Cl gazpromneft smartoil upstream final by Changellenge

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

СОДЕРЖАНИЕ 1. Введение

2. О компании

3. Рынок нефти и газа

4. Процесс добычи нефти

5. Интеллектуальные технологии на нефтяных месторождениях, эффективность и безопасность добычи: лучшие практики

приложения

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

Команда Changellenge >> подготовила данный кейс исключительно для использования компанией «Газпром нефть». Авторы не намереваются иллюстрировать как эффективное, так и неэффективное решение управленческой проблемы. Некоторые имена в данном кейсе, а также другая идентификационная информация могли быть изменены с целью соблюдения конфиденциальности. Данные, представленные в кейсе, не обязательно являются верными или актуальными и также могли быть изменены с целью соблюдения коммерческой тайны.

1. ВВЕДЕНИЕ Заместитель генерального директора по инновационным технологиям в нефтедобыче Николай Бойков1 вышел из переговорной «Югра» подразделения «Газпром нефти» в Ханты-Мансийске. Сегодня ему предстояло вылететь на месторождение, и его уже ожидал вертолет. Николай достал из кармана мобильный телефон, чтобы включить звук на нем после рабочего совещания. На экране отобразились полученные новые сообщения. Сообщение от «Умный дом»: «Николай, в Вашей квартире не выключен кондиционер. Отключить?» «Как хорошо, что я установил эту умную систему, — подумал Николай. — У меня нет времени заскочить домой, а вернусь с месторождения я недели через две, не раньше». Он отправил команду, и телефон быстро отозвался в ответ:

Взлетая, Николай задумался о том, как бы ему хотелось управлять месторождением так же просто на любом расстоянии, получать информацию в режиме реального времени, оперативно принимать решения. Николай работал на месторождении Снежном не первый год и хорошо знал все его особенности. Еще студентом он попал на стажировку в группу по внедрению технологий автоматизации нефтедобычи. Уже сегодня весь процесс добычи нефти контролировался и управлялся с помощью автоматизации. На скважинах были смонтированы датчики, передающие на диспетчерский пункт показатели давления и температуры. Клапаны насосов также управлялись дистанционно, с диспетчерского пункта. Контролировалось потребление электричества на месторождении. Но единой схемы, позволяющей учитывать все данные в удобной форме, до сих пор не было. Однако Николай был уверен: если возможен «умный дом», то можно создать и «умное (интеллектуальное) месторождение»2.

Сообщение от «Умный дом»: «Ваш кондиционер успешно отключен. Чтобы узнать текущий расход электроэнергии, отправьте цифру 1». Николай поспешил к вертолетной площадке. Устроившись в кресле и надев наушники, он приготовился к полету над бескрайними просторами Сибири. Отключая телефон, он на минуту задержался и еще раз пролистал оповещения «умного дома»: расход воды, электричества, мониторинг сигнализации, датчик дождя на окнах. И все это в маленьком металлическом корпусе телефона, с системой, которая позволяет за много километров от дома видеть его как на ладони. Как комфортно, когда весь дом под контролем.

Николай долгое время добивался финансирования реализации пилотного проекта «Интеллектуальное месторождение», и вот наконец руководство выделило 100 млн руб. на запуск проекта. Теперь Николаю и его коллегам предстоит создать модель интеллектуального месторождения Снежное, используя современные передовые технологии в сфере геологоразведки, добычи, автоматизации, IT для обеспечения комплексного управления. В рамках проекта руководство поручило Николаю разработать концепцию развития «интеллектуального месторождения» до 2030 года, обеспечить запуск полного функционала интеллектуальной

системы управления месторождением к 2018 году (через три года) и окупаемость инвестиций к 2020 году (через пять лет). Для этого нужно решить, какие ресурсы потребуются для реализации, проанализировать возможные риски в ходе внедрения концепции «умного месторождения» и возможность тиражирования проекта на другие нефтяные залежи. Николай посмотрел в окно: низкое северное солнце уже клонилось к горизонту, а вертолет все еще летел к месту назначения. Скоро в Сибирь вернется холодная длинная зима. Он привык к бодрящим сибирским морозам, но работа в таких условиях была непростой. Мало кто соглашался на сложный и опасный труд — добычу черного золота в столь суровом климате. Николай задумался о том, как можно сделать процесс чуть более комфортным для нефтяников с помощью интеллектуальной системы? Отдельные части автоматизированной системы управления месторождением были готовы. Оставалось только собрать их, как пазл, в единую картину и построить удобную в управлении интегральную систему, обеспечивающую дистанционный мониторинг, контроль, управление и оптимизацию параметров работы всех элементов месторождения. Николай достал блокнот и начал делать наброски. Какую выгоду можно получить, объединив отдельные «умные» элементы нефтедобычи вместе? Какие возможности это откроет? Завтра планируется обсуждение первых идей, а сейчас самое время подготовить материалы к обсуждению. Николай прикидывал цифры на листе бумаги. На первый взгляд именно месторождение Снежное всегда было передовым и именно на нем уже внедрили самые современные системы нефтедобычи: «умные скважины», системы визуализации диспетчерских пунктов, системы аварийной

Все имена и названия в кейсе вымышленные. Любые совпадения случайны 2 «Умное» или «интеллектуальное месторождение» — система из минимально необходимых средств измерений и контроля, позволяющая оптимизировать работу всех промысловых объектов: скважин, коллекторов, трубопроводов и других наземных объектов, максимизировать объемы добычи, получать данные для формирования модели месторождения и обеспечивать возможность его дистанционного обслуживания 1

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

1. ВВЕДЕНИЕ сигнализации. Была налажена и автоматизация поверхностной инфраструктуры: сепараторов, теплообменников, систем охлаждения, компрессоров, насосов. Можно ли чтото добавить?

В рамках концепции развития проекта «Интеллектуальное месторождение» Николаю необходимо:

Не стоило забывать и о том, что в условиях жесткой конкурентной борьбы, которая складывалась сейчас на энергетическом рынке, даже выигрыш в 1–2 % мог дать заметное преимущество. Например, только для систем поддержания пластового давления рост КПД на 1 % — это экономия около 1 МВт мощности, а это несколько миллионов рублей в год. Именно поиском новых возможностей для повышения эффективности работы месторождений занимался департамент инновационных технологий и Николай.

1. Создать модель интеграции существующих систем автоматизации управления месторождением Снежное, выделить универсальные элементы интеграционной модели для тиражирования на других месторождениях ОАО «Газпром нефть».

Вертолет заходил на посадку над небольшой площадкой. Сверху отчетливо были видны удаленные кусты скважин и тянущиеся от них во все стороны линии трубопроводов и дороги. Сегодняшний перелет был утомительным, но уже завтра Николай с новыми силами приступит к созданию «интеллектуального месторождения», значительно упрощающего труд рабочих, и создаст систему, которая позволит видеть месторождение как на ладони, в какой бы точке земного шара ни находился управляющий им человек.

2. Разработать «дорожную карту» внедрения интеллектуальной системы управления для каждого этапа добычи нефти.

Первые результаты реализации проекта должны быть представлены руководству уже через год после старта. А через три года проекту «Интеллектуальное месторождение» необходимо выйти на полную проектную мощность, с учетом выделенного финансирования. Должны быть полностью готовы все коммуникации, созданы и запущены в эксплуатацию модели удаленной оптимизации и управления месторождением. Через пять лет проект должен обеспечить возврат инвестиций. В случае успешной реализации проекта в срок планируется тиражировать его на других традиционных месторождениях компании. Завершение жизненного цикла месторождения ожидается через 30 лет.

Оценить влияние внедрения новых технологий на технические, экономические, экологические параметры, а также на условия труда на месторождении.

Выявить экономические, технологические, экологические и организационные риски при внедрении интеллектуальных систем на месторождении, предложить программу управления рисками.

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

2. О компании «Газпром нефть»

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

2. О компании «Газпром нефть»3 «Газпром нефть» — вертикально-интегрированная нефтяная компания, основные виды деятельности которой — разведка и разработка месторождений нефти и газа, нефтепереработка, а также производство и сбыт нефтепродуктов. Доказанные запасы углеводородов по классификации SPE (PRMS) компании составляют 1,34 млрд тонн нефтяного эквивалента (н.э.), что ставит «Газпром нефть» в один ряд с 20 крупнейшими нефтяными компаниями мира. В структуру «Газпром нефти» входят более 70 нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих и сбытовых предприятий в России, странах ближнего и дальнего зарубежья. Компания перерабатывает порядка 80% добываемой нефти, демонстрируя одно из лучших в российской отрасли соотношений добычи и переработки. По объему переработки нефти «Газпром нефть» входит в тройку крупнейших компаний в России, по объему добычи занимает четвертое место.

