Центры управления в режиме реального времени, на примере

Лекция 1 Умный промышленный комплекс
1. Основные проблемы промышленных комплексов. Главное направление
развития промыщленных комплексов на ближайшую перспективу
Основные текущие проблемы, с которыми сталкиваются предприятия отрасли:
- Увеличивающийся спрос на энергоресурсы. Увеличение населения Земли, рост
мировой экономики (в расчете на человека) и востребованность транспортировки и
перемещения, приводят к увеличению спроса на энергоресурсы. Увеличение спроса
заставляет нефтяные компании наращивать добычу как на существующих, так и на новых
нефтегазовых месторождениях.
-Эксплуатация «сложных» месторождений. Поскольку «легкие» запасы нефти и
газа становятся все более и более скудными, нефтедобывающие компании ощущают
необходимость разрабатывать нетрадиционные ресурсы в более сложных операционных
средах. Нетрадиционные ресурсы включают тяжелую нефть, нефть и газ на сверхглубоководных участках, битуминозные пески и сланцевые углеводороды.
- «Замена команды (The Big crew change)». Рабочая сила в нефтедобывающей
отрасли убывает, как с точки зрения численности, так и с точки зрения знаний и опыта.
Отрасль сталкивается с трудностями в привлечении талантливых молодых специалистов.
Главное направление развития нефтегазовой отрасли на ближайшую
перспективу
Генеральное направление инновационного развития нефтегазовой отрасли на
ближайшую перспективу – это перевод нефтегазового комплекса на новый режим
управления в реальном времени (РРВ):
•сбор геолого-промысловой информации сенсорных датчиков по всей
технологической цепи добычи и переработки газа;
•создание системы управления базами метаобъемами данных в РРВ;
•разработка высокопроизводительных вычислительных комплексов
(суперкомпьютеров) способных загружать, обрабатывать и выгружать метаобъемы
данных в РРВ.
2. Достоинства и недостатки центров управления нефтегазовых компаний в
режиме реального времени. Центры управления в режиме реального времени, на
примере Halliburton
Центры управления работами в режиме реального времени компании позволяют
экспертам в различных областях и другим специалистам редких направлений находиться
в любой точке, где они должны быть на этот момент, без необходимости их физического
присутствия. Они позволяют экспертам присутствовать и работать одновременно сразу на
нескольких скважинах, расположенных в разных частях света, минимизировать
количество проблем, связанных за счет сокращения числа сотрудников, которые должны
быть непосредственно на местах и уменьшить количество времени, необходимого для
принятия правильных решений за счет содействия взаимодействию в режиме реального
времени. Полностью адаптированные к потребностям и условиям конкретного региона,
Центры могут объединять все аспекты проекта, начиная с проведения комплекса
исследований до планирования скважин, бурения, проведения оценки, оптимизации,
оконтуровывания месторождения, моделирования коллектора и повышения нефтеотдачи.
Обратная связь в режиме реального времени, имеющаяся в этих центрах, способна
обеспечить взаимодействие между экспертами по всему миру, без необходимости поездок
в отдаленные или опасные участки.
Центры управления в режиме реального времени, на примере Halliburton.
Halliburton построила более пятидесяти центров проведения работ в режиме реального
времени по всему миру. Около половины из них были построены для национальных и
международных нефтяных компаний, как правило, укомплектованых специалистами
компании, а также ее клиентами. Остальные были построены в качестве внутренних
«хабов» для повышения качества собственного обслуживания и оперативного контроля
качества. Они полностью укомплектованы персоналом Halliburton и оказывают поддержку
скважинных операций в пределах своих регионов.
Полностью адаптированные к потребностям и условиям конкретного региона,
Центры могут объединять все аспекты проекта, начиная с проведения комплекса
исследований до планирования скважин, бурения, проведения оценки, оптимизации,
оконтуровывания месторождения, моделирования коллектора и повышения нефтеотдачи.
Обратная связь в режиме реального времени, имеющаяся в этих центрах, способна
обеспечить взаимодействие между экспертами по всему миру, без необходимости поездок
в отдаленные или опасные участки.
3. Интегрированный подход
к управлению работами в нефтегазовой
компании. Основные цели и задачи. Основная особенность интегрированной
нефтегазовой компании.
Основная суть интегрированного подхода – ускорение процесса моделирования
при помощи сети компании. При этом расширяются возможности личного
взаимодействия. В результате применения интегрированного подхода достигается 80%
снижения временных затрат и до 10% капитальных затрат на освоение месторождения.
Основными достоинствами работы являются значительное сокращение встреч по
согласованию и увязке различных смежных аспектов и, таким образом, увеличение
времени, посвященного непосредственно работе над проектом; делегирование
финансовой ответственности на более низкий уровень принятия решений; улучшение
согласованности целей и результатов между управленцами и специалистами. Обычно
интегрированная команда специалистов насчитывает от 10 до 30 человек, которые
представляют от 10 до 15 специальностей.
Использование таких групп сокращает расходы на проектирование в 2 раза и
резко уменьшает время в 1,5-2 раза. Численность персонала, вовлеченного в процесс
проектирования, сокращается более чем в 2-3 раза.
Основная особенность интегрированной нефтегазовой компании
Основной особенностью интегрированного подхода является мобильность и
доступность информации. Громадные массы информации за считанные секунды
последовательно проходят от программных блоков одной научной дисциплины к другой.
Крупные нефтяные компании соединяют свои компьютерные подразделения,
разбросанные по всему миру, в единую сеть. Такие сети позволяют получать информацию
из любой БД, от любого специалиста. При помощи таких сетей организуются
конференции, тематическое обучение по наиболее острым проблемам разведки,
разработки залежей нефти и газа так часто, как это позволяет бюджет компании.
Компьютерные сети позволяют отправлять и получать информацию по многим сотням
каналов.
Базы данных, хранящиеся в головных офисах нефтегазовых компаний,
благодаря сетям становятся легкодоступными для специалистов интегрированной
команды, работающих на рабочих станциях.
4. Основные задачи «умной нефтегазовой компании», управляемой в режиме
реального времени. Уровни управление умной нефтегазовой компанией
Современная нефтегазовая компания должна представлять из себя систему добычи,
подготовки, переработки и удовлетворения рыночной потребности в нефти, газе и
нефтепродуктах в режиме реального времени.
Задачи такой компании следующие:
- интеграция технологических и информационных циклов;
- снижение операционных издержек на 5% и капитальных затрат на 10% за счет
операций в режиме реального времени;
- дальнейшее повышение производительности технологических операций с целью
достижения 50% коэффициента извлечения нефти к концу срока разработки нефтяных
месторождений и 80-90% газоотдачи на газовых месторождениях.
Уровни управление умной нефтегазовой компанией
Управление умной нефтегазовой компанией в РРВ ведется на четырех основных
уровнях.
Уровень 1(нижний)- инструментальный, представляет собой:
- получение данных в режиме реального времени для улучшения ежедневного
управления;
- установку дистанционных сенсорных датчиков на подземном и поверхностном
оборудовании;
Уровень 2- информационный, представляет собой: - автоматическую верификацию
полученных данных и их анализ; - установку соответствующего программного
обеспечения для управления данными и их визуализации; - переход от «данных» к
информации.
Уровень 3- операционный, представляет собой:
- интеграцию и оптимизацию производственных процессов;
- автоматическое прогнозирование развития аварийных ситуаций;
- комплексный контроль за процессами, происходящими под землей и на
поверхности.
Уровень 4- управленческий, состоит из:
- трансформации управления операционными процессами;- инновационных
технологий, новых производственных процессов и виртуальных команд.
5.Основные задачи идеальной информационно -коммуникационной системы
нефтегазовой компании. Цели и задачи дистанционного контроля и оптимизация
добычи, на примере компании Shell.
Задачи идеальной информационно-коммуникационной системы:
- обрабатывать базы данных 4D сейсмики в объеме до петабайт при мониторинге
процессов разработки;
- облегчать для каждого специалиста хранение, организацию, доступ и анализ
большей части информации в режиме реального времени;
- быть полностью автоматической на инструментальном уровне (сенсоры,
датчики);
- создавать новые и расширять старые хранилища данных со сложными
приложениями быстро и недорого;
- хранить и манипулировать не только данные, но и логику принятия решений;
- визуализировать технологические процессы в режиме реального времени.
Цели и задачи дистанционного контроля и оптимизация добычи, на примере
компании Shell
Компания «Шелл» применяет ряд средств дистанционного контроля на объектах
по всему миру. Данные средства включают:
- Непрерывный контроль в режиме реального времени и оптимизация скважин
- Виртуальное измерение
- Технический надзор за электрическими центробежными насосами – контроль в
режиме реального времени и дистанционное управление
- Расширенный контроль вращающегося оборудования
- Комплексное моделирование системы добычи
- Среды для совместной работы для принятия единых решений
Лекция 2 Умное месторождение
1. Цели и Задачи умного месторождения. Определение Интеллектуального
месторождения. Какую терминологию применяют другие компании для
обозначения i-field. Основные отличия умных месторождений первого и
второго поколений

Трансформировать нефтяной бизнес с целью увеличения добычи и
снижения затрат через:
o
Оптимизацию многочисленных промысловых операций
o
Интеграцию системы разработки месторождений УГ
o
Высокий уровень автоматизации производственных операций
o
Удаленные операции с глобальным сотрудничеством
o
Нахождение разумного баланса в принятии решений между машиной и
человеком

Совершенствовать
производственные
операции
для
основных
капиталоемких проектов:
o
Проектирование и планирование в интегрированных и оптимизационных
системах
o
Минимизировать затраты на модификацию и усовершенствование системы
разработки
Определение Интеллектуального месторождения. Какую терминологию
применяют другие компании для обозначения i-field.
o Интеллектуальное нефтегазовое месторождение – инновационная
технология, которая дает возможность передавать информацию с
кустовой площадки на пункт управления в реальном времени. Это
максимум измерений и контроля, позволяющих оптимизировать работу
всех промысловых объектов: скважин, коллекторов, трубопроводов и
других наземных объектов, а также получения данных для
формирования в модели. Впоследствии на основе этих моделей можно
разработать оптимальную конфигурацию интегрированной системы
добычи.
o
o
Основные отличия умных месторождений первого и второго поколений
Разница заключается, главным образом, в способе передачи информации и их объеме.
На месторождениях первого поколения используется спутник, тогда как на втором и третьем
– оптоволоконные коммуникации. Также, с каждым поколением увеличивается количество
используемых датчиков, что ведет к возрастанию объема данных.
2. Необходимые условия существования интеллектуального месторождения
Проблемы при реализации умных (цифровых) месторождений. Концепция
«месторождения будущего
Необходимыми условиями существования интеллектуального месторождения
является:

формализованность информационной модели месторождения;

аппарат управления;

максимально точные интерфейсы обратной связи (датчики, связь);

интерфейсы для оптимизации процессов, моделей и критериев.
Для обеспечения целостности управления месторождением, интегральная
информационная модель актива должна включать объединить все аспекты представления
знаний об активе, включая:

Геологическая модель

Географическая модель

Технологическая модель

Модель цепочек поставок(напр. SCOR)

Экономическая модель

Финансовая модель

Политическая модель
Проблемы при реализации умных (цифровых) месторождений
Сегодняшние системы контроля и автоматизации производственных процессов
становятся все "интеллектуальнее" и генерируют большое количество информации,
информация превращается в "информационный шум". Специалисты каждый день
сталкиваются с проблемой управления большими объемами быстро поступающей
информации и необходимости ее оперативной обработки и анализа. «Существует
немало преимуществ, которые несут в себе программы перехода на
«месторождения
будущего»,
однако
сначала
необходимо
установить
соответствующие и хорошо продуманные эксплуатационные показатели, которые
позволят четко отличать преимущества этих программ от воздействия прочих
производственных факторов». Кроме того, управление информацией не обходимо
построить с ориентацией на рациональное распределение задач между Активом,
Компанией и Сторонними организациями через единый центр удаленного доступа.
3. Пока концепция «месторождения будущего» еще не оформлена полностью, она
быстро становится реальностью, а связанные с ней практические процессы
постоянно совершенствуются.
Концепция «месторождения будущего
Концепция
«месторождения
будущего,
предусматривает
возможность
"дистанционно отслеживать все параметры работы оборудования». Концепция
предполагает минимизацию количества объектов инфраструктуры и полную
автоматизацию процессов добычи. Такой подход только начинает внедряться в России: он
позволяет уменьшить потребность в обслуживающем персонале и, таким образом,
сократить операционные затраты. Все кусты, строительные площадки и объекты наземной
инфраструктуры будут оснащены системой удаленного контроля и регулирования с
беспроводным доступом, а также системой противоаварийной защиты. В результате у
эксплуатирующего персонала появится больше времени на интеллектуальную работу и
поиск путей оптимизации производства.
Концепция предполагает:
1.Приоритет безопасности людей, оборудования, процессов и охраны окружающей среды.
2. Сокращение потерь нефти – мониторинг и удаленное управление процессом добычи
нефти и газа.
3. Сокращение затрат – улучшение прозрачности, уменьшение количества ремонтов
оборудования и скважин.
4. Сокращение влияния «человеческого фактора» – автоматизация основных
технологических процессов.
Опираясь на факт, что нефтегазовые ресурсы нашей планеты будут еще
полноценно действовать многие десятилетия, ведущие нефтегазовые компании России
продолжают вести разведку новых месторождений, а также постоянно повышают
коэффициент нефтеотдачи эксплуатируемых месторождений, и возвращают к
эксплуатации месторождения, заброшенные к настоящему времени.
3. Умные месторождения в России.
В России существует несколько месторождений с элементами умных технологий
первого поколения:

Роснефть: Ванкорское, Приобское, Одопту – Сахалин I;

ТНК-ВР: Уватская группа месторождений, Каменное, Саматлор,
Ваньеганское

Татнефть: Ромашкинское;

Лукойл: Западная курна, Кокуйское ГНМ

Газпром: Пильтун-Астохское, Лунское – Сахалин III.

Газпромнефть: Муравленское
В России компания Shell реализует два проекта: Сахалин Энерджи и Салым
Петролиум Девелопмент. На Салымской группе месторождений в режиме реального
времени контролируются и оптимизируются добывающие и нагнетательные скважины и
ЭЦН. Это привело к росту добычи нефти и повышенной безопасности работ. В проекте
«Сахалин-2» был создан первый в России Центр управления производственными
операциями в режиме реального времени, который является «мозговым центром»
Компании в отношении всех операций по разведке и добыче. Пробурены скважины с
очень сложными траекториями, с большим углом наклона. Скважины в режиме
совместной эксплуатации нескольких пластов. Поддержание пластового давления
осуществляется через «интеллектуальные» нагнетательные скважины с селективным
регулированием закачки с поверхности в каждый интервал.
4. Центр Управления Месторождением (ЦУМ).
Ключевой элемент умного месторождения – центры взаимодействия и удаленного
контроля. ЦУМ принято по-разному обозначать в разных компаниях. К примеру, в Shell –
CWE (Collaborative Workplace Environment), в ВР – ACE (Advanced Collaboration Center), в
Chevron –ADE (Аdvanced Decision Environment), и т.д. ЦУМ представляют собой верхний
уровень принятия решений. Данные в РРВ и связанные с ними выгоды будут
использоваться в полной мере только тогда, когда мы адаптируем сам процесс работы для
принятия решения в РРВ. Цель ЦУМ позволить ЛПР (лицам принимающим решения)
принимать эти решения в РРВ. Она объединяет нужную информацию у правильных
людей, в правильное время, и позволяет создавать междисциплинарные решения в РРВ,
поддерживающие бурение и процесс добычи.
В состав этих центров обычно входят ситуационные (коллаборационные) комнаты
для взаимодействия и комнаты поддержки принятия решений. Эти комнаты – среда для
взаимодействия групп, деятельность которых включает регулярные совещания,
взаимодействие, направленное на решение возникших проблем, а также обмен
информацией между удаленными группами на местах и головным офисом.
Внешне они представляют собой комнаты видео-конференц-связи с
дополнительными экранами, возможностью подключения нескольких компьютеров и
специального ПО. ЦУМ позволяет людям работать сообща, несмотря на расстояния, делая
более качественные решения быстрее. В результате такой работы улучшается
взаимопонимание между специалистами разных групп, повышаются эффективность
анализа, скорость принятия решений, а также эффективность работы персонала. Комнаты
поддержки принятия решения делятся на два типа: мультидисциплинарные и комнаты
отдельных направлений, например, геологического сопровождения бурения.
Лекция 3. «Измерение – сенсорные датчики»
1. Оптоволоконные скважинные датчики – определение, предназначение,
принцип работы, основные задачи, преимущества и недостатки
Оптоволоконные технологии уже давно используются в различных областях техники,
составляя основу не только средств передачи информации, но и разнообразных
устройств измерения и контроля. В последнее десятилетие оптоволоконные
технологии все интенсивнее проникают в нефтяную и газовую промышленность,
особенно в такие взаимосвязанные разделы этой отрасли, как сейсморазведка,
бурение, геофизические исследования в скважинах и добыча нефти и газа. [8]
На основе оптоволоконных технологий разработаны различные измерительные
системы, которые, обладая высокой точностью, превосходят электронные устройства
того же назначения в части стабильности и термостойкости. Измерительные
элементы (сенсоры) таких систем не подвержены влиянию магнитных и
электрических полей и стойки по отношению к вибрации и ударам.
Трудно представить, что оптоволокно – тонкая кварцевая нить, сравнимая с
человеческим волосом, позволяет измерять такие физические величины, как
температура и давление, анализировать акустические колебания. И, что самое
интересное, дает возможность все это регистрировать, получая необходимые данные
из любой точки оптоволокна, каким бы длинным оно ни было 1 или 40 км. Таким
образом, оптоволоконные сенсоры могут работать совместно практически с любой
технологией добычи, передавая оператору информацию о текущем состоянии
параметров в скважине.
Благодаря оптоволоконным технологиям решается широкий спектр задач, связанный
с мониторингом параметров пласта геофизическими методами. Среди них можно
отметить термометрию (оценка качества конструкции, оценка профиля
притока/приемистости), оптические, акустические методы, датчики давления.
Однако при получении такого большого количества информации возникает
необходимость ее передачи для дальнейшего анализа. В этом случае оптоволоконные
технологии также используются в качестве наиболее надежного и быстрого способа
передачи информации. Такие технологии используются на «умных» месторождениях
второго поколения. Они позволяют передавать гигабайты информации каждый год
практически от нескольких тысяч сенсоров.
Известно, что в конце 2010 года компания BP закончила сооружение
оптоволоконного канала связи протяженностью 1200 км, который соединил все
морские платформы этой компании в Мексиканском заливе. Осуществление этого
проекта стоило компании около 80 млн. долларов. Есть некоторый опыт и у
норвежских компаний, но у них в связи с большой протяженностью береговой линии,
сделаны многочисленные выносы оптоволоконных каналов связи с платформ и
подводных добычных комплексов на берег.
Оптико-волоконные скважинные датчики представляют собой систему, которая
включают в себя оптическое волокно, которое размещается в стволе скважины в
исследуемом интервале, и компьютерный блок сбора и обработки данных
устанавливаемый на поверхности. Оптическое волокно является одновременно и
распределенным датчиком температуры, и каналом передачи информации из ствола
скважины на поверхность.
Работа прибора основана на принципе прохождения по оптическому волокну
световых импульсов генерируемых лазером и обработки отраженных сигналов по
определённой программе. Технология, основанная на решетке Брегга, позволяет
объединять датчики непосредственно внутри оптико-волоконного канала, превращая
монолитную конструкцию в один непрерывный датчик. Колебания температуры,
давления или напряжения на волокно изменяют длину отраженной световой волны,
которую необходимо измерять.
Основные задачи использования оптоволоконных скважинных датчиков в режиме
исследования и мониторинга скважин:
- контроль работы продуктивной толщи и отдельных пластов в процессе добычи и
нагнетания при стационарных и динамических режимах работы скважины в реальном
времени;
- контроль динамики перемещения межфлюидных контактов в процессе разработки
месторождения;
- мониторинг канала движения флюида (канал колонны НКТ) с целью определения
зон возможного образования парафиновых и газогидратных пробок;
- оценка технического состояния эксплуатационной колонны и колонны НКТ,
определение зон негерметичности и заколонных перетоков;
- мониторинг работы погружного насоса или системы клапанов газлифта;
- мониторинг работы крепи скважины при растеплении в процессе добычи и при
обратном промерзании в процессе простоя или консервации скважины.
Преимущества использования оптико-волоконных датчиков:

