Н.А. Еремин, А.Н. Дмитриевский. Цифровое развитие Арктической зоны России: состояние и лучшие практики

Российская Арктика / РЭЭ №3, 2018

Цифровое развитие Арктической зоны России: состояние и лучшие практики

Стратегия развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 г. предусматривает интенсификацию технологического освоения углеводородных ресурсов. Одним из таких направлений является цифровая модернизация всей производственной цепочки добычи нефти и газа: от геологии до маркетинга.

Заместитель директора по инновационной работе ИПНГ РАН, д.т.н., профессор РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Николай Александрович Еремин

Академик РАН, научный руководитель, главный научный сотрудник ИПНГ РАН, д.т.н.

Анатолий Николаевич Дмитриевский

Для российских арктических и субарктических регионов морской добычи углеводородов представляется целесообразным более широкое внедрение подводных (подледных) добычных систем: подводно-добычные комплексы, подводные фабрики и в перспективе скважины-заводы. Это позволит минимизировать воздействие суровых климатических условий на оборудование и персонал. Основные задачи эксплуатации цифровых подводных (подледных) систем – обслуживание и ремонт подводных систем в ледовый период; обеспечение беспрерывности добычи; дистанционное энергоснабжение и управление в режиме реального времени.

Решением совместного заседания секции «Техника и технология разработки морских месторождений» Научно-технического совета ПАО «Газпром» и секции «Освоение морских нефтегазовых месторождений» Ученого Совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ» признана необходимость скорейшего развертывания комплекса научно-технических работ по разработке перспективных технологий создания отечественной сенсорной и контрольно-измерительной аппаратуры освоения морских нефтегазовых месторождений для преодоления сложившегося отставания от ведущих иностранных государств в данной области; актуальность основных направлений по разработке базовых элементов и технологий создания мультисенсорных волоконно-оптических систем мониторинга освоения, состояния и обеспечения безопасности морских нефтегазовых месторождений и создание на единой технологической основе волоконной оптики и лазерной физики макетных образцов: датчиков переменного давления и ускорения, трех компонентных морских станций, морского сетевого сенсорного оборудования и опускаемых контрольно-измерительных скважинных комплексов с перспективными техническими характеристиками.

Инновационные технические решения цифровой модернизации производства углеводородов:

  • цифровой двойник – кибер-физическая система нефтегазодобычи;
  • комплексирование волоконных сенсоров в фазированные антенные решетки;
  • построение сверхпротяженных постоянно-действующих систем контроля сейсмологической обстановки;
  • построение систем комплексного контроля процессов разработки по различным физическим полям (акустическому, тепловому, электромагнитному, гравитационному и др.);
  • построение комбинированных активно-пассивных систем сейсмологического мониторинга;
  • интеграция скважинных оптоакустических зондов в самоорганизующиеся сенсорные сети;
  • построение многоуровневой системы из стационарных сенсорных сетей и кластеров скважинных оптоакустических зондов;
  • построение высокоточных систем позиционирования и опознавания глубинных процессов;
  • построение систем обеспечения безопасности объектов, трубопроводов и транспортных коммуникаций с применением воздушных и подводных дронов;
  • построение контрольно-измерительных систем мониторинга (КИСМ) нефтегазовых месторождений и скважин.

Технология цифрового двойника или кибер-физической системы нефтегазодобычи позволяет повысить безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость технологических параметров реальной системы. Цифровизация процесса управления на основе использования центра интегрированных операций предполагает: определение целевой функции (критерия) управления и задач управления; наличие обратной связи. Целевыми функциями управления в центре интегрированных операций выступают показатели эффективности системы нефтегазодобычи: коэффициент готовности или целостности системы; коэффициент использования производственной системы нефтегазодобычи и коэффициент сохранения производительности производственной системы в процессе эксплуатации. Коэффициент готовности или целостности цифровой системы нефтегазобычи – это вероятность того, что система окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени. За исключением плановых периодов технического обслуживания установленного подземного и подводного оборудования. Для подводных фабрик предполагается непрерывный срок эксплуатации установленного оборудования на весь срок жизни месторождения. Коэффициент использования производственной системы – отношение средней продолжительности пребывания производственной системы в работоспособном состоянии к значению номинального фонда времени за рассматриваемый интервал времени. Коэффициент сохранения производительности производственной системы – отношение среднего объема выпуска товарной продукции производственной системой нефтегазодобычи.

В результате использования системы цифрового двойника получают: вариант наиболее рентабельной эксплуатации производственной системы, удовлетворяющий требованиям к ее эффективности; программу технической эксплуатации производственной системы, включая перечень технологических операций обслуживания и ремонта для каждого функционального элемента системы с указанием их периодичности; номенклатуру и требуемое количество запасных частей для обеспечения процесса; описание всех технологических процессов ремонта элементов системы с обоснованием требований к необходимому количеству ремонтного персонала; специальную оснастку и приспособления для его выполнения; эксплуатационный регламент и инструкции для обслуживающего персонала системы по ее эксплуатации, а также по предотвращению и ликвидации типовых аварий.

В процессе поиска оптимального решения выполняются: анализ опыта лучших практик эксплуатации аналогичных систем и оборудования; сбор и обобщение данных об эффективности эксплуатации функциональных элементов системы; нормирование показателей эффективности системы, исходя из экономических требований или норм обеспечения безопасности и риска; анализ видов и последствий отказов элементов системы; анализ сценариев возникновения типовых отказов и формирование приемлемых критериев технологического риска эксплуатации системы; качественный и количественный анализ эффективности и целостности (готовности) для различных вариантов эксплуатации с целью выбора наиболее предпочтительных вариантов; разработка методического обеспечения для проектного расчета эффективности производственной системы и выполнения оценки производственных рисков.

В необходимых случаях осуществляется и более детальный анализ видов и последствий отказов для всех элементов производственной системы нефтегазодобычи; детальное описание всех возможных сценариев возникновения системных отказов для выполнения количественного анализа производственного риска; выполнение углубленного качественного анализа эффективности системы и ее функциональных подсистем на основе использования методов глубокой аналитики; формирование всех необходимых исходных данных для выполнения количественного анализа эффективности и производственного риска системы из-за работы не на проектных технологических режимах; итерационные расчеты эффективности для всех рассматриваемых вариантов производственной системы, ее функциональных подсистем и выбор наиболее предпочтительного варианта реализации на действующей системе; оценка показателей производственного риска; разработка рекомендаций по изменению технологических режимов системы нефтегазодобычи с целью повышения ее эффективности и снижения уровня технологического риска; расчет необходимого количества запасных частей, средств технологической оснастки и расходных материалов.

Основными проблемами традиционных методов освоения арктических ресурсов углеводородов является отсутствие магистральных систем транспорта газа в северной части Восточной Сибири и Дальнего Востока, удаленность рынков сбыта, неблагоприятные для деятельности человека природно-климатические условия, малая продолжительность межсезонного периода для доставки грузов на Крайний Север и высокая уязвимость природы Заполярья к антропогенным воздействиям.

Цифровая модернизация процессов нефтегазодобычи в Арктических зонах позволит обеспечить экологичность, безопасность и высокую эффективность производства товарного газа и нефти и нивелировать влияние человеческого фактора на надежность работы подземного и подводного (подледного) оборудования.

Статья подготовлена по результатам работ, выполненных в рамках Программы государственных академий наук на 2013 — 2020 годы. Раздел 9 «Науки о Земле»; направление фундаментальных исследований 132 «Комплексное освоение и сохранение недр Земли, инновационные процессы разработки месторождений полезных ископаемых и глубокой переработки минерального сырья», проект «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности», № ААА — 0139-2018-0006.

Хотите читать больше подобных новостей?

Подпишитесь на электронную рассылку!

Свежий выпуск РЭЭ с доставкой прямо в почтовый ящик