Роль промысловых измерений добычи флюидов в организации и цифровизации нефтегазодобывающего производства

UDK: 622.276.012
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-8-106-108
Ключевые слова: добыча флюидов, нефтегазовый промысел, измерения добычи нефти и газа
Авт.: Н.Н. Андреева (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н., А.Н. Лищук (ООО «Управляющая компания «Группа ГМС»), Л.Н. Назарова (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н., А.Е. Новиков (ООО «Управляющая компания «Группа ГМС»), К.Н. Рысев (Филиал АО «ГМС Нефтемаш» в г. Москве)

Регулярные и качественные измерения добычи нефти, газа и воды прямым методом при помощи специальных измерительных установок являются основой формирования внутренней отчетности недропользователей, материалом для анализа и принятия решений. Одна из важнейших задач разработки месторождений углеводородов заключается в контроле и управлении. Качество управленческих решений определяется не только профессионализмом лица, принимающего решение, но и качеством и объемом исходной информации. Правила разработки месторождений предусматривают обязательное определение дебита жидкости скважины, обводненности добываемой продукции и газового фактора. Промысловые замеры являются основой для оценки себестоимость добычи углеводородов и энергетической эффективности за определенные промежутки времени. Качественные промысловые измерения формируют месячные эксплуатационные рапорты и входят в систему отчетности ЦДУ ТЭК. В условиях перехода нефтегазовой отрасли на цифровые решения промысловые измерения становятся важнейшим элементом формирования постоянно действующей гидродинамической модели разработки месторождения. Создание работоспособной, эффективной модели во многом определяется наличием достоверной информации о базовых (опорных) скважинах по принципиально важным показателям, перечень которых формируется в зависимости от сложности месторождения, этапа разработки и задач управления. Промысловые измерительные устройства являются источниками информации не только об эксплуатационных характеристиках скважин, но и о процессах, происходящих в пласте, для оперативного управления разработкой и поддержки цифровой модели. Использование основных технологических показателей не ограничивается только гидродинамической моделью.

Полученные данные по групповой замерной установке в дальнейшем используются для расчетов системы сбора; подготовки решений о дальнейшем использовании воды и газа на промысле; данные о количестве водонефтяной эмульсии применяются для моделирования процесса подготовки нефти. Решение задач управления производством, в том числе цифровыми инструментами, требует постоянной работы по наращиванию точности, оперативности и надежности измерений.

Список литературы

1. Еремин Н.А. Управление разработкой интеллектуальных месторождений нефти и газа. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2011. – 200 с.

2. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Нефтегазовый комплекс РФ-2030: цифровой, оптический, роботизированный // Нефть России. – 2017. – № 3. – С. 4–9.

3. Андреева Н.Н., Мариненков Д.В. Эволюция разрозненных цифровых моделей в комплексный информационный актив проекта // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 8. – С. 68–71. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-8-68-71

4. Лищук А.Н. Учет углеводородного сырья: новый взгляд на привычные вещи. Завершение этапа НИОКР // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 10–12.

5. Лищук А.Н. ОАО «ГМС Нефтемаш». Инновационная измерительная установка для нужд нефтегазового комплекса России // Нефтегазовая вертикаль. – 2014. – № 17–18. – С. 108–109.


Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.