Раньше мы разрабатывали собственный софт, чтобы сэкономить на дорогих импортных лицензиях. Сейчас оказались в ситуации, когда «никто кроме нас», потому что рабочего импортного ПО фактически не осталось на российском рынке.
Давайте на секунду представим, что у вас появилось нефтяное месторождение. Можем ли мы сразу начать добывать нефть? Конечно, нет. В первую очередь необходимо выполнить требования закона о недрах. Если немного упростить и оставить за скобками процессы геологоразведки и получения лицензии на добычу нефти и газа, то для начала добычи мы должны иметь лицензию на добычу и геологическую модель месторождения. В лицензии описывается, что мы можем добывать и из каких пластов, т.е. частей земли. Она дается на время и может быть отозвана, если мы будем разрабатывать месторождение плохо. Геологическая модель позволяет определить подземные параметры месторождения в любой его точке. На этом этапе определяются запасы углеводородов, которые ставятся на баланс.
На базе запасов в рамках выданной лицензии создается проектно-технический документ (далее – ПТД), согласованный с государством.
В ПТД прописываются подходы к разработке, планы бурения и количества геолого-технических мероприятий на скважинах, фиксируются определенные уровни добычи углеводородов. По сути ПТД - это готовый план действий, по которому месторождение надо разрабатывать, а нефть или газ добывать.
Во время действия ПТД создается гидродинамическая модель, с помощью которой мы определяем, как будут вести себя жидкости и газ, содержащиеся под землей после того, как скважины будут пробурены и запущены на добычу и нагнетание.
Да будут модели
Институт «РН-БашНИПИнефть» не зря называется проектным. Одна из главных его специализаций – это как раз создание проектной документации. Это действительно сложный, кропотливый и долгий процесс, в котором задействовано большое количество узкоспециализированного софта.
В мире для построения моделей используется отдельный софт. Разработка его началась еще в 90-х годах и сейчас это такие же известные и многофункциональные продукты как Photoshop или Autocad, только еще специализированнее. Поскольку такое ПО было практически безальтернативно, стоило оно очень дорого.
«РН-БашНИПИнефть», как специализированный институт по разработке наукоемкого ПО в «Роснефти», пишет такой софт сам. Понятно, что зарубежные продукты развиваются десятилетиями, и повторить их путь силами нескольких IT-подразделений пусть и крупного института – дело непростое. Но ведь дорогу осилит идущий. Важно, что в соответствии с принципом Парето, большая часть работ делается в минимально необходимом функционале. Поэтому мы сначала реализуем самое востребованное, а потом доводим до полного набора. Опять же, «полный набор» у нас свой.
За создание геологических моделей в нашем институте отвечает программный комплекс «РН-ГЕОСИМ». Ему подвластны, в том числе модели со сложной структурой разломов и напластований. Комплекс содержит современные средства визуализации, помогающие геологу-модельеру в работе и отображающие составляющие геологической модели в 1D (схема корреляции), 2D-проекциях и 3D-виде.
Гидродинамические модели мы создаем в ПК «РН-КИМ», начало которому было положено более 17 лет назад. Сегодня это современный гидродинамический симулятор с возможностью работы на суперкомпьютерах.
Более подробно о том, как создаются эти модели и как в этом участвует наш софт, можно прочитать в 4-й части эпоса про нефтянку для инженеров. Там много сложного и интересного. И мы гордимся тем, что создаем такое ПО.
Точно так же, как в каком-нибудь Archicad создают чертежи домов, а в SmartPlant - чертежи заводов, мы создаем цифровой двойник пласта, в котором определяется место и глубина залегания углеводородов и рассчитываются их потоки, если пробурить к ним скважины. Такая задача занимает минимум нескольких недель работы, а то и месяцев в случае больших месторождений.
Из геологической модели мы получаем так называемые геологические запасы, т.е. то количество нефти и газа, которые есть в пласте. Из гидродинамической - план добычи на годы вперед и «извлекаемые запасы», т.е. то, сколько мы реально добудем при текущем развитии технологий и в текущих экономических условиях.
Забавно, что геологические запасы не равно извлекаемые. К сожалению, человечество умеет добывать только часть нефти, имеющейся в земле. Причем, хорошим показателем является хотя бы половина от геологических запасов. Тут можно вспомнить о гидрофильных и гидрофобных породах и сказать, что как ни старайся, все равно часть нефти остается размазанной по породе.
Это первое. Во-вторых, нужно сказать о проницаемости, т.е. способности породы пропускать через себя жидкости и газы на пути к скважине (естественно, защемляя что-то по дороге). В-третьих, четвертых и сотых существует еще множество геологических параметров, обуславливающих возможность притока всего этого хозяйства к скважине и поднятия нужного на поверхность.
Что такое КИН и как его определить
Для перехода из геологических в извлекаемые запасы используется понятие КИН (коэффициент извлечения нефти). Этот параметр является изменяемым и напрямую зависит от:
Изначальных геологических условий (смотри предыдущий раздел).
Технологий и способов разработки, используемых в нефтянке.
Экономической ситуации.
Третье надо пояснить подробнее. Для нефтянки КИН во многом зависит от того, как плотно мы бурим скважины. Т.е. чем скважины ближе друг к другу, тем больше нефти мы получим и тем меньше ее останется в пласте. Однако бурение - очень дорогое удовольствие, а чересчур большое количество скважин может сделать проект убыточным. В результате необходимо найти баланс между максимальным извлечением нефти и экономической целесообразностью.
Разработчик нефтяных месторождений пытается найти баланс, учитывая особенности геологической и гидродинамической моделей. Для этого он перебирает в гидродинамической модели разные варианты размещения скважин. Эти варианты называются «системой разработки». Во время перебора варьируются:
конфигурация размещения скважин (соотношение количества добывающих и нагнетательных);
расстояние между скважинами;
варианты заканчивания скважин (вертикальная, горизонтальная, многозабойная, фишбон и т.п.);
длина скважины после входа в целевой пласт, т.е. места расположения углеводородов (к примеру, можно варьировать длину горизонтальной секции от 100 метров до 2 и более километров).
Обычно для экономии ресурсов во время массового перебора используется так называемый кубик - сектор гидродинамической модели с осредненными данными. Потом уже, когда какие-то системы разработки выходят в полуфинал, расчеты лучших систем прогоняются на полномасштабной модели.
На картинке представлен пример трех вариантов размещения скважин, посчитанных на полномасштабной модели пласта. Точками обозначены скважины для бурения. Если у точки есть линия, значит, скважина имеет горизонтальную часть. При этом сторона, куда смотрит эта линия, тоже важна.
Если разработчики довольно давно работают с месторождением и владеют наиболее полной информацией о нем, можно еще на старте сократить количество перебираемых вариантов.
Еще один путь: рассчитать сразу множество гидродинамических моделей на все случаи жизни и потом, благодаря им, выбирать лучшую систему разработки, задавая различные геологические параметры.
Недавно мы закончили проект, где для различных параметров низкопроницаемых пород (увы, пока только для них) было рассчитано 3.000.000 (три миллиона!) различных гидродинамических моделей. Чтобы был понятен масштаб работы, важно знать, что одна модель может считаться в диапазоне от нескольких часов до суток. И даже в такой объемной работе приходилось идти с некоторым грубым шагом. К примеру, задавать расстояние между скважинами +/- 50 метров. При этом непонятно было, что делать, если оптимальным является расстояние, скажем, в 225 метров. Казалось бы, ограничение метода, но мы вовремя вспомнили про волшебную силу ML, обучили нейросеть на тех самых 3 миллионах моделей, получив, по сути, миллиарды комбинаций параметров.
Ок, с процессами под землей определились. А что же на поверхности?
После того, как проясняется информация о процессах, проходящих под землей, наступает время моделирования поверхностного обустройства: кустов (групп скважин, объединенных одной инфраструктурой), промысловых трубопроводов, станций подготовки и тому подобных больших производственных объектов.
На этом этапе не требуется создавать детальные чертежи всех этих больших наземных конструкций по сбору, нам важно определиться с их пропускной способностью. Тут тоже решается задача оптимизации. Будет ли выгоднее разбурить все месторождение сразу, построить большие трубопроводы и площадки, рассчитанные на пиковую пропускную способность, и смотреть потом на излишки мощности, когда пик добычи пройдет? Или не расширять текущую инфраструктуру, а бурить потихонечку, поддерживая полку по производительности обустройства? Или найти какой-то промежуточный вариант?
Таким образом, разброс вариантов (и вариантов внутри вариантов) тут тоже может быть большим. Добавьте к этим расчетам постоянную оценку экономической эффективности, и вам станет ясна высокая сложность и вариативность расчетов.
Все смоделировали, что дальше?
После некоторого количества итераций, разработчик получает итоговый КИН, темпы бурения новых скважин, уровни добычи и проект поверхностного обустройства, которые являются оптимальными для конкретного месторождения.
Этот набор показателей называется «вариантом разработки» и обосновывается в ПТД, который относится в Центральную Комиссию по согласованию технических проектов разработки (ЦКР). Причем, в зависимости от типа проектного документа таких наборов может быть несколько. Обычно их минимум три, и это тоже закреплено в законодательстве. Один из вариантов разработки - самый лучший по соотношению КИН/Экономика - объявляется рекомендуемым.
Как вы уже поняли, создание ПТД с нуля и до момента отправки на экспертизу и защиту в ЦКР — довольно длительный и трудоемкий процесс. В среднем он может занимать 4-6 месяцев. За это время целая команда разнопрофильных специалистов пересматривает, оценивает и обосновывает огромное количество параметров.
Чтобы был понятен объем создаваемой информации, приведу пример из личного опыта. На фотографии ниже ваш покорный слуга (справа) позирует перед отправкой в ЦКР уникального подсчета запасов и основанного на нем ПТД (всего 15 коробок, и это одна работа). Времена были доковидные, поэтому сдавали бумажные версии. Сейчас передача идет электронно, да и такие проекты проходят не каждый год, но все равно счет идет на гигабайты информации.
Итак, ЦКР получает информацию, привлеченные эксперты изучают ПТД, задают уточняющие вопросы и согласовывают или отклоняют проектный документ.
Защита — это финал?
После согласования ПТД у владельца лицензии на разработку появляется план добычи по годам. Если добыча не будет укладываться в допустимые отклонения (к примеру, при добыче свыше 1 миллиона тонн нефти в год законодательство позволяет отклониться на 20% в плюс или минус), то можно и лицензию потерять.
В случае существенных отклонений по добыче необходимо составлять новый ПТД и снова защищать его в ЦКР.
Надеюсь, я убедил вас, что создание ПТД - большая, трудоемкая и, местами, очень рутинная работа. Наш институт делает в среднем ~100 таких проектных документов в год. В какой-то момент мы решили автоматизировать эту работу. Так появился проект «АвтоПТД», находящийся сейчас в активной разработке.
Поскольку данный текст уже получился лонгридом, то о проекте мы расскажем в следующей публикации. Если тема вам интересна, мы всегда рады новым членам команды. С нашими вакансиями можно ознакомиться тут: ссылка на вакансии.
