В России создали систему постоянного контроля параметров добычи газа. Разработчик новой технологии ООО «Газпром добыча Ямбург» («дочка» ПАО «Газпром») уже внедряет ее для автоматического мониторинга скважин. Аппаратура обеспечивается энергией за счет солнца, ветра или разницы температур добываемого газа и окружающей среды.

При добыче газа необходимо периодически замерять некоторые параметры скважин (давление, температуру и т.д.). Параллельно специалисты занимаются так называемым прослушиванием — определяют проницаемость пласта (способность породы пропускать жидкость или газ), наличие связи между скважинами одного «куста» и др. Полученные данные позволяют выбрать оптимальный режим эксплуатации месторождения.

Ранее регистрирующая аппаратура устанавливалась перед таким исследованием и демонтировалась после его окончания. Подобные манипуляции с аппаратурой на Крайнем Севере крайне затратны. Разработчики автоматизировали получение информации с помощью постоянно установленных датчиков и системы телеметрии. Стало возможным провести «прослушку» в любое время года, оперативно узнать о состоянии месторождения и при необходимости поменять модель разработки пласта.

— Автопрослушивание минимизирует техногенные риски. Исключаются потери, связанные с человеческим фактором, — рассказал «Известиям» заместитель главного инженера «Газпром добыча Ямбург» по научно-технической работе и экологии, один из авторов разработки Анатолий Арабский. — Система позволяет собирать, обрабатывать и хранить информацию без выезда специалистов «в поле», но по их команде. На диспетчерский пульт в онлайн-режиме каждые 15 минут приходят параметры скважин. Система обрабатывает эти данные и сохраняет их.

Для электроснабжения аппаратуры используется энергия солнца, ветряные турбины и термоэлектрогенераторы. Последние производят электроэнергию за счет разницы температур между добываемым газом и окружающей средой.

По словам замдиректора Института проблем нефти и газа, члена-корреспондента РАН Василия Богоявленского, такой контроль позволяет оперативно выявлять неполадки и отклонения от запланированного режима добычи углеводородов.

— Подавляющее большинство — 70–80% — аварий в этой индустрии происходит по вине людей, а не аппаратуры. Человек может устать, заснуть, неправильно интерпретировать происходящие события. Современное программное обеспечение позволяет в режиме реального времени диагностировать отклонения. После этого человек может вмешаться и устранить проблему, — рассказал Василий Богоявленский.

По словам ученого, зарубежные страны обогнали Россию в сфере инновационных автоматических систем для нефтегазовой отрасли.

— У нас были свои разработки в советские времена, но в 1990-е годы мы отстали. Например, во всем мире уже применяется сейсморазведка 4D. Благодаря ей можно быстро изменить план нагнетания газа и воды в пласт. В итоге повышается коэффициент извлечения нефти, который на ряде месторождений Запада уже превышает 60%, а у нас, как правило, не более 30%, — пояснил специалист.

Использование автоматизированной телеметрии, по словам экспертов, позволяет добывающим компаниям экономить миллионы рублей.

— Идет снижение издержек на обслуживание. Для контроля работы месторождения теперь не нужно выезжать на «куст». Идет рациональное регулирование дебета, обеспечивается оптимальное использование скважины для сохранения пласта. Чтобы он не обсыпался, не заводнился, — рассказал и.о. начальника отдела автоматизации НПО «Вымпел» (занимается оборудованием для газовой промышленности) Максим Мигарь.

Кроме того, рациональное использование скважин позволяет газовикам снизить расход метилового спирта, что важно для экологии. Это химически активное вещество используют для борьбы с образованием гидратных отложений в скважинах и трубах.