Нефтьсервисхолдинг
От мониторинга к оптимизации
Идея получения данных с буровой в режиме реального времени появилась, наверное, с того самого момента, как люди начали в промышленных масштабах добывать нефть и газ. Однако развитие данная идея получила лишь в конце 2000-х годов, когда компании так называемой Большой четверки начали внедрение программных продуктов, обладающих соответствующим функционалом. Наибольшее распространение получили три инновационных решения, которые и определили мировые тренды цифровизации процесса бурения. Речь идет об InSite от Halliburton и Landmark, InterACT от Schlumberger, а также SITECOM от норвежской компании Kongsberg, которую используют Baker Hughes и Weatherford.
Поначалу все было довольно просто: заказчику необходимо было идентифицировать операции, то есть запротоколировать процесс бурения, и это обеспечивал первоначальный функционал цифровых продуктов. Позже пришло понимание, что получаемые данные можно использовать для выделения непроизводительного времени (НПВ), а следом началась разработка алгоритмов оптимизации режима бурения.
В отличие от просто мониторинга, который сводится к получению данных по протоколу WITSML (WITS0), их складированию и визуализации, дальнейшее использование этих данных для оптимизации режима бурения долгое время сдерживалось отсутствием интерактивных моделей скважины и буровой установки, способных на этих данных автоматически калиброваться и обновляться.
И только в конце 2010-х гг. уже упомянутая компания Halliburton представила серию решений, которые предполагали непрерывную циркуляцию данных в цифровом двойнике скважины и буровой установки: Digital Well Program (для планирования), Digital Well Operations (для мониторинга) и Decision Space Real Time Well Engineering (актуализация и пересчёт моделей скважин, подбор оптимальных режимов). С некоторым запозданием к гонке подключилась компания Schlumberger, которая предложила рынку свой продукт Drillplan (аналог Digital Well Program).
Впервые подобные цифровые продукты начали применяться на месторождениях Норвегии и Мексиканского залива, где располагались самые оснащённые и самые дорогие на тот момент скважины. На этих скважинах использование продвинутых решений по мониторингу и оптимизации режимов бурения было оправдано даже при сравнительно высоких затратах. По мере отработки цифровых решений, удешевления каналов связи и оборудования расширялась география применения подобных решений.
От западного цифрового двойника скважины к российской цифровой буровой
Термин цифровая буровая на Западе так и не появился. Дело в том, что западные компании сразу отталкивались от буровых установок, оснащённых по последнему слову техники, подключённых к интернету, оборудованных камерами, датчиками, автоматическими ключами и т.д. На Западе задача состояла в том, чтобы на уже готовое и смонтированное оборудование навесить программную оболочку, которая сможет извлекать пользу из собранных данных. В западной практике с середины 2010-х гг. использовалось наименование цифровой двойник скважины.
На российском рынке стартовая ситуация была принципиально иной: по умолчанию буровые оснащались минимально необходимым набором оборудования для мониторинга данных. В ряде случаев пределом мечтаний являлась станция ГТИ, а наличие на буровой ГТИ-онлайн уже считалось очень хорошим уровнем цифровизации. Перед российскими нефтесервисными компаниями стояла задача привести буровую установку к единому знаменателю с точки зрения оснащения и сбора информации в режиме реального времени. В отличие от западных компаний, которые сразу делали ставку на моделирование самих скважин и создание их цифровых двойников, российские разработчики пошли по пути создания цифровых моделей буровой установки.
Первая ласточка
В 2017 году Газпром нефть инициировала проект по модернизации классической буровой установки в партнерстве с нефтесервисной компанией АЗИЯ ДРИЛЛИНГ (ГК Нефтьсервисхолдинг). Ключевые цели проекта повышение эффективности технологического процесса бурения скважины и улучшение уровня производственной безопасности. В рамках реализации проекта команда пришла к решению о создании линейки программных продуктов с названием Цифровая буровая, именно тогда в оборот и вводится сам термин Цифровая буровая.
Для проекта была сформирована большая кроссфункциональная команда, перед которой стояла сложная и интересная задача разработать и внедрить программные решения, повышающие эффективность на этапе строительства и бурения нефтегазовых скважин. Мне повезло, я стал участником данной команды и могу сказать, что мы начали проект с чистого листа: формулировали гипотезы, разрабатывали кейсы, проводили опытно-промышленные испытания, дорабатывали процессы, постоянно совершенствовали технологии и решения, вспоминает технический директор АЗИЯ ДРИЛЛИНГ Андрей Бажин.