«Газпром нефть» ведет работу в крупнейших нефтегазоносных регионах России: Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах, Томской, Омской, Оренбургской областях. Основные перерабатывающие мощности компании находятся в Омской, Московской и Ярославской областях, а также в Сербии. Кроме того, «Газпром нефть» реализует проекты в области добычи за пределами России — в Ираке, Венесуэле и других странах. Продукция «Газпром нефти» экспортируется в более чем 50 стран мира и реализуется на всей территории РФ и за рубежом через разветвленную сеть собственных сбытовых предприятий. В настоящее время сеть АЗС компании насчитывает почти 1750 станций в России, странах СНГ и Европы. Крупнейший акционер «Газпром нефти» — ОАО «Газпром» (95,68 %). Остальные акции находятся в свободном обращении.

По данным официального сайта компании: http://www.gazprom-neft.ru

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

2. О компании «Газпром нефть» История компании 1995 г. В соответствии с Указом Президента РФ создано ОАО «Сибирская нефтяная компания». Учредителем Общества выступило государство, передав в уставной капитал холдинга государственные пакеты акций крупнейших нефтяных предприятий страны: ОАО «Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Ноябрьскнефтегазгеофизика», ОАО «Омский нефтеперерабатывающий завод» и ОАО «Омскнефтепродукт». 1996–1997 гг. В целях развития рыночной экономики правительством РФ реализован план приватизации «Сибнефти». В 1996 году частные инвесторы приобрели на аукционах 49% акционерного капитала «Сибнефти». В 1997 году, в рамках правительственной программы «Акции за кредиты», на аукционе по продаже государственной доли «Сибнефти» победила «Финансовая нефтяная компания». 1998–2004 гг. Хорошая ресурсная база, эффективные мощности по переработке сырья и профессиональное руководство определили высокие темпы развития компании. Руководство «Сибнефти» проделало значительную работу по модернизации производства, внедрению современных технологий и оптимизации бизнес-процессов. Благодаря реализации активной политики по наращиванию активов была значительно расширена география добычи (Томская, Омская области) и сбытовая сеть в регионах России (Свердловская область, Тюменская область, Красноярский край, Санкт-Петербург, Москва). Среди крупнейших приобретений компании в этот период — покупка 49,9% акций ОАО «НГК «Славнефть», ведущей добычу нефти и газа на территории Западной Сибири и Красноярского края. 2005 г. Контрольный пакет акций ОАО «Сибнефть» (75,68%) приобретен Группой «Газпром». 13 мая 2006 года компания была переименована в Открытое акционерное общество

«Газпром нефть». На первый план в развитии компании вышли стратегические задачи завоевания позиций глобальной компании, обладающей регионально диверсифицированным пакетом активов по всей цепочке создания стоимости. 2006 г. «Газпром нефть» вышла на розничный рынок Средней Азии, учредив дочернее общество «Газпром нефть Азия» , реализующее нефтепродукты компании в Кыргызстане, Таджикистане и Казахстане. 2007 г. В структуре компании созданы бизнес-единицы по отдельным направлениям деятельности: «Газпромнефть Марин Бункер», «Газпромнефть — смазочные материалы» и «Газпромнефть-Аэро». В целях дальнейшего расширения ресурсной базы в декабре 2007 года «Газпром нефть» приобрела 50% акций компании «Томскнефть» (ВНК), осуществляющей добычу нефти и газа на территории Томской области и Ханты-Мансийского автономного округа. 2008 г. ОАО «Газпром нефть», ОАО «Роснефть», ОАО «Лукойл», ТНК-ВР и ОАО «Сургутнефтегаз» подписали Меморандум о взаимопонимании, который предусматривает сотрудничество и совместное участие в проектах в Венесуэле и на Кубе в рамках «Национального нефтяного консорциума». 2009 г. «Газпром нефть» наращивает ресурсную базу и мощности по переработке нефти за счет приобретения новых активов: компании «Нефтяная индустрия Сербии» (NIS) и контрольного пакета акций Sibir Energy, увеличив долю владения Московским нефтеперерабатывающим заводом и получив доступ к разработке Салымских месторождений. В апреле 2009 года компания закрыла сделку по приобретению у Chevron Global Energy завода по производству масел и смазок Chevron Italia S.p.A. в городе Бари

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

(Италия). Значительным событием в жизни Компании стал запуск масштабной программы ребрендинга сети АЗС «Газпром нефть». 2010 г. «Газпром нефть» активно расширяет свое присутствие на глобальном нефтегазовом рынке. Подписан контракт на разработку месторождения Бадра в Ираке. Кроме того, в 2010 году «Газпром нефть» назначена компаниейлидером проекта «Хунин-6» в Венесуэле. Также компания продолжила выход на новые топливные рынки за пределами России — была приобретена розничная сеть из 20 АЗС и 9 земельных участков в Казахстане. Компания увеличивала и свое присутствие на российском рынке, став участником проекта по разработке перспективных месторождений на севере ЯНАО, лицензии на разработку которых принадлежат ООО «СеверЭнергия». В феврале завершена сделка по приобретению компании «СТС-Сервис» — подразделения шведской компании Malka Oil, осуществляющей деятельность на месторожденях Томской области. 2011 г. «Газпром нефть» существенно увеличила производственные показатели за счет повышения эффективности разработки существующих месторождений и приобретения новых активов. Компания выкупила 5,15% акций сербской NIS, доведя свою долю в ней до 56,15%, стала единственным акционером Sibir Energy и приобрела первые активы в Оренбургской области — Царичанское и Капитоновское месторождения, а также Восточную часть Оренбургского месторождения. Было начато бурение на месторождении Бадра в Ираке. Компания наладила выпуск топлив 4-го экологического класса на своих НПЗ, запустила в продажу новое моторное топливо премиум-класса под брендом G-Drive через собственную сеть АЗС. За счет выхода на рынок Южного федерального округа России была расширена география присутствия АЗС «Газпромнефть».

2. О компании «Газпром нефть» 2012 г. «Газпром нефть» занимает лидирующие позиции в России по темпам роста добычи углеводородного сырья и переработки нефтепродуктов, а также по ряду показателей эффективности. Компания начала добычу нефти в рамках опытно-промышленной эксплуатации крупных новых месторождений на севере ЯНАО — Восточно-Мессояхском и Новопортовском. Введена в промышленную эксплуатацию первая очередь Самбургского НГКМ, принадлежащего российско-итальянской компании «СеверЭнергия», где «Газпром нефть» контролирует 25%. Продолжилось формирование и развитие нового добывающего кластера в Оренбургской области. Компания вошла в новые проекты по разведке и разработке запасов углеводородов на территории Ирака. Московский НПЗ перешел на производство автомобильных бензинов 4-го экологического класса, на Омском НПЗ начато производство бензинов классов Евро-4 и Евро-5, а также дизтоплива класса Евро-5. «Газпром нефть» приступила к развитию сбытовой сети в Европе (Сербии и Румынии) — под брендом GAZPROM. 2013 г. Совет директоров «Газпром нефти» утвердил стратегию развития компании, расширив горизонт планирования до 2025 г. Документ развивает стратегию до 2020 года,

определяя пути достижения ранее намеченных целей в основных сегментах бизнеса — добыче углеводородов, нефтепереработке и сбыте нефтепродуктов — с учетом изменившихся условий в отрасли и мировой экономике. До 2025 года компания продолжит активно наращивать акционерную стоимость. Аналогично до 2025 г. были актуализированы стратегии развития бункерного, авиатопливного бизнеса и бизнеса по производству масел. «Газпром нефть» в качестве оператора по разработке Приразломного месторождения, расположенного на шельфе Печорского моря, добыла в декабре 2013-го года первую нефть на шельфе Арктики. На Московском НПЗ введены в эксплуатацию установки гидроочистки бензинов каталитического крекинга и изомеризации легкой нафты. Это позволило заводу полностью перейти на выпуск бензинов экологического класса Евро-5. Таким образом, все нефтеперерабатывающие активы компании перешли на выпуск топлив стандарта Евро-5 со значительным опережением сроков, установленных Техническим регламентом РФ.

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

2. О компании «Газпром нефть» Стратегия развития Компании В мае 2013 года Совет директоров «Газпром нефти» утвердил стратегию развития компании до 2025 года. Документ развивает стратегию до 2020 года, определяя пути достижения ранее намеченных целей в основных сегментах бизнеса - добыче углеводородов, нефтепереработке и сбыте нефтепродуктов - с учетом изменившихся условий в отрасли и мировой экономике. До 2025 года компания продолжит активно наращивать акционерную стоимость. Для создания условий развития после 2020 года усилия компании в области добычи будут сосредоточены на формировании новых источников роста бизнеса, эффективной разработке зрелой ресурсной базы и обеспечении максимального возврата на инвестиции по новым проектам. «Газпром нефть» предполагает поддерживать добычу на уровне 100 млн тонн нефтяного эквивалента в год, а также сохранить текущий уровень обеспеченности запасами, который в настоящее время составляет порядка 20 лет. С учетом планов по добыче это потребует от компании увеличения запасов на дополнительные 1,2-1,7 млрд тонн н.э. В период до 2025 года приоритетами «Газпром нефти» в сегменте добычи также остаются сохранение лидирующих позиций при реализации проектов на севере ЯНАО, работа

на шельфе, вовлечение нетрадиционных запасов за счет применения передовых технологий и активное развитие за рубежом. В сегменте переработки приоритетом компании является лидерство в операционной эффективности и реализации проектов модернизации перерабатывающих активов. К 2020 году глубина переработки должна достигнуть 95%. При неизменном объеме переработки, за счет внедрения вторичных процессов, выпуск моторного топлива планируется увеличить на 17%. Компания практически прекратит выпуск мазута. Уже сейчас «Газпром нефть» одной из первых в отрасли перевела свои заводы на выпуск моторного топлива, соответствующего экологическим классам «Евро-4» и «Евро-5». После глубокой модернизации мощности российских НПЗ компании достигнут мирового уровня по показателям технологической оснащенности. Основной задачей «Газпром нефти» в сфере сбыта нефтепродуктов является реализация 100% объемов всей производимой продукции через собственные каналы продаж для максимального покрытия цепочки создания стоимости. При этом предполагается возможность использования франшизы для тиражирования существующих в компании успешных бизнес-моделей, а также максимальное коммерческое присутствие на рынках деятельности ключевых

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

клиентов. Целевым показателем 2025 года для сети АЗС в РФ и СНГ является розничная продажа 15 млн тонн топлива. На рынках авиатопливообеспечения, бункеровки и реализации битумных материалов компания будет стремиться занимать до 30%. «Газпром нефть» будет активно развиваться на международном рынке, планируя добывать за пределами России не менее 10% от общего объема добычи нефти. Приоритетными регионами для компании останутся Ближний Восток, Западная Африка, страны балканского региона, Латинская Америка и Северная Африка. Рассматривая возможность доступа компании к зарубежным нефтеперерабатывающим мощностям, «Газпром нефть» в первую очередь будет изучать рынки Европы и Юго-Восточной Азии. «Газпром нефть» остается одним из лидеров по эффективности в российской нефтяной отрасли и намерена сохранять эти позиции в будущем. Разработанная стратегия определяет задачи и вызовы, которые стоят перед компанией, и формирует прочную базу для дальнейшего расширения масштабов и географии бизнеса, обеспечивая вхождение в число мировых лидеров по глубине переработки нефти, значительное увеличение акционерной стоимости и устойчивое развитие «Газпром нефти» до 2025 года» — отметил Председатель Совета директоров «Газпром нефти».

3. рынок нефти и газа

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

3. рынок нефти и газа 3.1. Основные тенденции и перспективы нефтегазового рынка сегодня: фокус на высокие технологии Нефть — ценный и невозобновляемый природный ресурс, и основной вопрос стратегического развития нефтегазового и энергетического рынка — хватит ли топлива для дальнейшего роста экономики? Как долго мы еще будем обеспечены энергией и насколько устойчивым будет наше энергетическое развитие? Разведанные запасы нефти к 2013 году достигли 1688 млрд баррелей4. С 1984 года темпы добычи нефти начали обгонять темпы разведки новых запасов. В случае сохранения существующих тенденций в потреблении нефти разведанных запасов будет достаточно на 45 лет, неразведанных — еще максимум на 20. Ожидается, что в ближайшие 30 лет мировой спрос на энергоресурсы увеличится более чем на 50 %5. Повышение спроса связано с глобальным ростом населения и объема ВВП. Однако не стоит забывать об альтернативной энергии — это ветроэнергетика, биотопливо, гелиоэнергетика, гидроэнергетика и геотермальные источники энергии, которые призваны в будущем заменить углеводородное топливо. Эксперты считают, что рынок возобновляемых видов энергии может в ближайшее время показать максимальные темпы развития — до 7,6 % в год. По прогнозам, рост мирового потребления природного газа в ближайшие десятилетия составит около 2 %, угля — 1,2 %, нефти — 0,8 % годовых. На сегодняшний день

лидером по объемам потребления нефти на мировом рынке являются США. Страна потребляет более 18,9 млн баррелей в сутки, объемы добычи нефти при этом составляют всего 10,0 млн баррелей в сутки и покрывают чуть больше половины потребностей внутреннего рынка. Однако по объему закупок нефти в декабре 2012 года США впервые обогнал Китай6, и в будущем спрос на нефть со стороны Китая и развивающихся стран Азии будет увеличиваться. Значение европейской марки нефти Brent7 как базы ценообразования для других сортов нефти стремительно сокращается8.Причиной этого процесса является истощение запасов углеводородов в бассейне Северного моря и сокращение объемов нефтедобычи. Через 10–15 лет добыча нефти Brent прекратится и использовать ее в качестве эталонной станет невозможно. Ожидается, что сокращение добычи нефти Brent выведет на мировой рынок национальные марки нефти. Нефтяные сорта стран Ближнего Востока, Африки, России и азиатских стран закрепятся на региональных рынках в качестве эталонных. Для России наиболее вероятно закрепление на рынке Европы нефти сорта Rebco9, превышающей по показателям качества нефть марки Urals10. В качестве нового мирового эталона наиболее вероятны сорта нефти, добытой в Венесуэле, Tia Juana или марка SAL из Саудовской Аравии. Усиление конкуренции за ограниченные ресурсы спровоцировало ускоренное развитие технологий добычи из нетрадиционных месторождений. Замедление прироста разведанных запасов, снижение качества остаточных запасов, переход большинства крупных месторождений в позднюю стадию разработки вынуждает нефтедобывающие

компании экономнее подходить к процессу добычи: повышать нефтеотдачу пластов, снижать издержки на добычу, наращивать темп добычи, сокращать время на бурение скважин, исключать риски длительных простоев добычи вследствие аварийных ситуаций, приступить к разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Внедрение новых технологий открывает новых экспортеров на мировом рынке нефти, позволяя обнаруживать ранее неразведанные запасы и извлекать нефть из считавшихся недоступными для промышленной разработки мест залегания. Многие традиционные потребители и поставщики топлива меняются местами. Наибольшие разведанные запасы нефти принадлежат Венесуэле — 298,3 млрд баррелей (17,7 % от общемировых запасов) нефти на конец 2013 года. В 2011 году Венесуэла обогнала прежнего лидера по запасам разведанной нефти — Саудовскую Аравию, объем доказанных запасов нефти которой на 2014 год, по данным BP, составил 265,9 млрд баррелей (15,8 % от общемировых запасов). Но по объемам добычи нефти мировое лидерство все еще удерживает Саудовская Аравия, извлекающая более 11,5 млн баррелей в день, что составляет 13,1 % от общемировых показателей. Показатели Венесуэлы по объемам добычи нефти — 2,6 млн баррелей в сутки. Относительно невысокие текущие показатели по объемам добычи в Венесуэле связаны с тем, что разведанные нефтяные месторождения относятся к трудноизвлекаемым углеводородам. Объем нефти в битумных песках бассейна реки Ориноко, протекающей по территории Венесуэлы

Источник: BP Statistical Review of World Energy 2014 bp.com/statisticalreview Источник: BP Energy Outlook 2035 bp.com/energyoutlook Источник: US Energy Information Administration www.eia.gov 7 Brent — эталонный сорт нефти. Название получил по наименованию месторождения в Северном море. Определяет цены на 70 % всего мирового торгового оборота нефти. Объем добычи нефти марки Brent значительно меньше, чем Saudi Arabian 8 Источник: деловая газета «Взгляд» www.vz.ru/economy/2008/1/11/137127.print.html 9 REBCO (англ. Russian Export Blend Crude Oil) — сорт российской экспортной нефтяной смеси, формируемой в системе трубопроводов «Транснефти» смешением тяжелой высокосернистой нефти Урало-Поволжья и малосернистой нефти Западной Сибири, соответствующей по своим характеристикам марке Urals С 2006 года российский сорт Rebco торгуется на Нью-Йоркской товарно-сырьевой бирже 10 Urals — смесь нефти из всех месторождений России (Siberian Light и тяжелой высокосернистой нефти), поставляемая на экспорт по трубопроводам «Транснефти» 4 5 6

