Самотлорнефтегаз апробировал инновационную технологию для оптимизации процесса нефтедобычи

Нижневартовск. Специалисты АО «Самотлорнефтегаз», дочернего общества ПАО «НК «Роснефть», с успехом апробировали инновационную технологию, позволяющую оптимизировать процесс нефтедобычи на зрелых активах. Пилотный проект реализован совместно с корпоративным научным институтом ООО «СамараНИПИнефть» и компанией bp.

В основе метода лежат математические алгоритмы расчета, которые производятся на специально разработанной интегрированной модели действующего производственного объекта. Экспериментальной площадкой на Самотлорском месторождении стала дожимная насосная станция № 24 (ДНС-24) с охватом 515 скважин добывающего действующего  фонда и трубопроводной сети общей протяжённостью 163 км.

"Интегрированная модель представляет собой базу данных, которая по сути является цифровым аналогом пилотного участка ДНС-24, — рассказывает менеджер по разработке месторождения Самотлорского комплексного проекта АО «Самотлорнефтегаз» Андрей Коченков. — Она наполнена как имеющейся информацией о месторождении, так и актуальными данными, адаптированными к его фактическим характеристикам".

При создании цифрового инструмента учитывалась совокупность взаимовлияющих факторов: распределение дебитов и давлений на кустовых площадках, режимы потоков и давлений трубопроводов. Также в библиотеку базы данных внесли оригинальные характеристики насосов, двигателей, кабельной продукции. Всё это способствовало повышению точности расчётов.

На реализацию пилотного проекта ушло 16 месяцев. На первом этапе, который длился 3 месяца,  модель была создана и адаптирована: в неё вносились все исходные данные и ограничения. В течение последующего времени велась её актуализация и выполнение оптимизационных расчётов с последующим получением соответствующих рекомендации для реализации на промысле.

"Главной задачей внедрения интегрированной математической модели являлось увеличение ежесуточной добычи. За период 13 месяцев на ДНС-24 мы получили дополнительную ежесуточную добычу, равной 1%. Это хороший прирост для зрелого месторождения", — подчеркивает Андрей Анатольевич.

Таким образом, на экспериментальном участке эффективность нового метода оптимизации процесса нефтедобычи подтверждена. Здесь пилотный проект завершился, однако специалисты «Самотлорнефтегаза» планируют поддерживать модель и продолжать её эксплуатацию.

"Обществом принято решение об использовании данной технологии на новом участке Самотлорского месторождения, который по своим показателям отличается от первого, — подчеркивает Андрей Коченков. — Так мы хотим рассчитать возможность масштабирования инновационного цифрового инструмента на весь Самотлор". 

Отметим, что передовой метод комплексной оптимизации процессов нефтеотдачи «Самотлорнефтегаз» опробовал первым среди дочерних обществ ПАО НК «Роснефть». И он доказал свою актуальность для многих предприятий, разрабатывающих зрелые активы.

"В перспективе математическая модель может позволить использовать мультисценароное планирование инфраструктуры и скважин месторождения, что позволит оптимизировать  капитальные и операционные затраты", — отметил  Андрей Коченков.

Создание интегрированной математической модели – логическое продолжение курса на цифровизацию производства, которого «Самотлорнефтегаз» придерживается более 10 лет. Напомним, предприятие первым в отечественной нефтяной отрасли внедрило систему «Интеллектуальное месторождение» с возможностью полного дистанционного управления объектами.