«Татнефть» продолжает развивать цифровую систему управления месторождениями. На этот раз 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.
Все самое интересное и уникальное мы публикуем в альманахе «Управление производством». 300+ мощных кейсов, готовых к использованию чек-листов и других полезных материалов ждут вас в полном комплекте номеров. Оформляйте подписку и получайте самое лучшее!
Прототип цифровой платформы системы управления нефтяными месторождениями был создан и апробирован чуть ранее — на этапе реализации проектов «Формирование модели управления процессами нефтедобычи на основе применения цифровых технологий на опытном участке месторождений СВН» и «Опытно-промышленное применение и развитие цифровой системы управления месторождением СВН».
Тогда для автоматической системы управления были созданы 63 программных модуля, которые позволили использовать в работе единое хранилище данных, автоматически интерпретировать результаты исследований, производить расстановку горизонтальных стволов скважин, вести подсчеты запасов, расчеты ТЭО разработки, производить роботизированную регулировку режима работы промыслового оборудования, идентифицировать события и мн. др.
Ранее, даже несмотря на большой процент автоматизации скважин СВН, отмечались недоборы нефти по причине неоперативного реагирования на показания режимов работы скважин и сигналы об их отказах. Теперь картина изменилась. 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. Как следствие — сокращение недоборов нефти и увеличение наработки оборудования на отказ.
В новом проекте, касающемся цифровизации системы управления добычи традиционной нефти, используются элементы цифровой платформы, разработанной для добычи СВН. Он стартовал в 2020 году и будет завершён в декабре 2021 года тиражированием и запуском новых алгоритмов на опытном участке объекта традиционной добычи. Реализацией нового проекта занимаются совместно специалисты пяти управлений «Татнефти».
«В рамках данного проекта производится идентификация существующих и находящихся в разработке модулей, их интеграция в систему цифрового управления месторождением традиционной нефти с целью исключения дублирования функционала, — рассказал руководитель проекта, куратор цифрового развития бизнес-сектора Проектного офиса ТНЦР АЙДАР ТАХАУВ. — По мере необходимости разрабатываются недостающие модули».
На «традиции», как и в СВН, все начинается с анализа данных. Нефтепромысловые объекты — агрессивная среда, датчики работают сложно и достаточно часто выходят из строя, и необходимо научиться определять датчики, которые вышли из строя и начали давать ложные данные.
Невозможно работать с математическими моделями или цифровыми двойниками на основе «плохих» данных, ведь в таком случае результат будет неправильным и не будет бизнес-эффекта. Поэтому прежде чем в основных алгоритмах управления пользоваться показаниями, сперва 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 (Q, f, P, t и др.) в стационарном и динамических режимах работы скважины и только потом, выявив системную закономерность, мы составляем алгоритм управления и начинаем его реализовывать»,— пояснил Айдар Тахаув.
Он также добавил, что процессами будут охвачены все области интегрированной системы — от геофизики до роботизированного регулирования нефтепромысловым оборудованием. В том числе и процессы подбора ГТМ на основе первичной геолого-промысловой информации и данных гидродинамической модели на объектах выбранного участка актива, и режимы закачки.
Уже сегодня можно сказать, что алгоритмы контроля и управления режимами работы скважин традиционной добычи нефти позволят увеличить эффективность работы, так как практически стопроцентно и постоянно будет проводиться мониторинг показателей эксплуатации всего фонда скважин. Правда, до этого еще нужно пройти путь набора статистики, реализации алгоритмов управления и последующего совершенствования алгоритмов.
Данные мониторинга позволят сформировать таблицу с широким перечнем информации по скважинам. По данной информации можно выявить скважины, находящиеся в простое, с неисправными датчиками, с отклонениями от планового дебита, с отсутствием связи, с отображением параметров работы, причин остановок и т.д. При необходимости оперативно, в том числе в автоматическом режиме, будут проводиться корректирующие действия.
Единое информационное пространство, накопленная историческая информация по фонду скважин с начала разработки по текущий день, уникальные алгоритмы позволят определить наиболее эффективные варианты технико-экономических обоснований разработки активов Компании.
«Реальный экономический эффект будет понятен по завершении проекта, но уже сегодня можно сказать, что проделанная работа позволит нам получить более точные данные и алгоритмы, более качественно использовать роботизированные системы,— подытожил руководитель проекта.— А значит, снизить издержки, повысить рентабельность ГТМ, их эффективность, что так важно для достижения стратегической цели Компании — удвоения её стоимости».
Елена Филатова, фото Ивана Ткаченко
