Интеллектуализация мировой нефтедобычи началась с конца прошлого века, когда истощение «легких» сухопутных месторождений вынудила компании активнее осваивать морской шельф и нетрадиционные запасы. Понадобилось строить технологически сложные дорогостоящие скважины, обслуживание которых также обходится недешево. Это привело к созданию «интеллектуальных» скважин (ИС), контролируемых и управляемых в режиме реального времени.
Первая «умная» скважина была построена в 1997 г. на платформе на месторождении Snorre в Северном море, которое на тот момент разрабатывала норвежская Saga Petroleum (позднее стала частью Statoil, ныне Equinor). Система позволяла оператору в режиме реального времени следить за давлением и температурой в каждой зоне и оптимизировать процесс добычи.
Основой технологии этой и последующих «умных» скважин стали постоянные скважинные датчики температуры, давления и других параметров, а также управляемые с поверхности клапаны, которые регулируют приток из отдельных зон или боковых стволов. Данные от датчиков в режиме реального времени передаются в на станцию управления, обрабатываются специализированным ПО и позволяют оператору регулировать работу внутрискважинного оборудования.
По мнению ряда специалистов, подобные скважины правильнее было бы называть «высокоавтоматизированными» или «технологически контролируемыми». Как бы то ни было, технология начала развиваться. С начала века в процесс разработки решений для высокотехнологичных скважин включились все ведущие игроки глобального рынка. Так, Schlumberger разработала технологию Smart Well, Halliburton - Real Time Operation. Нефтяные компании развивали системы умных скважин в рамках программ “умного месторождения”: у Shell - Smart Field, Chevron - i-field, BP - Field of the future.
Работа велась как по усилению надежности, долговечности и функциональности оборудования, так и по увеличению его количества. Так, в ранних упрощенных вариантах «умная» скважина оборудована несколькими точечно расположенными датчиками. Но со временем были предложены сложные системы, в которых используются несколько сотен или даже тысяч распределенных датчиков. Совершенствовалась связь. Параллельно шла разработка специальных программных решений, позволяющих перейти от ручного к автоматизированному управлению.
Сегодня «продвинутые» системы ИС используют новые цифровые технологии: промышленный интернет вещей (IIoT), искусственный интеллект, нейросети и другие. Скважины могут управляться дистанционно по каналам беспроводной связи с компьютеров или мобильных устройств.
Но идеальная, абсолютно автономная скважина, самостоятельно определяющая режим работы для лучшего результата, пока еще не создана. Впрочем, специалисты ожидают, что такая технология вскоре появится.
Завоевание мира
«Умные» скважины не сразу стали распространенной технологией. Сначала она применялись, главным образом, на морских месторождениях крупнейших мировых игроков. Но практика показала, что это верный путь, примерно с 2005 г. ИС стали применять в разных регионах мира. Подобные скважины стали активно строить и на суше. Особенно на Ближнем Востоке, в чем главная заслуга принадлежит Saudi Aramco.
Изначально «умная» технология для скважин предназначалась для экономии на дорогостоящих внутрискважинных работах на удаленных или важных проектах. Но затем стало ясно, что ИС помогают решать и множество других задач.
Так, уже в начале прошлого десятилетии стало понятно, что интеллектуальное заканчивание значительно оптимизирует эксплуатацию наклонно-направленных, горизонтальных и многоствольных скважин, поскольку позволяет вести одновременно-раздельную эксплуатацию в отдельных интервалах или боковых стволах. Яркий пример - разработка Shell группы глубоководных месторождений Na-Kika в Мексиканском заливе (с 2003 г.). «Умных скважины» и измерения многофазных потоков в реальном времени позволили вести полноценную добычу на нескольких месторождениях либо в отдельности, либо в одно и то же время. При этом компания организовала дистанционное управление добычей с центрального поста головного технологического комплекса Na-Kika.
Так, «умные» скважины помогают повышать нефтеотдачу. В середине прошлого десятилетия три интеллектуальные горизонтальные скважины на пласте Statfjord (Северное море), отличающимся неоднородностью, позволили норвежской Statoil значительно повысить охват и улучшить дренирование коллектора. Как следствие, извлекаемые запасы участка были увеличены более чем вдвое.
Система ИС позволят бороться с обводнением. Технология показала свою эффективность на проекте Haradh компании Saudi Aramco (Саудовская Аравия). На многоствольной скважине А12 обводненность продукции после года эксплуатация превысила 20%. Но после внедрения системы интеллектуального заканчивания Schlumberger с многопозиционными скважинными клапанами регулирования притока и поверхностными дебитометрами для избирательного контроля водопритока из разных зон обводненность удалось снизить почти до нуля.
Затем, применение ИС снижает неопределенность свойств коллектора. В частности, с этой задачей «умные» скважины были успешно применены при разработке глубоководного месторождения Agbami на шельфе Нигерии, оператором которого является Shevron.
