Размер шрифта:
+A
-A
Режим:
Вернуться в обычный режим
Перейти в режим для слабовидящих
Карта сайта Пресс-центр Карьера Контакты
РУС
Компания Инвесторам Устойчивое развитие Закупки Реализация нефтепродуктов
Компания
О нас Бизнес-направления Проекты
Корпоративное управление
Корпоративное управление Акционеры Совет директоров Правление Корпоративный секретарь Омбудсмен Комплаенс Служба внутреннего аудита Управление рисками и внутренний контроль
Корпоративные документы
Инвесторам
Инвесторам Отчетность Календарь инвестора Дивиденды Общее собрание акционеров Облигации и кредитные рейтинги
Материалы IPO
IPO
Часто задаваемые вопросы
Устойчивое развитие
Устойчивое развитие
Экологическая ответственность
Экологический менеджмент Охрана атмосферного воздуха Управление водными ресурсами Управление отходами Сохранение биоразнообразия
Социальная ответственность
Социальная ответственность Кадровая политика Охрана труда Производственная безопасность Управление кризисными и чрезвычайными ситуациями
Корпоративное управление
Корпоративное управление Акционеры Совет директоров Правление Корпоративный секретарь Омбудсмен Комплаенс Служба внутреннего аудита Управление рисками и внутренний контроль
Закупки Реализация нефтепродуктов
Карта сайта Пресс-центр Карьера Контакты

Интеллектуальные месторождения. Кейсы КМГ

11.06.2024

Внедрение технологии «Интеллектуальное месторождение» (проект вошел в состав программы «Цифровой Казахстан») позволяет оперативно контролировать работу производственного оборудования в режиме онлайн, что способствует повышению эффективности работы скважин, сокращению эксплуатационных расходов и др. Рост добычи на месторождениях выше там, где используется технология. Эта разработка позволяет сократить время на ремонт скважин, исключает простой оборудования и увеличивает их коэффициент загрузки. Актуальной становится задача наращивания объемов добычи нефти на зрелых месторождениях за счет применения и внедрения новой техники и технологии добычи.

История цифровизации месторождений

Технологии цифрового месторождения начали внедряться в мировой нефтегазовой отрасли в середине 1990-х годов, воплощение их в жизнь пришлось на нулевые и продолжается до сих пор. Одним из первых примеров такого внедрения стала программа «Smart Fields» («умное месторождение», SF) компании Shell, реализация которой началась в этот период[1].

В основе системы лежит идея о бережном использовании месторождения, максимальном продлении периода его эксплуатации. То есть подразумевается разумное повышение объемов добычи, а не хищническая эксплуатация недр. Еще одна важная задача SF — повышение энергоэффективности оборудования и технологических процессов. Таким образом, внедрение этой концепции помогает компаниям сокращать затраты на энергоресурсы и приводит к совокупному снижению выбросов углекислого газа в атмосферу.

Компания Shell (а также ExxonMobil) в числе первых внедрила и технологию цифрового контроля развития проектов с применением мобильных устройств. При этом информация о разработке месторождения обрабатывается и с помощью специальных программных приложений выводится на мобильные устройства заинтересованных лиц в режиме реального времени.

Согласно прогнозам, цифровая трансформация нефтяных отраслей к 2025 году может обеспечить прирост мирового ВВП на 0,8 %. Таким образом, прирост объемов добычи за счет более высокого коэффициента извлечения составит более 1 триллиона баррелей к 2050 году при снижении себестоимости добычи на треть[2].

Информационная система ABAI

Цифровизацией месторождений в группе компаний АО НК «КазМунайГаз» на данный момент занимается ТОО «КМГ Инжиниринг» — полноценный центр компетенций КазМунайГаза, который обеспечивает научно-техническое и инжиниринговое развитие разведки и разработки месторождений, а также их цифровизацию. Цифровизация месторождений ведется в рамках проекта «Информационная система ABAI». Разработчиком системы является ТОО «КМГ Инжиниринг».