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

3. рынок нефти и газа и впадающей в Атлантический океан, оценивается в 2,0 трлн баррелей. Месторождение битумных песков Атабаски объемом в 1,7 трлн тонн в Альберте вывело Канаду на третье место в общемировом рейтинге разведанных запасов нефти. Однако до сих пор не существует единой оценки, какой процент из разведанных запасов битумной нефти окажется извлекаемым. Технология извлечения нефти из битумных песков энергозатратна и экологически небезопасна. Она основана на пропускании сквозь сырье сильно нагретого водяного пара, в результате чего используемая вода сильно загрязняется. Другим источником нетрадиционной нефти являются ресурсы горючих нефтяных сланцев. Месторождение Баккен — крупнейшие в мире залежи горючих сланцев — расположено в США. Извлечение нефти из сланца — вещества, по структуре напоминающего уголь и содержащего битуминозные фракции, — технологически проще обработки битумных песков. Для получения нефтепродуктов сланец подвергают нагреву в бескислородной среде. При нагреве из сланца выделяются летучие и жидкие нефтяные фракции. Нефтедобывающие компании активно изучают не только перспективы добычи нефти на шельфах, но и возможность извлечения углеводородов больших глубин —

11 12

4,5–12 километров. Месторождения глубоководного залегания отличаются высоким пластовым давлением, что облегчает добычу нефти на дне океана, связанную с технологическими особенностями при работе на глубине: повышенным давлением, сложными термодинамическими условиями, проблемой получения верной сейсмологической картины и образцов геофизического материала. При добыче ископаемых топлив возникает ряд экологических проблем. Нефтяная разработка пагубно влияет на литосферу и гидросферу, загрязняя и разрушая устоявшиеся экосистемы и ландшафты разливами нефти. Добыча и переработка углеводородов сопровождается увеличением выбросов в атмосферу парниковых газов. При разработке трудноизвлекаемых месторождений нефти показатели загрязнений принимают еще более угрожающие масштабы. По прогнозам, при развитии нефтедобычи битумных песков Альберты объем выбросов парниковых газов увеличится в три раза по сравнению с показателями 2010 года11. При разработке пластов тяжелой и битумной нефти природные радиоактивные вещества вступают в реакции с закачиваемыми в недра химикатами и оказываются на поверхности земли в виде битумного шлама12. Решить существующие проблемы нефтедобычи можно только путем широкого применения современных наукоемких технологий.

Canadian Energy Research Institute, CERI Bloomberg — Radioactive waste booms with oil as new rules mulled

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

3. рынок нефти и газа 3.2. Спрос и предложение на мировом нефтяном рынке Современные тенденции на рынке нефти связаны с переориентацией экспортных потоков, поиском странамиимпортерами путей снижения зависимости от экспортеров энергоресурсов и выходом на рынок новых странэкспортеров, появление которых обусловлено развитием технологий нефтеразведки и нефтедобычи. Страны Ближнего Востока: Саудовская Аравия, Кувейт, Ирак, ОАЭ, Иран — обладают наибольшими доказанными запасами нефти. Здесь сосредоточено больше половины мировых запасов нефти. Нефтегазовый бассейн Персидского залива отличается высоким пластовым давлением. Добыча такой нефти достаточно проста и не требует больших денежных затрат на разработку месторождений. Страны Ближнего Востока — основной экспортер на мировом нефтяном рынке: в 2013 году из Персидского залива на рынки Америки, Европы, Азии и Африки поставлялось около 17 млн баррелей сырой нефти в день. Потоки экспорта сырой нефти и нефтепродуктов перенаправляются с западных рынков на привлекательные и динамично развивающиеся рынки азиатских стран. Одним из главных импортеров нефти становится Китай. В ближайшем будущем Китай может обогнать США по объему потребления энергоносителей. За последние 10 лет спрос на энергетические ресурсы в Китае непрерывно возрастал, что привело страну, еще в 1992 году являвшуюся чистым экспортером нефти, к сильной зависимости от углеводородного импорта. В настоящее время Китай импортирует более 50 % от объема своего внутреннего потребления данного ресурса. Многие эксперты рассматривают Китай как страну

13 14

с безграничными потребностями в энергоресурсах, которая скупает энергетические активы по всему миру и импортирует большую часть необходимых ресурсов. Несмотря на это, Правительство Китая стремится разработать программу добычи нефти, осуществление которой может потребовать значительных усилий. Бассейн Южно-Китайского моря становится новой точкой пересечения энергетических интересов стран Азиатско-Тихоокеанского региона и ведущих мировых держав — США, России и Китая. На шельфе содержатся большие запасы углеводородов — по некоторым оценкам, 50 млрд баррелей нефти и 20 трлн куб. метров природного газа. Кроме того, по Южно-Китайскому морю проходит главный морской путь для транспортировки сырой нефти с Ближнего Востока, зависимость от которой развивающихся экономик азиатского региона увеличивается. Претендующие на шельф ЮжноКитайского моря страны ведут активную геологоразведку в спорной акватории. Не утихают постоянные споры о принадлежности обширных запасов энергоресурсов шельфа. В связи с напряженной политической обстановкой происходит усиление милитаризации и рост числа государств, создавших военно-морские базы в этом регионе. Третья экономика мира, Индия13, не может сама полностью обеспечить себя нефтью. Основные экспортные поставки нефти в Индию осуществляются из стран Ближнего Востока и Северной Африки. Единственная страна Азии, которая до 2009 года входила в организацию стран — экспортеров нефти ОПЕК, — Индонезия. Решение о выходе из организации было принято из-за истощения запасов нефти. На сегодняшний день, чтобы покрыть внутренние потребности, Индонезия вынуждена импортировать около 40 % нефти из других стран.

В Южной Корее нет своих запасов нефти, и вся сырая нефть импортируется из Ирана и России. Несмотря на это, в стране хорошо развита нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность. Одно из самых маленьких государств в мире, Сингапур, занимает третье место в мире по объемам нефтепереработки. Удачное расположение на пересечении морских торговых путей и развитый нефтехимический кластер делает Сингапур одним из главных поставщиков продуктов нефтепереработки в Азии. Мощность сингапурских нефтеперерабатывающих заводов составляет около 1,3 млн баррелей в сутки. Развитые экономики Европы, США и Японии подходят к решению проблемы стабильного энергообеспечения и достижения энергонезависимости, используя новые технологии и существующие собственные энергоресурсы: приступают к разработке сланцевых месторождений, развивают использование возобновляемых источников энергии и энергосберегающих технологий. Развитие нетрадиционных источников энергии рентабельно только при достаточно высоких ценах на нефть — не ниже 100 долларов за баррель. Такой уровень цены может быть обеспечен только осознанными действиями заинтересованных стран по косвенному регулированию рынка. В 2007 году Европейская комиссия разработала документ «Энергетическая политика для Европы»14, в котором определены цели энергетической политики Евросоюза. В документе отмечается, что для устранения угроз энергетической безопасности необходим комплекс действий, включающий борьбу с изменением климата и снижение внешней зависимости ЕС от импортируемых углеводородов. Большинство стран — участниц Евросоюза обладает собственными запасами топливных полезных ископаемых. Они имеют на

Международный валютный фонд www.imf.org Energy Policy for Europe (EPE). European Council Action Plan (2007–2009). Presidency Conclusions. 7224/1/07 REV 1 16–2007. 8/9 March. Brussels. Annex I

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

3. рынок нефти и газа своей территории залежи нефти, природного газа и каменного угля, которые, однако, не могут удовлетворить внутренние потребности их экономики, что приводит к их зависимости от российских энергоресурсов. Крупным потребителем является Япония, обладающая одной из крупнейших экономик в мире. При этом топливноэнергетическому комплексу страны был нанесен серьезный ущерб. Остановка четырех нефтеперерабатывающих заводов, нескольких терминалов по приему СПГ, авария на АЭС «Фукусима-1» и остановка нескольких других АЭС поставили под сомнение возможность реализации долгосрочных планов экономического развития страны. В этих условиях значительное увеличение объема импорта энергоресурсов стало единственным выходом из энергетического коллапса. В настоящее время в структуре первичного энергопотребления Японии преобладает нефть, на долю которой в начале первого десятилетия текущего века в энергобалансе приходилось около 50 %. Учитывая высокую зависимость страны от импорта нефти, правительство Японии поставило задачу к 2030 году снизить этот показатель на

10 % за счет увеличения доли других источников энергии, в том числе возобновляемых. Нужно отметить, что уже к сегодняшнему дню доля нефти в энергобалансе составляет порядка 40 %. Япония — высокотехнологичная страна и стремительно развивает энергосберегающие технологии и возобновляемые источники энергии — солнечной, ветровой и геотермальной. А следовательно, зависимость японской экономики от нефти будет постепенно снижаться. По состоянию на 2013 год США импортируют примерно 49 % внутреннего объема потребления нефти и 51 % добывают самостоятельно. Основными странами — экспортерами нефти в США являются Саудовская Аравия, Венесуэла, Мексика, Нигерия, Ирак, Норвегия, Канада, Ангола и Великобритания. Примерно 30 % импортируемой в США нефти и 15 % от общего объема потребления нефти в США — арабского происхождения.

