторождения им. Ю. Корчагина (рис. 8).

Рис. 8. Учебно-тренажерный комплекс МЛСП месторождения им. Ю. Корчагина
Рис. 8. Учебно-тренажерный комплекс МЛСП месторождения им. Ю. Корчагина

Кроме имитации постов управления, данный программный комплекс позволяет осуществлять динамическое моделирование работы систем и оборудования (скважин, системы сбора и транспорта, подготовки). С его помощью проведено моделирование и обоснование режимов совместной работы трех компрессоров высокого давления. За 2013-2016 годы на нем проведено обучение и тестирование более 100 сотрудников Компании.

За два года проведения пилотных работ на месторождениях Компании получен экономический эффект в размере более 3,5 млрд руб.

Необходимо отметить, что большинство программ моделирования созданы за пределами Российской Федерации и существует риск вовлечения компаний правообладателей данного программного обеспечения в геополитическую турбулентность. Это свидетельствует об актуальности развития и коммерциализации отечественных высоких цифровых технологий, основы которых имеются в ведущих физико-математических школах и научно-производственных объединениях страны.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Блок интеллектуализации нижнего уровня скважин – инструмент диагностики и управления добычей нефти в осложненных условиях
Опыт эксплуатации УШГН с канатной штангой на скважинах АО «Самаранефтегаз»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №12/2017

Инженерная практика

Выпуск №12/2017

Промысловые трубопроводы. Разработка месторождений. Механизированная добыча нефти
Волоконно-оптический мониторинг трубопроводовМеталлические сборно-разборные трубопроводыРотационная сварка трубопроводов трениемЗащитные покрытия, защита трубопроводов от коррозии и биокоррозииРемонт и противоаварийная защита трубопроводовМоделирование и маркерная диагностика притока в горизонтальные скважины с МГРПВнедрение плунжерных глубинных насосов с канатными штангами
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы — 2018
7-я Производственно-техническая конференция

Промысловые трубопроводы ‘2018. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

13-14 февраля 2018 г., г. Пермь
Работа Конференции направлена на обмен опытом и анализ эффективности применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения, обсуждение опыта и технологий применения трубной продукции из различных сплавов и альтернативных материалов, проведение мониторинга и методов диагностики трубопроводов, в том числе: инфразвуковая система мониторинга, внутритрубная диагностика, методы определение утечек и несанкционированных врезок в нефтепроводы с применением беспилотных летательных аппаратов, а так же другим актуальным вопросам эксплуатации системы трубопроводного транспорта.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.