Высокотехнологичные методы на разрабатываемых месторождениях обрели в нефтегазовой отрасли высокую востребованность. Это связано с ограничениями в поставках оборудования и возможностями модернизации старого фонда скважин, с ростом стоимости применяемых активных составов и химических веществ, увеличением общей стоимости ведения проектов разработки. Например, пропанты (расклинивающий агент) составляют значительную часть себестоимости операции увеличения нефтеотдачи - на уровне 30%.

Внедрение интеллектуальных цифровых решений - один из важных факторов, который удерживает добычу в допустимых границах рентабельности. По этой причине нефтегазовые компании активно переходят от традиционного метода измерения расхода нефти к виртуальным замерным установкам на добывающих промыслах, смещают интерес от традиционной архитектуры автоматизации добычи углеводородов к цифровым контроллерам для оперативной оптимизации работы электроприводного центробежного насоса (ЭЦН). О том, какие задачи решает такой переход и каких результатов удается добиться, рассказал руководитель проектов центра промышленной автоматизации АО "Айсорс" Игорь Ломухин.

Кейс 1. Внедрение виртуальной замерной установки на нефтедобывающих промыслах

Классический метод измерения дебита нефти связан с несколькими вызовами. Это высокие капитальные затраты и сложный монтаж замерного оборудования, ограничения по замерам дебита нефти на удаленных скважинах с помощью физических замерных установок (ГЗУ, УЗН).

Для оперативного сбора данных и контроля добычи скважин на месторождении в ЯНАО была внедрена виртуальная замерная установка (ВЗУ). Внедрение классической установки осложнялось климатическими условиями - сильные ветры и осадки, ограниченная инфраструктура, вахтовый режим промысла - 8-12-24 часа, непосредственная близость к социальным объектам. Другими словами, установка и обслуживание традиционных расходомеров на месторождении как осложненном фонде были существенно затруднены или экономически нецелесообразны.

Поэтому для внедрения была выбрана ВЗУ, которая, в отличие от классического метода, позволяет рассчитывать расход нефти по косвенным признакам: давлению, температуре и создаваемым вибрациям. Математические модели и данные с датчиков забойного, буферного и затрубного давления, температуры добываемого флюида, вибрации фонтанной арматуры и других датчиков на скважине в реальном времени позволяют оценивать дебит – и установка физических расходомеров на каждой скважине не требуется. Как результат - ВЗУ оперативно передает информацию с места добычи в управляющий контур.

Эффекты перехода:

• на 85% снизилась стоимость развертывания системы в сравнении с классической замерной установкой,
• мониторинг работы скважин теперь идет в режиме реального времени,
• данные приходят напрямую на дашборды - без ручного сбора и отчетов.

Кейс 2. Внедрение интеллектуального контроллера для оптимизации работы ЭЦН в Томской области

Традиционная архитектура автоматизации добычи углеводородов характеризуется такими особенностями как жесткая иерархия и циклический характер опроса устройств, физические ограничения телекоммуникационной инфраструктуры по объему и частоте передачи (скорость передачи данных в беспроводных широкополосных сетях не превышает 5 Мбит/с). Разный цикл принятия решений в централизованных системах (от нескольких минут до часов) - это критический барьер для алгоритмов предиктивной диагностики и реагирования на быстрые процессы (подбор оптимального режима работы ЭЦН, реакция на недозагрузку и перегрузку оборудования), риски повышения износа, снижения дебита и незапланированных простоев.

Чтобы минимизировать риски на месторождении, где существуют ограничения связи, было принято решение о переводе управления насосным оборудованием с реактивного на предиктивно-оптимизирующий режим. Для этого внедрили программно-аппаратный комплекс (ПАК) на основе виртуального контроллера и интеллектуальных алгоритмов оптимизации режимов работы эксплуатационных скважин.

Решение "перенесло" вычислительные мощности непосредственно к источнику данных - в блок местной автоматики (БМА). Обработка высокочастотных данных теперь происходит в режиме реального времени, формируя управляющие воздействия или рекомендации с задержкой, не превышающей секунды.

Новаторство решения - в применении EDGE-архитектуры управления. Она позволяет обрабатывать высокочастотные промысловые данные и принимать эффективные управляющие решения на кустовой площадке, реализовывать полностью автономное управление режимами работы скважин.

Дополнительный эффект, который мы получили в рамках кейса, - повышение устойчивости, скорости и эффективности управления при ограничении существующих каналов связи.

Эффекты перехода:

• 7% прироста добычи за счет повышения скорости реагирования при управлении эксплуатационным фондом скважин,
• на 5-10% увеличение межремонтного периода за счет снижения износа ЭЦН.