залегают на большой глубине и под почти двухкилометровым слоем соли. При условии реализации существующих планов к 2020 году добыча нефти в Бразилии достигнет 5 млн баррелей в день, что составит больше половины текущей добычи в Саудовской Аравии. Одобренный пятилетний план капиталовложений в геологоразведку и освоение месторождений государственной компании Petrobras предусматривает выделение на эти цели суммы в 127,5 млрд долларов. В результате Бразилия может занять место Венесуэлы в качестве основного поставщика нефти в США. В 2013 году Австралия заявила об открытии крупного месторождения сланцевой нефти объемом более 200 млрд баррелей. Однако это месторождение относится к трудноизвлекаемой нефти и современными технологиями из него удастся извлечь менее 5 % нефти, поэтому говорить о серьезном влиянии Австралии на распределение сил на нефтяных рынках пока рано.

Прорывные технологии в геологоразведке и нефтедобыче позволили Бразилии обнаружить у южного побережья месторождения нефти, недоступные ранее из-за того, что они

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

4. Процесс добычи нефти

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

4. Процесс добычи нефти Каждое месторождение нефти неповторимо по своей геологической структуре, географии расположения, составу нефти и требует индивидуального плана освоения. До того как извлечь сырую нефть из пласта на поверхность земли, нефтяники осуществляют целый комплекс подготовительных работ. До старта разработки месторождения оно детально исследуется: оценивается потенциал нефтеотдачи, технологичность извлечения нефти, экономическая целесообразность добычи. Если разработка данного месторождения признана целесообразной, то одновременно с разработкой проектной документации по эксплуатации залежи прорабатывается вопрос по строительству и развитию инфраструктуры. Обустраивается центральный пункт сбора сырой нефти с системой первичной очистки от примесей, газотурбинная электростанция, системы дорог, трубопроводов и хранения отходов нефтепроизводства, административные и жилые здания вахтового поселка. Основным элементом нефтяного месторождения является скважина, по которой нефть перемещается от пласта залегания к поверхности. Перемещение нефти в коллекторах пласта происходит под действием пластовых вод, собственной силы тяжести нефти, расширения попутных нефтяных газов, под искусственным воздействием на пласт для поддержания пластового давления. На поверхность продукция скважины поднимается за счет разности давлений в забое и устье скважины. На начальных этапах разработки месторождений нефть часто свободно фонтанирует под действием естественного пластового давления. Создания избыточного давления с помощью закачивания агентов

в нагнетательные скважины на самом раннем этапе разработки практически не требуется. Извлекаемая нефть на ранней стадии разработки содержит небольшой процент примесей воды и попутного газа. Применение методов увеличения нефтеотдачи начиная с самых ранних стадий разработки месторождения позволяет снизить потери нефти и выбрать из разрабатываемого пласта максимум сырья. Кроме системы нагнетательных скважин и насосных станций для создания искусственной разности давлений в добывающей скважине используют методы, позволяющие восстановить энергию пласта и изменить свойства нефти в недрах. Для этого в пласт закачивают агенты со свойствами повышенного потенциала вытеснения нефти из пористой нефтесодержащей породы. По принципу действия различают тепловые, газовые, химические и микробиологические методы увеличения нефтеотдачи. В течение всего срока эксплуатации проводится доразведка и изучение геолого-технологических особенностей территории нефтедобычи. Хорошая изученность месторождения позволяет грамотно планировать точки бурения дополнительных скважин и снижать нагрузку на окружающую среду. Для исключения аварийных ситуаций и разливов нефти на месторождении в обязательном порядке постоянно контролируют состояние и проводят изоляционные работы в скважинах. Со временем содержание воды в добываемой нефти увеличивается. В случае сильного обводнения скважины проводят форсированный отбор жидкости из пласта.

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

Извлеченную на поверхность нефть направляют в сепараторы для отделения от попутных нефтяных газов, пластовой воды и минеральных солей. При разработке нефтяного месторождения важно минимизировать негативное влияние на окружающую среду и вести постоянный мониторинг экологического состояния. Нефтедобыча часто ведется на территориях с непростыми природно-климатическими условиями. Так, например, климатическая зона Западной Сибири характеризуется суровыми погодными условиями и высокой обводненностью почв, что делает почвенно-растительный покров и водные объекты весьма уязвимыми к отходам и авариям нефтяного промысла. Чтобы избежать загрязнения ценного плодородного слоя почвы, до начала разработки следует вывезти ее с места нефтедобычи. Наибольший вред окружающей среде наносят аварии с разливом нефти. Разливы возникают в случае разгерметизации в трубопроводных сетях, наиболее часто происходящей по причине коррозии трубопроводов, длительно эксплуатируемых в сложных температурных режимах. Для снижения риска повреждения трубопроводов используют антикорозионные ингибиторы. Частым нарушением, приводящим к авариям, остается эксплуатация трубопроводов по истечении срока годности. К утечкам нефти также приводит аварийное фонтанирование негерметизированных скважин, плохая герметизация других гидротехнических сооружений нефтяного

4. Процесс добычи нефти промысла. Общественные экологические организации, обеспокоенные влиянием нефтедобычи на хрупкие природные экосистемы, волонтеры регулярно проводят акции по сбору разлитой нефти. Для нейтрализации последствий разливов нефти применяют современные методы биодеструкции микроорганизмами15. В процессе извлечения нефти происходит заболачивание местности, грунты и подземные воды загрязняются химическими реагентами, солями и нефтепродуктами. Нефтяная пленка на поверхности водоемов нарушает газообмен с атмосферой. В воде снижается содержание кислорода. Живущие в водоеме растения и животные могут погибнуть. Из-за повышенного содержания токсичных веществ в окружающей среде страдает здоровье местного населения. Токсичными являются используемые при разбуривании скважин агенты. Извлекаемые с больших глубин элементы пород способствуют увеличению содержания в почве и растениях тяжелых металлов и радиоактивных веществ.

Загрязненная по пищевым цепочкам токсичными веществами пища становится небезопасной для здоровья животных и людей. Страдают охотничьи угодья и пастбища коренных народов. Кроме того, вредные вещества, извлекаемые на поверхность земли при бурении, способствуют загрязнению атмосферы в регионах нефтедобычи, выпадению кислотных дождей. Для избегания накопления токсичных веществ на поверхности земли применяется технология реинджекшн16 — закачивание буровых отходов обратно в пласт. Добыча нефти в недрах нарушает тепловой режим многолетнемерзлых грунтов, в результате чего существенно увеличиваются риски техногенно-индуцированной сейсмоопасности и массовых утечек пластовых газов. Для предупреждения техногенных аварий и быстрого обнаружения подобных утечек месторождение должно быть оборудовано газоанализаторами.

15 Бактериальный метод устранения разливов нефти успешно использовался для устранения последствий крупнейшей в истории нефтедобычи аварии — взрыва на платформе Deepwater Horizon компании BP в Мексиканском заливе 20 апреля 2010 года. Опыт использования на месте аварии метода дробления нефтяной пленки на капли специальным растворителем был менее удачным: растворитель оказался более токсичным для многих обитателей моря, чем нефть Источник: newscenter.lbl.gov/2010/08/24/deepwater-oil-plume-microbes 16 Реинджекшн — технология стандарта нулевого сброса (Zerro Waste), т. е. производства без отходов и без потерь. Технология широко используется Shell и Exxon

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

5. Интеллектуальные технологии на нефтяных месторождениях, эффективность и безопасность добычи: лучшие практики 5.1. Концепция интеллектуального месторождения Сложный процесс добычи нефти требует постоянного усовершенствования технологий. Технологии приобретают особое значение в условиях сокращения запасов легкой нефти, падения добычи и роста спроса на энергоресурсы в ситуации, когда цифровой контроль разработки нефтяных пластов становится особенно необходим. Повышение мирового спроса на энергоресурсы требует ускорять добычу и увеличивать объемы добываемой нефти на каждом месторождении. Для достижения этой цели требуется внедрять комплексный подход к управлению месторождением. Постоянный мониторинг огромного объема данных в режиме реального времени с систем телеметрии разработки позволит оперативно решать возникающие производственные проблемы, повысит управляемость большим количеством скважин, оптимизирует затраты на потребляемые энергоресурсы. Централизованная и дистанционная контролируемость процессов позволит не только принимать оперативные и точные управленческие решения, но и обеспечит эффективное планирование в краткосрочном и долгосрочном периоде. Непрерывная оптимизация процесса нефтедобычи в реальном времени, своевременное проведение ремонтно-профилактических работ на оборудовании и предотвращение

аварийных ситуаций даст возможность продлить срок эксплуатации и мощность отдачи месторождения. Современные технологические подходы должны определять, как в сложных горно-геологических и климатических зонах, проводя бурение в условиях повышенных температур и давлений, поддерживать коэффициент извлечения нефти на высоком уровне, обеспечивая рентабельность нефтеразработки. Такие технологические процессы и комплекс информационных систем получили название «интеллектуальное месторождение». Нефтяные компании используют для обозначения «интеллектуальных месторождений» разные термины17 — можно встретить такие варианты названия технологии, как «умное», «интеллектуальное», «цифровое месторождение», «месторождение на ладони». Оптимальный, технико-экономически обоснованный вариант «умного месторождения» должен приносить не только экономическую выгоду, позволяя повысить уровень разведанных запасов и их извлекаемость, но и учитывать экологический фактор, давая возможность отказаться от практики применения любых мер для повышения нефтеотдачи. Актуальной для опасного производства нефтедобычи остается задача снижения уровня рисков и предотвращения аварийных ситуаций, сокращения простоев в ходе ремонтных работ, повышения уровня безопасности труда.

См. Приложения

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

5. Интеллектуальные технологии на нефтяных месторождениях, эффективность и безопасность добычи: лучшие практики 5.2. Интеллектуальные технологии в процессах нефтедобычи Для создания «интеллектуального месторождения» и формирования комплексной модели месторождения, связывающей в единый узел все протекающие на нем процессы, необходима информация обо всех этапах перемещения нефти от места залегания в пластах до отправления ее по трубопроводам на место продажи, хранения или переработки. Базовая модель нефтедобычи формируется из геолого-технологической, гидродинамической и экономической модели. Следующим шагом является интегральная модель месторождения, которая позволяет сопоставить потенциал нефтяного пласта и наземной инфраструктуры через моделирование их взаимодействия в процессе нефтедобычи. Построение геолого-технологической модели Формирование и анализ геолого-технологической модели18 месторождения является важнейшим шагом при внедрении «интеллектуального месторождения». Каждое месторождение по-своему уникально, и без выявления особенностей залегания нефтеносного пласта оптимизация добычи будет невозможна. Именно по причине более детальной изученности внедрение технологий «интеллектуального месторождения» наиболее востребовано на поздних стадиях разработки месторождений. Геолого-технологическая модель представляет собой объемную цифровую имитацию месторождения. Модель позволяет исследовать и прогнозировать процессы в объеме нефтяного резервуара

месторождения. Она также содержит базу геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации. С использованием данных геолого-технологической модели можно оценить расположение коллекторов в объеме резервуара, что повышает точность бурения скважин. Программный комплекс модели производит вычисления, обработку данных, приводит отчетные графики, визуализирует трехмерную модель бассейна месторождения. «Умная скважина» Развитие технологий интеллектуальных месторождений исторически началось с разработки «умных скважин» (Smart Well). Такая скважина характеризуется наличием компонентов для сбора, анализа и передачи данных, а также каналами формирования обратной связи для автоматизации управления. Для организации онлайн-режима работы подземную и наземную инфраструктуру промыслов оснащают датчиками и оборудованием дистанционного управления месторождением, связав с управляющими центрами каналами связи. Показателем эффективности «умной скважины» считается обеспечение максимального дебета при минимальных затратах — минимуме оборудования устройствами контроля притока и забойными датчиками температуры и давления. Основа технологии интеллектуальных скважин — управляемые с поверхности скважинные клапаны, используемые для регулирования притока из отдельных зон или боковых

стволов, и постоянные скважинные датчики температуры и давления. Используя системы телеметрии, скважина передает на пункт управления параметры давления, температуры, дебета, управляет режимом эксплуатации погружного насоса. Настраиваемый режим работы скважины позволяет продлить срок службы оборудования, снизить аварийность и максимизировать объемы добываемой нефти. Существует два подхода к регулировке «умной скважины»: регулировка станцией управления и управление скважиной удаленно. Для регулировки станцией управления характерна мгновенная реакция на изменение параметров, однако автоматический выход на оптимальный режим не осуществляется. Система работает на поддержание стабильных параметров (дебит скважин, давление), заданных оператором вручную. Технология отслеживает время выхода на режим и отклонение основных параметров скважины от рабочих диапазонов. Рабочие параметры записываются с заданной периодичностью в область хранения данных. При удаленном управлении передача данных также осуществляется в реальном времени. Однако время передачи данных до блока управления не мгновенное. Ввиду несовершенства каналов связи и удаленности места передачи от места приема информации пропускная способность и объем передаваемых данных также ограниченны. При удаленном управлении можно создать управляющую систему с искусственным интеллектом, осуществляющую некоторые действия по регулированию параметров нефтедобычи без участия оператора.

РД 153-39.0-047-00 Формирование геолого-технологической модели нефтяных и газонефтяных месторождений. Разработано ОАО «ВНИИнефть» им. А. П. Крылова

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

5. Интеллектуальные технологии на нефтяных месторождениях, эффективность и безопасность добычи: лучшие практики Системы управления ресурсами месторождения

Рис. «Умная скважина»

Äâèãàòåëü è �ëåêòðîíèêà ñèñòåìû ñâ�çè

Äàò÷èêè äàâëåíè� è òåìïåðàòóðû

Ýëåêòðîìåõàíè÷åñêèé ïðèâîä Öèðêóë�öèîííûé êëàïàí

Ñèëîâîé áëîê

�à�èòíà� ãèëüçà

�àáåëüíà� ãîëîâêà èíñòðóìåíòà Øòóöåð

Äâóõðû÷àæíà� òðàíñìèññè�

Ïðóæèííûé áëîê

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

С целью планирования ресурсов и оптимизации цепочек поставок на месторождениях используются системы автоматизации управления бизнесом — ERP (Enterprise Resource Planning). Использование таких систем позволяет оптимизировать управление активами, трудовыми ресурсами. На сегодняшний день системы ERP слабо интегрированы с данными, получаемыми с «умных скважин». Помимо того что необходимо увязать параметры добычи углеводородов с прочими бизнес-процессами месторождения и транспортной инфраструктуры, важно отследить расходы и оптимизировать потребление электроэнергии и водоснабжения. Нефтедобыча является энергоемкой отраслью, и даже небольшая оптимизация энергетических затрат при добыче приведет к экономическому эффекту. Оценку эффективности получения любого энергоресурса целесообразно проводить с учетом не только его конечного энергетического потенциала, но и масштабов затраченной на его получение энергии. Интегрированная модель, используемая на интеллектуальных месторождениях, предпологает оперативный обмен данными между всеми информационными системами с целью повышения качества процесса принятия решений (как тактических, так и стратегических). При этом не все данные отдельных систем могут использоваться эффективно, в то время как интеграция отдельных элементов систем может значительно усовершенствовать текущие процессы.

