Будущее цифровых месторождений обсудили на круглом столе на IT-форуме в Югре.

Основные направления цифровой трансформации предприятий топливно-энергетического комплекса, внедрение роботов, автоматизации в производственный процесс — эти темы обсуждали на круглом столе "Информационные технологии нефте- и газодобычи: цифровое месторождение и будущее цифровизации промышленности".
Мероприятие прошло в рамках двенадцатого Международного IT-Форума c участием стран БРИКС и ШОС.
Во встрече приняли участие представители отечественных и зарубежных компаний, которые поделились опытом создания цифровых моделей нефтепромыслов, их разработкой на основе приемов геолого-динамического моделирования. Данные инновации, как говорилось на круглом столе, способны снизить производственные издержки, увеличить добычу углеводорода, сделать более эффективными процесс добычи углеводорода.
Владислав Зипир, представитель "Ямалнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" рассказал об опыте внедрения на предприятии интегрированной модели:
"В компании "ЛУКОЙЛ" применение этих новаций началось сначала на зарубежных активах, а с 2014 года — в российских. В "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" — с 2016 года, и построено восемь моделей. При этом есть два типа конфигурации интегрированной модели: упрощенная с использованием модели материального баланса, и более детальная с использованием гидродинамической модели для моделирования пласта", — отметил специалист.
Как сообщают в предприятии, для эффективного производства работ в ТПП "Ямалнефтегаз" было сформирована отдельная структура — группа внедрения и сопровождения интегрированной модели. Она ответственна за ее создание и эксплуатацию. Благодаря этому в 2018 году в промышленную эксплуатацию введены сразу две интегрированные модели — Находкинского газового месторождения (модель включает 68 скважин) и газовой части Пякяхинского нефтегазоконденсатного месторождения (42 скважины). А в 2020 году в промышленную эксплуатацию введена интегрированная модель нефтяной части Пякяхи (ИМ включает 100 нефтяных и 53 нагнетательные скважины).
По словам представителей ТПП "Ямалнефтегаза", применение интегрированных моделей позволило кратно повысить качество эксплуатации месторождений за счёт возможности воспроизведения и расчёта процесса добычи в режиме реального времени.
Отметим, что подобный опыт — интегрированное моделирование месторождений, естественно со своими наработками, используют и другие компании региона. На круглом столе об этом сообщили и представители ООО "Газпромнефть-Хантос". Наш портал довольно подробно рассказывал о новациях этого предприятия в цифровой трансформации нефтедобычи: о Центре управления добычей, созданного в рамках проекта "Цифровое месторождение". Он объединил ранее разработанные в компании решения по повышению эффективности отдельных производственных процессов добычи в единую интегрированную среду.
Алина Салихова, главный специалист отдела гидродинамического моделирования ООО "РН-Няганьнефтегаз" представила свой проект "Увеличение охвата пласта за счет вовлечения в разработку слабодренируемых запасов". По словам разработчика, он позволит добиться прироста добычи нефти при снижении обводненности скважин на Ем-Еговском лицензионном участке. Добавим, что эта проблема, свойственная для очень многих месторождений, в том числе и для знаменитого Самотлора. Нефтяники ищут способы, чтобы увеличить добычу на них добычу, уменьшив количество воды в пластах. Это позволит с меньшими затратами и в дальнейшем эксплуатировать месторождения, которые уже давно прошли пик выработки. И новейшие технологии, интеллектуальные месторождения имеют большой потенциал для достижения этой цели.