Справка: Для пилотного проекта была выбрана мобильная буровая установка ZJ-40, для работы с которой применялись следующие технологические решения:- Для повышения механической скорости проходки применялось решение по автоматической подаче нагрузки на долото от компании НИПО Сервис, а также программно-аппаратное решение с функцией осцилляции ROCKit (Nabors) и оптимизации параметров бурения (MSE) (ТетраСофт);
- Для снижения числа внеплановых простоев (НПВ) и улучшения показателей промышленной безопасности использовался мониторинг работы оборудования (ТетраСофт), автоматизированный буровой ключ (Уфагидромаш) и автоматизированный дефектоскоп талевого каната (Интрос-Авто).
По планам проектной команды Цифровая буровая, только автоматизация процесса бурения должна повысить механическую скорость бурения, скорость наращивания бурильного инструмента и проведения спуско-подъемных операции, а так же снизить непроизводительное время, затрачиваемое на ремонт бурового оборудования, если сказать общими словами - минимизировать влияние человеческого фактора и сделать процесс бурения прогнозируемым, безопасным и надежным.
В феврале 2019 года на активах Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза стартовали опытно-промышленные работы по строительству шести скважин с применением инструментов Цифровой буровой. Уже к пятой скважине удалось выйти на целевые ориентиры повышения эффективности, а по результатам реализации пилотного проекта было принято решение распространить данные технологические опции на все объекты недропользователя.
Программно-аппаратный комплекс, который применялся для пилотного проекта, позволил в автоматическом режиме контролировать параметры бурения, автоматизировал подачу нагрузки на долото, а также регулировал траекторию бурения. Фактически операции проводились без участия человека, основываясь на заданных алгоритмах и данных с датчиков на буровом оборудовании.
Эффект от реализации проекта Цифровая буровая был получен более чем существенный: применение автоматики и цифровых технологий позволило в среднем увеличить скорость метражных операций на 28,5%, а безметражных на 16,3%, что кратно повысило операционную эффективность строительства скважины, снизило себестоимость работ и значительно повысило уровень безопасности.
Справка: Реализация пилотного проекта показала, что использование разрозненных технологических решений повышает трудозатраты бурильщика на использование элементов различных систем и не создает единого бесшовного цифрового пространства. В связи с чем было принято решение о разработке собственного программного решения, которое объединит все необходимые технологические элементы в единую систему. В ходе реализации проекта была собрана уникальная команда специалистов, которая выделилась в отдельное предприятие РИГИНТЕЛ. В статусе стартапа на рынок были выпущены такие продукты как IR ПАК (в настоящий момент имеет рыночное название IR-OPERBOT) решение по автоматизации выполнения программы бурения по заданным параметрам и модуль IR-Master, задача которого визуализация и мониторинг процессов бурения, а также мониторинг работоспособности бурового оборудования.
Российская цифровая буровая новый стандарт отрасли
Ежегодный рост доли добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газа в общих объемах добычи углеводородов свидетельствует о том, что и количество высокотехнологичных скважин со сложным профилем горизонтальных, многоствольных также будет ежегодно увеличиваться. А значит, умные буровые установки, максимально автоматизированные и оборудованные самыми современными аппаратно-программными комплексами, будут получать все большее распространение.
Сегодня на рынке нефтесервисных услуг России уже разработаны и активно применяются буровые установки разного типа с дифференцированным набором опций и элементами роботизации. Так к концу 2023 года с применением программных продуктов РИГИНТЕЛ пробурено более 2 млн метров горных пород, а программные продукты семейства Цифровая буровая от РИГИНТЕЛ продолжают совершенствоваться и расширять свой функционал. Цифровые буровые активно используют ведущие нефтесервисные компании, в первую очередь, те, что стояли у истоков развития российской цифры в бурении, АЗИЯ ДРИЛЛИНГ, Газпром Бурение, ССК и ряд других.
Однако уже сейчас ключевые игроки рынка активно работают над созданием сервиса удаленного бурения скважин и в том же 2023 году компанией ПИТЦ Геофизика (входит в состав ГК Нефтьсервисхолдинг) уже были проведены первые полевые испытания удаленного сопровождения бурения. Ключевой эффект возможность снизить количество привлекаемого персонала непосредственно на объекте строительства скважины. При таком подходе персонал находится в 1 000 километрах от буровой в центрах операционной поддержки и сопровождает одновременно сразу несколько буровых установок. Так отрасль постепенно движется к высшей ступени развития цифровой буровой полностью автоматизированной буровой установке, которой под силу бурить скважины без участия человека.
