Архив новостей

Август - 2017

пн. вт. ср. чт. пт. сб. вс.
31123456
78910111213
14151617181920
21222324252627
28293031123

Если вы нашли ошибку на сайте

Система Orphus

Спасибо!

"Интеллектуальные месторождения" в России внедряют фрагментарно

Когда компании подойдут к порогу труднодоступности и трудноизвлекаемости нефти, время может быть потеряно.

(25 апреля 2017 11:15 , ИА "Девон" ) Внедрением технологий интеллектуального управления нефтедобычей мировые лидеры занимаются с 2000-х годов. Применение систем "Цифровое месторождение" позволяет сделать добычу более эффективной и дешевой. В России отдельные компании тоже внедряют такие технологии, но делают это фрагментарно и действуют разрозненно. Это может обернуться дальнейшим отставанием России в использовании инноваций в нефтегазовой сфере, пишет Константин Анохин в статье «Оцифрованная нефтедобыча» («Коммерсант – Нефть и газ»).
.
СЕНСОРНАЯ ПОДГОТОВКА
Количество месторождений с трудноизвлекаемыми запасами в России увеличивается с каждым годом. Это означает, что затраты, направляемые компаниями на добычу нефти, будут только увеличиваться. Технологии под названием "Цифровое месторождение", "Интеллектуальное месторождение" начали появляться за рубежом в начале 2000-х годов, и нефтяные компании стали пытаться применять их для оптимизации затрат практически на всех этапах добычи, транспортировки, переработки нефти. Технология "Цифровое месторождение" не означает построение полностью автоматизированного процесса разведки и добычи нефти и газа. Это объединение в систему различных датчиков, сенсоров, мобильных устройств, дронов и так далее, для того чтобы иметь возможность анализировать получаемые с них данные и управлять этой системой из одного оперативного центра, реагируя почти моментально на меняющиеся параметры системы.
Революционность технологии в том, что если раньше все собранные данные обрабатывали спустя какое-то время, то сегодня это может происходить онлайн. Это позволяет оптимизировать деятельность компании практически на любой стадии производства путем моментальной обратной связи и за счет этого снижать затраты. Например, посредством сенсоров, отслеживающих состояние работающего оборудования, оператор в режиме реального времени может следить за его состоянием, планировать его техническое обслуживание или профилактический ремонт именно тогда, когда это действительно необходимо. В этом случае возможны сокращение периодов простоя оборудования и снижение затрат на плановый или профилактический ремонт.
Также через систему "Цифровое месторождение" компания осуществляет управление удаленными активами: следит за уровнем добычи нефти, за показателями вплоть до характеристик скважины, которые могут меняться в процессе добычи: движением грунтов, температурой, давлением и так далее. Поскольку все данные собираются в облачных хранилищах, доступ к управлению работами может осуществляться практически из любой точки земного шара.
В этой технологии важно не столько наличие огромного количества датчиков и сенсоров, сколько то, что большой массив накопленных данных позволяет системе просчитывать и анализировать множество вариантов развития событий и предлагать оптимальные решения для той или иной ситуации. Именно поэтому глобальные нефтегазовые компании стремятся объединить усилия и хранить облачные решения в так называемых озерах данных, которые были бы унифицированными и доступными для целого ряда компаний--участников процесса. Кроме того, хранение информации в одном месте дает существенную экономию средств при весьма высокой эффективности такого решения. По некоторым оценкам экспертов рынка, внедрение системы "Интеллектуальное месторождение" позволило компании Shell повысить общий коэффициент извлечения нефти на 10%, газа — на 5% и ввести в разработку скважины, многие из которых были нерентабельными из-за большой удаленности.
ФРАГМЕНТАРНЫЙ ИНТЕЛЛЕКТ
В России интерес к технологии "Цифровое месторождение" появился всего несколько лет назад, и ряд компаний занялся ее внедрением. Элементы этой технологии были вполне успешно опробованы "Татнефтью" на Ромашкинском месторождении: на определенном этапе удалось значительно — почти на треть — снизить себестоимость добычи нефти.
Также пилотное внедрение программы "Цифровое месторождение" в 2014 году на своих добычных месторождениях начала компания "Газпром нефть", выбрав стартовой площадкой активы "Газпромнефть-Хантоса". В 2016 году еще на трех предприятиях компании был проведен первый этап программы — целью было определить перечень возможных улучшений и ожидаемый экономический эффект. Главной задачей внедрения этой программы в компании назвали не просто насыщение производства автоматическими решениями, а поиск оптимальных точек их приложения, то есть технологическую и экономическую оптимизацию всего производственного процесса. По словам первого заместителя гендиректора "Газпром нефти" Вадима Яковлева, для компании сегодня важно стать лидером по эффективности, и эта задача особенно актуальна в условиях сложной внешней конъюнктуры.