5. Интеллектуальные технологии на нефтяных месторождениях, эффективность и безопасность добычи: лучшие практики 5.3. Управление интеллектуальным месторождением Управление «интеллектуальным месторождением» возможно только после формализации и создания информационной интегральной модели месторождения — геологической, географической, технологической, экономической, финансовой, политической, а также цепочки поставок. Должны быть налажены системы автоматического управления, сформированы максимально точные интерфейсы обратной связи и интерфейсы оптимизации ключевых процессов, моделей, критериев, отлажены датчики скважин и налажена беспроводная передача данных от них на пункт диспетчера. Предполагается роботизированная возможность дистанционных действий при изменении условий внутри скважины, должна быть налажена работа клапанов для регулирования потоков при изменении потоков по слоям, реализована закачка газа с одного пласта для поддержания давления в другом. Только после всего этого можно говорить о том, что месторождение перешло на интеллектуальное управление. На начальном этапе все основные решения принимаются оператором, но важно понимать, что одновременно начинается процесс накопления информации, который в будущем позволит системе «интеллектуального месторождения» самообучаться и формировать банк оптимальных решений для различных ситуаций. Единое информационное пространство Большую роль в успешной реализации проекта «интеллектуального месторождения» играет создание высокоэффективной среды совместной работы — виртуального офиса, позволяющего специалистам-нефтяникам совместно

и удаленно работать, обеспечивать удаленное и централизованное управление объектами нефтедобычи, а также формировать базу знаний внутри компании. На основании существующих на месторождении интеллектуальных технологий в рамках концепции «Интеллектуальное месторождение» формируется единое информационное пространство, объединяющее все программные средства, модели и базы данных и предоставляющее специалистам доступ к ним. Подобная среда должна предоставлять доступ к геологическим, сейсмологическим и промысловым данным, формировать 3D/4D модели процессов нефтедобычи, а также обеспечивать удаленный доступ и распределенные вычисления параметров состояния системы «интеллектуального месторождения» с привлечением технологий облачных вычислений. Для эффективного анализа данные должны храниться в одном месте и в стандартизованном виде, что позволяет избежать противоречий. Единое пространство доступа к информации о месторождении дает возможность осуществить совместную работу бизнес-подразделений. Специалисты получают возможность не только удаленно использовать массивы данных и программные инструменты, но и оперативно обращаться за требуемой информацией к ведущим экспертам ради достижения единой цели. Центр тактического управления, или корпоративный научно-исследовательский центр с использованием единого информационного пространства, дистанционно формирует отчетность и может рассчитывать себестоимость любых проделанных работ, осуществляет точное прогнозирование дальнейшей добычи на месторождении. Для этой

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

работы используются интерфейсы визуализации и оптимизации процессов добычи, а также эффективности энергопотребления. Поскольку на современном этапе развития автоматика не может отследить все происходящие события и принять правильное решение, то ответственность за принятие верного решения все еще лежит на операторе. В зависимости от степени интеллектуализации месторождения возможны следующие схемы. Первая — существующая система мониторинга отслеживает происходящие на разработке процессы, но требует местного ручного управления. Вторая — система проводит мониторинг и управляется с помощью дистанционного ручного управления. Наиболее развитый вариант — мониторинг и автоматическое ручное управление. Для удобства деятельности оператора скважин система в режиме реального времени с помощью цветных индикаторов отображает текущее состояние скважины. Оперативное реагирование на изменение режима функционирования скважины снижает риски аварийных остановок и простоев. Использование цветных индикаторов в разной гамме и визуализация процессов добычи в виде квадратов различной площади в зависимости от дебета позволяет осуществить фильтрацию проблемных участков и оптимизировать объемы добычи. Если показатели сильно отклоняются от заданных диапазонов, оператору моментально приходит уведомление на доступные ему каналы связи: монитор диспетчерского пункта, электронную почту, телефон. Для эффективной работы с интеллектуальными технологиями персонал месторождения должен проходить постоянное обучение и отработку возможных рабочих ситуаций.

5. Интеллектуальные технологии на нефтяных месторождениях, эффективность и безопасность добычи: лучшие практики Безлюдные технологии Внедрение интеллектуальных технологий в процесс нефтедобычи приведет к некоторому изменению условий труда и необходимой квалификации для персонала месторождения. С одной стороны, удаленное управление позволяет высококвалифицированным специалистам управлять месторождением удаленно, в привычных для них, комфортных условиях труда. Решится проблема дефицита высококвалифицированных кадров — производительность труда при удаленном обслуживании увеличится. Автоматизация позволит специалисту за то же время уделить внимание большему количество скважин и по максимуму задействовать собственный интеллектуальный потенциал, сократив ручной труд и затраты времени на поездки на скважины, а также снизив риск возникновения ошибок в результате ручного ввода информации в базы данных. Кроме того, условия нефтедобычи характеризуются непростыми метеорологическими условиями, и намечается тенденция к разработке все более труднодоступных для человека территорий нефтезалегания, а значит, риск для жизни и здоровья человека на таких разработках будет увеличиваться. С другой стороны, частичная автоматизация некоторых процессов понизит требования к квалификации персонала, работающего непосредственно на месторождении. Любая

автоматизация приведет к частичному сокращению потребности нефтяных месторождений в рабочей силе, но условия труда персонала заметно улучшатся. Сократится производственный травматизм — важнейший показатель для достаточно опасного нефтяного промысла, характеризующегося повышенной пожаро- и взрывоопасностью. Удаленность рабочих мест от непосредственных мест добычи углеводородов позволит снизить влияние токсичных веществ на здоровье обслуживающего разработку персонала. Актуальным при внедрении безлюдных технологий остается вопрос, насколько можно доверять автоматике и искусственному интеллекту в вопросах управления опасным производством? Для исключения рисков возникновения сбоев вследствие некорректных действий со стороны интеллектуальной системы функцию принятия решений на данном этапе развития целесообразно оставить за оператором, однако системы автоматизации позволят заметно освободить время специалиста, взяв на себя функции управления и контроля. Информационная инфраструктура: каналы связи и информационная безопасность При удаленном управлении месторождением «умная скважина» соединяется с центром управления посредством различных каналов связи. Для эффективной работы

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

«интеллектуального месторождения» необходимо обеспечить надежность, скорость и защиту передаваемых данных. Специфика российских условий состоит в том, что инфраструктура каналов связи остается слабо развитой, а транслировать данные требуется на огромные расстояния. Для передачи данных телеметрии используется радиосвязь, GSM и спутниковые коммуникации. На месторождении используются как проводные, так и беспроводные каналы связи, однако передача данных по кабелю остается более надежной технологией, наименее подверженной влиянию сторонних помех. Для обеспечения оперативного реагирования на изменение параметров нефтедобычи должна быть хорошо налажена и отрегулирована система обратной связи, минимизировано время отклика управляющих устройств на скважине на команды с центра управления. На стратегическом уровне «интеллектуального месторождения» актуальны вопросы информационной безопасности: защиты процессов передачи и хранения данных от различных вариантов угроз и помех, а также вопросы надежности хранения, дублирования информации, скорости передачи и качества обработки больших объемов данных.

5. Интеллектуальные технологии на нефтяных месторождениях, эффективность и безопасность добычи: лучшие практики 5.4. Интеллектуальный анализ и стратегическое развитие месторождения На завершающем этапе создания системы «интеллектуального месторождения», когда все системы, обеспечивающие тактическое управление нефтедобычей, сформированы и накоплена обширная база знаний, становится возможным переход к стратегическому планированию с использованием накопленных данных о месторождении и интеллектуализация управления автоматизированной системой. Подробный анализ интегральной модели дает возможность найти пути оптимизации производства, выявить узкие места и избыточные инфраструктурные объекты, сократить затраты времени на ввод скважин в эксплуатацию, исключить ненужное бурение и простои вследствие аварийных ситуаций или незапланированного ремонта. В интегральной модели распределение ресурсов позволит исключить потери нефти ввиду переполненности системы сбора углеводородов. Уровни развития интеллектуального управления на месторождении постепенно развиваются от роботизации управления с использованием обратной связи к адаптивному управлению, учитывающему изменение параметров. Затем достигается оптимизация по некоторым параметрам. В процессе дальнейшей интеллектуализации формируется самообучающаяся система, способная плавно регулировать свою работу с целью максимизации целевой функции управления. Для достижения заданных целей

(максимальной суммарной добычи в течение всего срока эксплуатации, управления рисками при разработке месторождения, сокращения количества необходимого персонала, повышения эффективности нефтедобычи, снижения рисков) желательно создание самообучающейся системы управления месторождением. Непрерывная оптимизация интегральной модели месторождения использует подходы и методы искусственного интеллекта: нейронные сети, нечеткую логику, машинное обучение, эволюционные вычисления, генетические алгоритмы и т. д. Однако передача управления искусственному интеллекту сопряжена с высокими рисками. Кроме того, в существующих информационных системах месторождения есть проблема несогласованности структурных данных, отсутствия достоверных исторических данных, большого количества ошибок, вызванных погрешностями контрольно-измерительной аппаратуры и последствиями неточностей ручного ввода данных. Затрудняет масштабную интеллектуализацию добычи и использование локального программного обеспечения, созданного без учета единых стандартов. Создание «интеллектуального месторождения» — творческий и сложный проект. «Цифровое месторождение» — это не только экономическая выгода, но и новая структура бизнес-процессов, новый подход к условиям труда и новая бизнес-культура.