В проекте используются следующие технологии:

  • Технология интеллектуального месторождения: эта технология включает установку оборудования на всех этапах добычи нефти, которое снимает параметры и в режиме онлайн транслирует их в диспетчерскую. Это позволяет операторам оперативно принимать решения.
  • Интернет вещей (IoT): использование IoT и интеграция с единой информационной системой учета нефти ожидается для 95% отечественных нефтегазовых предприятий.
  • Централизованные системы контроля и управления: внедрены централизованные системы контроля и управления технологическими объектами.
  • Ситуационные центры управления: созданы оперативные ситуационные центры управления на месторождении и центр анализа и планирования добычи в офисе.

Эти технологии способствуют повышению эффективности расходов, производительности труда, оптимизации процессов и повышению уровня компетенций работников. Они позволяют сократить время восстановления работы скважины, уменьшить количество ремонтов и повысить энергоэффективность.

Система ABAI состоит из множества независимых модулей, каждый из которых нацелен на оптимизацию бизнес-процессов в разведке, бурении, эксплуатации месторождений, оценке экономического эффекта и других.

На данный момент внедрены несколько пилотных модулей системы, которые доказали свою продуктивность. Например, модуль «Подбор глубинно-насосного оборудования (ГНО)» обеспечивает оперативную оценку потенциала новой и действующей скважин, экономический анализ эффективности способа эксплуатации, автоматизированный подбор оборудования, выгрузку отчета, электронного наряд-заказа и плана работ на спуск. Время на указанные операции сократилось с 30 до 5 минут, а межремонтный период по ГНО увеличился с 88 до 144 суток.

Активно используются модули «Цифровой мониторинг текущего и капитального ремонта скважин», «Картопостроитель» и «Управление заводнением».

Запланирован запуск еще нескольких модулей ИС ABAI в ближайшие годы. Общий объем инвестиций в реализацию проекта «Интеллектуальное месторождение» на месторождениях КазМунайГаза будет варьироваться в зависимости от текущих планов и обстоятельств.

Кейс первый. Пилотный проект на Эмбе

На балансе АО «Эмбамунайгаз» (ЭМГ, дочернее предприятие КазМунайГаза) числится 41 нефтегазовое месторождение. Из них в разработке находится 35 месторождений, шесть из которых находятся в консервации и в ожидании консервации. Многие из старых промыслов находятся в разработке более 50 лет. Несмотря на это, ЭМГ постоянно наращивает объемы добычи нефти за счет применения и внедрения новой техники и технологии добычи.

Внедрение началось еще в 2014 году, а уже в 2016 году ЭМГ реализовало пилотный проект «Интеллектуальное месторождение» на месторождении Уаз. Техническое решение было самостоятельно разработано сотрудниками АО ЭМГ совместно с казахстанскими специалистами в области ИТ и новых технологий. В рамках проекта были установлены интеллектуальные станции управления, которые в онлайн-режиме начали фиксировать дебит каждой скважины и другие показатели, а также взяли на цифровой контроль работу ремонтных бригад. В автоматическом режиме начал вестись мониторинг как процесса подготовки, так и перекачки нефти. Затем пилот масштабировали и оцифровали Прорвинскую группу месторождений (Актобе, Западная Прорва, Досмухамбетовское, С. Нуржанов) и месторождения Жанаталап, Восточный Макат, Восточный Молдабек, Камышитовое Ю.З., Камышитовое Ю.В.

В 2021 году центры оперативного реагирования открылись сразу в 4-х нефтегазодобывающих управлениях — «Жылыоймунайгаз», «Доссормунайгаз», «Кайнармунайгаз» и «Жайыкмунайгаз». Теперь на базе каждого НГДУ (нефтегазодобывающего управления) есть возможность контролировать производственные процессы, оперативно реагировать на сбои в работе скважин и промыслового оборудования, тем самым сокращая время простоя скважин.

