Нефтяники Западной Сибири взяли курс на digital: как «умнеют» месторождения

Сегодня нефтегазовая отрасль переживает непростой период. Время так называемой «легкой нефти» закончилось. Нефтедобывающим компаниям все чаще приходится работать с трудноизвлекаемыми запасами, в связи с чем добыча нефти падает. Так, эффективность извлечения углеводородов на территории Западной Сибири ежегодно падает на 4-5 %. В этой ситуации становится очевидно, что нужно менять методы поиска и технологии добычи, которые складывались на протяжении 60 лет. «Агентство нефтегазовой информации» рассказывает о самых интересных примерах инноваций, которые внедрили предприятия Югры и Ямала в 2018 года.

Месторождения в формате digital

Сейчас нефтяникам приходится осваивать месторождения, на которых нефть залегает на глубине более трех километров. Как правило такие месторождения характеризуются сложными геологическими условиями. Нефтяные компании в поисках решений все чаще применяют инновационные технологии. Так, например, НК «Конданефть» при реализации проекта «Эргинский кластер» использует управляемое в режиме реального времени горизонтальное бурение и технологии многостадийного гидроразрыва.

Не отстает и АО «Самотлорнефтегаз», которое продолжило развивать программу «Интеллектуальное месторождение». Система в режиме реального времени обеспечивает получение информации со скважин. Сотрудники компании имеют возможность отслеживать работу и производительность каждого объекта, вносить необходимы коррективы. Предприятие давно стало испытательной площадкой для нефтяной науки и практики. В уходящем году больше значение было уделено ограничению водопритока в скважине при разработке зрелых месторождений. Специалистам удалось получить большое сокращение жидкости за счет обработки скважины инновационными добавками. Компания также применяет новую методику бурения скважин с большим проектным смещением. Подобные скважины будут построены на всей территории присутствия компании.

Компания одной из первых сделала ставку на digital, сотрудничая в этом направлении с МТС. Ни для кого не секрет, что югорские нефтяники часто применяют сложные процессы бурения, в том числе зарезку боковых стволов скважин. Современные технологии требуют постоянного контроля за процессом добычи в режиме реального времени, чтобы не допустить нежелательных происшествий. Чтобы решить эту проблему, компания начала внедрять smart-видеонаблюдение.

Данные c системы видеоконтроля, развернутой на территории присутствия нефтедобывающей компании, передаются в единый центр мониторинга. «Умное видеонаблюдение» позволяет не только контролировать работу каждой скважины отдельно, но и проводит мониторинг событий. Преимущества для нефтяной компании в использовании системы очевидны. Она помогает усилить безопасность на месторождении, соблюсти технологии бурения, ускорить технологические процессы и, соответственно, избежать утечек нефти, что в свою очередь улучшит экологический контроль.

Тотальная автоматизация

Компания «Салым Петролеум Девелопмнет Н.В.» также использует технологию «умных месторождений». Smart field позволяет управлять процессом добычи так, что с одной стороны – увеличивает производство нефти, а с другой оптимизирует затраты на потребляемые энергоресурсы. Проект направлен на повышение нефтеотдачи скважин и снижение затрат на эксплуатацию.

Еще одно предприятие, которое с помощью передовых технологий уверенно движется вперед – ООО «РН-Уватнефтегаз». Общество внедрило цифровое управление объектами энергетики из единого оперативно-диспетчерского центра. Это стало очередным этапом по созданию «цифрового месторождения». Энергосистема Уватского проекта обеспечивает автономные месторождения, находящиеся на значительном удалении, что требует круглосуточного мониторинга.

Внедрение программного комплекса на базе информационно-технологической платформы отечественного производства позволило существенно повысить уровень надежности и эффективности энергосбережения. Центр оборудован комплексом сбора, обработки и хранения данных о параметрах режима работы оборудования энергосистем Уватского проекта, отображение которых происходит в реальном времени на видеостене. Высокая степень автоматизации позволяет диспетчеру управлять режимами работы энергосистем в онлайн режиме и прогнозирует возможные отклонения от заданного режима.