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

5. Интеллектуальные технологии на нефтяных месторождениях, эффективность и безопасность добычи: лучшие практики 5.5. Мировые практики интеллектуальных систем в нефтедобыче Большинство мировых нефтяных компаний имеет при создании «интеллектуальных месторождений» схожие цели, но у каждой компании свой неповторимый ландшафт месторождения и опыт. Поэтому приоритетные направления развития в процессе встраивания в нефтедобычу цифровых технологий у всех компаний немного отличаются. Royal Dutch Shell: Smart Field По заявлениям компании Shell, использование технологии Smart Field (англ. «умное месторождение») позволяет повысить отдачу нефти на 10 %, а также увеличить темпы производства. В системе «умного месторождения» используются датчики с оптоволоконными линиями связи. В центры управления с них поступает информация о температуре, давлении и других полевых условиях. Инженеры месторождения могут постоянно контролировать производство и быстро принимать решения о том, как лучше добывать нефть, а также оперативно выявлять возникшие проблемы. Например, они могут дистанционно активировать подземные клапаны для увеличения производства нефти. Внедрение технологии началось с месторождения Brunei Champion West, в 90 км от побережья Брунея в Южно-Китайском море. Его запасы нефти расположены на глубине 2000–4000 метров под морским дном в разбросанных резервуарах. В течение 30 лет компании считали их слишком дорогими для разработки. Интеллектуальная технология Smart Fields и новые технологии бурения сделали его одним из самых передовых нефтяных и газовых месторождений.

Уникальная «умная скважина» Snake Well (англ. «змея») — еще одна интеллектуальная технология компании Shell. Она пересекает резервуар под любыми углами и продвигается внутри пласта в любых направлениях. В сочетании с технологией Smart Field такая скважина может получить доступ к нескольким карманам нефти и извлечь на поверхность объем нефти, эквивалентный объему, извлекаемому несколькими отдельными скважинами. Такая технология бурения уменьшает вероятность оставления нефти в пласте, и это снижает стоимость нефтедобычи. Chevron Corporation: I-Field Первые проекты Chevron Corporation были инициированы на месторождениях в Северном море. Развитие «интеллектуального месторождения» началось с организации «умной логистики» — управления погрузкой судов и автопарком. За полгода эксплуатации системы были отмечены улучшения в показателях безопасности и достигнуты экономические выгоды, и проект продолжили развивать. В штаб квартире Chevron с помощью технологии I-field (англ. аббревиатура от «интеллектуального месторождения») в режиме реального времени контролируются сотни единиц оборудования, расположенного на всех шести континентах. В реальном времени изучаются и оптимизируются процессы бурения по всему миру. Постоянный мониторинг процессов добычи уже дает свои результаты. Большое месторождение SANHA у побережья южной части Африки — сложный объект, производящий миллионы баррелей ультралегкой нефти в год. Когда недавно компрессор на месторождении показал тонкие признаки перегрузки, первый человек, заметивший отклонение, находился в 9500 км от места добычи.

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

Месторождения тяжелой нефти Kern River в Калифорнии, Capitan в Великобритании и Carthage Field в Техасе также становятся «цифровыми». Chevron спонсирует создание Центра технологий интерактивных интеллектуальных нефтяных месторождений в Университете Южной Калифорнии для осуществления научно-исследовательской деятельности и найма выпускников. Технологии «цифровых месторождений» развиваются, и Chevron стремится развиваться вместе с ними. Все усилия по созданию цифровых месторождений направлены на одновременную оптимизацию ключевых бизнеспроцессов с помощью таких методов, как Lean Six Sigma. Для Chevron «умное месторождение» — это автоматизация, интеграция и интеллект. Такая технология должна включать в себя мониторинг в реальном времени, анализ и контроль для оптимального управления на местах. Это возможность не только улучшить бизнес, но и сделать это быстрее. British Petroleum: Field of the future Центр мониторинга компании British Petroleum (BP) с помощью 2000 километров оптоволоконных кабелей контролирует с берега в режиме реального времени все данные с резервуаров и операций на шельфе. Эта система ломает географические и организационные границы, позволяя удаленно визуализировать и анализировать данные. Система дает BP возможность принимать более безопасные решения, извлекать большие объемы нефти. В системе Field of the future (англ. «месторождение будущего») выделяются три основных направления. Мониторинг скважин подает сигналы о состоянии условий в скважине, а также фазах и состоянии жидкости, пластовых давлений.

5. Интеллектуальные технологии на нефтяных месторождениях, эффективность и безопасность добычи: лучшие практики Вторая часть концепции — повышение удобства. Набор технологий ВР используется инженерами для устранения узких мест добычи на систематической основе. Одним из примеров является внедрение предохранительного клапана, который постоянно контролирует выключение клапанов с платформы или терминала. Эти технологии не только укрепляют безопасность, но и помогают достичь повышенной производительности и эффективности, давая людям информацию, необходимую для принятия ключевых решений. И третий компонент — это определение путей повышения операционной эффективности от планирования технического обслуживания до управления рисками, от резервуара до места экспортной поставки. Начало внедрения технологий месторождения будущего заложено на месторождениях Skarv и Valhall в Северном море. Valhall настолько совершенна, что ее скважины контролируются с берега: более 1 млн баррелей нефтяного эквивалента в сутки контролируются в режиме реального

времени. Некоторые из скважин Valhall с внедрением технологии «месторождение будущего» увеличили производство более чем на 1,5 млн баррелей нефтяного эквивалента в год. Norsk Hydro: eOperations Для норвежской компании Norsk Hydro приоритетным интересом внедрения электронного управления месторождением eOperations является обеспечение бесперебойности процесса нефтедобычи. Использование новых технологий и производственных процессов поможет сохранить постоянство в работе оборудования. Это будет способствовать значительному сокращению производственных потерь нефти. Неудачи, вызванные отказом оборудования, имели для Norsk Hydro серьезные последствия. В прошлом году десять крупнейших производственных потерь составили около 1,6 млн баррелей.

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

Hydro инвестирует в системы мониторинга, которые позволяют специалистам наземных служб поддержать операторов процесса на платформах, помогая предотвратить сбои на оборудовании с берега. В операционном зале Hydro месторождения Sandsli расположены передовые системы управления, и бдительные эксперты постоянно контролируют 165 тяжелых турбин, компрессоров и насосов. Обнаружив ошибки в работе оборудования на ранней стадии, компания надеется предупредить негативные последствия и избежать более широкого разворачивания проблемы. Система eOperations также обеспечивает более эффективное планирование наблюдения и обслуживания, позволяя дозировать нагрузки в целях обеспечения правильного распределения объемов и ресурсов между различными месторождениями.

Приложения

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

Приложение 1. Функциональная схема «интеллектуального месторождения»

Тематические БД:

БД моделей:

Геофизика Геология Петрофизика Проектноизыскательские работы Добыча

Геологическая Гидродинамическая Проектная документация

Приложения

Пользователи

Информационное пространство:

Неструктурированная информация

Служба управления данными

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

Приложение 2. Дополнительная информация НАЗВАНИЕ

НАЗНАЧЕНИЕ

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ

ВЛАДЕЛЕЦ

Well Repairs

Автоматизирует работ по планированию, учету и контролю ремонта скважин.

• Планирование объемов геолого-технических мероприятий • Подбор скважин-кандидатов • Формирование первичных документов по ремонтным работам • Учет выполненных ремонтов скважин • Контроль ремонтов скважин • Анализ предоставления сервисных услуг

Департамент бурения и внутрискважинных работ

Field Exploitation

Предоставляет инструментарий для проектирования и мониторинга разработки месторождения.

• Первичный анализа геолого-промысловой информации • Выявление участков для оптимизации системы поддержания пластового давления • Экспресс-оценка энергетического состояния пласта • Оперативная оценка ресурсного потенциала и расчет запасов по кривым падения • Подготовка проектно-технологической документации

Департамент геологии и разработки

Budget Control

Поддерживает разработку целевой методологии бюджетного управления, регламентирующих документов. Автоматизирует процессы бюджетирования.

• Формирование бизнес плана • Консолидация всех бизнес планов • Анализ исполнения бюджетов • Формирование отчетности для структурных подразделений и Акционеров Компании

Департамент экономики и инвестиций

Подробные данные об информационных системах, решаемых ими задачах и владельцах информации приведены в Excel-файле приложений. Все системы, перечисленные в excel-файле приложения, установлены и используются на месторождении.

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения

Кейс написан и опубликован Changellenge >> — ведущей организацией по кейсам в России www.changellenge.com info@changellenge.com vk.com/changellengeglobal facebook.com/changellenge

Кейс создан по заказу ОАО «Газпром нефть» www.gazprom-neft.ru

«Газпром Нефть»: Сила интеллекта | Кейс по разработке концепции и модели интеллектуального месторождения