Всего с 2018 года по 2021 год примерный совокупный эффект от реализации проекта «Интеллектуальное месторождение» превысил 1,5 млрд тенге[3].

На сегодня уже десять основных месторождений ЭМГ переведены на «цифру»[4]. Управление идёт из Центра визуализации производственных процессов, который расположен в офисе ЭМГ в Атырау и куда поступает вся информация по скважинам.

Параллельно в ЭМГ изучают новые цифровые решения, внедряемые передовыми зарубежными нефтегазовыми компаниями для своевременного выявления их успешного опыта и оперативного внедрения в свою практику лучших решений. В краткосрочной перспективе компания планирует запуск полномасштабной модели «Интеллектуального месторождения» с функционалом мощных аналитических систем и искусственного интеллекта.

Кейс второй. Оцифровка месторождения Казгермуная

Идея проекта зародилась в ТОО «СП «Казгермунай» ещё в 2012 году. Тогда после массового перевода скважин на механизированный способ в товариществе начались проблемы с эксплуатацией оборудования, с качеством получаемых параметров работы скважин и замеров дебита. Компания поставила перед собой задачу постепенной стопроцентной автоматизации нефтепромыслового оборудования, сбора и доставки данных с помощью системы телеметрии для обработки в реальном режиме времени, а также установки комплексов автоматизированных систем и систем безопасности, позволяющих вести контроль за разработкой месторождений на основе мониторинга основных показателей. Уже тогда был телемеханизирован основной добывающий фонд скважин на месторождении Акшабулак, внедрены централизованные системы контроля и управления технологическими объектами, введены в эксплуатацию два основных ситуационных центра управления: оперативный на месторождении, центр анализа и планирования добычи в офисе в города Кызылорда.

Официальный старт проекту «Интеллектуальное месторождение» на Акшабулаке был дан в 2018 году. На данный момент современные технологии позволили сократить потери нефти от простоев, вести мониторинг работы скважин и производственных объектов в режиме реального времени, оперативно реагировать на их отклонения от заданного технологического режима, повысить качество замеров и качество расчета обратного распределения, получать своевременную и достоверную информацию при строительстве скважины в режиме онлайн. Соответственно, компания получила возможность проводить качественный анализ по разработке месторождений, что существенно сократило затраты рабочего времени на рутинные операции и в среднем дало 20-процентный рост производительности труда.

В 2019 году проект «Интеллектуальное месторождение» Казгермуная получил положительную оценку за исключительный уровень технической экспертизы, командной работы, инноваций и ценности для бизнеса. Как итог «данный проект стал обладателем бронзовой награды как «Первый проект Цифрового месторождения в России и Центральной Азии» среди 600 участников конкурса, проводимого внутри компании Schlumberger для выявления лучших проектов со всего мира. Тут нужно отметить, что решения Казгермуная по интеллектуальному месторождению представляет собой симбиоз продуктов двух компаний: Siemens (КИП, АСУ ТП, Scada системы) и Schlumberger (решения по аналитике). Однако не стоит думать, что импортные решения были просто перенесены в готовом виде. На самом деле, чтобы внедрить их на месторождениях в Казахстане, всё пришлось настраивать отдельно для местных условий. Системным интегратором решений выступило столичное ТОО «Nordal»[5].

«Изучая опыт работы многих компаний, которые уже добились определённых успехов, мы убедились в том, что универсального подхода в реализации проекта интеллектуального месторождения нет. Каждая компания формирует свой портфель проектов, по своим критериям, исходя из своих реальных проблем. Но то, что эффект от цифровизации при правильном приложении усилий имеется, это очевидно», — считает заместитель директора департамента автоматизации производства и цифровизации ТОО «СП «Казгермунай» Батыржан Шиланбаев[6].

