тел. (499) 197-74-00
факс. (499) 946-87-11
г. Москва, ул Народного Ополчения,
д.34, стр.1 Бизнес-центр «ЦКБ-Связь»

«Алойл» трансформирует нефтедобычу

ППД и разработка «умного месторождения» ведутся дистанционно.

19.10.2020; ИА «Девон»: https://iadevon.ru/news/oil/%c2%abaloyl%c2%bb_transformiruet_neftedobichu-10765/

(19 октября 2020 17:42 , ИА "Девон" ) Татарстанская малая нефтяная компания «Алойл» (г. Бавлы) в 2018 году наметила курс на трансформацию производства.

ВОДОГАЗОВОЕ СТИМУЛИРОВАНИЕ ПЛАСТА

На Алексеевском месторождения компании реализована система поддержания пластового давления с применением технологии водогазового воздействия на пласт. Об этом информагентство «Девон» узнало из материалов «Алойла».

Для этого  использованы водозаборная скважина, оборудованная установкой электроцентробежных насосов (УЭЦН) со станцией управления с частотным преобразователем; нефтегазовый сепаратор НГС-80, подпорный насос ЦНС-38, газокомпрессорная станция, насосно-бустерная установка (НБУ), нагнетательные скважины.

Вода с водозаборной скважины поступает на прием нефтегазосепаратора НГС-80 для дегазации. Дегазированная вода самотеком поступает через фильтр на прием насоса ЦНС, который является подпорным для насосно-бустерной установки НБУ. Параллельно на дожимной насосной станции (ДНС-260) происходит дегазация поступающей водогазонефтяной эмульсии в сепараторе НГС-50.

Выделившийся в сепараторе НГС-50 газ поступает в газовый сепаратор ГС-2 для осушки. Осушенный газ после ГС-2 подается в компрессор ГКС, который нагнетает газ в НБУ, для смешения с водой и закачки в продуктивные пласты.

Эффективная работа данной технологии позволила добыть по Алексеевскому месторождению свыше 85 тысяч тонн нефти.

ЦИФРОВЫЕ АЛГОРИТМЫ СКВАЖИН

Благодаря внедрению электроприводных задвижек и удаленному управлению технологическим оборудованием удалось в корне изменить старый производственный цикл и минимизировать в нем участие человека.

Работа нагнетательного фонда осуществляется в циклическом режиме - по 4–5 суток работы в месяц каждой скважины. При этом основные процессы, которые подвергаются автоматизации, - это открытие и закрытие задвижки на устье и контроль подачи попутного нефтяного газа в нагнетаемую воду.

Открытие и закрытие устьевых задвижек происходит в автоматическом режиме, согласно заданному алгоритму работы, который основывается на заложенном на месяц режиме работы скважин. Оно может производиться и в ручном режиме, когда управление электроприводной арматурой выполняется через пульт диспетчера нефтепромысла.

Работа каждой скважины условно разделена на две фазы: первая – закачка воды, вторая – закачка водогазовой смеси. Нагнетание воды без попутного нефтяного газа идет перед каждым переключением скважин с целью исключения возможного роста давлений в системе водоводов. Циклическое переключение скважин происходит или по достижении заданных режимных значений закачки газа и воды в кубометрах, или по часам работы скважины.

Предусмотрена возможность удаленного вмешательства профильного специалиста в заданный алгоритм работы с целью его оперативного изменения по различным производственным причинам. Пуск и остановка основного технологического оборудования, газокомпрессорной станции (ГКС) и насосно-бустерной установки (НБУ) планируется по заданным программным алгоритмам. Тем самым подбирается необходимый для нагнетания рабочий агент.

Ядром системы является взаимодействие программного обеспечения, позволяющего удаленно управлять необходимым оборудованием, SCADA-системы и «Телемеханики» (автоматизированное рабочее место, АРМ диспетчера). В ней описан алгоритм, предназначенный для обеспечения работы в реальном времени систем сбора, обработки, отображения и архивирования информации об объекте мониторинга или управления работы системы ППД. Отображается весь автоматизированный процесс.

УПРАВЛЕНИЕ ДОБЫЧЕЙ «С ЛАДОНИ»

Поставлена задача автоматизировать подкачку замеров основных параметров работы нагнетательного фонда скважин в программный комплекс tNavigator, используемый для построения 3Д модели разрабатываемого месторождения. Это позволит более детально изучить влияние заводнения на реагирующий фонд добывающих скважин. Можно будет принимать более оперативные решения по компенсации закачки по каждой отдельной скважине.

Еще одна задача - отслеживание в режиме реального времени процесса заводнения залежи и участков, не вовлеченных в охват. Это поможет выявлять и устранять отклонения в работе нагнетательных и добывающих скважин.

Вывод данных из программы управления и контроля системы ППД в удобный для программы Т-навигатор формат, позволит организовать оперативный прием и обработку им всех необходимых данных.

Для создания полноценного участка месторождения в цифровом формате необходимо совершенствовать и дополнять оборудование штанговыми глубинными насосами (ШГНУ). Следующим этапом планируется создать инфраструктуру на добывающих скважинах Подгорного участка для удаленного сбора данных. Подразумевается установка стационарных датчиков уровня и стационарных динамографов на каждой добывающей скважине. Они позволят в режиме реального времени наблюдать за работой каждой из них.

Цель – оснастить каждую скважину и оборудование не только минимально достаточным набором средств измерений и автоматики, таких как частотный преобразователь, динамограф, расходомер, средства видеонаблюдения. Будут внедрены линии высокоскоростной оптической связи, передающей сигналы со всех скважин на один измерительно-вычислительный комплекс.

Поэтапное объединение всех объектов нефтедобычи, от нагнетательной до добывающей скважины в единую информационную сеть позволит контролировать и управлять объектами с единого диспетчерского пункта и удаленно через интернет.

Цифровизация по-новому позволит организовать добычу нефти с применением прогрессивных программных алгоритмов, снизив человеческий фактор. Эти системы откроют доступ к управлению процессом разработки «с ладони», то есть с мобильного устройства. Сократится количество обслуживающего персонала на месторождениях. Прекратятся традиционные обходы скважин, сократятся выезды рабочего персонала для визуального контроля и запуска скважин.

В 2019 году ИА «Девон» сообщал,  что «Алойл» с 2016 года вложил в пилотный проект «Умное месторождение» почти 27 миллионов рублей. На Албайском месторождении все объекты объединили оптико-волоконным кабелем. Для оперативного контроля состояния объекта, его охраны, и связи с персоналом «Алойл» установил систему видеоконтроля и видеоаналитики

У каждого куста скважин были установлены высокоскоростные IP-камеры и точки доступа в интернет. «Алойл» также планирует создать «online-3D» модели месторождений. Для этого будут объединены информационные комплексы АСУ ТП и геологические моделирующие комплексы.


Возврат к списку

Национальный нефтегазовый форум и выставка «Нефтегаз» в 2020 году