Российские программисты создали цифровой расходометр для скважин
Специалисты «Башнефти» и уфимского научного института «Роснефти» разработали и запатентовали цифровой сервис «Виртуальный расходомер». В настоящий момент сервис уже применяется на одном из месторождений компании.
«Виртуальный расходомер» – это программный модуль, который не измеряет поток напрямую, а вычисляет дебит нефти на основе косвенных данных. Помимо нефти система может работать аналогичным образом с газом и пластовыми водами. Система собирает информацию от погружных систем телеметрии, станции управления насосом и устьевых датчиков, а затем с помощью математических и интеллектуальных моделей оценивает приток.
10 секунд на скважину
На практике сервис автоматически забирает данные из корпоративного комплекса «РН-ВЕГА», как раз предназначенного для планирования и анализа гидродинамических исследований скважин. Всего за 10 секунд алгоритмы, действующие в том числе на базе машинного обучения, рассчитывают для каждой скважины её потенциальный приток. А затем в онлайн-режиме сравнивают фактический дебит с этим потенциалом. В итоге инженеры сразу видят, на каких скважинах есть резерв, где можно увеличить отбор углеводородов без замены оборудования.
В дальнейшем решение будет интегрировано с системой управления нефтепромыслом «РН-Предикс.Сатурн». Планируется тиражирование решения на другие добывающие активы «Роснефти».
Объединяя компетенции
Сервис «Виртуальный расходомер» – проект нескольких команд. Специалисты «Башнефти» (дочернее общество «Роснефти») ставили прикладные задачи и тестировали решение на промысле. Уфимский научно-исследовательский институт «РН-БашНИПИнефть» располагает всеми компетенциями для создания наукоёмкого ПО. Над конечным продуктом трудились его инженеры, программисты, гидродинамики, специалисты по машинному обучению.
Известно, что на эту совместную работу патент уже оформлен. Опытно-промысловые испытания показали, что максимальная погрешность оценки дебита виртуальным расходомером по сравнению с данными замерных установок составляет не более 4-5%. Для оперативного контроля в реальном времени это очень хороший показатель.
В практическом смысле сервис решает сразу несколько задач. Прежде всего – мониторит фонд скважин без установки автоматических групповых замерных установок там, где это дорого или сложно, помогает раздельно оценивать фазовые расходы и может работать как дублирующая система.
Важно, что разработка полностью вписывается в стратегию «Роснефть-2030», целью которой является формирование полного технологического суверенитета в российском ТЭК.
Резерв в каждой скважине
Виртуальные расходомеры и цифровые модели нефтепромыслов уже применяются российскими и зарубежными компаниями. В данном контексте важнее факт перехода конкретной разработки «Роснефти» от ранее представленного алгоритма к запатентованному продукту, прошедшему опытную эксплуатацию. Сам алгоритм компания анонсировала еще в октябре 2024 года, а в мае 2025 года заявила его как одну из инноваций в области добычи.
Для понимания отраслевого контекста стоит вспомнить о запуске в 2021 году компанией ЛУКОЙЛ интегрированной цифровой модели Ватьеганского месторождения, включавшей цифровые двойники более трех тысяч скважин. Система использовалась для оценки потенциала добычи, мониторинга и подбора оптимальных режимов работы.
Развитие темы виртуальных расходометров состоялось в России в 2022 году. Тогда был представлен целый ряд решений, предназначенных для расчёта дебита скважин по косвенным технологическим параметрам. О самом масштабном решении в данном поле заявила в 2023 году «Газпром нефть», когда на Новопортовском месторождении был создан крупнейший цифровой двойник объектов подготовки нефти, газа и конденсата. Модель включала более 1,5 тысячи элементов оборудования и позволяла контролировать установки в реальном времени и проводить инженерные расчеты.
В целом можно уверенно прогнозировать дальнейшее развитие «Виртуального расходомера». Цифровой помощник для инженеров экономит время на анализ данных, помогает оперативно находить «узкие места» и повышать эффективность добычи.