Б.Шиланбаев отметил также роль компании «КМГ Инжиниринг» и разработанной ей информационной системе «ИС ABAI». «Я бы отдельно хотел отметить их продукт — модуль управления заводнением. В декабре 2022 года мы начали опытно-промышленные испытания, и на текущий момент (за два месяца) мы имеем дополнительную добычу нефти в 1 400 тонн. Суть модуля в том, что он учитывает интерференцию, взаимовлияние скважин и подбирает такие режимы для каждой отдельной скважины, в том числе и нагнетательной, чтобы мы в итоге имели дополнительную добычу, но при этом не наносили ущерба системе разработки месторождений», — прокомментировал разработку замглавы IT-департамента Казгермуная.

Примечательно, что как показывает практика, автоматизация и цифровизация не всегда приводят к сокращению персонала. Так, в Казгермунае, после того как отпала необходимость в обходе скважин людьми, менеджмент не стал сокращать позиции, а занялся переквалификацией сотрудников на другие должности.

Список использованной литературы:

АО НК «КазМунайГаз»

Внедрение технологии «Интеллектуальное месторождение» (проект вошел в состав программы «Цифровой Казахстан») позволяет оперативно контролировать работу производственного оборудования в режиме онлайн, что способствует повышению эффективности работы скважин, сокращению эксплуатационных расходов и др. Рост добычи на месторождениях выше там, где используется технология. Эта разработка позволяет сократить время на ремонт скважин, исключает простой оборудования и увеличивает их коэффициент загрузки. Актуальной становится задача наращивания объемов добычи нефти на зрелых месторождениях за счет применения и внедрения новой техники и технологии добычи.

История цифровизации месторождений

Технологии цифрового месторождения начали внедряться в мировой нефтегазовой отрасли в середине 1990-х годов, воплощение их в жизнь пришлось на нулевые и продолжается до сих пор. Одним из первых примеров такого внедрения стала программа «Smart Fields» («умное месторождение», SF) компании Shell, реализация которой началась в этот период[1].

В основе системы лежит идея о бережном использовании месторождения, максимальном продлении периода его эксплуатации. То есть подразумевается разумное повышение объемов добычи, а не хищническая эксплуатация недр. Еще одна важная задача SF — повышение энергоэффективности оборудования и технологических процессов. Таким образом, внедрение этой концепции помогает компаниям сокращать затраты на энергоресурсы и приводит к совокупному снижению выбросов углекислого газа в атмосферу.

Компания Shell (а также ExxonMobil) в числе первых внедрила и технологию цифрового контроля развития проектов с применением мобильных устройств. При этом информация о разработке месторождения обрабатывается и с помощью специальных программных приложений выводится на мобильные устройства заинтересованных лиц в режиме реального времени.

Согласно прогнозам, цифровая трансформация нефтяных отраслей к 2025 году может обеспечить прирост мирового ВВП на 0,8 %. Таким образом, прирост объемов добычи за счет более высокого коэффициента извлечения составит более 1 триллиона баррелей к 2050 году при снижении себестоимости добычи на треть[2].

Информационная система ABAI

Цифровизацией месторождений в группе компаний АО НК «КазМунайГаз» на данный момент занимается ТОО «КМГ Инжиниринг» — полноценный центр компетенций КазМунайГаза, который обеспечивает научно-техническое и инжиниринговое развитие разведки и разработки месторождений, а также их цифровизацию. Цифровизация месторождений ведется в рамках проекта «Информационная система ABAI». Разработчиком системы является ТОО «КМГ Инжиниринг».

В проекте используются следующие технологии:

  • Технология интеллектуального месторождения: эта технология включает установку оборудования на всех этапах добычи нефти, которое снимает параметры и в режиме онлайн транслирует их в диспетчерскую. Это позволяет операторам оперативно принимать решения.
  • Интернет вещей (IoT): использование IoT и интеграция с единой информационной системой учета нефти ожидается для 95% отечественных нефтегазовых предприятий.
  • Централизованные системы контроля и управления: внедрены централизованные системы контроля и управления технологическими объектами.
  • Ситуационные центры управления: созданы оперативные ситуационные центры управления на месторождении и центр анализа и планирования добычи в офисе.