измерение параметров работы скважины в режиме реального времени (без
остановки скважины);

использование волоконно-оптических датчиков позволяет избежать
передачи электрических сигналов на большие расстояние, и полностью исключить
электронику из скважины, что значительно повышает безопасность и точность
измерения;

отсутствие подвижных частей (надежный дизайн со сроком эксплуатации на
весь срок эксплуатации скважин);

небольшое количество составляющих (устойчивость к вибрации);

высокая чувствительность и широкий рабочий диапазон;

гибкость, многоточечность считывания, учет множества параметров.
2. Виды оптоволоконных датчиков.
1. Термобарические датчики
• Измерение пластового давления
• Проверка гидродинамической связанности пласта и гидропрослушивания, испытание на
неустановившихся режимах
• Выявление утечек из НКТ, обсадных колон, зоны поглощения и нарушения потока
• Исследование качества перфорации и характеристик газлифтных клапанов
2. Внутрискважинная расходометрия
• Решает задачу разделения добычи и устанавливает коэффициент продуктивности
отдельных зон или всей скважины.
• Позволяют сократить объемы испытаний скважин с надводным устьем или полностью
отказаться от таких испытаний-> эксплуатационный эффект, сокращение ТО и повышение
экологический стандартов
• Не имеют сужения в стволе скважины и не стоят на пути движения флюида
• Настраиваются на 1, 2, 3-ехфахный поток
3. Непрерывный скважинный сейсмомониторинг
• Периодическое вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП)
• Межскважинное сейсморазведочное построение
• Наземная сейсмокалибровка
• Мониторинг спровоцированной добычей микросейсмической активности или
картирования трещин (ГРП)
Типы оптоволоконных датчиков по построению
 Точечные - работа в локализованной зоне
 Распределенные - датчики на рассеянии. Сбор информации по всей длине
оптического волокна.
 Квази-распределенные - Точечные датчики, объединенные в массивы на одном
волокне и мультиплексированные по частоте (WDM), либо по времени (TDM).
Типы волоконных датчиков по типу действия
 фазовые — датчики, в которых используется высоко когерентный источник
излучения и производится измерение фазы волны, изменяющейся под влиянием
внешнего параметра;
 со спектральным кодированием — датчики, где, в отличие от фазовых,
используется источник излучения с широким спектром с возможностью анализа
всего спектра;
 амплитудные — датчики, в которых измеряемый параметр модулирует
интенсивность проходящей или отраженной волны;
 туннельные — датчики, где используется эффект туннелированное излучение через
малый зазор;
 поляризационные — датчики, использующие информацию о поляризации световой
волны;
3. Типы рассеивания светового импульса. Ограничения для передачи
информации по волоконно-оптической линии.
Принцип волоконно-оптической связи крайне прост: электрический сигнал
преобразуется в световой который передается по оптическому волокну на удаленный
приемник где он опять преобразуется - в первоначальный электрический сигнал. У
волоконно-оптической связи имеется много преимуществ перед другими способами
связи. Сигнал может посылаться без усиления на более длинные расстояния; не
возникает никаких проблем с помехами от электрических полей; пропускная
способность - намного выше чем у сетей с парными или коаксиальными кабелями;
само волокно намного легче и меньше по размеру чем медная жила.
Основным ограничением для передачи информации по волоконно-оптической
линии связи является затухание оптического сигнала по мере его распространения по
волокну. Информация содержащаяся в световом сигнале посланном по волокну
должна быть получена и преобразована в свою исходную форму. По мере
распространения по волокну оптический сигнал затухает из-за релеевского рассеяния
(объяснение этого явления приводится ниже). Некоторая часть световой энергии
поглощается а часть этой энергии уходит из волокна наружу на дефектах
возникающих в стекле при чрезмерных изгибах волокна. Если световой энергии
потеряно (т.е. ушло на затухание) очень много то сигнал может оказаться слишком
слабым чтобы приемник на дальнем конце мог различить в этом сигнале отдельные
импульсы.
Для измерения характеристик оптического волокна оптический рефлектометр
использует явления релеевского рассеяния и френелевского отражения. Посылая в
волокно световой импульс и измеряя время его распространения и интенсивность его
отражения от точек находящихся внутри волокна рефлектометр выводит на экран
дисплея рефлектограмму "уровень отраженного сигнала в зависимости от
расстояния".
Релеевское рассеяние
При посылке светового импульса по волокну часть импульса натыкается на
имеющиеся в стекле микроскопические частицы (которые называются "примесью") и
рассеивается во всех направлениях. Это явление называется релеевским рассеянием.
Часть световой энергии - около 00001% - рассеивается назад в направлении
противоположном направлению распространения импульса; это называется
обратным рассеянием. Поскольку в процессе изготовления волокна примеси
распределяются равномерно по всему волокну это явление рассеяния возникает по
всей его длине.
Релеевское рассеяние похоже на рассеивание частицами влаги луча света от
карманного фонарика в ночном тумане. В густом тумане рассеивание будет сильнее
так как в воздухе больше частиц влаги. Туман вы видите потому что частицы влаги
рассеивают небольшое количество света по направлению к вам. Если туман не очень
густой то луч света может распространяться на большое расстояние но в густом
тумане свет из-за эффекта рассеяния затухает довольно быстро. Частицы примесей в
волокне действуют как частицы влаги в тумане отражая при попадании на них света
небольшое количество световой энергии назад к ее источнику.
Френелевское отражение
Всегда когда свет распространяющийся в каком-нибудь материале (например в
оптическом волокне) попадает в материал с другой плотностью (например в воздух)
часть световой энергии (до 4%) отражается назад к источнику света в то время как
остальная световая энергия продолжает распространяться дальше. Резкие изменения
плотности материала имеют место на концах волокна у обрывов волокна и иногда у
оптоволоконных стыков. Количество отраженного света зависит от величины
изменения плотности материала (которая характеризуется показателем преломления более высокий показатель преломления означает большую плотность) а также от того
угла под которым свет падает на поверхность раздела между двумя материалами. Это
явление называется френелевским отражением. Оно используется в оптическом
рефлектометре для точного определения мест обрывов волокна.
Френелевское отражение напоминает ситуацию со светом карманного фонарика
падающим на оконное стекло. Большая часть света проходит через стекло но какая-то
его часть отражается назад к вам. От угла под которым луч света падает на оконное
стекло зависит куда попадет отраженный свет: назад в фонарик или же к вам в глаза.
4. Основные преимущества волоконно-оптических датчиков
райзеров
морских
В настоящее время делается акцент на целостности управления и мониторинге
состояния морских добычных установок в целях обеспечения надежности всех
компонентов и, следовательно, безопасности эксплуатации. С развитием новых, более
совершенных сенсорных технологий, эта философия распространяется на те части
установок, которые в настоящее время считаются неинспектируемыми.
За последние пару лет для мониторинга гибких трубопроводов был разработан ряд
методов. Большинство из них были разработаны для контроля целостности внешней
оболочки или натяжных бронированных проводов. Одной из наиболее перспективных
технологий для мониторинга в реальном времени является включение оптических волокон
в гибкие райзеры.
Встроенные оптические волокна также могут быть использованы для измерения
других параметров в трубе, в частности температуры.
Распределенные измерения были определены как наиболее эффективный подход,
позволяющий не только обнаружить оговоренные события, но и их локализацию. Кроме
того, это позволяет создать визуализацию условий по всей длине райзера в режиме
реального времени
Другие системы зондирования райзеров, вместо непрерывного измерения по всей
длине волокна, производят измерения в одной точке. Распределенное решение является
уникальным в системах мониторинга, с точки зрения способности генерировать следы в
пространстве и во времени.
Последнее реализации волоконно-оптического контроля, встроенные в гибкие
райзеры, является важным шагом на пути превращения райзеров в структуру контроля.
Встраиваемых систем мониторинга обеспечения актива может безопасно работать на
своем оптимальном уровне для максимального периода времени. Совместное
использование оптических датчиков и полностью распределенных сенсоров позволяют
различные мероприятия, которые будут контролироваться. Это включает в себя
нарушение внешней оболочки, контроль уровня конденсата, полимерные температуры,
температуры трубы во время эксплуатации, напряжение и обрыв провода.
Некоторые преимущества волоконно-оптических сенсорных систем для
применения в системах райзеров мониторинга их мультиплексирование, которое
превышает большинство обычных электронных датчиков и требует использования
меньшего количества кабелей, их устойчивость к электромагнитным помехам. Стоит
учесть тот факт, что они являются пассивными датчиками, используя только сигналы
низкой мощности света, чтобы взаимодействовать с измерениями и передавать данные
зондирования через оптический кабель.
5. Цели и задачи при использовании датчиков УЭС в бурении. Основные
преимущества и недостатки.
Основные цели и задачи при использовании датчиков УЭС в бурении можно
подразделить на три типа. К первому типу относиться фиксация момента вскрытия и
глубина вскрытия продуктивного интервала. Для осуществления этой цели используются
кольцевые датчики и фокусировочные устройства. Они позволяют получать удельное
электрическое сопротивление пород перед долотом на расстоянии приблизительно в 60
сантиметров. При ранее полученных данных о сопротивлении продуктивного интервала в
соседних скважинах возможно осуществление геостопинга (остановки процесса бурения
по росту сопротивления при приближении к продуктивному интервалу).
Ко второму типу относиться получение образа ствола скважины. Оно
осуществляется посредством точечных датчиков, которые представляют собой, по сути,
приборы МБК (микробокового каротажа). Они установлены в колонне и при ее вращении
в процессе бурения вращаются вместе с ней, получая азимутальное сопротивление ствола
скважины, которое впоследствии преобразуется в образ ствола скважины. По данному
образу можно судить о типе литологии разбуриваемых горных пород, наклонном
залегании пластов, наличии вторичной пористости (трещин) и ее направлении.
К третьему типу относиться проводка горизонтального участка ствола скважины в
пределах продуктивного интервала. Она осуществляется с помощью модуля аппаратуры,
состоящего как минимум из пяти зондов ИК (индукционного каротажа) с различной
длинной элементов (зондов) и амплитудно-частотной характеристикой. О положении
колонны судят по удельному электрическому сопротивлению, получаемому через
проводимости с зондов ИК. Над продуктивным интервалом и под ним обычно
располагаются интервалы с резко отличным удельным электрическим сопротивлением,
которое выявляется зондами различной глубинности. По этим данным и судят о
положении бурового инструмента.
Основным преимуществом данного метода является получение сразу всех
параметров пород, их удельного электрического сопротивления, угла залегания, их
литотипе, насыщении, пористости и проницаемости без сильного воздействия на них
проникновения бурового раствора.
Основным недостатком данного метода является получение большого объема
информации, который затруднительно оперативно и достоверно обработать.
6. Системы измерения в процессе бурения в режиме реального времени:
применение и составные части
Данные от первичных преобразователей через коммутатор поступают на аналогоцифровой преобразователь (АЦП), затем через кодирующее устройство (КУ), усилительпередатчик поступают в канал связи. На поверхности закодированная различными
способами информация расшифровывается в обратном порядке и поступает на системы
отображения и обработки для принятия решений по технологическому режиму.
На протяжении многих лет основным препятствием для практического
использования измерений в процессе бурения был канал связи. Он является основным и
решающим фактором, так как именно от него зависит конструкция телесистем,
компоновка, информативность, надежность, удобство работы, а также условия
прохождения сигналов.
Диапазон существующих в настоящее время каналов весьма широк, и представлен
гидравлическим, электромагнитным, акустическим, электропроводным и многими
другими типами каналов связи.
В результате многолетних исследований и практического использования в реальных
условиях бурения широкое применение нашли три канала связи:
1.
2.
3.
4.
оптоволоконный
электропроводный;
гидравлический;
электромагнитный.
Оптоволоконный канал связи
В системе MWD используется система оптоволоконных датчиков и оптоволоконный
канал передачи данных. Оптоволоконные датчики расположены вдоль компоновки низа
бурильной колонны. Информация, полученная с этих датчиков, передается по одному или
нескольким оптоволоконным кабелям, проходящим вдоль всей буровой колонны. Этот
канал связи обеспечивает двустороннюю связь КНБК с поверхностью. Вместе с тем, один
или несколько электрических кабелей, расположенных вдоль оптоволокна обеспечивает
питания компонентов КНБК
Гидравлический канал связи
Это - наиболее распространенный метод передачи данных, используемый в системах
ИПБ. Для этого в бурильной компоновке установлен клапан, который ограничивает поток
бурового раствора в соответствии с цифровой информацией, которую необходимо
передать. Это создает колебания давления, несущие информации. Колебания давления
распространяются через буровой раствор к поверхности, где регистрируются датчиками
давления. На поверхности полученные сигналы давления обрабатываются компьютером,
чтобы восстановить информацию.
Электропроводный канал связи. Некоторые сервисные компании в настоящее
время развивают системы с электрическим каналом связи. Эти системы используют
электрические провода, встроенные в каждую бурильную трубу, через которые
осуществляется передача информации. Эти системы обещают скорость передачи данных
на несколько порядков выше, чем у систем с гидравлическим или электромагнитным
каналами связи, как от скважинного инструмента на поверхность, так и с поверхности до
скважинного инструмента.
Электромагнитный канал связи.
Для использования этого метода необходимо встраивание электрического изолятора
в бурильную колонну. Для передачи данных устройство генерирует переменное
напряжение между верхней частью (основная бурильная колонна выше изолятора) и
нижней частью (долото и другие устройства ниже изолятора). На поверхности один
электрод присоединен к устью скважины, которое находится в контакте с бурильной
колонной. Второй электрод присоединен к стержню, вбитому в землю на некотором
удалении. Устье скважины и стержень формируют два электрода дипольной антенны.
Разность потенциалов между этими двумя электродами - сигнал, который
расшифровывается компьютером.
Системы с электромагнитным каналом связи генерируют переменное напряжение между
секциями буровой колонны на очень низкой частоте (2-12 Гц). Данные наложены на
излучение посредством цифровой модуляции.
7.
Визуализатор обсадной колонны в режиме реального времени: принцип работы
и преимущества применения.
Визуализатор обсадной колонны фиксирует изменение напряженного состояния, а
именно контролирует дифференциальные давления между внутренней и внешней
стенками обсадной колонны, отслеживает изменения формы обсадной колонны с высоком
пространственным разрешением (~ 1 см) и высокоточным (~ 10 микро-деформации)
измерением деформации вдоль и вокруг сечения трубы, которые затем переводятся в
количественную оценку деформации.
ВУРВ чувствителен ко всем видам деформации, включая осевое сжатие, изгиб,
овализацию, изменение температуры и давления. ВУРВ позволяет на ранних стадиях
выявлять и количественно оценивать геомеханические нагрузки, такие как уплотнения
резервуара и его расширение, скольжения поверхности сдвига и др.
ВУРВ был успешно опробован 6 августа 2008 года в газовой эксплуатационной
скважине. Основной целью являлось продемонстрировать готовность ВУРВ к
долгосрочному мониторингу состояния скважины.
ВУРВ была установлена на двух последовательных трубах 7" обсадной колонны. На
верхней трубке угол намотки составил 60°, а на нижней 20°. Разные углы наматывания
были выбраны для того, чтобы зафиксировать различия между давлением, температурой и
осевыми деформациями.
Оптоволоконный кабель составлял около 50 м в длину и содержал более 5000
брэгговских решетчатых датчиков, расположенных с шагом 1 см.
ВУРВ позволяет:
 проводить мониторинг деформации песчаного экрана и формы обсадной
трубы;
 получать трехмерные изображения деформации высокого разрешения на
экране;
 фиксировать все трубные напряжения;
 процесс подъема жидкости по стволу скважины;
 ключевые моменты цементирования обсадной колонны (нагнетания цемента,
движение разделительных пробок).
Преимущества ВУРВ:
 позволяют повысить уровень добычи за счет быстрого и более обоснованного
принятия решений и использования и быстрой обработки информационных
данных;
 позволяют повысить производительность, предоставив своим сотрудникам и
партнерам доступ к информации в режиме реального времени;
 оптимизировать эффективность использования ресурсов для максимального
увеличения доходности.
8. Умная гибкая труба
Из-за относительного движения морского дна и плавучих судов, для доставки
продукта на поверхность необходим гибкий райзер. Райзеры могут быть использованы в
нескольких различных конфигурациях с плавучими модулями и другим вспомогательным
оборудованием для того, чтобы подстроить систему под конкретные условия.
Конструкция Гибкой трубы и ее структура
Гибкие трубы являются несвязанными структурами, состоящими из спирально
опоясывающих трубу металлических армированных проводов или лент в сочетании с
концентрическими слоями полимеров, текстилем, тканями, смазочными материалами и
дополнительной изоляцией.
Оптические волокна показали очень хорошие свойства, особенно для
чувствительных температуры и напряжения в продольном направлении по всей длине
волокна. Эта технология используется многие годы в других отраслях промышленности, а
также поддерживается широким спектром широко известного оборудования и процедур
оптической телекоммуникационной отрасли.
Включение оптического волокна имеет преимущества, так как нет никаких
выступов на внешней стороне трубы и технология не зависит от изменений диаметра
трубы, например на изгибах, так что оптическое волокно может быть использовано для
мониторинга в любом месте вдоль трубы.
Методика была разработана для склеивания эпоксидной смолой оптических
волокон в пазах натяжных бронированных проводов, которые затем включаются в гибкую
трубу
Эта методика имеет еще и то преимущество, что волокна хорошо защищены в
течение всех процессов производства труб, установки и эксплуатации трубопровода.
Использование эпоксидной смолы обеспечивает изменение напряжения натяжных
бронированных проводов, передающееся на оптическое волокно для точных измерений.
Встроенные оптические волокна также могут быть использованы для измерения других
параметров в трубе, в частности температуры.
9. Основные виды технологий для передачи Big Data с нефтегазового
месторождения - достоинства и недостатки.
Оптоволокно, радиодоступ и спутниковая связь.
В числе достоинств оптоволокна - обеспечение высоких скоростей, в числе
недостатков - неоправданно высокие затраты на прокладку кабеля. Необходимо
учитывать, что стоимость зависит от расстояния до точки подключения. Также
отрицательной стороной этого варианта является высокая плата за аренду канала.
Радиодоступ. В этом случае можно говорить о высоких скоростях и мобильности.
Существуют и технические условия работы. Среди них - прямая видимость базовой
станции и ограничения по расстоянию между объектами сети.
Спутниковая связь. Как у других предложений, и у этой технологии есть
недостатки, вернее, только один: сначала при передаче сигнала происходит
задержка (600 млсек). Однако именно спутниковая связь наиболее оптимальна по
затратам и срокам. Спутниковая связь - это независимость от наземной
инфраструктуры связи и расстояния между объектами. Кроме того, эта технология
открывает дополнительные возможности сети.
Лекция 4 Интегрированное моделирование
1. ИСС - интегрированная среда сотрудничества нефтегазовой компании: цели,
основные задачи, достоинства и недостатки
Такие компании как ConocoPhilips в Норвегии, StatoilHydro, Shell, Chevron, BP и другие
внесли значительный вклад во взаимодействие производителей и поставщиков услуг,
создавая интегрированные среды сотрудничества. Благодаря этим компании термин
становится общепринятым. ИСС (Интегрированные Среды Сотрудничества) могут
поддерживать бурение, добычу, оптимизация производства или «экспертные центры».
Интегрированные среды сотрудничества - специализированные рабочие среды, которые
позволяют:
-наладить физическое или виртуальное взаимодействие между лицами, принимающими
решения при бурении, на месторождении, морской платформе или в офисе;
-существенно упростить связь между, техниками, инженерами и операторами, а также
