Первым в освоении новых цифровых решений стало крупнейшее структурное подразделение предприятия – ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз», в активе которого собраны многие осложняющие эксплуатацию месторождений факторы: сверхвязкость нефти, большое содержание сероводорода и парафина, высокая коррозия.
В 2020 году была создана объединенная Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС) с интегрированными операциями.

– Еще несколько лет назад разные службы – технологическая, геологическая, транспортная и прочие – работали автономно, каждая по своему направлению, – рассказывает руководитель группы оптимизации добычи ЦИТС Егор Мотовилов. – Теперь это единый механизм под управлением кросс-функциональной команды ведущих специалистов – так называемых мультидисциплинарных групп. То есть налажен комплексный подход в управлении процессами всей производственной цепи. Это значительно упростило и ускорило обмен информацией между специалистами различных служб, решения по тому или иному вопросу принимаются сообща и молниеносно. И, конечно, тем самым мы помогаем специалистам, которые находятся на реальном производстве. Раньше было как: идет оператор, видит, что скважина остановилась – а у него же десятки других скважин, которые он должен обойти, поэтому к устранению неполадок приступали с опозданием. Сегодня месторождения оснащаются средствами измерения и передачи данных, чтобы видеть информацию онлайн. Кроме того, благодаря интегрированному плану можно уменьшить общее время простоя скважин, совместив мероприятия друг с другом, то есть техническое обслуживание, исследования, регламентные работы могут проводиться параллельно друг другу.

Словом, внедрение цифровых инструментов позволяет решать широкий спектр производственных задач, среди которых: определение реального потенциала добычи, планирование, мониторинг и оценка объемов производства углеводородов, формирование и реализация оптимизационных мероприятий в рамках бизнес-процесса оптимизации добычи.

Как отметил Егор Мотовилов, сегодня уже виден эффект от повышения скорости принятия решений и их качества на оснащенных интегрированными моделями месторождениях. За 2021 год суммарный экономический эффект составил более 80 млн рублей, технологический – более 11 тысяч тонн черного золота.

ДУБЛЕРЫ НА ГЛАВНЫЕ РОЛИ

Программа интегрированного моделирования разработки позволяет моделировать полную систему добычи от пласта до транспортировки. Фундаментом такого подхода является цифровой двойник. Это математическая или вычислительная модель производственных и бизнес-процессов, на которой обкатывается поведение объектов. На основании полученных данных принимаются оптимальные решения.

– С помощью такого виртуального двойника мы можем проверить различные сценарии разведки и разработки, затем воплотить в жизнь самый удачный из них, – говорит Егор Мотовилов. – Система позволяет проводить регулярный перерасчет производственных показателей для последующей оптимизации технологических параметров в случае их отклонения от оптимальных. Месторождение живет, меняются его параметры. Мы учимся прогнозировать, учитывать эти изменения и заранее планировать компенсационные мероприятия там, где это необходимо и возможно.

Сегодня в ЛУКОЙЛ-Коми оцифрованы 12 месторождений. Среди них – Восточно-Ламбейшорское, им. А. Алабушина, Баяндыское, Южно-Баяндыское, Прохоровское и Верхнеипатское. Так называемые цифровые дублеры есть также у пяти южных промыслов: Кыртаельского, Пашнинского, Южно-Лыжского, Северо-Кожвинского, Южно-Кыртаельского, и одного северного – Харьяги. Кроме того, интегрированные модели создаются для Усинского и Верхневозейского месторождений и для первого объекта – установки подготовки нефти (УПН) «Уса-Тяжелая нефть».

Созданием, а впоследствии и актуализацией интегрированных моделей занимается группа оптимизации добычи. Сегодня такие специалисты есть не только в ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз». С 1 февраля этого года аналогичная служба заработала в ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз», а в первом квартале 2023 года такая группа в полном составе (сейчас там всего два инженера) планируется в ТПП «ЛУКОЙЛ-Севернефтегаз».

– Процесс актуализации информации и расчетов лежит на нашей группе, – рассказывает инженер Надежда Воловикова. – Допустим, нам поступил запрос на оценку пропускной способности системы сбора и транспорта на месторождении при запуске дополнительных кустовых площадок, наша задача – внести их в модель, задать все исходные параметры по работе скважин и трубопроводов. Это позволяет оперативно получать высокоточные прогнозы и формировать сценарии развития актива с учетом уникальных геологических особенностей сложных пластов, технологического цикла и возможностей инфраструктуры.

Надежда занимается прогнозированием уровней добычи углеводородов на краткосрочных (до года) горизонтах, а ее коллега, ведущий инженер Тахсинбек Мусиев – на долгосрочных (от года до десятков лет).

– Если у меня в основном все выглядит схемами – кроме модели скважины, все завязано на формулах, цифрах и графиках, то у Тахсинбека – красивая картинка, – продолжает разговор собеседница. – Он занимается расчетом и анализом геолого-гидродинамических моделей месторождений, работает в программе 3D-визуализации.

– Сегодня мы работаем не только с большими объемами нефти, но и с большими объемами данных, – отметил Егор Мотовилов. – Мощности нашей службы позволяют нам быстро, в режиме реального времени получать комплексную аналитику, не расходуя на эту экспертизу ценный человеческий ресурс, и формировать точные операционные прогнозы на любой временной период. Это дает кросс-функциональной команде возможность сконцентрироваться на главном – безопасной и эффективной работе.


Инженеры Надежда Воловикова и Юлия Арысланова


Ведущий инженер Тахсинбек Мусиев


Цифровизация для визуализации


Инженер Максим Чернобровкин и ведущий инженер Назар Залевский


Оперативная рабочая группа


Руководитель группы оптимизации добычи Егор Мотовилов