Нужно «умнеть»

В российских реалиях без интеллектуальных технологий не обойтись. «В условиях падения добычи на существующих месторождениях внедрение Smart Field и возможность управлять нефтяным пластом – стратегический фактор. В российских компаниях это прекрасно понимают и готовы уже сегодня вкладывать в данную сферу деньги и другие ресурсы, ведь в конечном счёте это позволит оптимизировать расходы и увеличить прибыль», – говорит эксперт.

«Российская нефтегазовая отрасль переживает сегодня переломный момент, – считает Станислав Макушкин, менеджер по развитию бизнеса в сегменте «Нефть и газ» компании Eaton в России. – На месторождениях с уникальными запасами сырья, которые начали эксплуатироваться в 60–70-х годах прошлого века, подходят к концу запасы так называемой «лёгкой нефти» и увеличивается объём добычи трудноизвлекаемых запасов, в связи с чем падает коэффициент извлечения. Нефтедобывающие компании вынуждены начинать работу на месторождениях, расположенных на глубине более трёх километров. Такие месторождения характеризуются сложными горно-геологическими условиями, более высокой температурой и давлением, другой флюидной динамикой. Для работы на этих месторождениях необходимы принципиально новые теоретические разработки и технические решения». 

По мнению Артёма Власова, учёного секретаря, руководителя группы инновационной и патентно-лицензионной деятельности «ПермьНИПИнефть», филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», сегодня истощение запасов действующих и удалённость перспективных месторождений углеводородов заставляет нефтегазовые компании внедрять новые технологии для снижения себестоимости добычи нефти и повышения отдачи месторождений на всех этапах – от геолого-разведочных работ до рекультивации земель.

Чем поможет интеллект

Для максимально эффективного управления месторождением важно обеспечить контролируемость, прозрачность всех процессов. Интеллектуальные технологии позволяют в режиме реального времени поставлять огромный объём данных от систем телеметрии. Анализ данных помогает принимать оперативные и точные управленческие решения, обеспечивать эффективное планирование геолого-технических мероприятий и ремонтно-профилактическое обслуживание оборудования. Немаловажно, что управление большим количеством скважин может быть организовано централизованно и дистанционно.

Однако неверно полагать, что «умное месторождение» – просто модное название для системы автоматизации промысла. «Недостаточно оснастить датчиками добывающий фонд скважин и повысить уровень автоматизации, диспетчеризации на нефтегазовом активе – всё это, конечно, позволяет повысить накопленную добычу нефти, оперативно устраняя возникающие осложнения на фонде добывающих скважин, однако не даёт возможности оценить долгосрочные перспективы развития нефтегазового актива в целом», – отмечает Артём Власов. Интеллектуальные же технологии такую возможность обеспечивают. 

По мнению Михаила Черкасова, к принципиальным преимуществам «умных месторождений» относится возможность гибко подстраиваться под конкретные условия и обеспечивать в режиме on-line корректировку действий на основе обратной связи. Кроме того, благодаря Smart Field можно очень точно моделировать различные события и сценарии. Виртуальная апробация по­зволяет избежать экспериментов с реальным объектом, экономя средства и предотвращая возможные аварийные ситуации. Помимо прочего, «умная» система  обеспечивает прогноз состояния месторождения на краткосрочную перспективу.

Как поясняет Эндрю Мабиан, заместитель директора производственного департамента «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД), технология «умных месторождений» обеспечивает схему получения обратной связи в режиме реального времени, по которой специалисты компании могут отслеживать производительность каждой скважины, моделировать её с использованием инструментов для комплексного контроля за разработкой месторождения, определять необходимые коррективы, а затем внедрять эти коррективы посредством автоматизированных систем управления по каждой скважине в отдельности. Такой подход помогает занимать наилучшие позиции для решения проблем, связанных с постоянно возрастающим количеством скважин, которыми необходимо управлять при сохранении уровня эксплуатационных расходов.

Станислав Макушкин также считает, что нужно уделять внимание вопросам прогнозируемости в процессе эксплуатации и предотвращения аварийных ситуаций, поскольку в нефтегазовой отрасли авария или простой в работе оборудования может обернуться серьёзными финансовыми потерями. 

 Интеллектуальное месторождение всегда начинается с построения его гео­логической и технологической модели. Без знания особенностей пласта, представления о том, как должна быть организована добыча, невозможно создать систему управления. Не случайно некоторые эксперты полагают, что «умные» технологии лучше всего подходят для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, так как они максимально изучены.

Эффекты впечатляют

Что же получают в итоге нефтегазовые компании, внедрившие на месторождениях «умные» технологии? В первую очередь снижение эксплуатационных затрат (которое весьма трудно точно просчитать), сокращение расходов на электроэнергию от 12 до 25%, по данным разных источников. Независимые эксперты предполагают, что с развитием интеллектуальных технологий удастся увеличить общемировую нефтеотдачу на 30–50%, а то и на 60–70% – с переходом на технологии следующего поколения.