Внедрением системы "Цифровое месторождение" занимается и ЛУКОЙЛ. Например, в 2015 году на нефтяном месторождении Западная Курна-2 в Ираке, разработку которого ведет "ЛУКОЙЛ Оверсиз" совместно с South Oil Company, было реализовано решение, полностью соответствующее идеологии интеллектуального месторождения. Как отмечали специалисты, внедрение системы позволило сократить сроки принятия управленческих решений, снизить простои скважин, оптимизировать режимы разработки месторождения, повысить коэффициент извлечения нефти, снизить трудозатраты на сбор, обработку и анализ производственных данных и повысить их достоверность и целостность.
Отдельные элементы интеллектуального месторождения были внедрены ЛУКОЙЛом и в Пермской области. На Кокуйском месторождении действующая система позволяет оперативно оценивать основные параметры работы скважин, в частности дебиты скважин, динамические уровни, давление. Кроме того, система держит под контролем все необходимые параметры работы насосного оборудования, а также способна непосредственно с пульта оператора менять длину хода, число качаний гидравлического привода штангового глубинного насоса.
ДОГОНЯЮЩЕЕ РАЗВИТИЕ
Однако нельзя сказать, что новая технология распространяется в России масштабно и быстро. Старший советник по консалтингу в нефтегазовой промышленности компании PwC в России Дмитрий Мордовенко полагает, что причина осторожного отношения большинства российских нефтегазовых компаний к новой технологии не только в том, что они не имеют пока точной операционной модели для масштабного ее внедрения. И не только в отсутствии достаточного числа специалистов по внедрению и обслуживанию такой системы. Главное, по его мнению, то, что компании не стремятся тратить время и деньги на создание такой интеллектуальной системы.
"Российские компании боятся отступить на шаг назад, чтобы потом сделать три шага вперед,— уверен Дмитрий Мордовенко.— Но они должны понимать, что чем дальше, тем дороже им будет обходиться добыча. А с помощью, в частности, этой технологии они смогли бы снижать ее себестоимость. Сегодняшние попытки внедрения в России системы интеллектуального месторождения можно назвать несмелыми и фрагментарными. А со временем, я думаю, этот разрыв будет только увеличиваться, особенно после того как большая часть запасов углеводородов России окажется либо в труднодоступных районах Восточной Сибири, либо трудноизвлекаемыми. И когда компании подойдут к этому порогу, бурить много и дешево уже не получится: срочно понадобятся новые технологии. Но время будет потеряно".
Впрочем, директор департамента нефтегазовой промышленности компании SAP Сергей Полевой смотрит на эту проблему более оптимистично. Он считает, что так или иначе к необходимости внедрять технологии цифрового месторождения придут все российские компании. "Многие из российских нефтекомпаний подходят сегодня к процессу внедрения технологии цифрового месторождения или плотно прорабатывают вопросы ее внедрения,— говорит он.— У ЛУКОЙЛа, например, довольно большой опыт реализации отдельных элементов интеллектуальных систем, геологогидродинамического моделирования, интеллектуального закачивания скважин, внедрения интеллектуальных станций управления скважин и так далее. То есть элементы системы существуют уже у многих компаний, вопрос — в их дальнейшей проработке, с учетом того что параллельно технологии развиваются в геометрической прогрессии. Наша компания общается со всем нефтегазовым сообществом России, и мы видим проекты и стратегии, которые сегодня внедряются. Поэтому, надеюсь, мы не только не проспим этот революционный этап внедрения цифровых технологий в России, но в ряде проектов, возможно, выйдем на лидирующие позиции".


Поиск по теме: IT, технологии нефтедобычи, трудная нефть

 

к следующей новости раздела

28 апреля 2017

Микросенсор Технолоджи предложил Татнефти участвовать в создании светодиодных миниспектрометров

к предыдущей новости раздела

20 апреля 2017

Для нетрадиционных запасов нефти нужна отдельная наука - Игорь Шпуров

к следующей новости главной ленты

25 апреля 2017

Сланцевая добыча оказалась более жизнеспособной

к предыдущей новости главной ленты

25 апреля 2017

Россия может нарастить добычу нефти до максимума за 30 последних лет