междисциплинарное взаимодействие и оптимизировать производительность активов.
-предоставить быстрый и простой доступ к инструментам или программным
продуктам, чтобы «показать и рассказать» информацию по имеющимся данным,
проанализировать их и принять взвешенное решение.
Функционал специализированных рабочих сред создается с помощью передового
аппаратного и программного обеспечения, в том числе аудио/видео-конференций,
цифровых дисплеев и проекторов, различных компьютерных устройств, мобильных
камер, инструментов управления данными в реальном времени, средств связи и систем
коммуникации, применением программируемых пользователем консолей, а также
созданием рабочего пространства и рабочей обстановки.
В рамках сред сотрудничества должны быть установлены и доступны новейшие
надежные,
доступные
для
пользователя
и
простые
в
обслуживании
телекоммуникационные и сетевые инструменты, что позволит обеспечить лучшую
производительность сред сотрудничества, а, значит, и всей компании.
2. Примеры использования интегрированных технологий в нефтегазовых компаниях
(Роснефть – Ванкорское НМ, Газпром - Сахалин II, Салым Петролеум Девелопмент,
BP, Shell, Chevron, Saudi Aramco и др.)
Интеграция информации в компании Shell
Данные из добывающей скважины поступают на внутреннюю компьютерную систему
«Шелл», которая основана на глобальной стандартизированной операционной среде и
безопасной высокоскоростной сети, известной под названием «Архитектура получения и
контроля данных» (DACA). Данные в реальном времени подаются на персональный
компьютер инженера, который затем с должным качеством обеспечивает интерпретацию
данных и выработку решения.
Эти данные можно затем направить в экспертные группы, которые могут находиться
вблизи месторождения, либо в другой части мира. В интегрированных группах, куда
входят специалисты из различных дисциплин, таких как добыча, скважины и пласты,
применяются программные средства визуализации и моделирования. С их помощью
анализируются данные в реальном времени, и на основе полученной информации
принимаются решений. При необходимости эксперты вносят изменения в работу систем
добычи, что позволяет их оптимизировать при минимальных затратах. Для достижения
этих целей «Шелл» создает по всему миру центры сотрудничества экспертов, в которых
специалисты будут работать над вопросами управления добычей и бурения в реальном
времени.
Большинство из «умных активов» компании Шелл включают:
1. Мониторинг и измерение:
• Скважинные приборы
• Датчики измерения температуры
• Бескабельные приборы
2. Управление:
• Клапаны регулировки притока:
• Электронные газлифтные клапаны
• Оптимизация работ в реальном времени
3. Моделирование
• Моделирование производства
• Средства моделирования месторождений.
«Умные» решения, которые использует компания Chevron на заводненном
месторождении McErloy в Западном Техасе
Компанией были разработаны следующие инструменты:
Инструмент
управления
нагнетательными
скважинами
(IMET(InjectionManagementExceptionTool)). Этот инструмент использует данные
реального времени, полученные со скважин, чтобы обеспечить онлайн визуализацию
фактических и целевых показателей закачки.
Инструмент мониторинга событий в скважинах WEST(WellEventExceptionTool). Этот
инструмент использует полученные со скважин данные и служит для оповещения о
проблемах с добывающими скважинами по 16 критериям. Программа также позволяет
анализировать скважинные данные и составлять планы по добыче.
Инструмент наблюдений плана событий. PEST(PatternEventSurveillanceTool).
Использует локальные данные о добыче для оценки контуров заводнения в проблемных
зонах для выявления проблем с закачкой. Программа контролирует темп истощения,
объемы закачки, соотношение воды и нефти, а также ряд других критериев,
установленных пользователем. Инструмент PEST интегрирован с WEST и IMET, что
позволяет пользователю оценить более точно проблемные скважины в каждой модели.
Инструмент картирования глубинных заводнений. WFDM(WaterfloodDepthMapping.
Использует данные профилей закачки для визуального отображения зон, которые
принимают в ней участие, а также для оценки относительного объема закачки.
Инструмент комплексной оптимизации производственных систем. Построена, чтобы
охватить всю производственную информацию и теоретический потенциал для каждой
единицы оборудования на каждом участке. Интегрирована с описанными выше
инструментами. Также строит прогноз добычи и закачки для каждого объекта.
Такая комплексная система управлением заводнением компании Chevron, помогла
выровнять кривую добычи, которая до внедрения «умных» технологий была падающей.
3. Моделирование в нефтегазовых компаниях в режиме реального времени
- цели, задачи и средства
Комплексное моделирование необходимо для оптимизации повседневного
производства,
краткосрочного
тактического
планирования
и
долгосрочного
стратегического освоения нефтегазовых месторождений. Для различных добывающих
компаний остро стоит вопрос как об оптимизации, так и об ограничении добычи на
месторождениях. Особенно это актуально для компаний, добывающих газ, газоконденсат
и нефть фонтанным способом, потому что скважины, работая на энергии пласта, активно
взаимодействуют между собой как на устьях, так и в кустах, и могут "пережимать" друг
друга. Для нахождения оптимальных технологических режимов (с учетом различных
ограничений) требуется большое количество времени и опыта и не факт, что данное
решение будет оптимальным.
Для качественного проведения моделирования и управления месторождением
необходимы:
-хорошие качественные данные в нужное время;
-современные интегрированные модели;
-инновационные процессы управления, позволяющие сократить время от получения
новых
данных
до
принятия
решений;
-команда квалифицированных специалистов.
Для концепции моделирования важными являются множество факторов. Необходим
набор связанных между собой программных продуктов, которые позволяют передавать
данные из одного программного продукта в другой. Применение технологий должно быть
ориентировано на принятие взвешенных и наиболее выгодных решений. В рамках
интегрирования необходим междисциплинарный подход, который может обеспечить
команда, состоящая из специалистов различных областей. Моделирование должно быть
многовариантным, что также помогает принимать более взвешенные решения. При
моделировании специалисты также должны иметь свободный доступ к полученным ранее
данным и опыту, что поможет принимать решения «здесь и сейчас» с наименьшей
вероятностью ошибки. Также, очень важно, чтобы интегрированная модель была
экономически ориентированной и включала в себя оценку рисков.
4. Структура подготовки и создание интегрированной модели месторождения УВ.
При подготовке модели задействованы следующие элементы:
-Характеристика резервуара;
-Статическая модель;
-Динамическая модель;
-База данных.
Все эти элементы взаимосвязаны. Например, данные о характеристике резервуара
позволяют создать статическую модель, а на основе статической, при появлении новых
данных, создается динамическая. На каждом этапе происходит поступление или
извлечение информации из базы данных.
В интегрированной модели месторождения используются:
-4D сейсмические данные;
-каротажные диаграммы;
-сейсмика;
-модель пласта;
-классификационная система;
-петрофизика.
Использование широкого спектра данных позволяет создать оптимизированный (с
меньшей степень ю рисков и высокой рентабельностью) сценарий разработки
месторождения с использованием современных компьютерных технологий.
5. Современные симуляторы по моделированию резервуаров нефти и газа.
Традиционное конечное симуляторы различаются как в теоретических, так и в
практических принципах работы по моделированию резервуара. При традиционном
моделировании акцент делается на три физических понятий: сохранение массы,
изотермические фазовое поведение жидкости, и приближение Дарси потока жидкости
через пористую среду. Термальные симуляторы (наиболее часто используемые
приложения для тяжелой нефти) добавляют сохранение энергии в этот список,
позволяющий изменять температуру внутри резервуара.
Численные методы и подходы - это то, что является общим в современном
моделировании.
• Большинство современных программ для моделирования позволяют строить 3D
репрезентации для использования как на всем месторождении, так и на моделях
одиночных скважин. 2D приближения также используются в различных концептуальных
моделях. Например в разрезах и 2D радиальной модели сетки.
• Теоретически, разница конечных моделей позволяет дискретизацировать резервуар с
использованием как структурированных, так и более сложных - неструктурированные
сеток, чтобы точно представить геометрию резервуара. Локальные уточнения сетки
(мелкая сетка встроенная внутри крупной сетки) также возможны. Такая возможность
предоставляется многими средствами моделирования, чтобы более точно представить
вблизи ствола скважины эффекты многофазных потоков. Это "изысканная сетки" у
скважины очень важно при анализе вопросов, таких как вода и газ в резервуарах конуса.
Такая «детализированная сетка» у скважины очень важна при анализе проблем, связанных
c образованием нефтяного или газового конуса в резервуарах.
• Представление неисправностей и возможность их транслировать - продвинутые
возможности, предоставляемые во многих симуляторах. В таких моделях передаваемость
потока между ячейками должна быть вычислена для несмежных наружных слоев
обычных «сосед к соседу» соединений.
• Природные моделирование разрушения (известная как двойной пористости и двойной
проницаемости) является расширенной функцией которого углеводородов модели в
обтягивающих блоков матрицы. Поток происходит от жесткой блоков матрицы к более
проницаемыми разрушения сетей, которые окружают блоков, а в лунки.
Моделирование природных нарушений (известное как моделирование двойной
пористости и двойной проницаемости) – является дополнительной функцией в
углеводород модели в жестких матричных блоках. Поток проходит от жестких блоков
матрицы к более проницаемым сетям нарушений, которые окружают блоки, далее в
скважины.
Симуляция мазута не рассматривается в составе углеводородной модели месторождения.
Композиционная модель является более сложной, где такие свойства как давление, объем
и температура газовых и нефтяных фаз были установлены на уравнение состояния.
Симулятор затем использует уравнение состояния для динамического отслеживания фаз и
компонентов в на месторождении.
Имитационная модель вычисляет изменение насыщенности из трех фаз (нефти, воды и
газа) и давление каждой фазы в каждой ячейке на каждом шаге по времени. В результате
снижения давления в исследовании истощения пласта, газ будет освобожден от
нефти.Если давление увеличится, в результате закачки воды или газа, газ повторно
растворяют в нефтяную фазу.
Моделирование проекта разработки месторождения, как правило, требует «адаптации»,
где исторические области добычи и давления сравниваются с расчетными значениями. В
последние годы инструменты оптимизации помогли ускорить этот процесс, а также
улучшить качеств работы добывающих скважин. Параметры модели корректируются до
разумного значения и создаются на основе месторождения обычно для всех скважин. Как
правило, производимое заводнение или водонефтяной фактор и газонефтяной фактор
совпадают. Другие типы симуляторов включают конечные элементы и оптимизацию.
6.
Моделирование нефтегазовых месторождений в режиме реального времени-цели и
задачи
Модели резервуаров используются нефтяными и газовыми компаниями при разработке
новых месторождений. Кроме того, модели используются при разработке месторождений,
где прогноз продуктивности необходим для принятия инвестиционных решений.
Создание устойчивой и надежной модели месторождения часто является трудоемким и
дорогостоящем. Модели обычно только строятся, когда инвестиционные решения
находятся под угрозой. Совершенствования программного обеспечения для
моделирования снизило время разработки моделей. Кроме того, модели могут быть
запущены на персональных компьютерах, а не только на более дорогих рабочих станциях.
Для новых месторождений модели могут помочь разработке путем определения
необходимых скважин, оптимального заканчивания скважин, настоящих и будущих
потребностей в механизированной добыче, ожидаемого извлечения нефти, воды и газа.
Для непрерывного управления месторождением модели могут помочь в повышении
нефтеотдачи пластов при ГРП. Скважины с большим наклоном ствола, а также
горизонтальные также могут быть представлены в модели. Специализированное
программное обеспечение может быть использовано при проектировании ГРП, после чего
повышение продуктивности может быть включено в модель месторождения. Кроме того,
может быть оценено будущее повышение добычи нефти c поддержанием пластового
давление при закачке добытого газа или воды в водоносные горизонты .Заводнение ведет
к улучшение вытеснения нефти и обычно оценивается с помощью моделирования
резервуара.
Применение методов повышения нефтеотдачи пластов требует, чтобы месторождение
обладало необходимыми для их успешного выполнения характеристиками. Модель
исследования может помочь в такой оценке. Методы повышения нефтеотдачи пластов
включают в себя вытеснение нефти смешивающимся агентом - природным газом, CO2,
азотом или химическими методами (полимерами, щелочами, ПАВ, их комбинациями. Для
предоставления этих процессов необходимы специальные возможности программного
обеспечения для моделирования. В некоторых смешивающих приложениях, «размытие»
фронта заводнения, также называются численной дисперсией, что может создавать
проблемы.
Моделирование резервуара широко используется для выявления возможности увеличения
добычи тяжелой нефти. Добыча нефти улучшается за счет снижения вязкости путем
введения пара или горячей воды. Типичные процессы – паровая пропитка коллектора (пар
закачивается, нефть добывается из той же скважины) и «заводнение» паром. Эти
процессы требуют моделирования со специальными функциями учета теплоотдачи,
последующими изменением свойств и потери тепла за пределами пласта.
Последнее применение моделирования резервуаров – моделирование добычи метана
угольных пластов. Это применение требует специального ПО для моделирования. В
дополнение к обычным данным о разломах и трещинах, моделирование МУП требует
данных о содержащихся объемах газа при начальном давлении, изотермы сорбции,
коэффициента диффузии, а также параметры для оценки изменений в абсолютной
проницаемости в зависимости порового давления и десорбции газа.
7. Проблема Big Data – большого объема промысловых метаданных при
интегрированном моделировании нефтегазовых месторождений
Моделирование сочетает в себе параметры, характеризующие резервуар:
Сейсмические данные используются для определения структурных характеристик,
картирования нарушений, выявления стратиграфических изменений и картирования
осадочных поверхностей (разграничение между горными породами и отображение этих
границ), обнаружения углеводородов.
В соответствии с графиком зависимости пористости от проницаемости, при каротаже мы
получаем информацию по профилю о проницаемости, картаж дает нам информацию о
пористости, насыщенности, глубине, толщине продуктивной части пласта. Благодаря
скважинным тестам мы получаем информацию о проходимости, скин-фактор, границы
разрядов и т.д. В обнаженных геологических элементах на поверхности, мы можем
изучать состав и структуру этих элементов. Использование аэро- и космоснимков
позволяет увидеть крупные геологические структуры. За счет таких исследований можно
предположить наличие месторождений УВ с большей уверенностью.
Все полученные данные помещаются в один конец ячейки сетки, которая служит основой
для построения сетки модели структуры.
Когда мы заносим данные в симулятор, мы должны помнить, что масштабы основы
определяются сантиметрами. Геофизические измерения в скважинах, как правило, имеют
диапазон проникновения в структуру – несколько метров. О структуре и свойствах
пространства поперечных сечений можно судить только по отраженным сейсмическим
волнам и вертикальной сейсмической регистрации.
Тем не менее, сейсмические данные не могут быть непосредственно определены
свойствами породы и резервуара. По результатам геофизических исследований можно
лишь косвенно оценить средние значения параметров пласта, они не могут дать
детальную картину распределения свойств.
Поэтому, когда устанавливают свойства резервуара для каждой единицы расчетной
площади поперечного сечения, которая находится в горизонтальной площади,
определяемой в несколько сотен квадратных метров с толщиной в несколько метров,
необходимо решить проблему интерполяции и экстраполяции измерений в скважинах и
внутрискваженном пространстве, а также проблему усреднения и масштабирования
данных, полученных в масштабах основы, масштаб расчетных блоков профилирования и
результаты гидродинамических исследований пласта.
8. Семейство программных продуктов Avocet от Schlumberger.
Продукты AVOCET помогают своевременно принимать решения и прогнозировать
результаты, что позволяет уменьшить простои и увеличить эффективность операций по
добыче.
AvocetSurveillAnce. Корпоративное решение по мониторингу любых
процессов,относящихся к производству углеводородов для руководителей и инженеров:
отчетность для руководства компаний по состоянию актива, мониторинг данных
реального времени.Мониторинг различных процессов: состояние скважин, движение
флюидов, производительность насосов, состояние наземного оборудования (сепараторы,
трубопроводы). Мониторинг работы скважин. Производительность ЭЦН.Выбор
кандидатов. Процесс переработки,выбор кандидатов, прорыв песка,
коррозии/эрозии,заводнения, выпадение парафинов и гидратов. Доступ к
сопроводительной документации. Интерфейс визуализации для совместной работыв
операционных центрах
Avocetvolumes manager (AVM)
■ Сбор, проверка качества и консолидация всех технологических и операционных данных
нефтегазопромысла; ■ Учёт добычи по всем узлам сети сбора ■ Оперативный расчет
обратного распределения для любых флюидов (газ, нефть, вода, газовый конденсат); ■
Формирование регламентной и оперативной отчетности, в том числе через WEB (МЭР,
суточные сводки и т.п.) ■ Возможность удаленного сбора данных (версия для КПК) и
напрямую из систем телеметрии (SCADA)
DeciDe!
Моделируемая система принятия решений, позволяет снизить потери за счет быстрого
выявления проблемных областей при помощи автоматизации процессов подготовки
данных, мониторинга, анализа и интеграции статистических прокси-моделей с
инженерными моделями: ■ Автоматический сбор и чистка данных ■ Выявление
ошибочных замеров телеметрии ■ Реконструкция и расчет дебитов скважин за весь день
при замере спутником ■ Автоматическое определение сбоев в работе оборудования и
скважин ■ Автоматический подбор кандидатов для ГРП ■ Выявление перетоков между
геологическими блоками и ежедневный расчет притока жидкости на основе матерального
баланса ■ Оценка суммарной добычи со скважин в течение жизни на основе
исторических данных при отсутствии инженерных моделей ■ Выявление пропущенных
продуктивных горизонтов ■ Анализ и выявление скрытых фактров, влияющих на
продуктивность скважин, суммарной добычи со скважин в течение жизни на основе
исторических данных■ Выявление и предсказание прорывов газа, воды, песка
PIPESIM
Моделирование установившегося многофазного потока для нефтегазодобывающих
систем:
■ Моделирование системы добычи для увеличения общего дебита, принятие верных
решений по управлению системой добычи ■ Моделирования добывающих и
нагнетательных скважин. Расчет потерь давления и температуры по скважине■
Проектирование и анализ механизированной добычи (ЭЦН, ШГН, газлифт) ■
Моделирование сложных систем сбора и подготовки различныхфлюидов, систем
нагнетания, магистральных трубопроводо■ Моделирование сложных систем сбора и
подготовки различныхфлюидов, систем нагнетания, магистральных трубопроводов ■
Учет взаимодействия между скважинами, трубопроводами и оборудованием ■ Расчет
необходимого диаметра трубопровода ■ Моделирование и расчет различных видов
смесей, в том числе вязких и высоковязких нефтей■ Прогноз образования гидратов,
парафинов, асфальтенов■ Расчет количества отложений парафинов в трубопроводах
от времени ■ Прогноз появления жидкостной пробки и определение ее размеров ■
Определение условий скопления жидкости на забое■ Расчет коррозии и эрозии■
Исследования чувствительности модели и ее оптимизация
■ Интеграция модели системы сбора с системой подготовки
продукции скважин и гидродинамической моделью
месторождения
OFM (Oilfieldmanager)
Интегрированное решение по анализу и управлению геолого-промысловыми
данными: ■ Подбор скважин-кандидатов ля проведения геолого-технических
мероприятий (ГТМ) (ГРП, кислотные обработки, зарезки боковых стволов и т.д.) ■
Оценка дополнительной добычи, полученной за счет ГТМ ■ Оценка базовых
экономических показателей эффективности ГТМ ■ Оценка ожидаемых эксплуатационных
показателей (расчет прогнозов) ■ Анализ и оптимизация заводнения (анализ компенсации, расчет КИН,
охват заводнением по объему, ценность закачки) ■ Работа с данными различного типа и
высокой частотности ■ Всесторонний анализ текущего состояния разработки
месторождения ■ Различные уровни анализа (месторождение, объект разработки,
лицензионный участок и т.д.) ■ Возможность работы с блоками разработки (учет фактора
распределения и потерь для скважин блоков) ■ Возможность создания шаблонов для
анализа■ Возможность совместной работы над проектами
AvocetWell&SurfaceModelerПодбор и оптимизация механизированной добычи:
■ Подбор и оптимизация: ● ЭЦН ● электродвигателей● газосепараторов● приемных
модулей● протекторов● станций управления● частотных преобразователей●
трансформаторов● кабелей● газлифтных клапанов ■ Быстрый подбор ЭЦН для скважин с
высокой обводненностью ■ Расстановка пусковых и рабочих клапанов ■ Расчет
глубочайшей точки нагнетания ■ Сравнение вариантов подбора
AvocetGasLiftManager
Комплексное решение для оптимизации операций по газлифту в реальном времени:
■ Проверка и коррекция результатов испытаний скважины ■ Автоматическое обновление
модели газлифта ■ Диагностика работы клапанов ■ Диагностика модели ■ Оптимизация с
учетом всех ограничений системы в реальном времени ■ Оптимизация газлифта для
максимальной добычи без дополнительных затрат на оборудование
AvocetIntegratedAssetModelerКомплексное решение для моделирования месторождений
на протяжении всего периода разработки, позволяющее интегрировать модели залежи,
скважин и промыслового оборудования, системы сбора, подготовки и переработки;
задавать комплексные ограничения с учетом рабочих параметров промысловых объектов
и финансовых показателей в единую управляемую систему: ■ Учет влияния ограничений
наземного оборудования на пласт ■ Расшивание узких мест сети■ Оптимизация добычи
газа ■ Оптимизация распределения газлифта ■ Оценка и оптимизация механизированной
добычи ■ Исключение возможности подбора неправильного оборудования ■ Подбор
мощности компрессорного оборудования■ Планирование программы разведочного
бурения■ Снижение потерь энергии пласта путем минимизации депрессии по
индивидуальным скважинам при сохранении постоянной общей добычи по
местрождению ■ Моделирование всего цикла жизни месторождения
9. Что такое «Классический пакет» приложений Landmark и база данных проектов
OpenWorks?
«Классическим пакетом» приложений Landmark на сегодняшний день считается
cемейство интегрированных приложений OpenWorks®, основанное на платформах
UNIX/Linux. Лежащая в основе cемейства система OpenWorks, представляет собой
базовую структуру для геолого-геофизических приложений, нацеленых на проведение
следующих исследований:
 сейсмическая интерпретация 3-D и 2D
 анализ скважинного каротажа
 геологическаяинтепретация
 скоростное моделирование
 картопостроение
 управление данными
10.Дискретизация нефтегазового месторождения в пространстве и во времени. Типы
дискретных моделей. Понятие о 3D геологической (статической) и 3D
гидродинамической (динамической) моделях. База данных ячеек модели.
1. Проницаемость
2. Пористость
3. Плотность
4. Координаты ячейки
5. Начальная насыщенность для каждой фазы
6. Начальное давление
7. Свойства флюидов (нефть, вода, газ) B, m ,Rs, Rv
8. Зависимость относительной проницаемости породы (Kr ) от S, Pcow, Pc, Cf
9. Размерность сетки
Лекция 5 Управление ГРР в режиме реального времени»
1. Достоинства и недостатки 3D сейсморазведки
мониторинга процессов разработки.
для
задачи контроля и
Представим отражающую границу в виде горизонтальной плоскости, осложненной
антиклинальной складкой. Проложим сейсмический профиль вкрест простирания складки
(рис.1, а). Допустим, что источник и приемник колебаний совмещены в точке М профиля.
Тогда отражение от границы произойдет по нормали к ней в точке М’, лежащей на линии
пересечения горизонтальной и вертикальной плоскостей, а лучи падающей и отраженной
волн совпадут и будут полностью находиться в проходящей через профиль вертикальной
плоскости. Значит, вся информация об отражающей границе пришла на поверхность из
вертикальной плоскости профиля и 2D обработка даст правильный результат.
Рис.1. Модель складки и направление сейсмического профиля:
а- линия профиля вкрест простирания складки; б – линия профиля не вкрест простирания
складки.
Направим профиль на вкрест простирания складки (рис. 1, б). Тогда нормальный
луч, исходящий из точки М на профиле, будет отражаться в точке М’’,не лежащей на
пересечении вертикальной и горизонтальной плоскостей. Это значит, что информация к
точке М будет приходить сбоку от вертикальной плоскости профиля. Более того, если
выбрать точку N’ нормального отражения на линии пересечения плоскостей, то отражение
от нее можно наблюдать в точке N, находящейся в стороне от линии профиля. Таким
образом, на профиле будут зарегистрированы волны, распространяющиеся не в
вертикальной плоскости – это так называемые боковые отраженные волны. Поскольку
при 2D сейсморазведке нет возможности определять азимуты прихода волн к линии
профиля, то обработка информации в предположении распространения волн только в
вертикальной плоскости даст искаженные результаты. Правильное изображение среды 2D
сейсморазведкой можно получить только в случае прохождения сейсмических профилей
строго вкрест простирания не только целевых, но и покрывающих их слоев. Однако
полная согласованность простирания слоев в пределах мощных толщ маловероятна.
Основное преимущество 3D сейсморазведки состоит в том, что информация,
приходящая к поверхности по различным углам и азимутам, обрабатывается совместно,
что позволяет правильно восстановить пространственное положение отражающих границ
и получить объемную картину исследуемого объекта, невозможную при профильных
наблюдениях. Никакая 2D сейсморазведка не может заменить 3D сейсморазведку, как бы
часто ни располагались отдельные сейсмические профили. В принципе вся
сейсморазведка должна быть только 3D. Однако переход от 2Dк 3Dсейсморазведке
происходит постепенно в связи со значительным увеличением затрат на полевые и
обработку информации.
2. Цели и основные задачи «сейсмической интервальной съемки» -4D
сейсмики. Преимущества и недостатки 4D сейсморазведки на стадии
разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений.
Сейсмическая интервальная съемка (4D сейсморазведка) – инструмент систем
поиска и разведки реального времени, включающий получение, обработку и
интерпретацию данных повторных сейсмических съемок в процессе разработки и
эксплуатации месторождения. Заключительный продукт – различие в данных
интервальных съемок. Это различие должно быть связано исключительно с изменениями,
происходящими в резервуаре.
Сейсмическая интервальная съемка дает возможность выявить и количественно
определить изменения коллекторских свойств, происходящие в процессе добычи
углеводородов. 4D сейсморазведка широко используется для выявления областей, занятых
остаточной нефтью, определения недренируемых зон. Также 4D данные выступают в
качестве дополнительной информации в процессе обновления геологической модели
резервуара. 4D мониторинг служит основой при решении таких задач, как выбор
направления бурения горизонтальных стволов скважин, определение мест заложения
высокодебитных скважин, построение модели напряженно-деформированного состояния
массивов горных пород, осуществление контроля за различного рода воздействием на
пласт и др.
Задачей 4D сейсморазведки является отображение движения флюидов в процессе
разработки резервуара, не прибегая к бурению скважин. Движение флюидов можно
предсказывать независимо и в дополнение к данным гидродинамического моделирования.
4D сейсморазведка позволяет проводить: мониторинг процессов истощения в масштабе
месторождения; мониторинг фронтов вытеснения газа, нефти; определение
недренируемых зон/линз; изменение насыщенностей УВ и давлений;
Хотя 4Dсейсморазведка имеет в настоящее время определенный успех,
существует ряд важных проблем, решение которых дало бы возможность дальнейшего
применения 4Dсейсмики во всем мире. К таким проблемам относятся: а) большой объем
сейсмических данных, которые необходимо обработать и проинтерпретировать за
короткий промежуток времени; б) вертикальнаяразрешенность 4D (в идеале 1-10 м); в)
неповторяемость съемок; г) способы объединения 4Dсейсморазведки с другими методами
моделирования.
Чувствительность 4D мониторинга зависит от измеряемых малых сейсмических
эффектов, вызванных добычей нефти и газа, т.е. от возможности получить повторяемые
данные, чтобы измерить эти маленькие изменения. Основная задача мониторинга –
оценить уровень разностного сигнала, который необходимо определить. Однако указанная
оценка может быть искажена другими факторами, уровень которых может быть
значительно выше. К ним относятся любые изменения условий регистрации и обработки
сейсмических данных последовательных съемок. Все различия сейсмических записей, не
связанных с изменениями в резервуарах, относят к проблеме неповторяемости съемок.
Недооценка проблем неповторяемости приводит к возникновению на разностных
изображениях помех, которые затушевывают эффекты, связанные с изменениями
резервуаров в процессе добычи.
Применение 4Dсейсморазведки требует ответ на вопрос, как вызванные добычей
изменения резервуара проявляются в изменениях физических свойств его пород.
Основными факторами, влияющими на изменения петрофизических свойств резервуаров
при их разработке, являются:
а) степень контрастности акустических свойств флюидов;
б) изменение упругих свойств скелета пород резервуара;
в) природа процесса нефтегазоотдачи;
г) параметры резервуара (глубина, давление, температура и т.д.)
В процессе нефтегазоотдачи происходят изменения типа флюидов, фаз и степени
насыщенности, сопровождающиеся изменением давления и температуры. Это приводит к
изменениям распределения акустических свойств резервуара. Значительный контраст
акустических свойств в перераспределяющихся в резервуарном объеме поровых флюидов,
является основным условием для применения сейсмомониторинга. Например, контрасты
могут возрастать, если из нефти выделяется газ, если нефть вытесняется перегретым
паром, замещается углекислотой (CO2)или высокоминерализованной водой. Низкие
упругие свойства (объемный и поперечный модули) скелета – второе условие,
обеспечивающее успех мониторинга. Это связано с тем, что эффекты, обусловленные
изменением акустических свойств флюидов, могут лучше распознаваться на фоне низких
упругих свойств скелета. Изменения сейсмических свойств резервуара вызваны
процессом добычи/нефтеотдачи. Поэтому важно учитывать природу процесса
нефтеотдачи и изменений, которые могут влиять на сейсмические свойства резервуара.
Искусственные внешние воздействия на процесс нефтеотдачи, такие как циклическое
паронагнетание, нагнетание углекислоты, углеводородных газов, водонагнетание, как
правило, хотя и в разной степени, повышают возможности сейсмомониторинга. На
возможности сейсмомониторинга влияют параметры резервуара, такие как его глубина,
давление, температура, пористость и др. Резервуары неглубокого залегания и с
пониженным геостатическим давлением, высокой первоначальной температурой, высокой
пористостью также благоприятны для сейсмомониторинга.
Рассмотрим физический принцип 4D сейсморазведки (Рис.3). Если сделаны две
съемки до разработки резервуара и в процессе его разработки, то можно оценить
физические изменения в резервуаре. Если УВ заменяются водой, и изменяется давление,
изменяются сейсмические скорости и плотности (акустические импедансы) и, как
следствие, форма сейсмических трасс. В результате, различие этих трасс может быть
существенным и его можно наблюдать в виде изменения сейсмических амплитуд трасс и
возникновения временных сдвигов между трассами. Информация представляется в виде
разностных объемов сейсмических трасс. На разностных данных вычитается постоянная
геология и изменения резервуара должны становиться гораздо более видимыми.
Поскольку
изменения резервуара вызывают скоростные изменения, временные сдвиги – другой
важный индикатор. Кроме амплитуд и сдвигов используют сейсмическую инверсию на
основе модели (лучший способ получения количественных результатов по насыщенности
и давлению), а также AVO – анализ (для контроля движения флюидов и давления в
резервуаре).
3. Преимущества и недостатки 4С и 4D сейсмик. Цели и основные задачи
использования сейсмоприемников 4С для мониторинга разработки
месторождений УВ: Основные преимущества и недостатки.
Наиболее передовой технологией мониторинга разработки месторождений в
режиме реального времени является 4D сейсморазведка с 4С (четырехкомпонентными)
датчиками – 1 гидрофон и 3 осевых акселерометра соответственно, для продольной и
поперечной волн. 4С датчики располагаются стационарно в фиксированном положении в
траншее на морском дне.
Строение 4С сейсмоприемника.4-ех компонентный сейсмоприемник состоит из
3 ортогональных геофонов и одного гидрофона. Геофон регистрирует скорость смещения
частиц или их ускорение в зависимости от типа. Гидрофон регистрирует изменение
давления. 3 геофона направлены ортогонально друг другу, чтобы зарегистрированные
волны можно было разделять по направлению прихода, таким образом, осуществляя
качественную обработку. В отличии от геофона, амплитуда волны, зарегистрированная на
гидрофоне, не зависит он направления прихода. За счет этого принципиального отличия
возможно подавлять различные шумы. Из-за того, что приемник лежит на дне, он
позволяет регистрировать как продольные, так и поперечные волны. Это дает
возможность получения очень точных и качественных данных в режиме реального
времени.
Регистрация волн 4С сейсмоприемниками.Продольные волны по большей
части регистрируются вертикальным геофоном и гидрофоном. А поперечные волны
регистрируются в большей степени на горизонтальных геофонах. Это можно объяснить
тем, что сейсмические волны по большей части приходят к поверхности регистрации
практически вертикально. Соответственно колебания регистрируются на тех приемниках,
которые направлены также как и соответствующий тип волн. На других датчиках также
регистрируются волны всех типов и разделение происходит уже во время обработки. Так
как приемники лежат на дне хаотично, то следует определять какие волны где
зарегистрировались. Для этого: определяются углы прихода волн, направления и
программным способом сейсмоприемник как бы поворачивают в пространстве, чтобы
регистрация волн происходила наиболее эффективно. Получается вертикальный приемник
поворачивают вдоль прихода продольной волны вместе с гидрофоном, а два других
геофона поворачивают вдоль прихода поперечной.
Подавление кратных волн с помощью 4С приемников в РРВ.За счет
суммирования сигналов с гидрофона и геофона происходит подавление донно-кратный
волн. Так как геофон реагирует не только на изменение амплитуды, но и на направление, а
гидрофон только на изменение амплитуд, получается, что кратная волна приходит в
противофазе на геофоне и гидрофоне и при суммировании обнуляется. Это происходит
изза того, что при приходе на поверхность волна имеет положительную амплитуду
(например), а при отражении от поверхности воздух-вода, который имеет отрицательных
коэффициент отражения около -1, волна возвращается уже с отрицательным значением,
но с той же амплитудой. Таким образом, если просуммировать эти данные - то амплитуда
кратных волн обнулится. Довольно сложный вопрос как проссумироват значения
скорости смещения волны и значения изменения давления. Для этого стоит применять
различные программные срестдства (сравнения амплитуд и внесение весовых
коэффициентов) или уже делать приборы с одинаковыми амлитудно-частотными
характеристиками. Чаще применяют первые вариант.
Применение 4С приемников в РРВ на месторождении.Благодаря строению 4С
приемника, он позволяет регистрировать как продольные так и поперечные волны.
Используя поперечные и продольные волны можно рассчитывать многие параметры
месторождения. Например поперечные волны лучше выделяют коллектора и флюиды, а
продольные волны лучше оконтуривают геологические тела. Если же этом преимущества
приемников 4С применять при регистрации данных в режиме реальном времени, то при
таких работах также выделяется граница нефть-вода и другие, при чем во время
разработки эта граница изменяется и сейсмика позволяет это зарегистрировать в реальном
времени. Помимо этого можно расчитывать и пористость и проницаемость, но для этого
уже необходимо использовать данные скважинных исследований.
Оптоволоконные 4С датчики в сейсморазведке.Оптоволоконные датчики
обладают рядом преимуществ по сравнению с обычными датчиками, используемыми в
сейсмике. Первое - шире диапазон амплитудно-частотной характеристики. Это означает,
что данные приемник сможет зарегистрировать больше волн низких частот и больше
волны высоких частот без потерь. Данное свойство очень важно, так как регистрируемые
частоты очень сильно влияют на интерпретацию и, как следствие, на разработку. Второе низкий уровень шумов. Это также повышает качество сейсмических данных. Благодаря
оптоволокну есть возможность прокладывания множества каналов в одном кабеле. Это
позволяет передавать данные набольшей скорости и иметь повышенную
отказоустойчивость. Третье - отсутствие электрического тока под водой, что увеличивает
экологичность таких работ.
Цели и задачи при использовании сейсмоприемников 4С. Основные
преимущества и недостатки.
4ех компонентный сейсмоприемник состоит из 3 ортогональных геофонов и одного
гидрофона. Геофон регистрирует скорость смещения частиц или их ускорение в
зависимости от типа. Гидрофон регистрирует изменение давления. 3 геофона направлены
ортогонально друг другу, чтобы зарегистрированные волны можно было разделять по
направлению прихода, таким образом, осуществляя качественную обработку. В отличие
от геофона, амплитуда волны, зарегистрированная на гидрофоне, не зависит он
направления прихода. За счет этого принципиального отличия, возможно, подавлять
различные шумы. Из-за того, что приемник лежит на дне, он позволяет регистрировать
как продольные, так и поперечные волны. Это дает возможность получения очень точных
и качественных данных в режиме реального времени.
Благодаря строению 4С приемника и того, что его укладывают на дно, он позволяет
регистрировать как продольные так и поперечные волны. Используя поперечные и
продольные волны можно рассчитывать многие параметры месторождения. Например с
помощью поперечных волн лучше выделяют коллектора и флюиды, а с помощью
продольных волн лучше оконтуривают геологические тела. Если же эти преимущества
приемников 4С применять при регистрации данных в режиме реального времени, то при
таких работах также выделяется граница нефть-вода и другие, при чем во время
разработки эта граница изменяется и сейсмика позволяет это зарегистрировать в реальном
времени. Помимо этого можно рассчитывать и пористость и проницаемость и другие
важные параметры. Помимо этого, изза разных принципов регистрации волн на геофоне
и гидрофоне, возможно подавление донно-кратных волн, что в сейсморазведке являются
помехами. Сейсмоприемники 4С - оптоволоконные, поэтому все преимущества
оптоволокна есть и при использовании их. Это отсутствие электричества, большая
скорость передачи данных, широкий амплитудно-частотных спектр и другие.
Сейсмоприемники 4С укладываются на дно, благодаря этому возможно их
использование и в плохих погодных условиях без потери качества данных, по сравнению
с обычными плавающими косами. При этом на ограниченном пространстве их
использовать намного проще, чем плавающие косы длинной до 10 км, так как в
ограниченном пространстве разворот судна с такими косами очень затруднителен. И
качество данных с донных приемников намного выше, чем с плавающих.
У таких приемников есть только два недостатка. Первое - очень большая цена
проведения таких работ и прокладки кабелей. Второе - лежачие кабели на дне не могут
покрыть большую площадь, как это делают корабли с плавающими косами. Но с
развитием технологий и ускорением прокладки кабелей по дну, скоро второй недостаток
исчезнет.
10. Надежность донной 4C сейсмической системы.
Ключевой проблемой надежности постоянно установленной донной 4C
сейсмической системы является время жизни оборудования. Различные факторы могут
воздействовать на это время. Один очевидный способ отказа для любой электрической,
или оптической системы - это отказ в компонентах, составляющих донную сеть. У всех
рабочих электрических деталей есть определенное среднее время до отказа (СВО),
которое показывает вероятность отказа от времени, принимая во внимание все
компоненты системы. Тот же самый подход касается деградации оптоволокна.
Однако, единственный компонент, подверженный поломке в 4C сейсмической
станции на БР – это и есть само оптоволокно, действующее как чувствительный элемент и
линия передачи сигнала. Главный фактор поломки оптоволокна в окружающей среде
морского дна - разрыв кабеля, вызванный напряжением (в основном из-за изгиба и
намотки волокна).
Чтобы гарантировать необходимое время жизни после изготовления и соединения
волокна, оно подвергается тесту, где в течение короткого промежутка времени его
растягивает определённый груз. Когда известен вес груза, разрывающего волокно, можно
использовать установленные физические модели, чтобы вычислить вероятность любой
поломки в зависимости от времени на различных уровнях напряжения. Таким образом
возможно вычислить СВО компонента оптоволокна, который содержится в 4К
сейсмической станции.
В принципе другие отказы могут также произойти. Отказ в механических
компонентах, таких как материальная коррозия и утечки в герметичных компонентах.
Оптоволоконная система использует анодную защиту (разработанна для работы в течении
100 лет), чтобы избежать эффектов коррозии и использует станцию с уравновешенным
давлением, чтобы избавить от необходимости изоляции давления. Это - врожденная
особенность оптоволокна, чтобы действовать и в качестве чувствительного элемента и в
качестве линии передачи под гидростатическим давлением. Это огромное отличие от
электрической системы, которая должны иметь изоляцию давления, чтобы избежать
коротких замыканий, из-за попадания воды.
Расчетный СВО оптоволоконной 4C станции выше 1010 часов. Это – на несколько
порядков выше величины для электрических систем. Это показывает огромный потенциал
надежности оптических систем.
4. Микросейсмическая съемка при управлении разработкой месторождений в
режиме реального времени: цели, основные задачи, преимущества,
недостатки.
3D микросейсмическая визуализация. На схеме: пласты, интервалы перфорации
и направления распространения трещин при гидроразрыве пласта
Что такое микросейсмичность и где она используется.
Микросейсмичность – это давление, вызванное динамическим эффектом,
связанным с трещинами, разломами и сбросами. Давление изменяется из-за нагнетания
флюида или добычи. Изменение давления приводит к изменению напряжения в породе,
вследствие чего могут возникать трещины и разломы.
Микросейсмичнось используется в пассивной сейсмике.
Пассивныйсейсмомониторинг проводится в режиме реального времени. Источник
находится на глубине, а приемники в наблюдательной скважине. Источниками являются:
трещины в породах, разломы, сбросы, любое геомеханическое изменение в породах.
Метод пассивной сейсмики может применяться на протяжении всего срока эксплуатации
месторождения.
Мониторинг продуктивных пластов с помощью метода пассивной микросейсмики
на сегодняшний день является высокоразвитым методом, позволяющим получать
надежные данные по разработке нефтяных и газовых месторождений.
Метод пассивногосейсмомониторинга.
Пассивныйсейсмомониторинг проводится в режиме реального времени. Суть
метода пассивного сейсмомониторинга заключается в следующем: размещаются 3-х
компонентные датчики и в непрерывном режиме идет регистрация проходящих
сейсмических волн, инициируемые неизвестным источником. Этот источник фактически
и есть то, что мы будем пытаться охарактеризовать, используя акустические волны,
проходящие внутри коллектора. Данные волны относятся к колебаниям порового
давления породы, которые генерируют нестабильности за счет создания обвала (оползня)
породы вдоль небольших трещин, что приводит к излучению сейсмических волн. Такие
микро землетрясения, вызванные добычей, будут определены и картированы
одновременно со временем их возникновения. Фактически, здесь мы имеем дело с
собственными данными 4D. После регистрации вступлений процесс обработки идет в
обратном направлении, предпринимается попытка локализовать микротрещины или
сбросы, которые вызвали волны, для того чтобы определить первичный источник волн.
Для чего применяют скважинную микросейсмику при мониторинге
гидроразрыва пласта в режиме реального времени.
Скважиннаямикросейсмика позволяет осуществлять мониторинг трещин
гидроразрыва пласта в режиме реального времени. В ходе создания трещины в
обрабатываемой скважине группа многокомпонентных сейсмоприемников в
наблюдательной скважине регистрируют микросейсмы, генерируемые в процессе
гидроразрыва пласта. Такие микро землетрясения будут определены и картированы
одновременно со временем их возникновения. Фактически, здесь мы имеем дело с
собственными данными 4D.
Микросейсмический мониторинг был разработан, чтобы в режиме реального
времени обеспечить получение информации о геометрии (3D) и развития (4D)
гидроразрыва пласта. Тем самым инженер может принимать своевременные решения для
изменения окончательной геометрии трещины, чтобы уменьшить или предотвратить
нежелательные проблемы, связанные с обвалами, разрушениями.
Сегмент рынка и перспективы применимости микросейсмического
мониторинга в режиме реального времени.
1. Проводят гидроразрыв пласта – то есть мониторинг гидроразрыва пласта. В
ходе создания трещины в обрабатываемой скважине группа многокомпонентных
сейсмоприемников в наблюдательной скважине регистрируют микросейсмы,
генерируемые в процессе гидроразрыва пласта. После регистрации вступлений микросейм
предпринимается попытка локализовать микротрещины или сбросы, которые вызвали
волны, для того чтобы определить первичный источник волн, определить геометрию (3D)
и развитие (4D) гидроразрыва пласта.
2. Определяют коридор разлома – то есть происходит оптимизация резервуара. 4
D микросейсмическое распределение позволяет определить «коридор» разлома.
Определенный коридор позволяет подтвердить или предположить прорыв воды в
скважину. Микросейсмический коридор ассоциируется потенциальным прорывомводы.
3. Следят за геомеханическим поведением пород и оценивают риск
возникновения аварий, обвала в скважинах.
Случаи применения скважинной микросейсмики.
Скважинная микросейсмика может применяться на протяжении всего срока
эксплуатации месторождения в режиме реального времени, например:
- Крайне низкая проницаемость пластов, требующая применения гидроразрыва
пласта для создания коридоров миграции флюидов;
- Мониторинг закачки жидкости в пласт, позволяющий отслеживать аномальные
явления в режиме реального времени, связанные с распространением флюидов (такие как
особые коридоры трещиноватости и непроницаемые преграды, аккумулирующие
ограничения до разрушения и генерации волн);
- Крайне истощенные месторождения на поздней стадии разработки. Из-за
колебания давления данные месторождения являются местом корректировки
(выравнивания) сжатия. Такие движения вызывают микросейсмичность, которая дает
информацию в режиме реального времени, необходимую для оценки рисков, таких как
разрывы колонны обсадных труб и существенные изменения проницаемости.
5. 4D гравиметрика для задач доразведки и разработки месторождений УВ в
режиме реального времени: цели, основные задачи, преимущества и
недостатки.
Гравиразведка (или гравиметрия) - геофизический метод, изучающий изменение
ускорения свободного падения в связи с изменением плотности геологических тел.
Гравиразведка активно применяется при региональном исследовании земной коры и
верхней мантии, выявлении глубинных тектонических нарушений, поиске полезных
ископаемых (преимущественно рудных), выделении алмазоносных трубок взрыва.
Высокоточные гравиметрические измерения используются для определения рельефа
местности, так как с увеличением превышений растет мощность осадочных пород над
уровнем моря. Гравиразведка позволяет определять литологию магматических пород,
поскольку с ростом основности возрастает и концентрация плотных железистых
соединений. Гравиметрия занимается изучением гравитационного поля Земли. Локальные
вариации этого поля, связанные с плотностными неоднородностями в пределах земной
коры, используются для определения положения рудных тел. Полагают, что рельеф
земной поверхности и плотностные изменения внутри земной коры с глубиной взаимно
компенсируются, поэтому удовлетворительная корреляция между гравитационными
аномалиями протяженностью 100-1000 км и рельефом не наблюдается.
Гравиметрическая или гравитационная разведка - геофизический метод
исследования строения литосферы, поисков и разведки полезных ископаемых,
базирующийся на изучении гравитационного поля Земли. Основным измеряемым
параметром этого метода является ускорение свободного падения. Хотя поле силы
тяжести ученые изучают давно, например, Г.Галилей в 1590 г. первый получил ускорение
свободного падения, наблюдая за падением тел, а М.В. Ломоносов разработал для его
измерения идеи пружинного и газового гравиметров, однако лишь в 30-40-х годах XX
столетия необходимая точность измерений была технически реализована в гравиметрах,
маятниковых приборах, а также вариометрах и градиентометрах. Эти приборы
предназначены для измерения ускорения свободного падения и его градиентов.
По технологии работ и типу носителя аппаратуры гравиразведку подразделяют на
полевые (наземные), морские, воздушные, подземные и скважинные гравиметровые, а
также вариометрические наблюдения.
По решаемым геологическим задачам и масштабу съемок различают региональную
гравиразведку, проводимую на суше и море в масштабах 1:200000 и мельче,
предназначенную для получения сведений о глубинном строении крупных территорий, и
детальную (поисково-разведочную), выполняемую в масштабах от 1:100000 до 1:10000,
направленную на выявление структур, перспективных на те или иные полезные
ископаемые, поиск и разведку месторождений.
Измерение силы тяжести гравиметрами
В гравиметрах уравновешивание измеряемой силы тяжести производится
некоторойдругой внешней силой: упругой силы пружины, упругими силами газа или
жидкости,электромагнитными силами и т.п. По конструкции гравиметры чрезвычайно
разнообразны иразличаются по типу уравновешивающей силы (пружинные гравиметры,
газовые и т.п.),способу перемещения массы (вращательное, поступательное), материалу,
из которогоизготовлена упругая система (кварц, металл и т.д.) и некоторым другим
особенностям.
- В гравиразведке в основном применяют гравиметры с пружинными
чувствительными системами.
- По характеру действующих упругих сил гравиметры с такими системами
подразделяют на приборы с поступательным движением грузика, прикрепленного к
пружине (гравиметры первого рода) и приборы с вращательным движением рычага
маятника (гравиметры второго рода).
- В гравиметрах второго рода использован принцип вертикального
сейсмоприемника Голицына.
Конструкция вертикальногосейсмоприемника Голицына состоит в следующем(см.
рис. 1).
Рис.1.
На тонкой горизонтальной нитиукреплен горизонтально расположенный рычаг l
сгрузом (маятник). Он удерживается силой натяженияглавной пружины, прикрепленной к
маятнику исилой закручивания оси подвеса маятника. Приизменении силы тяжести
маятник отклоняется отгоризонтального положения. При измерениях силытяжести
маятник возвращают в горизонтальноеположение дополнительным моментом силы,
который и является мерой приращения силытяжести.
- Наиболее широкое применение получили гравиметры второго рода, упругая
система которых изготовлена из кварца (кварцевые гравиметры).
Рассмотрим принцип устройства кварцевого астазированного гравиметра (ГАК)
(см.рис.2). Принципиальная схема чувствительной системы гравиметра изображена на
рис. 2.
Рис.2.
На тонкой нити, являющейся осью вращения, укреплен рычаг (маятник).
Маятникудерживается в исходном положении силой натяжения главной (астазирующей)
пружины,нижний конец которой через рычаг прикреплен к маятнику, и силой
закручивания нитиподвеса маятника. Вся эта чувствительная система гравиметра
изготовлена из кварца.
При изменении силы тяжести маятник прибора отклоняется от положения
равновесия,растягивая главную пружину и закручивая нить подвеса до тех пор, пока
момент силытяжести не будет уравновешен моментом главной пружины и моментом
закручивания нитиподвеса.
При изменении силы тяжести маятник возвращают в исходное положение, вводя
всистему дополнительный момент, компенсирующий изменение силы тяжести в
данномпункте относительно исходного пункта. Компенсирующий момент создается в
результатедополнительного закручивания нити подвеса маятника с помощью
измерительныхпружин.
Для фиксации исходного положения маятника на нем есть индекс. Регистрация
производитсяоптическим способом, при котором за отклонением маятника наблюдают в
микроскоп сбольшим увеличением.
Закручивая нить подвеса, совмещают индекс маятника с нулем шкалы микроскопа
иберут по микрометру измерительной пружины отсчет в делениях шкалы микрометра.
-Кварцевый гравиметр – астазированный, то есть его чувствительная система
находится в положении неустойчивого равновесия. Небольшие изменения силы тяжести
приводят к тому, что равновесие нарушается в результате чего маятник прибора
отклоняется на достаточно большой угол.
Принцип астазирования в гравиметре ГАК поясненна рис.3. При отклонении
маятника под действиемсилы тяжести от исходного (нулевого) положения плечо ОК
главной (астазирующей) пружиныуменьшается, следовательно, уменьшается
моментглавной пружины, удерживающей маятник. Врезультате маятник после выведения
его из условияравновесия отклонится, на больший угол, чем этовызвано действием силы
тяжести. Таким образом, уастазированного гравиметра резко повышеначувствительность
системы к незначительнымизменениям силы тяжести.
Рис.3.
- Приращения силы тяжести вначале измеряют в делениях шкалы микрометра
прибора. Затем отсчеты переводят в приращения силы тяжести в миллигалах. Для
этого используют переводной коэффициент, называемый ценой деления гравиметра.
Приращение силы тяжести в двух пунктах наблюдении вычисляют по формуле
∆g=c(n2−n1)
где ∆g — приращение силы тяжести между двумя пунктами; n1 и n2 — отсчеты
наэтих пунктах, дел.шкалы; с — цена деления гравиметра, мГал.
Операция определения цены деления гравиметра называется эталонированием
гравиметра.
- Цена деления гравиметра (цена деления шкалы счетчика измерительного
устройства прибора) может быть найдена различными способами. Наибольшее
применение получили определения по наблюдениям с гравиметром на двух (или большем
числе) пунктах, в которых известны значения силы тяжести, и способом наклона
гравиметра.
Сущность определения цены деления первым способом заключается в
следующем.Берут отсчеты n1 и n2 по счетчику измерительного устройства гравиметра в
двухпунктах, для которых известно изменение (приращение) силы тяжести ∆g=g2 −g1 .
Ценаделения шкалы (в мгал) гравиметра шкалы (мгал/дел), как следует из , равна:
c=∆g/( n2−n1)
Цену деления способом наклона гравиметра определяют по результатам измерений
наодном пункте при разных наклонах измерительной системы гравиметра. Если
приборнаходится в горизонтальном положении (α = 0), то маятник отклоняет сила mg, и
отсчет посчетчику будет n0.При наклоне прибора на угол α (рис. 1) маятник отклоняет
сила mgcosα, и отсчет будет nα. Для малых углов наклона
∆g=g−g cosα =c(n0 −n
≈g(α^2/2); c=(g*α^2)/(2(n0−nα)
При определениях цены деления гравиметра способом наклона используют
специальнуюэталонировочную наклоняющую плиту («экзаменатор») или наклоняют
прибор с помощьюустановочных подъемных винтов.
Если на одном и том же пункте наблюдений провести измерения силы тяжести
втечение продолжительного времени (часа более), то отсчеты, взятые по
микрометругравиметра, будут разные. Разброс значений отсчетов, пересчитанный в
миллигалы,можетдостигать несколько десятков миллигал, то есть значительно
превосходить интересующиеаномалии силы тяжести.
- Изменение во времени показаний гравиметра в одном и том же пункте
наблюдений называется смещением нуль-пункта гравиметра.
- Смещение нуль-пункта гравиметра вызвано неидеальной упругостью
измерительной системы: под нагрузкой упругие свойства материала, из которого
изготовлен чувствительный элемент гравиметра, изменяется но времени.
График изменения отсчетов по гравиметру во времени, называемый
графикомсмещения нуль-пункта прибора, в общем случае представляет кривую линию,
характеркоторой зависит от конструкции прибора и его индивидуальных особенностей. В
процессеполевых работ смещение нуль-пункта гравиметра тщательно изучают для
последующеговведения поправок в результаты полевых наблюдений. Графики смещении
нуль-пунктаобычно строят по результатам повторных наблюдений в одних и тех же
пунктах в различныемоменты времени в течение рабочего дня.
6. Сейсмика в процессе разведочного и эксплуатационного бурения (СВПБ) в
режиме реального времени: цели, основные задачи, преимущества и
недостатки.
СВПБ с использованием долота в качестве источника, СВПБ с использованием
вибросигнала, и VSP-WD (обращенное ВСП, проводящееся во время технических пауз в
процессе бурения). Все эти методы работают в режиме реального времени и имеют
своими основными целями снижение рисков и стоимости проведения бурения скважин.
Т.н. технология «СВПБ с использованием долота в качестве источника»
использует энергию долота в качестве источника сейсмических колебаний для получения
информации о процессе бурения в реальном времени. С сейсмической стороны зрения,
долото является дипольным источником P-волн. Сам сигнал фиксируется
геофонами/гидрофонами на дневной поверхности и акселерометром, расположенном
непосредственно на буровом оборудовании. Для того чтобы получить полезную
информацию из сигнала, интерпретаторам нужна информация о характере и времени
сигнала, генерируемого долотом. Акустическая энергия колебаний распространяется по
бурильным трубам к акселерометру и, по толще пород – к сейсмодатчикам на дневной
поверхности. Также, акустическая энергия, распространяющаяся от долота, отражается от
нижележащих слоев с другой акустической плотностью и также фиксируется
сейсмодатчиками на поверхности, что дает нам представление о структурах, лежащих
ниже долота. Кроме того, сейсмические данные помогают определить относительные
скорости распространения акустических волн, что используется для перевода
сейсмических временных разрезов в глубинные. Недостатки данного метода:
невозможность применения в породах с низкой плотностью, на больших глубинах, в
горизонтальных или наклонных скважинах. Также требуется применение бурения с
помощью только шарошечных долот.
Эти недостатки частично обходит технология «СВПБ с использованием
вибросигнала». По общему устройству она аналогична технологии СВПБ с
использованием долота в качестве источника, разница лишь в типах источников: в СВПБ с
использованием вибросигнала используются долота для проведения гидравлического
бурения («источник» - перепады давления жидкости на забое). Это позволяет во многом
устранить такие недостатки, как невозможность использования технологии в неплотных
породах, на большой глубине и в наклонных/горизонтальных скважинах. Однако данные
две технологии не являются взаимозаменяемыми из-за принципиально разных способов
бурения.
Особняком стоит метод обращенного ВСП в процессе бурения. В этом случае
источник располагается на дневной поверхности, а приемники – в скважинном приборе
рядом с долотом. Съемка проводится во время пауз в процессе бурения, а записанные
приемниками данные автоматически обрабатываются в приборе и частично отсылаются
на поверхность с помощью системы телеметрии.
СВПБ является применением современных технологий в режиме реального
времени.
Использование сейсмических исследований во время бурения позволяет
контролировать и корректировать параметры процессов практически сразу после
получения данных прямо на скважине (или в специально оборудованном удаленном
центре обработки данных, информация в который и из которого передается по
спутниковым системам связи). В случае применения технологии ВСП вПБ, которая
отличается сбором данных на приборе прямо в стволе скважины, информация,
накопленная в памяти прибора, практически незамедлительно передается на поверхность
с помощью системы передачи информации, основанной на пульсации бурового раствора.
Кроме того, собранные данные автоматически обрабатываются перед отправкой на
поверхность.
Время получения целевых данных для всех методов СВПБ – от десяти минут до
нескольких часов, что позволяет утверждать, что все технологии, входящие в комплекс
СВПБ технически являются методами контроля за бурением в реальном времени.
7.
Обращенное вертикально-сейсмическое профилирование (ВСП) в
процессе разведочного и эксплуатационного бурения в режиме реального времени:
цели, основные задачи, преимущества и недостатки.
Основные принципы проведения обращенного ВСП в процессе бурения.
ВСП вПБ – ни что иное, как передача данных скважинной сейсморазведки на
поверхность для получения преимуществ при бурении. Оно идентично обычному ВСП и
использует те же самые поверхностные источники и скважинные приемники. Основная
разница между ними заключается в том, что в технологии ВСП вПБ нет прямой кабельной
связи между скважинным прибором и поверхностью. Скважинные сенсоры вмонтированы
в общий скважинный прибор (ВНА) и фиксируют сейсмические колебания от источника
на поверхности (обычно – на судне). Источник работает во время соединения бурильных
колонн или во время приостановок процесса бурения, когда циркуляции бурового
раствора не происходит, а буровая труба – стационарна; так, что шум от бурения не
мешает процессу съемки. Прибор может фиксировать как прямую волну от источника, так
и сигнал, отраженный от подстилающих границ. Сигнал обрабатывается прямо в
скважине для выделения первых вступлений или проверки времени выстрела. Эта
информация пересылается на поверхность в режиме реального времени с помощью
системы передачи информации, основанной на пульсации бурового раствора. Прибор
ВСП вПБ способен сохранять сырые данные полностью, пользуясь встроенной памятью,
которая может быть затребована позднее, когда прибор будет поднят на поверхность.
8. Скважинные измерения в режиме реального времени: цели,
основные задачи, преимущества и недостатки. Метод акустического
каротажа в режиме реального времени.
Акустический мониторинг глубоководных скважин (АМГС) в реальном масштабе
времени (АМГС) является новым «дистанционным» (не требующим механического
вмешательства) методом выявления участков или зон снижения проницаемости в
скважинах, законченных с использованием противопесочных фильтров. Метод основан на
использовании акустических сигналов, проходящих через столб скважинного флюида.
Эти акустические сигналы переносятся трубными волнами, вызывающими возвратнопоступательное движение скважинного флюида в радиальном направлении, через слои
эксплуатационного забоя законченной скважины. Такие трубные волны способны
«мгновенно протестировать» зону притока законченной скважины на предмет наличия
или отсутствия движения флюидов; они чувствительны к изменениям, происходящим в
противопесочных фильтрах с проволочной обмоткой, в гравийной набивке, в интервале
перфорации и, возможно, в пласте-коллекторе.
Полученная информация позволит :