По словам Эндрю Мабиана, интеллектуальная оптимизация работы скважин Салымских месторождений позволяет снизить недобор, связанный с незапланированным отставанием. Время отклика при выходе скважины на режим сократилось. Например, раньше для повторного запуска и стабилизации работы скважины требовалось до двух суток, сегодня «умные месторождения» позволяют сделать это менее чем за один час. В целом благодаря реализации проекта по управлению скважинами и коллекторами СПД повысила объём добычи в среднем на 2–2,5% в год.

«Второй эффект связан с защитой оборудования и скважин, – продолжает Эндрю Мабиан. – Мы можем лучше выявлять аномалии и отклонения от рабочих диапазонов на ранних этапах и предотвращать их. Системы визуализации, работающие по принципу светофора, позволяют операторам сосредоточиться на проблемных скважинах. В-третьих, «умные месторождения» позволяют нам снизить эксплуатационные расходы. Благодаря постоянному увеличению ВННО ЭЦН нам удалось увеличить количество кустов, обслуживаемых одним оператором, с 1:10 до 1:80. В-четвёртых, благодаря «умным месторождениям» мы улучшили качество контроля за разработкой скважин и месторождений за счёт непрерывного совершенствования процесса стабилизации рабочего давления на скважине, в результате чего достигнуто увеличение объёма добычи и улучшение качества контроля за целостностью коллектора. Наряду с этим нам удалось упорядочить распределение и отчётность по углеводородам».

И наконец, СПД удалось сократить риски в области промышленной бе­зопасности и охраны труда, автоматизация позволила выполнять операции по оптимизации добычи в режиме удалённого доступа. Уменьшилось количество спускоподъёмных операций с ЭЦН, а количество выездов на скважины сократилось с 40 до 7-8 в месяц. 

 Российские трудности

Понятно, что вопрос экономической целесообразности внедрения новых технологий актуален  в любой точке планеты. Но, возможно, в России есть какие-то специфические трудности, препятствующие развитию Smart Field?

«В целом какого-то заметного отрыва российского рынка от мирового нет, – считает Михаил Черкасов. – Правда, наше нефтегазовое сообщество достаточно консервативно. В российских компаниях предпочитают сначала оценить зарубежный опыт и только после этого принимают решение, опробовать ли у себя новую технологию. 

Объективное отличие российских условий в том, что у нас не так хорошо развита инфраструктура, в том числе линии связи. В основной массе российские нефтегазодобывающие активы находятся далеко от крупных городов, к тому же на самих месторождениях скважины могут располагаться на большом расстоянии друг от друга, а их надо увязывать в единую систему. В результате обеспечить связь на месторождении всегда становится задачей, которая решается только с помощью серьёзных инвестиций. К тому же в России многие частоты радиоканалов, которые используются за рубежом, резервированы под различные спецприменения. В результате для российского рынка приходится выпускать изделия с учётом данных реалий». 

 Безлюдные технологии: «за» и «против»

Одна из основных тревог, посещающих сотрудников российских нефтегазодобывающих предприятий в отношении Smart Field, связана с тем, что система заберёт у человека важные управляющие и контролирующие функ­ции. Возникает вопрос: можно ли доверять автоматике, не станет ли она причиной сбоев, аварий, а также массовых сокращений сотрудников? По мнению наших экспертов, оснований для беспокойства нет. Напротив, более высокий уровень автоматизации способствует решению проблемы дефицита квалифицированных кадров, а также снижает уровень травматизма. При этом функцию принятия важных решений у человека никто не отнимает.

«Более жёсткие условия добычи на отдалённых месторождениях означают увеличение затрат и появление рисков, угрожающих жизни и здоровью людей, – считает Станислав Макушкин. –  По этим причинам всё более явной становится тенденция к снижению количест­ва работников на месторождениях. Сегодня большинство производственных процессов на нефтегазовых предприятиях автоматизируется, но при этом за человеком остаётся право принятия наиболее ответственных решений. Например, специалист, работающий с технологиями «умных месторождений», может в режиме реального времени отслеживать технологические параметры, а также при необходимости в ручном режиме управлять технологическими процессами». 

«Любую систему автоматизации в зависимости от степени критичности можно зарезервировать, – поясняет Михаил Черкасов. – Для нефтеперерабатывающих заводов иногда применяется тройная система защиты, в атомной промышленности уровней резервирования ещё больше. В процессе же добычи нефти и газа таких критичных моментов, требующих многих степеней защит, не так много и заниматься этим экономически не оправданно. К примеру, если остановился насос, прекратилась добыча, оператор тут же узнает об этом и предпримет необходимые меры, но это не создаст какой-то аварийной ситуации. 

После внедрения Smart Field роль персонала в большей степени сведётся к функции контроля, это значит, что операторы всё равно будут необходимы. Просто им придётся научиться работать со SCADA-системами и  системами визуализации. 

Я не думаю, что существует опас­ность массовых увольнений. Естественно, количество персонала сократится – автоматизация всегда к этому приводит. Случается, что в российских компаниях даже при более высоком уровне автоматизации на аналогичных объектах трудится на порядок больше персонала, чем за рубежом.  Не думаю, что эта ситуация в одночасье изменится. А вот условия труда с приходом «умных» систем однозначно улучшатся».