Эти технологии способствуют повышению эффективности расходов, производительности труда, оптимизации процессов и повышению уровня компетенций работников. Они позволяют сократить время восстановления работы скважины, уменьшить количество ремонтов и повысить энергоэффективность.

Система ABAI состоит из множества независимых модулей, каждый из которых нацелен на оптимизацию бизнес-процессов в разведке, бурении, эксплуатации месторождений, оценке экономического эффекта и других.

На данный момент внедрены несколько пилотных модулей системы, которые доказали свою продуктивность. Например, модуль «Подбор глубинно-насосного оборудования (ГНО)» обеспечивает оперативную оценку потенциала новой и действующей скважин, экономический анализ эффективности способа эксплуатации, автоматизированный подбор оборудования, выгрузку отчета, электронного наряд-заказа и плана работ на спуск. Время на указанные операции сократилось с 30 до 5 минут, а межремонтный период по ГНО увеличился с 88 до 144 суток.

Активно используются модули «Цифровой мониторинг текущего и капитального ремонта скважин», «Картопостроитель» и «Управление заводнением».

Запланирован запуск еще нескольких модулей ИС ABAI в ближайшие годы. Общий объем инвестиций в реализацию проекта «Интеллектуальное месторождение» на месторождениях КазМунайГаза будет варьироваться в зависимости от текущих планов и обстоятельств.

Кейс первый. Пилотный проект на Эмбе

На балансе АО «Эмбамунайгаз» (ЭМГ, дочернее предприятие КазМунайГаза) числится 41 нефтегазовое месторождение. Из них в разработке находится 35 месторождений, шесть из которых находятся в консервации и в ожидании консервации. Многие из старых промыслов находятся в разработке более 50 лет. Несмотря на это, ЭМГ постоянно наращивает объемы добычи нефти за счет применения и внедрения новой техники и технологии добычи.

Внедрение началось еще в 2014 году, а уже в 2016 году ЭМГ реализовало пилотный проект «Интеллектуальное месторождение» на месторождении Уаз. Техническое решение было самостоятельно разработано сотрудниками АО ЭМГ совместно с казахстанскими специалистами в области ИТ и новых технологий. В рамках проекта были установлены интеллектуальные станции управления, которые в онлайн-режиме начали фиксировать дебит каждой скважины и другие показатели, а также взяли на цифровой контроль работу ремонтных бригад. В автоматическом режиме начал вестись мониторинг как процесса подготовки, так и перекачки нефти. Затем пилот масштабировали и оцифровали Прорвинскую группу месторождений (Актобе, Западная Прорва, Досмухамбетовское, С. Нуржанов) и месторождения Жанаталап, Восточный Макат, Восточный Молдабек, Камышитовое Ю.З., Камышитовое Ю.В.

В 2021 году центры оперативного реагирования открылись сразу в 4-х нефтегазодобывающих управлениях — «Жылыоймунайгаз», «Доссормунайгаз», «Кайнармунайгаз» и «Жайыкмунайгаз». Теперь на базе каждого НГДУ (нефтегазодобывающего управления) есть возможность контролировать производственные процессы, оперативно реагировать на сбои в работе скважин и промыслового оборудования, тем самым сокращая время простоя скважин.

Всего с 2018 года по 2021 год примерный совокупный эффект от реализации проекта «Интеллектуальное месторождение» превысил 1,5 млрд тенге[3].

На сегодня уже десять основных месторождений ЭМГ переведены на «цифру»[4]. Управление идёт из Центра визуализации производственных процессов, который расположен в офисе ЭМГ в Атырау и куда поступает вся информация по скважинам.

Параллельно в ЭМГ изучают новые цифровые решения, внедряемые передовыми зарубежными нефтегазовыми компаниями для своевременного выявления их успешного опыта и оперативного внедрения в свою практику лучших решений. В краткосрочной перспективе компания планирует запуск полномасштабной модели «Интеллектуального месторождения» с функционалом мощных аналитических систем и искусственного интеллекта.

