ОOО «Газпромнефть-Оренбург»
Создание интегрированной модели Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Газпромнефть-Оренбург»
Задачи
- Разработка и внедрение интегрированной модели актива (ИМА) для Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ) на основе образа и концепции интегрированной системы управления разработкой (ИСУР).
- Внедрение функционала, обеспечивающего прогнозирование уровней добычи углеводородов на среднесрочном и долгосрочном горизонтах, оптимизацию расхода газлифтного газа, расчет пропускной способности системы нефтесбора и технологических режимов скважин.
- Интеграция производственных элементов в единую информационную среду для эффективного подбора технологических режимов работы скважин в целях повышения объемов добычи, повышения эффективности геолого-технических мероприятий с учетом ограничений инфраструктуры.
- Повышение качества прогнозирования производственных показателей. Обеспечение эффективного взаимодействия между производственными и организационными структурами предприятия.
Цель проекта: обеспечить выполнение планов по добыче углеводородов, а в будущем – повысить и поддержать на высоком уровне рентабельность добывающего предприятия «Газпромнефть-Оренбург» за счет эффективных решений, принимаемых на основе анализа многовариантных сценариев добычи, выполненных при помощи ИМА.
Проект по созданию интегрированной модели (цифрового двойника) ВУ ОНГКМ проходил в три этапа: создание образа и структуры интегрированной системы управления разработкой (ИСУР), внедрение секторной (пилотной) интегрированной модели на относительно новом участке ВУ ОНГКМ (168 скважин, около 30% фонда и 40% от общей добычи) и дальнейшее внедрение полномасштабной ИМА для всего Восточного участка.
В рамках разработки образа и структуры ИСУР было сформировано концептуальное видение эффективного управления месторождением и оптимизации добычи на основе инструментов и методик интегрированного моделирования. Выполнен сбор и анализ данных о месторождении, на их основе определены системные подходы к повышению эффективности актива и описаны ожидаемые результаты. Определены технические средства моделирования и актуализации моделей на фактические данные, сформированы организационная структура и регламенты взаимодействия участников процессов, связанных с ИМА. Полученный документ послужил обоснованием и методологической базой для разработки дорожной карты проектов по созданию комплексного решения.
Внедрение пилотной интегрированной модели включало сбор исходных данных, построение и настройку моделей-компонент, а также сборку и настройку самой ИМА с учетом возможности дальнейшего тиражирования. В состав решения вошли: модель пласта (она выполнена в двух конфигурациях: упрощенная, на основе метода материального баланса и секторная геолого-гидродинамическая), модели скважин, модели системы нефтесбора и подачи газлифтного газа. В проекте использовалось программное обеспечение Petroleum Experts IPM (MBAL, PROSPER, GAP), RFD tNavigator.
После успешной верификации созданной интегрированной модели началось внедрение полномасштабной ИМА для всего Восточного участка. Предложены мероприятия по оптимизации системы разработки, режимов работы скважин, системы нефтесбора и подачи газлифтного газа.
Еще в рамках опытно-промышленной эксплуатации сформирован реестр из 12 сценариев использования ИМА для решения задач актива. Проведена апробация выполнения расчетов по каждому из сценариев. Тестовые мероприятия по оптимизации (перераспределения) расхода газлифтного газа позволили увеличить добычу на 15% на опытных кустах скважин.
Особенности проекта
Особенности проекта связаны с геологической спецификой Восточного участка: карбонатные трещиноватые коллекторы, низкая проницаемость, нефтяная оторочка с высоким газовым фактором и содержанием сероводорода; а также со спецификой газлифтного режима добычи: пульсирующий режим работы газлифтных скважин, гидратообразование в системе подачи газлифтного газа и отложения парафинов в системе сбора нефти. Все это было необходимо учесть в расчетах на интегрированной модели.
Результат
- Созданный цифровой двойник является главным инструментом Центра управления добычей (ЦУД) «Газпромнефть-Оренбург», который контролирует работу более 600 скважин и используется для повышения темпов отбора углеводородов и эффективности операционной деятельности на промысле с учетом работы всех систем в комплексе.
- Реализованный функционал обеспечивает прогнозирование уровней добычи углеводородов на среднесрочном и долгосрочном горизонтах, оптимизацию расхода газлифтного газа, расчет пропускной способности системы нефтесбора и технологических режимов скважин.
- Обеспечена возможность поддержки необходимого уровня объема добываемого углеводородного сырья и проводить своевременную оптимизацию.
- Выработаны и реализуются рекомендации по повышению качества исходных данных.
- Выполнены прогнозные и оптимизационные расчеты по ТР cо снижением расхода газлифтного газа на 14% и приростом добычи нефти, а также прогнозные расчеты по изменению добычи при строительстве новых трубопроводов (лупингов).
- Запуск цифрового двойника позволит компании дополнительно добыть свыше 800 тыс тонн нефти и 1,3 млрд м3 газа. Ожидаемый экономический эффект – 3,3 млрд руб. до 2030 года.
ЦУД планирует также контролировать процессы сбора и подготовки нефти, что позволит достичь максимальной эффективности при разработке крупнейшего в регионе добывающего актива. В будущем цифровые двойники будут созданы для всех месторождений «Газпром нефти» в Оренбургской области.
Отзыв клиента
«Цифровой двойник Восточного участка Оренбургского месторождения объединяет в себе данные о строении залежей, работе сотен скважин и объектов наземной инфраструктуры. Запуск инновационной модели поможет нам наиболее полно раскрыть потенциал промысла, а также обеспечит высокий уровень производственной и экологической безопасности при разработке одного из наиболее крупных и сложных нефтегазовых активов Оренбуржья».
Генеральный директор «Газпромнефть-Оренбург» Евгений Загребельный