На Крапивинском месторождении искусственный интеллект управляет скважиной
На Крапивинском месторождении компании "Томскнефть" опробуется уникальная разработка тюменских ученых — IWT-система "Сократ-2", автоматически регулирующая работу скважины. Как рассказал директор ООО "Научно-техническое управление "ОмскСИБНА" Валерий Жильцов на годовом собрании головной фирмы "Сибнефтеавтоматика" (СИБНА), этой системой охвачено более 10 кустов скважин. Об этом сообщает "Тюменская линия".
"Мы уже работаем с компанией Роснефть: это Юганснефтегаз, Пурнефтегаз, на следующий год у нас появится еще 2–3 заказчика. Суть изобретения в том, что скважина сама себя регулирует, подбирается оптимальный режим эксплуатации, направленный на максимальное нефтеизвлечение, максимальный ресурс оборудования. Кроме того, действует поддержка принятия решения для технолога. Система ему объясняет, что нужно делать в том или ином случае. В общем, это непрерывный мониторинг большого количества параметров", — пояснил Валерий Жильцов.
Очень важно, что происходит автоматическое регулирование скважины на заданное забойное давление. Раньше такой контроль был под силу только человеку и то в дискретном масштабе времени. Сначала нужно было остановить скважину, разобраться, что произошло, принять решение. Остановка скважины влекла дополнительные расходы, так как каждая спускоподъемная операция обходится нефтяникам примерно в 10 млн. рублей. Использование системы "Сократ-2" повышает затраты на одну скважину на 20–25% от стандартной суммы. Окупаются эти затраты за 12–14 месяцев.
"Внедрение автоматики в управление телемеханикой — это необратимое направление научно-технического прогресса, — считает Валерий Жильцов. — Например, дебит скважины измеряется раз в сутки, иногда раз в неделю. Происходит дискретное измерение. А что делается в интервале, никому неизвестно. Поэтому предлагается система, которая мгновенно, каждую секунду осуществляет контроль. Сейчас многие фирмы занимаются этой темой, но по степени отработанности и комплексности измерений мы одни из первых в России. Как любое новое дело, внедрение идет очень туго. Противодействует очень мощный не только объективный, но и субъективный, человеческий фактор. Потому что теперь работа технолога видна, как на ладони. На экране видно, как скважина работает".
Дочерне предприятие Сибнефтеавтоматики работает в Омске только 1, 5 года. Коллектив инженеров состоит из 12 человек. Этот коллектив работает как единое целое с конструкторами СИБНА.
За плечами головной фирмы СИБНА — 20-летний опыт работы на рынке расходоизмерительной техники. В план 2007 года фирма включила около 10 новых разработок, которые уже отправлены на промышленные или стендовые испытания, либо предъявлены для проведения сертификационных испытаний. Среди них — универсальный счетчик газа с возможностью вычисления жидкой составляющей на газоконденсатных скважинах, малогабаритный вычислитель количества теплоты для тепловых сетей, в том числе и для тех, где используется пар в качестве теплоносителя, мобильная установка УЗМ-Т на базе вездехода МАЗ для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде.
"Мы уже работаем с компанией Роснефть: это Юганснефтегаз, Пурнефтегаз, на следующий год у нас появится еще 2–3 заказчика. Суть изобретения в том, что скважина сама себя регулирует, подбирается оптимальный режим эксплуатации, направленный на максимальное нефтеизвлечение, максимальный ресурс оборудования. Кроме того, действует поддержка принятия решения для технолога. Система ему объясняет, что нужно делать в том или ином случае. В общем, это непрерывный мониторинг большого количества параметров", — пояснил Валерий Жильцов.
Очень важно, что происходит автоматическое регулирование скважины на заданное забойное давление. Раньше такой контроль был под силу только человеку и то в дискретном масштабе времени. Сначала нужно было остановить скважину, разобраться, что произошло, принять решение. Остановка скважины влекла дополнительные расходы, так как каждая спускоподъемная операция обходится нефтяникам примерно в 10 млн. рублей. Использование системы "Сократ-2" повышает затраты на одну скважину на 20–25% от стандартной суммы. Окупаются эти затраты за 12–14 месяцев.
"Внедрение автоматики в управление телемеханикой — это необратимое направление научно-технического прогресса, — считает Валерий Жильцов. — Например, дебит скважины измеряется раз в сутки, иногда раз в неделю. Происходит дискретное измерение. А что делается в интервале, никому неизвестно. Поэтому предлагается система, которая мгновенно, каждую секунду осуществляет контроль. Сейчас многие фирмы занимаются этой темой, но по степени отработанности и комплексности измерений мы одни из первых в России. Как любое новое дело, внедрение идет очень туго. Противодействует очень мощный не только объективный, но и субъективный, человеческий фактор. Потому что теперь работа технолога видна, как на ладони. На экране видно, как скважина работает".
Дочерне предприятие Сибнефтеавтоматики работает в Омске только 1, 5 года. Коллектив инженеров состоит из 12 человек. Этот коллектив работает как единое целое с конструкторами СИБНА.
За плечами головной фирмы СИБНА — 20-летний опыт работы на рынке расходоизмерительной техники. В план 2007 года фирма включила около 10 новых разработок, которые уже отправлены на промышленные или стендовые испытания, либо предъявлены для проведения сертификационных испытаний. Среди них — универсальный счетчик газа с возможностью вычисления жидкой составляющей на газоконденсатных скважинах, малогабаритный вычислитель количества теплоты для тепловых сетей, в том числе и для тех, где используется пар в качестве теплоносителя, мобильная установка УЗМ-Т на базе вездехода МАЗ для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде.