В Татарстане интегрируют цифровые нефтяные месторождения

Создание интегрированных моделей в ТатНИПИнефти помогает менять инженерные решения без потерь для производства.

(28 сентября 2026 21:02 , ИА "Девон" ) Специалисты института «ТатНИПИнефть» (входит в «Татнефть») создают интегрированные цифровые модели нефтяных месторождений Татарстана. Модели объединяют пласты, скважины, систему сбора, транспорта, поддержания пластового давления (ППД) и наземную инфраструктуру. Об этом пишет издание «Вестник ТатНИПИнефти» (Карина САФИНА).

Большинство месторождений Татарстана разрабатывается уже несколько десятилетий. Сегодня они работают в условиях, значительно отличающихся от первоначальных. Около половины действующих скважин эксплуатируются несколько десятилетий. Обводненность продукции на отдельных участках превышает 90%.

За это время менялись оборудование, технологии, методы измерений и свойства пластового флюида. Поэтому сегодня уже недостаточно анализировать отдельную скважину или участок трубопровода. Необходимо понимать, как изменение одного элемента скажется на работе всего месторождения.

«Можно точно рассчитать каждый элемент по отдельности, но в итоге получить неверную картину, – подчеркивает заместитель начальника отдела геологического сопровождения активов Ильнур МАВЛЯВОВ. – Если на стыке моделей не совпадают давление и расход, вся производственная цепочка теряет физическую достоверность. Поэтому главное – не просто объединить расчеты, а согласовать их между собой».

Построение интегрированной модели начинается со сбора и анализа большого объема информации, накопленной за годы разработки месторождения. Специалисты изучают показатели добычи и закачки, результаты гидродинамических исследований, режимы работы скважин, глубинно-насосного оборудования и историю ремонтов.

Особое внимание уделяется качеству исходных данных. На ранних этапах разработки нефтепромыслов измерения проводились значительно реже, чем сегодня. Результаты фиксировались на бумажных носителях, а часть параметров определялась упрощенными методами. Отдельные данные могли содержать погрешности или искажения при внесении в информационные системы. Поэтому архивные параметры требуют тщательной проверки.

«Накопленные данные нельзя использовать без предварительной проверки, - отмечает Мавлявов. - Мы сопоставляем показатели за разные периоды, проверяем их на соответствие реальным процессам в системе и только после этого включаем их в расчеты».

За годы эксплуатации меняются не только показатели добычи, но и свойства пластового флюида. Снижается давление насыщения, уменьшается содержание растворенного газа. Также увеличиваются плотность и вязкость нефти. При высокой обводненности могут образовываться устойчивые водонефтяные эмульсии, солевые и асфальтосмолопарафинистые отложения (АСПО). Они влияют на движение продукции по трубопроводам.

Поэтому сотрудники института, входящего в Группу «Татнефть», регулярно исследуют глубинные и промысловые пробы. Они актуализируют PVT-модель – цифровое описание физических свойств пластового флюида. Также они уточняют свойства добываемой продукции в современных условиях разработки. Полученные данные включаются в интегрированную модель, повышая точность расчетов.

После подготовки исходных параметров специалисты последовательно строят модели отдельных элементов месторождения: пласта, скважин, системы поддержания пластового давления (ППД) и наземной инфраструктуры. Затем их объединяют в единую интегрированную модель.

Следующий этап – адаптация к фактической работе месторождения. Расчетные показатели сравнивают с промысловыми замерами. При этом учитывается износ оборудования, потери давления в сети и приемистость нагнетательных скважин.

«Адаптация – это не попытка любой ценой подогнать расчет под отдельный замер, – отмечает начальник отдела развития технологий моделирования Галим ФАЙЗРАХМАНОВ. - Модель должна сохранять физическую логику и правильно показывать распределение потоков по всей сети. Иначе совпадение в одной точке может привести к ошибке на другом участке».

После этого происходит настройка модели отдельных скважин с учетом их конструкции, результатов исследований и параметров установленного оборудования. Это позволяет максимально приблизить цифровую модель к реальным условиям эксплуатации.

Когда модель полностью адаптирована, она становится инструментом для инженерных расчетов. С ее помощью специалисты могут заранее проверить различные варианты разработки месторождения. Например, можно изменить объемы закачки воды, подобрать насосное оборудование, реконструировать трубопроводы или перераспределить потоки жидкости.

При этом оценивается не только техническая реализуемость решения, но и его экономическая эффективность.

«Иногда необходимый объем закачки можно обеспечить несколькими способами, – рассказал начальник отдела интегрированного моделирования разработки месторождений Никита НЕКРАСОВ. –Наша задача – сравнить их и понять, какой даст нужный эффект без лишних затрат. Модель позволяет увидеть это еще на этапе расчетов, когда решение можно изменить без потерь для производства».

Комментарий ИА «Девон»:

В «Татнефти» несколько лет назад начали создавать интегрированные модели месторождений. В перспективе на их основе может появиться единая цифровая модель всех объектов «Татнефти». Это позволяет повышать гибкость контроля нефтедобычи с учетом использования более совершенных технологий и геолого-гидродинамического моделирования пластов.

Поделиться этой новостью у себя в соцсетях

Поиск по теме: ТатНИПИнефть, Интеллектуальное месторождение, Татарстан нефтедобыча