Уважаемые читатели! Сайт отображается в мобильной версии. Для отображения полной версии сайта необходимо открыть сайт в окне шириною не менее 1024 пикселей.

Нефтяные скважины Башкирии «поумнеют»

Нефтяные скважины Башкирии «поумнеют» Фото Олега Яровикова. Фото Олега Яровикова.
05.12.2016 14:42:48

В Уфе предложены современные технические решения для интеллектуальной нефтедобывающей скважины. Авторами новации выступили профессор, к.т.н., доцент кафедры РНГМ УГНТУ Ильдар Денисламов и магистрант УГНТУ Гульнур Денисламова.

— К сожалению, процесс интеллектуализации нефтяных скважин происходит очень медленно. На сегодня нефть добывается так же, как и 10 —30 лет назад, — объясняет «Электрогазете» Гульнур Денисламова. — Возьмем, к примеру, измерение таких важных параметров, как обводненность нефти, плотность скважинной продукции, динамический уровень жидкости в скважине и др. В процессе измерений задействовано большое количество людей и самых разнообразных приборов — плотномеры, влагомеры, эхолоты и т.п. Оператор приезжает на ту или иную скважину с оборудованием, делает замеры, везет пробы в лабораторию, где к работе уже приступают химики-лаборанты.

Идея состоит в том, чтобы полностью автоматизировать эту работу. Мы вывели несколько формул, которые позволяют рассчитать обводненность и плотность на основе уже известных величин — а именно, давления в скважине, определенного телеманометрическим датчиком.

Плюсы нашей системы — определение важных информационных величин в постоянном режиме времени, продление безаварийной службы скважин, отсутствие необходимости отбора проб жидкости, эффективное функционирование без участия персонала и в результате — увеличение добычи нефти.

Разработанные нами формулы будут реализованы в виде программного обеспечения, которое, в свою очередь, будет внедрено в контроллер на станции управления.

По словам Гульнур Денисламовой, телеманометрические датчики (ТМС) — достаточно распространенная технология, но их применение в нефтегазовой сфере на сегодня ограничивается стандартным набором функций.

— Мы же, по сути, предложили новый вариант использования ТМС, — поясняет автор.

Каков срок окупаемости системы? По словам Гульнур Денисламовой, предложенная технология окупится примерно через два года.

— Использовать нашу технологию выгодно для нефтяных компаний, — поясняет магистрант УГНТУ. — Судите сами: традиционный вид измерений всегда означает трудоемкость, длительность интерпретации, присутствие человеческого фактора, иногда — необходимость в остановке скважины. В нашем же случае нужно будет лишь запустить программу, которая тут же рассчитает все нужные параметры.

Пока проект находится на начальном этапе. Нам необходимо финансирование, требуются сотрудники для написания программного обеспечения. Именно поэтому мы приняли участие в акселерационной программе для нефтегазовых стартапов Petroleum Venture. Хочется усилить проект с экономической точки зрения, понять, в каком направлении двигаться, чего не хватает и, конечно же, выйти на рынок, — говорит Гульнур Денисламова.

Как добавляют авторы идеи, их система позволит также осуществлять защиту насосного оборудования, учет объемов выброшенного газа.

По мнению собеседницы «Электрогазеты», использование устаревшей и изношенной техники в ходе эксплуатации скважин может привести к серьезным сбоям. И нужна интеллектуализация этого процесса. Таким образом, новая программа наверняка вызовет интерес у крупного бизнеса в сфере нефтедобычи. 


Назад в раздел Печать
Если вы заметили ошибку в статье, сообщите об этом в редакцию, выделив мышью слово с ошибкой и нажав Ctrl+Enter. Ваша помощь в улучшении материалов для нас неоценима!
Чтобы проголосовать за материал, необходимо авторизоваться на сайте
Голосов: 2, Баллов: 10


Авторизуйтесь или войдите через любой соц. сервис для комментирования и оценки материалов: