Управление процессом механизированной добычи продукции скважин на основе модельно-ориентированного подхода

UDK: 622.276.53.001.57

DOI: 10.24887/0028-2448-2026-1-64-70

Ключевые слова: модельно-ориентированный подход (Model-Based System Engineering (MBSE)), цифровой двойник, интеллектуальная система, групповая оптимизация, автоматизация, управление добычей

Авт.: Е.В. Юдин, к.ф.-м.н. (Группа компаний «Газпром нефть»)

В статье обобщены результаты работы в области мониторинга, анализа и управления фондом скважин в условиях усложнения геологических и технологических условий эксплуатации. В качестве основной концепции управления процессом механизированного подъема продукции скважин рассматривается применение модельно-ориентированного подхода (Model-Based System Engineering (MBSE)). Показано, что традиционные методы управления фондом скважин, основанные на изолированном рассмотрении отдельных объектов, утрачивают эффективность при разработке объектов с трудноизвлекаемыми запасами, характеризующихся низкопроницаемыми коллекторами, высокой обводненностью и неустойчивыми режимами течения, связанными с высоким газосодержанием добываемой нефти. Предложенный подход реализует иерархическую систему от моделей анализа данных и физико-математических моделей скважин и инфраструктуры до моделей ограничений и оптимизации. Ключевыми принципами методологии являются структурированная декомпозиция системы по уровням, прослеживаемость требований от надсистемного уровня до конкретных управляющих воздействий, интероперабельность моделей через стандартизованные интерфейсы, а также валидация и верификация на каждом уровне модельной иерархии. Практическая реализация выполнена в виде интегрированных интеллектуальных систем управления расходом газлифтного газа и установками электроцентробежных насосов, обеспечивающих групповую оптимизацию работы фонда с учетом взаимного влияния скважин через общую инфраструктуру сбора. Представлены результаты применения рассмотренного подхода для стабилизации работы сети скважин, демонстрирующие достижение системных эффектов.

Список литературы

1. Maintaining ESP operational efficiency through machine learning-based anomaly detection / E. Yudin [et al.] // Geoenergy Science and Engineering. – 2025. –

V. 251. – P. 213864. – https://doi.org/10.1016/j.geoen.2025.213864. – EDN: DKMDLI

2. A new approach to creating a digital twin of well for production monitoring in Western Siberia fields / O. Kobzar [et al.] // SPE-216731-MS. – 2023. – https://doi.org/10.2118/216731-MS

3. Контроль дебита жидкости нестабильно работающего фонда скважин при помощи виртуального расходомера / Е.В. Юдин, А.М. Андрианова, Т.А. Ганеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 82–87. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-82-87. – EDN: MHWBPQ

4. Innovative monitoring technologies for well control through sensor integration and edge computing / E. Yudin [et al.] // SPE-226940-MS. – 2025. – https://doi.org/10.2118/226940-MS

5. Brown K.E., Lea J.F. Nodal systems analysis of oil and gas wells // Journal of petroleum technology. – 1985. – V. 37. – № 10. – Р. 1751–1763. – https://doi.org/10.2118/14714-PA

6. A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores / A.M. Ansari [et al.] // SPE-20630-MS. – 1994. – https://doi.org/10.2118/20630-MS

7. Beggs D.H., Brill J.P. A study of two-phase flow in inclined pipes // Journal of Petroleum technology. – 1973. – V. 25. – № 05. – Р. 607–617. – https://doi.org/10.2118/4007-PA

8. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental study of pressure gradients occurring during continuous two-phase flow in small-diameter vertical conduits // Journal of Petroleum Technology. – 1965. – V. 17. – P. 475–484. – https://doi.org/10.2118/940-PA

9. Takacs G. Electrical submersible pumps manual: design, operations, and maintenance. – Gulf Professional Publishing, 2009, 440 p.

10. Modeling and optimization of ESP wells operating in intermittent mode / E. Yudin [et al.] // SPE-212116-MS. – 2022. – https://doi.org/10.2118/212116-MS

11. Modeling of mechanized wells operating in alternating frequency mode considering check valve leakage and practical application for efficient well management /

M.A. Petrushin [et al.] // SPE-227858-MS. – 2025. – https://doi.org/10.2118/227858-MS

12. Юдин Е.В., Горбачева В.Н., Смирнов Н.А. Моделирование и оптимизация режимов работы скважин, фонтанирующих через затрубное пространство // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 122–126. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-122-126. – EDN: HRVGFA

13. Методика расчета коэффициента деления жидкости в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами, в условиях фонтанирования через затрубное пространство / Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, О.С. Кобзарь [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2025. – № 10 (3). – С. 96–106. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2025-10-3-90-100. – EDN: RPPYOX

14. New applications of transient multiphase flow models in wells and pipelines for production management / E. Yudin [et al.] // SPE-201884-RU. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201884-RU. – EDN: TNIEZH

15. Advanced system for managing gas-lift well operations in the eastern sector of the Orenburg oil and gas condensate field / E. Yudin [et al.] // SPE-225638-MS. – 2025. – https://doi.org/10.2118/225638-MS

16. Group optimization and modeling of mechanized wells operating in intermittent mode / E. Yudin [et al.] // SPE-222942-MS. – 2024. – https://doi.org/10.2118/222942-MS