ИС с регулируемыми клапанами открыли дорогу новой технологии в добыче - «естественной» или «бескомпрессорной» газлифтной эксплуатаций, когда для увеличения производительности скважины применяют газ из подземного пласта или газовой шапки той же скважины. Norsk Hydro с помощью оборудования Schlumberger сумела повысить рентабельность разработки месторождения Fram Vest в Северном море. Подобные технологии также использовали на месторождениях Norne (Statoil), Egret (Shell), Panna-Muchta (BG и ONGG). А та же Norsk Hydro использовала эксплуатируемые газлифтные методом скважины для переменной добычи газа (после истощения нефтяных запасов) на месторождении Vestflanken у берегов Норвегии.
Кроме того, системы ИС позволяет сокращать количество скважин на месторождении. Благодаря этому и другим преимуществам «умные» скважины, хотя и стоят дорого, позволяют добывающим компаниям экономить. По экспертным оценкам, ИС позволяют снизить себестоимость эксплуатации месторождений примерно на 20%.
В России
Российские компании стали применять «умные» скважины позже мировых лидеров, предпочитая внедрять то, что уже «обкатано» зарубежными коллегами. Правда, «ЮКОС» в 2003-2004 гг. проводил пробную эксплуатацию добычной ИС, но проект развития не получил.
На практике первые «умные» скважины в России были применены совместным предприятием Shell и «Газпром нефти» - компанией «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД). В 2006 -2009 гг. интеллектуальными системами были оснащены добычные, водозаборные и водонагнетающие скважины на Салымской группе месторождений. На основании внедренных технологий СПД создала интегрированную модель добычи компании.
В 2009 г. первая «умная» нагнетательная скважина пробурена на морской платформе «Пильтун-Астохская-Б» проекта «Сахалин-2», одним из участников которых выступает та же Shell (российский участник - «Газпром»). Примерно тогда же горизонтальные интеллектуальные скважины с устройствами контроля притока заработали на Ванкорском месторождении «Роснефти». За первые два года дополнительная добыча нефти благодаря новым технологиям превысила 500 тыс. тонн, сообщала компания.
Сегодня «умные» скважины в России в большей или меньшей степени применяют все ведущие нефтегазовые компании. В первую очередь, это относится к сложным и дорогим проектам, особенно шельфовым. Также российские нефтяники используют ИС за рубежом: например, «ЛУКОЙЛ» на «Западной Курне-II» в Ираке.
От «умной» скважины к «умному» месторождению
Интеллектуальная скважина - ключевой, но единственный компонент более широкой концепции - «умного» или «интеллектуального» месторождения. Эта концепция охватывает все технологические и управленческие процессы на месторождении, а также экологический контроль.
Мировые лидеры в нефтегазовой сфере, Shell и BP, работают в этом направлении с 2002 г. (технологии Smart Field и Field of the future соответственно). В России пионером выступила уже упомянутая выше «Салым Петролеум», реализовав проекты Smart Field в 2009-2010 гг. И удачно: уже к 2012 г. только за счет «умного» управления добыча СПД превысила плановые показатели на 2–2,5%.
В последующие годы к разработке и внедрению собственных проектов «интеллектуального» или «цифрового месторождения» приступили в ТНК-BP (куплена «Роснефтью» в 2013 г.), «Газпром нефти», «Татнефти», «ЛУКОЙЛе», «Роснефти».
В России более 40 проектов интеллектуальных месторождений с суммарной добычей 140 млн тонн нефти в год, что составляет 27% от объема производства в стране, указано в прошлогодним оценкам Vygon Consulting. В частности, «умными» являются все шельфовые нефтегазовые проекты страны.
Поиск своих решений
В России для «умных» скважин применяется, главным образом, импортное оборудование и ПО. Однако в стране работают и над собственными технологиями.
Так, свой проект «Цифровая скважина», в основе которого положена промышленный интернет вещей, развивает «Ростелеком». Для системы применяется, прежде всего, оборудование отечественного производства – в частности, пермской компании «Россма». ПО разрабатывает сам «Ростелеком». Технология позволяет управлять скважинами удаленно при помощи мобильного приложения или с компьютера и сводит присутствие персонала на объекте к минимуму. Решения от «Ростелекома» с прошлого года применяются на месторождениях в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономном округах.
Свою системы ИС на базе IoT развивает также «ЭР-Телеком». В 2017 г. запущен пилотный проект компании на месторождениях «ЛУКОЙЛа».
В России работают и над другими технологиями для «умных» скважин: телеметрическими системами, ПО, внедрением «цифры» и др. Тем не менее, по словам экспертов, российская «нефтянка» в сфере интеллектуализации добычи пока остается «догоняющей». Но, судя по активности в этом направлении самих компаний, есть хорошие шансы не оказаться в числе отстающих.
