Как уже писала наша газета, первым в освоении новых цифровых решений стало крупнейшее структурное подразделение предприятия – ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз», в активе которого собраны многие осложняющие эксплуатацию месторождений факторы: высоковязкость нефти, большое содержание сероводорода и парафина, высокая коррозия.

В 2020 году была создана объединенная Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС) с интегрированными операциями. С этого времени в Тимано-Печоре начался активный процесс цифровизации нефтедобычи.

Служба реализовала новые подходы к управлению оперативной производственной деятельностью: комплексное планирование, тесное сотрудничество с научными институтами, совместный анализ технологического процесса и коллективное принятие решений. Команды технологов, специалистов по разработке месторождений, механиков, энергетиков формируют технологические режимы и выполняют сценарные расчеты добычи нефтегазового сырья в горизонте от суток до трех лет.

Новые высокотехнологичные решения позволяют моделировать полную систему добычи от пласта до транспортировки. «Поведение» объекта обкатывается с помощью цифрового двойника. Эта математическая, или вычислительная, модель помогает синхронизировать использование искусственного интеллекта с операционными процессами на разных этапах производственного цикла, быстро и точно решать инженерные задачи высокого уровня сложности, расширять горизонты стратегического планирования. На основе прогнозов, сформированных такими советниками, процесс управления потенциалом активов становится гибким, расширяются возможности в части рентабельного и безопасного освоения недр.

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. Интегрированная модель, без которой уже невозможно представить ведение процесса нефтедобычи в современных условиях, создана и эксплуатируется на Харьяге. Ее разработку ведет ТПП «ЛУКОЙЛ-Севернефтегаз».

Как рассказал ведущий инженер ЦИТС заполярного предприятия Алексей Тайбарей, особенности добычи Харьягинского промысла относятся к числу сложных, требующих особого подхода к извлечению нефти из продуктивных слоев месторождений. Неординарность в основном обуславливается нестандартными физико-химическими свойствами добываемых нефтей. В одном ряду с этим фактором стоят задачи, которые усугубляются сложными условиями геологического строения и наличием суровых климатических условий.

– Интегрированная модель месторождения позволяет удаленно управлять непростым комплексом производственных процессов. Для команды нефтепромысла это ключевой фактор в вопросе повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов Заполярья, – говорит Алексей Тайбарей. – Программный комплекс дает возможность в полной мере раскрыть потенциал месторождения, оперативно реагировать на возникающие вызовы, повысить качество принимаемых решений на каждом этапе операционной цепочки. Когда речь идет о разработке такого сложного месторождения, как Харьяга, очень важно вовремя увидеть узкие места и спрогнозировать поведение отдельных элементов единой системы нефтедобычи.

ЛУКОЙЛ-Коми до 2025 года планирует оцифровать еще 13 месторождений в дополнение к 12 существующим моделям. Сегодня в числе прочих создаются двойники для Усинского и Верхневозейского месторождений и для первого объекта – установки подготовки нефти (УПН) «Уса-Тяжелая нефть».