Кейс второй. Оцифровка месторождения Казгермуная

Идея проекта зародилась в ТОО «СП «Казгермунай» ещё в 2012 году. Тогда после массового перевода скважин на механизированный способ в товариществе начались проблемы с эксплуатацией оборудования, с качеством получаемых параметров работы скважин и замеров дебита. Компания поставила перед собой задачу постепенной стопроцентной автоматизации нефтепромыслового оборудования, сбора и доставки данных с помощью системы телеметрии для обработки в реальном режиме времени, а также установки комплексов автоматизированных систем и систем безопасности, позволяющих вести контроль за разработкой месторождений на основе мониторинга основных показателей. Уже тогда был телемеханизирован основной добывающий фонд скважин на месторождении Акшабулак, внедрены централизованные системы контроля и управления технологическими объектами, введены в эксплуатацию два основных ситуационных центра управления: оперативный на месторождении, центр анализа и планирования добычи в офисе в города Кызылорда.

Официальный старт проекту «Интеллектуальное месторождение» на Акшабулаке был дан в 2018 году. На данный момент современные технологии позволили сократить потери нефти от простоев, вести мониторинг работы скважин и производственных объектов в режиме реального времени, оперативно реагировать на их отклонения от заданного технологического режима, повысить качество замеров и качество расчета обратного распределения, получать своевременную и достоверную информацию при строительстве скважины в режиме онлайн. Соответственно, компания получила возможность проводить качественный анализ по разработке месторождений, что существенно сократило затраты рабочего времени на рутинные операции и в среднем дало 20-процентный рост производительности труда.

В 2019 году проект «Интеллектуальное месторождение» Казгермуная получил положительную оценку за исключительный уровень технической экспертизы, командной работы, инноваций и ценности для бизнеса. Как итог «данный проект стал обладателем бронзовой награды как «Первый проект Цифрового месторождения в России и Центральной Азии» среди 600 участников конкурса, проводимого внутри компании Schlumberger для выявления лучших проектов со всего мира. Тут нужно отметить, что решения Казгермуная по интеллектуальному месторождению представляет собой симбиоз продуктов двух компаний: Siemens (КИП, АСУ ТП, Scada системы) и Schlumberger (решения по аналитике). Однако не стоит думать, что импортные решения были просто перенесены в готовом виде. На самом деле, чтобы внедрить их на месторождениях в Казахстане, всё пришлось настраивать отдельно для местных условий. Системным интегратором решений выступило столичное ТОО «Nordal»[5].

«Изучая опыт работы многих компаний, которые уже добились определённых успехов, мы убедились в том, что универсального подхода в реализации проекта интеллектуального месторождения нет. Каждая компания формирует свой портфель проектов, по своим критериям, исходя из своих реальных проблем. Но то, что эффект от цифровизации при правильном приложении усилий имеется, это очевидно», — считает заместитель директора департамента автоматизации производства и цифровизации ТОО «СП «Казгермунай» Батыржан Шиланбаев[6].

Б.Шиланбаев отметил также роль компании «КМГ Инжиниринг» и разработанной ей информационной системе «ИС ABAI». «Я бы отдельно хотел отметить их продукт — модуль управления заводнением. В декабре 2022 года мы начали опытно-промышленные испытания, и на текущий момент (за два месяца) мы имеем дополнительную добычу нефти в 1 400 тонн. Суть модуля в том, что он учитывает интерференцию, взаимовлияние скважин и подбирает такие режимы для каждой отдельной скважины, в том числе и нагнетательной, чтобы мы в итоге имели дополнительную добычу, но при этом не наносили ущерба системе разработки месторождений», — прокомментировал разработку замглавы IT-департамента Казгермуная.

Примечательно, что как показывает практика, автоматизация и цифровизация не всегда приводят к сокращению персонала. Так, в Казгермунае, после того как отпала необходимость в обходе скважин людьми, менеджмент не стал сокращать позиции, а занялся переквалификацией сотрудников на другие должности.

Список использованной литературы: