«Татнефть» развивает цифровую систему управления месторождениями. Алгоритмы роботизированного контроля и управления режимами работы скважин со сверхвязкой нефтью тиражируются на традиционную добычу. Проект был инициирован генеральным директором компании Наилем МАГАНОВЫМ и реализуется на опытном участке Миннибаевской площади в Татарстане. Об этом сообщают «Нефтяные вести» (Елена ФИЛАТОВА).

 

Ранее для автоматической системы управления добычей СВН (природного битума) были созданы 63 программных модуля. Они позволили использовать в работе единое хранилище данных, автоматически интерпретировать результаты исследований, производить расстановку горизонтальных стволов скважин.

 

Программа может вести подсчеты запасов, расчеты техническо-экономического обоснования (ТЭО) разработки нефтяного объекта. Кроме того, робот сам регулирует режим работы промыслового оборудования, идентифицирует события и т.д. (об этом ИА «Девон» сообщал здесь).

 

Ранее, даже несмотря на большой процент автоматизации скважин СВН, отмечались недоборы нефти из-за неоперативного реагирования на показания режимов работы скважин и сигналы об их отказах.

Теперь благодаря программным модулям запускается алгоритм, и робот (завязанные в микросистему датчики) сам в тот же момент принимает решение по устранению инцидента. С помощью управляющих команд он выводит скважину на заданный режим и поддерживает текущий дебит. Сокращаются недоборы нефти и увеличивается срок наработки оборудования на отказ.

 

Элементы этой цифровой платформы использовали для разработки традиционной нефти. Проект стартовал в 2020 году и должен завершиться в декабре 2021 года. В планах - тиражирование и запуск новых алгоритмов на опытном участке месторождения.

 

Все начинается с анализа данных, пояснил руководитель проекта, куратор цифрового развития бизнес-сектора Проектного офиса ТНЦР Айдар ТАХАУВ. Специалисты отмечают, что в агрессивных средах нефтепромыслах датчики часто выходят из строя. Для начала необходимо научиться определять датчики, которые вышли из строя и начали давать ложные данные. В «Татнефти» разрабатываются алгоритмы по определению корректности работы датчиков.

 

«При написании алгоритмов программ мы сначала добиваемся устойчивой работы датчиков, КИП и системы автоматики, включая ЧРЭП. Далее набираем статистику и определяем зависимость контролируемых параметров между собой в стационарном и динамических режимах работы скважины. Только потом, выявив системную закономерность, мы составляем алгоритм управления и начинаем его реализовывать», — пояснил Айдар Тахаув.

 

Процессами будут охвачены все области интегрированной системы — от геофизики до роботизированного регулирования нефтепромысловым оборудованием. В том числе и подбор геолого-технических мероприятий (ГТМ) на основе первичной геолого-промысловой информации и данных гидродинамической модели на объектах выбранного участка актива, и режимы закачки.

 

Практически стопроцентно и постоянно будет проводиться мониторинг показателей эксплуатации всех скважин. По данной информации можно будет выявить неисправные и простаивающие скважины, с отклонениями от планового дебита, с отсутствием связи. В системе должны отображаться параметры их работы, причины остановок и т. д. При необходимости оперативно, в том числе в автоматическом режиме, будут проводиться корректировки.

 

Единое информационное пространство, накопленная историческая информация по скважинам и уникальные алгоритмы позволят определить наиболее эффективные варианты разработки активов «Татнефти».