Было создано не имеющее аналогов программное обеспечение, обладающее уникальным функционалом
Как сообщает газета «Нефтяные вести», для повышения эффективности разработки неоднородных карбонатных коллекторов, составляющих 51% запасов нефти компании, активно используются кислотные обработки и кислотный гидроразрыв пласта. Ежегодно проводится около 2,5 тыс. таких обработок, что в совокупности составляет 31% от дополнительной добычи нефти.
Чтобы обработка была максимально эффективной, процесс сначала нужно спроектировать в специальной программе — цифровом симуляторе. В 2019 году компания приняла решение отказаться от иностранного программного обеспечения для моделирования кислотной обработки и кислотного гидроразрыва пласта, после чего приступила к разработке отечественного симулятора. К работе привлекли специалистов ведущих научных центров Урало-Поволжья, а также лучших экспертов по направлению. В результате комплекса научных исследований было создано не имеющее аналогов программное обеспечение, обладающее уникальным функционалом и позволяющее проводить инженерные расчеты как для месторождений компании, так и за ее периметром.
«Программное обеспечение позволяет выбрать режимы, которые дадут наилучший результат»
Симулятор имеет в своем составе современные математические модели, что позволяет производить более точные расчеты, цифровую библиотеку химреагентов, адаптированную под разные геолого-физические условия, а также функционал по выбору оптимальных режимов воздействия.
Эти инструменты дают значительные конкурентные преимущества по сравнению с имеющимися на рынке симуляторами. К тому же разработанный отечественный симулятор значительно дешевле иностранных аналогов.
«Один и тот же объем реагентов может дать разный результат, в зависимости от того, как его закачать. Программное обеспечение позволяет выбрать те режимы, которые дадут наилучший результат при ограниченном объеме кислоты», – объяснил начальник отдела обработки призабойной зоны пласта Управления ГТМ ДРМ СП «Татнефть-Добыча» Эдуард Абусалимов.
«Цифра» не даст ошибиться
Вся входная информация по скважине (геолого-физические условия, свойства породы, нефти и закачиваемых составов, конструкция скважины) вносятся в программное обеспечение, задаются технологические условия, и система сама рекомендует лучший кислотный состав для конкретного месторождения и оптимальный технологический режим кислотной обработки.
«Задавая технологические условия, мы в математических моделях программного обеспечения моделируем этот процесс, смотрим, какие есть риски, какие осложнения мы можем получить, по необходимости с учетом этих рисков корректируем программу закачки. И уже после того, как полностью составлен дизайн, смоделирован процесс, специалисты компании вывозят технику, оборудование, реагенты на скважину и проводят обработку», – рассказал специалист по проектированию отдела ОПЗ Управления ГТМ ДРМ СП «Татнефть-Добыча» Андрей Соловьев.
Потенциальный фонд — 11 тысяч скважин
Потом проведенный процесс снова анализируется в симуляторе, плановые показатели сравниваются с фактическими данными, в результате дальнейшей аналитики принимаются решения для повышения эффективности процессов.
Новый симулятор успешно опробован на скважинах «Татнефти» и в конце июня введен в промышленную эксплуатацию. Всего с его применением проведено более 150 процессов. За счет усовершенствования функционала нового симулятора общий потенциальный фонд для его применения увеличился до 11 тысяч скважин. И уже сегодня симулятор доступен для потенциальных пользователей и открыт для коммерциализации на внешнем рынке.