обнаруживать изменения проницаемости как в скважине, так и в
околоскважинном пространстве (и, следовательно, оценивать возможности получения
притока) в реальном масштабе времени;

выявлять элемент конструкции скважины, создающий какие-либо
осложнения (фильтр, перфорации и т.п.);

содействовать разработке наилучших методов отбора скважинной
продукции без ухудшения эксплуатационных показателей;

заблаговременно выявлять проблемы или осложнения, когда на их решение
или устранение требуются меньшие усилия;

более глубоко изучить механизмы перетоков и дифференциального
истощения при эксплуатации скважин с несколькими интервалами одновременнораздельной эксплуатации.
Каротаж в процессе бурения.
Каротаж в процессе бурения (LWD) – позволяют экономить время на исследование
скважин, в связи с чем значительно уменьшается зона проникновения фильтрата бурового
раствора в пласт, что приводит к сокращению времени на его освоение. С помощью
применения нейтронного и лито-плотностного каротажа во время бурения появляется
возможность более корректно оценивать литологию и пористость пласта. Применение
азимутальных методов каротажа позволяет определять угол и азимут напластования, а
также другие структурные элементы пласта, необходимые для эффективнойгеонавигации
в процессе бурения.
LWD (LoggingWhileDrilling) – ГИС в процессе бурения - это именно каротаж, т.е.
замеры физических параметров пласта в режиме реального времени.Использование
каротажа в процессе бурения (LWD) при помощи присоединения дополнительных
модулей к низу компоновки стандартных приборов для измерения инклинометрии,
позволяют:
контролировать
пространственное
положение
скважины
относительно
геологических объектов в процессе бурения с целью повышения эффективности
бурящейся скважины;
 обосновано принимать решения по изменению траектории скважины в зависимости
от изменяющихся геологических условий скважины прямо в процессе бурения;
 проводить каротаж в горизонтальных и сильно искривленных скважинах;
 отказаться от проведения дополнительных промежуточных каротажей на кабеле
или
на
буровом
инструменте
с целью оценки геологических условий по стволу скважины;
 оперативно получать данные для количественной оценки параметра пласта и
коллекторных свойств.

Измерения в процессе бурения.
MWD (MeasurementWhileDrilling) –позволяет производить измерения параметров
инклинометрии (угол поворота отклонителя, зенита, азимута) и дополнительных
параметров контроля в процессе бурения, что дает возможность качественно и в короткие
сроки осуществлять строительство и заканчивание наклонно–направленных и
горизонтальных скважин. Принцип передачи сигнала — гидроканал с отрицательным
импульсом.
MWD как правило, относится к реальному времени оценки физических свойств,
таких как скважины траектории в 3D пространстве, при бурении скважины. Геомагнитная
ссылка является одним из приложений MWD, в котором геомагнитные измерения в
скважине сравниваются с оценкой магнитного поля Земли, для определения траектории
скважины.
MWD использует измерения напряженности магнитного поля в стволе скважины.
Это обеспечивает более точное направление подземных векторов, в результате чего
меньше дорогостоящих боковых стволов и более точные траектории скважины.
9. Пример использования 4D сейсмики (Технология компании BP «Life of Field
Seismic Technology» - «Сейсмичекая технология для всей жизни
месторождения» на месторождении Valhall).
OYO Geospace Corporation атакже, GEOSPACE Engineering Resources International, LP,
разработали постоянно действующую подводную сейсмическую систему в
сотрудничестве с крупной нефтяной компанией. Это система была разработана для
технологии «Сейсмика жизни месторождения», которая контролирует работу
месторождения.
Впервые эта система была развернута в Северном море в 2003 году, и с тех пор
осуществляет мониторинг и запись повторных сейсмических исследований.
Вдополнениекаждыетримесяцапроводится 3Dсейсмика, почти 10 000
каналовсистемыконтролируютсейсмическую активность на месторождении в РРВ.
Эта сейсмическая система состоит из более чем 120 км кабеля GEOSPACESubSea,
который покрывает 40 км2 месторождения Valhall в Северном море. Непрерывно
связанные друг с другом сегменты кабеля включают 4-х компонентные (x, y, z, P)
сейсмодатчики через каждые 50 метров. Развертывается кабель на параллельные линии
для лучшей визуализации процесса добычи на месторождении.
Система GeoRes- SubSeaна добывающей платформе настроены на большой объем
информации и полностью автоматизированную работу. Высокоскоростные оптоволоконные кабеля ведущие в норвежские офисы, и защищенное интернет соединение в
Хьюстон, Техас (США), позволяют осуществлять дистанционный мониторинг в течение
всего года, что приводит к значительной экономии средств, здоровья и возникновению
рисков при проведении различных операций.
51
Постоянное размещение этих систем имеет более простое и точное решение по
сравнение с обычными сейсмическими методами в следующем:
• Точность и методыпозиционированияприемника
• Схема исследования
• Повторяемостьприема (и степень совпадения)
• Сигналнаприемникеихарактеристикишума
• Возможность многократного возбуждения сигнала
• Управление данными
Эти ключевые особенности системы убеждают, что технология «замедленной»
визуализации, демонстрирует различия сейсмических данных в процессе добычи на
протяжении всего времени, дает ценную информацию о свойствах и потенциальных
запасах залежи. Данная система на Valhall управляет этими критическими функциями и
информацией, которая , как ожидается, позволит сэкономить 800-900 миллионов
долларов.
К настоящему времени проведено четыре 3Dсъемки, которые внесены в массив
системы ValhallLoFS. Массив продолжает выполнять «замедленную» визуализацию
месторождения по надежным повторяемым данным.
Критические характеристики системы
Все системы GeoResпредназначены для непрерывной, реальновременной ,
высокопропускной (более 10 000 каналов) передачи данных. Эти системы объединяют
геофоны, гидрофоны, долгопериодные сейсмометры, датчики прилива, и другие
чувствительные к морской среде устройства.
ИнтегрированноеуправлениесетьюсистемыGeoRes обеспечивает непрерывность и
мониторинг событий сейсмической активности на всем месторождении. Высокая скорость
работы сети позволяет собрать и глобальное перераспределение важных сейсмических
данных для различных «центров обработки» в крупных университетах и центров
мониторинга, спонсируемые государством.
Системы GeoRes интегрированы с различными скважинными источниками так же
как пневматические многокомпонентные датчики на суше или на море. Этот истинный
«акустический объем» геометрии изображения предоставляет возможности для
комплексной интерпретации физических свойств земли и продуктивного пласта, так же
как динамические свойства изменяющихся горных пород.
Объединенные статические и динамические свойства, измеренные по всему объему
залежи обеспечивает новое и более глубокое понимание этих свойств, что значительно
улучшает возможности обычных сейсмических методов.
52
Лекция 6. Бурение в РРВ
1. Центры Управления эксплуатационным бурением в РРВ: основные цели и
задачи создания, примеры. Зарезка боковых стволов и горизонтальных
скважин в РРВ.
Проблемы, с которыми сталкиваются Российские нефтегазовые компании в
области строительства скважин, можно разделить на две большие категории. Первая
категория – это проблемы при строительстве скважин на «новых рубежах», например в
Арктике и на море, где управление рисками и технологические решения имеют
первостепенное значение. А вторая категория – это проблемы при строительстве скважин
на зрелых месторождениях, где основными факторами выступают управление затратами и
эффективность.
В этих условиях для оптимизации процесса бурения и завершения скважин
требуется комплексный подход, который объединяет новейшие технологии,
высококвалифицированный персонал и современные управленческие процессы. Мировая
и, отчасти, российская практика (НК «Роснефть», «Лукойл») предусматривает создание в
таких случаях Центров Управления Бурением: команда специалистов высокого уровня
способна анализировать большой объем информации и на этой основе оперативно
вырабатывать эффективные решения по текущим и перспективным проблемам.
Центры управления бурением
используются многими добывающими и
сервисными компаниями во всем мире.
Основополагающими причинами создания Центров управления бурением
являются
- рост числа сложных скважин, их географическая разбросанность,
- нехватка специалистов в области строительства более сложных скважин
- необходимость оптимизации численности персонала на буровой
- уменьшение затрат и увеличение производительности бурения.
Ключевая идея Центра управления бурением состоит в объединении «под одной
крышей»
многодисциплинарных
специалистов
экспертного
уровня.
Такая
функциональная особенность позволяет им эффективно работать совместно и
своевременно, высококачественно принимать решения.
Целью экспертов Центра является непосредственный контроль процесса принятия
производственных решений.
В задачи экспертов Центра входит сопровождение технологически сложных
работ, поддержка при внедрении новых технологий, своевременное прогнозирование и
предотвращение возникающих рисков, анализ и накопления извлеченных уроков.
Зарезка боковых стволов и горизонтальных скважин в РРВ.
Сегодняшние технологии позволяют наиболее оптимально использовать
направленное бурение, что уже довольно давно дает возможность буровикам ставить
перед собой цели, для решения которых необходимы выходы за пределы существующих
методов. Применение этой технологии для нефтедобывающих предприятий способствует
увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин.
Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить
многомиллионные капиталовложения нефтедобывающих компаний, вложенные в
скважину.
53
Применяются методики зарезки боковых стволов из скважин бездействующего
фонда: вырезание участка колонны и бурение с отклоняющего клина.
Зарезка боковых стволов позволяет существенно сократить затраты времени
на бурение боковых стволов, а также обеспечить сокращение материальных затрат.
Применение современных технологий ЗБС может позволить производить работы
по строительству скважины точно по требуемому направлению, с любой глубины,
при любых углах наклона.
При этом, наибольший эффект возможно получить при бурении многоствольных
и разветвленно-горизонтальных скважин.
Зарезка боковых стволов — это одна из наиболее эффективных технологий,
позволяющая добиться повышения добычи нефти на старых месторождениях и увеличить
коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины,
которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. Путем
бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки
пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее
не представлялась
возможной.
Технико-экономические
расчеты
подтверждают
эффективность эксплуатации боковых стволов для всех типов залежей. Себестоимость
дополнительно добытой нефти из вторых стволов как правило ниже её среднего значения
по месторождениям,
а затраты
на их строительство окупаются в течение 1-2
лет.
2. Геонавигация в режиме реального
времени – понятие, цели и задачи.
Визуализация систем навигации на
примере системы PeriScope (Schlumberger). Геологическое моделирование в
режиме реального времени при сопровождении скважин
Эффективным методом геолого-технологического сопровождения бурения в
режиме реального времени является геонавигация.
Геонавигация – это проводка ствола скважины в целевом пласте с учетом
информации, поступающей в режиме реального времени в ходе бурения с датчиков,
расположенных на буровом инструменте. Цель геонавигации - прогнозирование
необходимости изменения траекторий горизонтальных участков скважин, расчет новых
траекторий для увеличения эффективной длины ствола в целевом пласте с учетом
требований к интенсивности искривления. Проведение стволов скважин в границах
целевого интервала на необходимом расстоянии от водо- и газонефтяного контактов, что
позволяет исключить «перебуривание» и позволяет сократить время строительства
скважин, тем самым снизить стоимость бурения и увеличить прибыль.
54
Данные, поступающие во время бурения горизонтальной скважины,
обрабатываются инженером по геонавигации и загружаются в специализированное
программное обеспечение для сопровождения бурения и геологический пакет для 3D –
моделирование. Осуществляется корреляция поступающих данных с пилотным стволом
горизонтальной скважины и всеми окружающими скважинами. В результате корреляции
инженер выдает прогноз по геологической структуре в области бурения ствола скважины
(рост/падения) и новые цели для плановой траектории.
Визуализация систем навигации на примере системы PeriScope
(Schlumberger)
Система обеспечивает высокоточную проводку скважин внутри продуктивного
пласта благодаря симметричным измерениям направления и максимальной
чувствительности при приближении к границе пласта или флюида. Эти измерения
позволяют определять границы в реальном времени даже в условиях анизотропии и
изменения структурного падения, являясь единственным способом инверсии, не
требующим предварительно построенной геологической модели. Будучи основой для
принятия решений по оптимальной проводке горизонтальной скважины в коллекторе,
система PeriScope позволяет обеспечить ее максимальную продуктивность и свести к
минимуму затраты на бурение. Система PeriScope осуществляет направленные измерения
с радиусом обзора на 360°, определяя ориентацию границ на расстоянии до 6,4 м от ствола
скважины. В системе работает передовая многочастотная технология с наклонной
антенной и диапазоном частот 0,1-2 МГц, на которых ведутся измерения удельного
сопротивления, азимутального естественного гамма-излучения и давления в затрубном
пространстве.
Данные измерений передаются на поверхность в реальном времени с помощью
высокоскоростной гидроимпульсной телеметрической системы. Это позволяет оперативно
контролировать проводку скважины для повышения извлечения нефти и доступа к
запасам, ранее считавшихся экономически неоправданными.
Как показала практика, PeriScope обеспечивает необходимый комплекс измерений
в продуктивном пласте с первого раза, даже если этот пласт имеет крайне малую
мощность, является падающим или слабо выражается сейсмически. Кроме того, система
может работать в присутствии буровых растворов, как на водной, так и на нефтяной
основе.
55
Геологическое моделирование в режиме реального времени при сопровождении
скважин
Целью работы во время сопровождения бурения является не только приближение
истинной траектории скважины к запланированной и ее изменение с уточнением
параметров пласта, но также и получение максимально точной модели продуктивного
пласта на основе всех полученных данных. Выделяется несколько стадий работы с
моделью во время геонавигации :
•
Подготовка модели к сопровождению бурения;
•
Расчет синтетических кривых вдоль запланированной траектории скважины;
•
Корректировка
положения
горизонтального
ствола
на
разрезе
пользовательских скважин;
•
Корректировка структурной модели с учетом пользовательских скважин;
•
Корректировка основной геологической модели по данным бурения
горизонтального ствола.
Траектория скважины может отклоняться от запланированной, при этом следует
обновить модель и откорректировать синтетические кривые новой плановой траектории.
Процесс повторяется до завершения бурения скважины.
3. Мониторинг бурения скважин в режиме реального времени. Достоинства
систем мониторинга бурения в РРВ
Мониторинг бурения скважин в режиме реального времени – это непрерывный
контроль за процессом разбуривания пласта.
К основным задачам, которые должна решать система мониторинга, относятся
получение навигационных, геофизических, технологических и прочих данных и передача
их на поверхность в режиме реального времени. Причем процессы регистрации,
обработки и пересылки скважинных параметров на приемные устройства на устье не
должны оказывать негативного воздействия на продолжительность строительства
скважины.
Данные, регистрируемые телеметрической системой на забое, можно
подразделить на несколько категорий:
- навигационные: определяющие траекторию ствола скважины;
- технологические: характеризующие режимы бурения;
- геофизические: отражающие свойства пластов и форму поперечного сечения
скважины;
- специфические: синхропосылки, состояние самопроверки элементов ТС.
Для получения указанных характеристик используются соответствующие
датчики, набор которых зависит от особенностей компоновки системы мониторинга и ее
оснащенности.
Достоинства систем мониторинга бурения в РРВ.
Сегодня процессы мониторинга имеют большое значение при выполнении
буровых работ. Уже давно отмечено, что непрерывный контроль за процессом бурения и
использование специальных систем навигации, каротажа во время бурения и т.д., дают
существенные преимущества:
- Повышается продуктивность и КИН;
56
- Достигаются проектные показатели добычи при меньшем объеме буровых
работ;
- Снижается обводненность продукции;
- Исключаются многие осложнения при бурении;
- Повышается точность оценки пласта;
-Появляется
возможность
разработки
запасов,
ранее
считавшихся
неэкономичными.
Внедрение специальных телеметрических систем в течение двух последних
десятилетий создало предпосылки для бурного развития строительства скважин с
горизонтальным окончанием, бурения боковых стволов и, в конечном счете, увеличения
добычи нефти.
4. Автоматизация бурения: достоинства и недостатки
Автоматизация технологического процесса составляет важную часть научнотехнического прогресса в проведении геологоразведочных работ. Теоретические
исследования в области совершенствования управления процессом бурения и его
оптимизации получили новые возможности практической реализации с появлением
управляющей микропроцессорной техники и созданием на ее основе систем
автоматизированного управления.
Автоматизированное управление процессом бурения разведочных скважин
позволяет не только управлять процессом бурения в реальном времени, но и собирать,
накапливать и обрабатывать информацию о процессе бурения, а также диагностировать
работоспособность отдельных узлов и механизмов.
Автоматизация технологических процессов на основе современной техники
обеспечивает
интенсификацию производства, повышение качества и снижение
себестоимости продукции.
Негативная сторона автоматизации бурения заключается в том, что необходимо
знать, как система автоматизации будет вести себя в нештатных ситуациях, каковы будут
шансы обнаружения программой отклонений от правильного процесса бурения. При
увеличении уровня автоматизации более вероятно появление риска. Необходимо
разработать четкую систему связи человек – автомат.
5. Понятие о системе Е- бурение
Е - бурение - это новая и инновационная система для моделирования бурения в
режиме реального времени, 3D-визуализации и управления из удаленного центра эксперта
бурения. Концепция использует все доступные в режиме реального времени данные
бурения (поверхностные и скважинные) в сочетании с реальным моделированием времени
для контроля и оптимизации процесса бурения. Эта информация используется для
визуализации скважины в 3D в реальном времени. Система состоит из следующих
элементов:

Автоматизированная обработка труб.

Передовой и быстрый комплексный тренажер бурения, который имеет
потенциал для моделирования различных динамических буровых суб-процессов, а также
взаимодействие этих суб-процессов в режиме реального времени.

Автоматическая проверка качества и корректировки данных бурения, что
делает их пригодными для обработки компьютерных моделей.

Консультативная технология для более оптимального бурения.
57

Виртуальные скважины, с передовой визуализацией скважинных процессов.
Новая система визуализации поколения предназначена для интеграции всех участников
процесса.

Поток данных и компьютерная инфраструктура.
58
Лекция 7 Умная скважина
1. Умная скважина: определение, цели и задачи, основные элементы.
Скважины, оснащенные датчиками и/ или регулирующими клапанами на сегодняшний
день известны как интеллектуальные скважины. С тех пор как первая интеллектуальная
скважина была запущена в августе 1997года на платформе на натяжных опорах Сагаз
Сноре в Северном море, технология получила широкое распространение. Более 300
подобных объектов было установлено по всему миру – начиная от месторождений на
поздней стадии разработки, до глубоководных шельфовых месторождений в Бразилии.
Технология интеллектуального заканчивания представляет собой серьезный прорыв за
последние несколько лет. Она позволяет операторам осуществлять мониторинг добычи, а
также удаленно штуцировать или перекрывать приток из некоторых продуктивных
толщин без внешнего вмешательства в работу скважины. Эти новые возможности
принципиально важны для сегодняшней нефтегазовой отрасли. При этом стоит отметить,
за последние десять лет наблюдается сильное падение дебитов скважин. В это же время
коллекторы становятся все более сложными: удаленными, плотными, мало
протяженными. В результате коэффициент извлечения нефти составляет меньше 35%, а
цель операторов поднять его до 60%. Следовательно, крайнюю необходимость получает
рост распространения инновационных технологий в этой области. Однако стоит отметить,
что внедрение технологии интеллектуального заканчивания не было очень простым.
Этот термин подразумевает высокоэффективные скважинные системы: клапаны
управления интервалами, скважинные и наземные системы управления, устройства для
разобщения интервалов и стационарные системы мониторинга.
Количество умных скважин первого поколения на 1.01.2012г. составило 800, из них
40 в России. Создание умных скважин второго поколения находится на стадии пилотных
испытаний.
Умная скважина первого поколения это комплекс подземного оборудования,
состоящий из устройства контроля притока (ICV), зональной изоляции; забойных
(погружных) систем слежения в режиме реального времени – Скважинные цифровые и
оптоволоконные системы; автоматических систем безопасности; телеметрического
оборудования.
“Интеллектуальными” скважины и процесс эксплуатации месторождения делает не
сама по себе новая технология, а новаторское сочетание существующих передовых
технологий, включая беспроводную передачу данных, дистанционные датчики,
механизмы дистанционного контроля и робототехники. Дистанционные датчики
обеспечивают в реальном времени картину того, что происходит в скважине.
Максимальный эффект от работы скважинных датчиков достигается благодаря
использованию систем управления, позволяющих выполнять те или иные действия при
изменении условий внутри скважины. Можно управлять работой скважинных клапанов,
регулируя поток жидкости или останавливая добычу из одного горизонта и увеличивая ее
из другого. Самые сложные системы позволяют осуществлять автоматическое управление
работой скважин на всем месторождении. При этом устройства непосредственно
реагируют на изменение условий в скважине без необходимости вмешательства
оператора.
59
Умная скважина это комплекс мероприятий и оборудования, имеющий цели:
увеличения и/или оптимизации добычи; увеличения конечной нефте(газо) отдачи;
снижения и/или оптимизации капитальных затрат; снижения и/или оптимизации
эксплуатационных затрат.
Типичная «умная» скважина состоит из распределительных клапанов для контроля
притока и постоянных датчиков для измерения различных физических величин таких как:
давление, температура, расход, скорость волн (сейсмических и акустических) и
напряжения.
2. Эволюция и развитие систем интеллектуальных скважин. Основные отличия
умных скважин первого и второго поколений
Ранее до внедрения стационарных измерительных систем и систем мониторинга
единственным возможным способом получения информации о пласте было проведения
промыслово-геофизического исследования, предполагающим вмешательство в работу
скважины. Измерения проводились с некоторой периодичностью для получения
различных параметров, в том числе давления, температуры и скорости потока. Хотя
промыслово-геофизические исследования и являются источником ценной информации,
это требует по сути своей дорогое и рискованное вмешательство в плановую работу
скважины. В результате измерения проводятся нерегулярно, и существует недостаток в
свежей информации, что ограничивает возможности оператора.
Первые интеллектуальные системы заканчивания использовали стационарные
электронные датчики в скважинах, которые проводили онлайн измерения давления и
температур. Так как подобные системы оправдали свою цену, были разработаны системы,
контролирующие расход и обводненность продукции. Эти скважинные сенсоры были
дополнены вновь разработанными электрогидравличесими системами контроля расхода.
Однако на деле проблемой оказалось то, что системы были нестабильны при больших
температурах, и доля отказов удваивалась с каждыми 10оС. А так как, смысл системы
интеллектуальных скважин в том, что она стационарна и без внешнего доступа, то ее
ценность напрямую зависит от надежности сенсоров и компоновки и их
продолжительности работы без ремонта. Вскоре от этих систем отказались из-за их
низкой надежности.
Условием окупаемости интеллектуальной скважины, несомненно, является ее
способность осуществлять непрерывный мониторинг разработки. Если скважинные
системы постоянно дают сбои, практически нет смысла от полученных данных о работе
скважины. Поэтому все силы были направлены на создание такой системы, при которой
мониторинг был постоянным и стабильным, а цена была относительно приемлемой.
ВеллДинамикс – совместное предприятие Халибертон и Шел, которое впервые
применило системы ДиректХидроликс и Мини Хидроликс в 1998 году. Но в тоже время
была потребность и в изменении концепции сенсоров. Поэтому новые разработки в сфере
оптоволоконных сенсорных технологий вдохнули новую жизнь в измеренные системы в
скважине. Оптоволоконные системы имеющие в основе принцип решетки Брегга
сочетают в себе одновременно высокий уровень надежности, стабильности, точности и
разрешающей способности. Один оптический кабель позволяет оснастить широким
спектром датчиков скважину, даже если она имеет сложную траекторию или компоновку.
Оптоволоконные системы сейчас применяются на большом количестве объектов от
60
наземных до глубоководных, от арктики, до тропиков, на глубинах более 6,5 тысяч метров
и температурах более 150°C и очень высоких давлениях. Такие системы обычно
устанавливаются в скважинах для контроля давлений, температур, мониторинга
качественных и количественных показателей притока, а также сейсмики.
Одним из основных преимуществ интеллектуального заканчивания является
возможность улучшенного управления разработкой месторождения. Появляется
возможность освоения многопластового месторождения одной скважиной, при этом
максимально исключая возможность перетоков, путем регулирования депрессии для
каждого пласта. Кроме того, интеллектуальные нагнетательные скважины дают большие
возможности в контроле профиля приемистости и увеличении вытеснения углеводородов.
Еще одним важным преимуществом является возможность одновременной
раздельной эксплуатации скважины за счет сложной компоновки с применением
нескольких пакеров и эксплуатационных колонн. Такое заканчивание может быть более
экономически выгодным, чем последовательная разработка продуктивных пластов
(последовательная смена объектов разработки от более глубоких к выше залегающим).
В заключение, сокращение затрат на вмешательство в плановую работу скважины даёт
ощутимое сокращение расходов, особенно на шельфовых объектах. Также исключаются
плановые остановки на исследования, а следовательно не теряется плановая добыча.
Умная скважина первого поколения – скважина оборудованная системой
постоянного мониторинга (точечные электрические датчики) и системой контроля
притока с ручным управлением клапанов (не более пяти интервалов).
Умная (интеллектуальная) скважина второго поколения – скважина оборудованная
системой постоянного мониторинга (распределенные оптоволоконные датчики) и
системой контроля притока (более 24 зон контроля), способная работать без
вмешательства человека.
Первое поколение
Второе поколение
Количество датчиков
<45
>100
Типы датчиков
электрические
оптоволоконные
Расположение
Точечное
Распределенное
датчиков
Количество клапанов
<5
24 и более
Степень
Ручное
Автоматизированное
вмешательства человека
управление
управление
3. Типы интеллектуальных систем. Типы датчиков, применяемые в умных
скважина
Управляемая с поверхности система анализа и контроля за разработкой пласта
(SCRAMS).
Первая система интеллектуальных скважин, SCRAMS [3], была представлена на
рынке в 1996 году, а в августе 1997 года была впервые установлена на платформе на
натяжных опрорах Сагаз Сноре в Северном море.
SCRAMS позволяет оператору осуществлять мониторинг давления и температуры
для каждой зоны в режиме реального времени. Наличие такой информации определяет
возможности оператора по оптимизации работы пласта и процесса добычи.
61
SCRAMS обычно используется для управления бесступенчатым клапаномрегулятором притока для точного поинтервального контроля поступления жидкости в
скважину. Благодаря модульной конструкции скважинных приборов все клапанырегуляторы могут контролироваться SCRAMS. Связь между поверхностными и
внутрискважинными приборами осуществляется по средствам гидравлических и
электрических информационных каналов. Гидравлический канал связи передает модулю
SCRAMS движущую силу, который в свою очередь, используя электромагнитные
распределители, передает эту силу каждой стороне клапана-регулятора притока.
Электрический проводник позволяет передовать силу и сигнал от Контроллера скважины
ко всем скважинным элементам по средствам многоканальной телеметрии.
Директ Гидроликс
Системы Директ Гидроликс [3] используются для осуществления контроля притока
в скважину из продуктивных интервалов (вкл/выкл, переменный). Могут применяться на
наземных, платформенных и глубоководных установках. Директ Гидроликс не может
использоваться в тех случаях, где требуются бесступенчатое штуцирование.
МиниГидроликс
Системы Мини Гидроликс обычно используются в тех случаях, когда требуется
удаленная выборочная добыча или глушение и имеется ограниченное количество устьев.
Это крайне ценно, когда невозможно или невыгодно устанавливать проводную линию
связи, например в скважинах с большой кривизной траектории, горизонтальных
скважинах, оснащенных ЭЦН и т.п. Системы МиниГидроликс хорошо подходят для
скважин, работающих на несколько пластов, где возможен прорыв воды или газа.
ИнФос
Интеллектуальная система ИнФос, использует гидроприводные скользящие муфты
с возможностью удаленного управления, изоляционные пакеры и внутрискважинные
системы мониторинга для достижения удаленного контроля за притоком, а также
сокращения время обнаружения и отклика в условиях изменяющихся скважинных
условий.
Гидравлическая система ИнФос может управляться вручную или автоматически, с
использованием клапанов и силовых приводов, соединенных с системным модулем
SCADA (диспетчерское управление и сбор данных). Возможность гидравлического
контроля может быть предусмотрена на панели управления оператора на добывающей
платформе.
ИнЧадж
ИнЧадж – это первая система интеллектуального заканчивания, использующая
клапаны с электрическим приводом и бесступенчатые штуцеры. Система ИнЧадж
производит мониторинг замеров температуры, давления и дебита в реальном времени на
забое как в НКТ, так и в затрубном пространстве. Система бесступенчатой смены
штуцеров позволяет регулировать приток из отдельно взятых толщин. Оператор может
обеспечить необходимые условия для оптимизации добычи с учетом самой последней
информации из скважины, управляя условиями при добыче и/или нагнетании в режиме
реального времени и притоком из отдельных толщин. Профиль притока может быть
выровнен, прорыв воды или газа может быть предупрежден, а отдельные толщины могут
быть запущены в эксплуатацию или заглушены. Все вышеперечисленные операции
выполняются с помощью системы управления на персональном компьютере.
62
Систем ИнЧадж может быть одинаково хорошо применена как к вертикальным, так
и к наклонно-направленным, так и к горизонтальным скважинам с заканчиванием как на
суше, так и на шельфе, как с платформ, так и на глубине. Один из наиболее ценных
характеристик системы ИнЧадж для шельфовой эксплуатации – это единая линия
управления, проходящая через пакеры и устьевое оборудование. Наглядно это
представляет собой четвертьдюймовый проводник с функциями питания, передачи и
сбора информации. Таким образом, оператор может контролировать до 12 отдельных
толщин в одной скважине или 12 скважин с одной наземной управляющей системой
ИнЧадж.
Типы датчиков, применяемые в умных скважинах
Обычно постоянные датчики классифицируют по технологии измерения
(электрические или оптические) и по количеству точек измерений (точечные, квазираспределенные и распределенные). Кварцевые и электрические датчики представляют
более экономичный вариант и ориентированы на сбор более частных параметров, таких
как производительность насосной системы или давление/температура на забое и в стволе,
забойный мониторинг вибрации, мониторинг с зональным отсечением и тд.
Оптоволоконные мониторинговые системы предоставляют наиболее полную,
непрерывную информацию о скважине и коллекторе. Они позволяют в реальном времени
получать информацию о сейсмике, прорыве воды и газа, температуре и давлении на забое
и во всем стволе, дебите. С их помощью определяют непродуктивные пласты,
оптимизируют отдачу пласта. Система совершенно незаменима при одновременно
раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов.
4. Интеллектуальное заканчивание скважины. Основная компоновка
интеллектуальной скважины (на примере оборудования Шлюмберже)
Применение интеллектуального заканчивания при совместной разработке нескольких
объектов в скважине позволяет регулировать добычу внутрискважинными клапанами
притока, а так же получать данные о состоянии разработки каждого объекта в режиме
реального времени. Такие системы – это новое слово в оптимизации процессе добычи, их
эффективность особенно заметна в сравнении с результатами традиционного
заканчивания скважин. Предотвращение возможности обводнения какого-либо объекта
достигается путем индивидуального контроля за каждым отдельным объектом разработки
и использованием специальных клапанов-регуляторов и штуцеров. Отсутствие
необходимости вмешательства в плановую работу скважины – еще одно важное
преимущество «умных» скважин, однако необходимо произвести учет всех особенностей
скважины в ее конструкции.
Интеллектуальное заканчивание дает видимые результаты при разработке
малопроницаемых или сложных коллекторов. Отмечены значительные повышения
коэффициента нефтеотдачи и эффективности зоны охвата по сравнению с обыкновенным
заканчиванием на таких объектах. Существуют различные компоновки для «умных»
скважин, подбор которых осуществляется исходя из особенностей месторождения. Тем не
менее, улучшение технологий происходит практически ежедневно, что открывает новые
возможности и новые горизонты
63
Постоянный стационарный мониторинг в скважине берет свое начало в 1960х,
когда использовалось специальное модифицированное геофизическое оборудование, но
прошло немало времени, прежде чем оно получило репутацию надежного измерительного
комплекса. Современные системы интеллектуального заканчивания используют единые
измерительные комплексы для получения значений температур, давлений, а также для
мониторинга жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Другие сенсоры контролируют
работу ЭЦН или дают профиль изменения температур по скважине.
Наиболее важным элементом компоновки является скважинные клапаны,
регулирующие приток жидкости в скважину. Ранее клапаны могли работать только на
открытие и закрытие, но сейчас может быть использовано до 10 ступеней смены штуцеров
(+ закрытие).
Компоновка компании Шлюмбержер TRFC-HN AP [5] стационарный
регулирующий клапан, например, является гидроприводным и может использоваться для
регулирования поступление флюида из затрубья в колонну НКТ. Клапан TRCF-HN LP
имеет колпак на штуцере и может регулировать добычи с той же НКТ. Клапан TRCF-E
также является стационарным регулирующим, но он имеет электромеханический
регулирующий шутуцер и встроенный сенсор-измеритель температуры, давления и
весового расхода. Эти сенсоры могут измерять параметры потока внутри НКТ и в
межтрубном пространстве.
Надежность крайне важный показатель системы, которая предназначена для
работы на протяжении всего периода эксплуатации скважины. Некоторые системы,
установленные Шлюмберже, продолжают работать с 1998 года.
При интеллектуальном заканчивании используются измерительные приборы,
клапаны, пакеры и другое оборудование, преднозначенное для изоляции продуктивных
интервалов, датчики контроля притока и поступления песка, а также оборудование для
механизированной добычи. Однако установка надежного и безопасного оборудования
само по себе не подразумевает интеллектульного заканчивания. Для оптимизации добычи
или нагнетания проводится повторяющийся цикл миниторинг, моделирование, контроль.
Рисунок : Обновления в динамике является крайне важной составляющей в мониторинге
и контроле за разработкой залежи
64
Рисунок : TRFC-HN AP и TRFC-HN LP клапаны работающие совместно для контроля
работы двух продуктивных толщин
5. Некоторые примеры применения Интеллектуальных скважин
Скважина FD-11 месторождения Фала
Нефтяная Компания Дубая (НКД) также использовала похожие компоновки для
интеллектуального заканчивания в случаях контроля обводненности для карбонатных
коллекторов. Компания бурила скважину на месторождении с целью добычи из двух
продуктивных интервалов по средствам двух горизонтальных ответвлений (верхнего и
нижнего). Тем не менее, достаточно трудно в карбонатных коллекторах предсказать где и
когда произойдет прорыв фронта воды, и верхняя горизонтальная скважина начала давать
воду в продукции в течение года. Нижняя горизонтальная скважина продолжала давать
нефть с дебитом 160м3/день, но НКД пришлось закрыть скважину, потому что верхний
интервал не мог быть изолирован.
Когда НКД решила пробурить новую скважину на месторождении, то было
предпринято интеллектуальное заканчивание. Таким образом, было решено осуществлять
одновременно-раздельную контролируемую эксплуатацию двух горизонтальных
ответвлений.
Скважина FD-11 была первой интеллектуальной скважиной для НКД, которая
представляла собой совместную работу правительства Дубая и КонокоФиллипс.
Практически год ушел на разработку оптимальной компоновки для эксплуатации.
Компоновка интеллектуальной скважины связана с QL стационарным пакером [6].
Добыча из нижней зоны осуществляется за счет перекрытия межтрубного пространства
этим пакером, пуская жидкость в обсаженную часть (95/8дюймов), в то время как добыча
из верхней зоны осуществляется по межтрубью. (Рис.4). Клапаны, которые регулируют
65
добычу из двух горизонтальных ответвлений, расположены достаточно высоко, в части с
небольшой кривизной, где они могут быть извлечены специальным тросом. Однако
технология интеллектуального заканчивания достаточно надежна, так что необходимости
в извлечении не возникало. [7]
НКТ и клапаны могут изолировать или заштуцировать любую из двух
горизонтальных ветвей, и специальные средства измерений получают информацию о
давлении и температуре, которая необходима НКД для принятия решений по оптимизации
добычи. Измерительное устройство для мониторинга установлено на стенке НКТ и может
мерить давление как внутри нее, так и в межтрубном пространстве.
В скважине FD-11 впервые были применены электро-оптоволоконные линии
датчиков. Такое измерительное средство представляло собой электрический кабель со
оптоволоконными вствками. Добыча в скважине FD-11 поддерживается за счет газлифта,
и термопрофили позволяют контролировать эффективность газлифтных клапанов и
проводить оптимизацию добычи.
В течение первого года эксплуатации клапаны-регуляторы притока сменили более
160 позиций на скважине FD-11. Таким образом, можно говорить, что технология прошла
опытно-промышленные испытания на успешность добычи и контроля обводненности
продукции. Например, в первом случае выявлено, что позиций для клапана значительно
больше, чем требуется, следовательно, необходима разработка более простой компоновки
и более выгодной.
В будущем, когда произойдет сильное обводнение продукции, и возникнет
необходимость в перекрытии одной или обеих ветвей, то есть возможность того, что
смесь воды и нефти будет скапливаться в этих ответвлениях, будет разделяться и при
открытии клапанов даст добавочную добычу.
66
Рисунок : Интеллектульное заканчивание, позволяющее вести контроль обводненности в
скважине
6. Скважина с экстремальным и максимальным охватом пласта - Максимальный
охват коллектора интеллектуальной скважиной (контроль заводнения)
Контроль заводнения пласта-коллектора – важная задача для многих операторов.
Бионическая скважина или скважина с экстремальным охватом пласта
Бионическая скважина (от слова bionic) – скважина, обладающая экстремальным
охватом продуктивного пласта.
Количество умных латералей -неограничено
Каждая латераль снабжена элетрическим актуатором
67
Скважины с максимальным охватом пласта-коллектора бурились для увеличения
продуктивности (до 3 раз по сравнению с вертикальной скважиной) и увеличения притока
флюида в скважину, вместе с тем решалась задача уменьшения затрат на долю
полученной продукции. Интеллектуальное заканчивание применялось для достижения
максимальной сбалансированной добычи из этих многопластовых месторождений, а
также контроля падения пластового давления и уменьшения обводненности продукции.
Говоря о карбонатных коллекторах с разломами и трещинами, система интеллектуального
закнчивания позволяет достигнуть максимальной выработки из пластов.
Другие нефтяные компании, такие как Индийская Нефтегазовая корпорация
(ONGC), тоже придерживаются политики по бурения скважин с максимальным охватом
коллектора и оснащению их интеллектуальными системами, а в терригенных коллекторах
и системами по контролю за выносом песка. [4]
Рисунок
Интеллектуальное заканчивание скважины, максимально охватывающей
коллектор (контроль за обводнением скважины)
Скважина на рисунке 3 представляет собой скважину с максимальным охватом
коллектора в сверхкрупном месторождении на Ближнем Востоке. Она дренирует
неоднородный карбонатный коллектор и имеет 2 ответвления из стенок основной
скважины. При условии стандартного заканчивания и неоднородности коллектора
обводненность продукции возросла до 23% за год, что, следовательно, приводит к
снижению добычи нефти. Система интеллектуального заканчивания установлена для
контроля добычи из каждого дополнительного горизонтального ствола.
Успешная система интеллектуального заканчивания не ограничивается только
технологичностью компоновки: она также подразумевает систематический подход к
планированию,
что
включает
информацию
из
модели
залежи.
Работа
мультидисциплинарных коллективов необходима на всем протяжении работы над
залежью: от плана разработки до его осуществления.
68
Компановка данной интеллектуальной скважины представляет собой пакеры
QUANTUM MultiPort и 3 клапана TRFC-HN AP для контроля за работы горизонтальных
дополнительных стволов и основного ствола.
WellWatcher представляет собой систему мониторинга состояния залежи и
контроля добычи в режиме реального времени, по средствам данных о температуре и
давлении в скважине. Информация посылается по ультра новым и быстрым каналам
связи. Полученная информация вместе с данными о качественных и количественных
характеристиках потока служит для подбора режима выработки (максимальное
количество нефти, минимальное обводнение продукции) за счет смещения клапанарегулятора.
Итак, после установки оборудования интеллектуальног заканчивания , добыча
нефти установилась на 950 м3/день, обводненность продукции не наблюдалась. Раннее
выявление проблем позволило предотвратить преждевременное закрытие горизонтальног
ответвленного ствола.
7. Оптоволоконные технологии в умных скважинах. Примеры. Метод
распределенной акустики - использование оптоволоконного кабеля для
измерения температуры, давления, расхода
Оптоволоконные технологии уже давно используются в различных областях
техники, составляя основу не только средств передачи информации, но и разнообразных
устройств измерения и контроля. В последнее десятилетие оптоволоконные технологии
все интенсивнее проникают в нефтяную и газовую промышленность, особенно в такие
взаимосвязанные разделы этой отрасли, как сейсморазведка, бурение, геофизические
исследования в скважинах и добыча нефти и газа.
На основе оптоволоконных технологий разработаны различные измерительные
системы, которые, обладая высокой точностью, превосходят электронные устройства того
же назначения в части стабильности и термостойкости. Измерительные элементы
(сенсоры) таких систем не подвержены влиянию магнитных и электрических полей и
стойки по отношению к вибрации и ударам.
Трудно представить, что оптоволокно – тонкая кварцевая нить, сравнимая с
человеческим волосом, позволяет измерять такие физические величины, как температура
и давление, анализировать акустические колебания. И, что самое интересное, дает
возможность все это регистрировать, получая необходимые данные из любой точки
оптоволокна, каким бы длинным оно ни было
1 или 40 км. Таким образом,
оптоволоконные сенсоры могут работать совместно практически с любой технологией
добычи, передавая оператору информацию о текущем состоянии параметров в скважине.
Благодаря оптоволоконным технологиям решается широкий спектр задач,
связанный с мониторингом параметров пласта геофизическими методами. Среди них
можно отметить термометрию (оценка качества конструкции, оценка профиля
притока/приемистости), оптические, акустические методы, датчики давления.
Однако при получении такого большого количества информации возникает
необходимость ее передачи для дальнейшего анализа. В этом случае оптоволоконные
технологии также используются в качестве наиболее надежного и быстрого способа
передачи информации. Такие технологии используются на «умных» месторождениях
69
второго поколения. Они позволяют передавать гигабайты информации каждый год
практически от нескольких тысяч сенсоров.
Известно, что в конце 2010 года компания BP закончила сооружение оптоволоконного
канала связи протяженностью 1200 км, который соединил все морские платформы
этой компании в Мексиканском заливе. Осуществление этого проекта стоило
компании около 80 млн. долларов. Есть некоторый опыт и у норвежских компаний, но
у них в связи с большой протяженностью береговой линии, сделаны многочисленные
выносы оптоволоконных каналов связи с платформ и подводных добычных
комплексов на берег.
Метод распределенной акустики - использование оптоволоконного кабеля для
измерения температуры, давления, расхода
Оптоволоконная система распределенной акустики – технология позволяющая
определить конкретные события, происходящие в скважине, шумы, которые уловил
оптический кабель.
Это как установить в скважине ряд очень чувствительных микрофонов и слушать
движение песка вверх по трубопроводу (НКТ), турбулентность потока, течь, слушать, как
открываются и закрываются клапаны, чтобы проверить их состояние. В данное время во
многих странах используется оптоволоконный кабель для измерения температуры,
давления, расхода, сейсмических измерений, и этот же кабель можно использовать в
качестве микрофона путем установки нового электронного блока на поверхности. Прибор
посылает световой сигнал вниз по волокну. Свет меняет свойства под воздействием
шумов
вокруг
кабеля.
Проанализировав
отраженный
световой
сигнал,
зарегистрированный прибором на поверхности, можно выяснить, какие шумы «услышал»
оптоволоконный акустический датчик, и даже определить местоположение источника
звука. Система позволяет синхронно регистрировать звук через каждый метр вдоль всего
кабеля, а также его амплитуду (динамический диапазон более 90 дБ), частоту и фазу.
70
Лекция 8: Управление разработкой месторождений в РРВ.
1. Основные инструментальные средства для управления морскими добычными
платформами. Область применения и состав решаемых задачи
Датчики и волоконно‐ оптическая Донные станции и антенные Наводные и подводные
поля
аппараты
связь
- Датчики давления (гидрофоны),
3‐ х
компонентные
датчики
смещения (геофоны) – 4С система:
волоконно‐
оптические
интерферометры
высокой
чувствительности и расширенным
динамическим диапазоном (не
менее 140 дБ) для донных и
буксируемых систем.
- Донные и сейсмические Интеллектуальное
станции
(автономные
и сейсморазведочное судно
управляемые по телеметрии)
(как надводное, так и
подводное)
- Сенсорные антенные поля
донных сейсмических станций -Интеллектуальные
(система освещения обстановки глубоководные подводные
аппараты (автономные и
гидро‐ и литосферы)
телеметрические)
Экологически
безопасные
доставки,
сейсмические излучатели нового -Средства
- Скважинные
и
продольных
и развертывания
волоконно‐ оптические
датчики поколения
обслуживания элементов
(интеллектуальная разведочная и поперечных волн (донные и
буксируемые, сложные сигналы). системы и подводных
добывающая скважина)
трубопроводов
(донные
аппараты)
-Подводные системы оптической и
гидроакустической
передачи
данных для разведки и подводных
добычных комплексов
-Оптоволоконные
датчики
для
интеллектуальной
буровой
платформы и для системы сбора и
подготовки
продукции
на
интеллектуальных
добычных
платформах
71
Область применения и состав решаемых задачи в РРВ?
Область применения: освоение крупных морских месторождений углеводородов на
этапах сейсморазведки, разведочного бурения, добычи нефти и газа в транзитной и
глубоководной зонах с применением плавучих средств, буровых вышек, буровых платформ
и подводных добычных комплексов
Решаемые задачи:
1) Мониторинг состояния месторождения и окружающей среды с применением развитых
инструментальных средств: датчиков, донных станций, подводных антенн и др.
Измерительных устройств
2) Полунатурное моделирование освоения месторождения и разработка технологий
Этап сейсморазведки
•Интеллектуальное сейсмическое судно
Этап разведочного бурения
•Интеллектуальная буровая платформа
•Интеллектуальная разведочная скважина
Этап добычи
•Интеллектуальная добывающая платформа (или подводный добычной комплекс)
3) Разработка методов адаптивного планирования и контроля производства на всех этапах
освоения месторождения в реальном времени: сутки, неделя, месяц, квартал, полугодие,
год. Оценка и оптимизация затрат на выполнение работ.
2. Особенности
мониторинга
океанических
использованием буровых платформ в РРВ
континентальных
склонов
с
Мониторинг морских акваторий на континентальных склонах имеет существенные
отличия по сравнению с шельфом. Основания континентальных склонов обычно
располагаются на значительных глубинах – до 4 км, поэтому в системе мониторинга
необходимо использовать соответствующую глубоководную технику и определенные
методы исследований. Значительная удаленность от берегов (до сотен километров)
исключает возможность проведения прибрежных наблюдений и затрудняет передачу
данных, получаемых от систем контактных измерений.
Условия осадконакопления в районах континентального шельфа определяются в
значительной мере большим перепадом глубин. Осадочный материал, аккумулирующийся
на шельфе в пределах глубин 50–200 м, в дальнейшем по системе подводных долин и
каньонов лавинообразно сбрасывается на глубины до 2–4 км. Подобный рельеф склона
представляет собой естественный трамплин. Здесь временно аккумулируются лишь
72
наиболее крупные минеральные частицы, которые не вымываются в результате
воздействия течений и штормов. Частицы, влекомые вдоль дна течением, в конечном
итоге осаждаются в глубоководные части моря по дну каньонов, образуя придонные
мутьевые потоки (Лисицин, 1988). Необходимость в проведении исследований таких
процессов обусловлена, прежде всего, тем, что суспензионные потоки, развитые на
материковом склоне, представляют реальную угрозу для пролегающих в этих районах
подводных кабелей, трубопроводов и других подводных сооружений.
Ряд континентальных окраин характеризуется наличием зон субдукции, т.е. поддвига
океанической литосферы под континентальную плиту, что приводит к высокому уровню
сейсмической активности в этих регионах. Высокая сейсмическая активность стимулирует
процесс схода массы осадков с верхней части материкового склона (Лобковский и др.,
2002). К таким районам относятся, например, восточные окраины евразийского материка,
западное побережье североамериканского материка и др.
Особенностью морских акваторий в районе континентального склона являются более
суровые погодные и климатические условия по сравнению с шельфом. Наличие
интенсивных штормов, сильных ветров и течений затрудняет проведение мониторинга и
интерпретацию результатов. Вместе с тем, средний уровень фоновых загрязнений здесь
значительно ниже, чем в прибрежной и шельфовой зонах, что требует применения более
чувствительных методов и аппаратуры.
3. Определение параметров продуктивного пласта в РРВ: цели и задачи
— В компании Schlumberger новые продуктивные пласты оценивает многопрофильная
группа специалистов, обладающих квалификацией в таких областях, как петрофизика,
геология, геофизика, сейсмическая инверсия и физика горных пород. По средством
анализа сейсмических атрибутов и инверсии сейсмотрасс в увязке с каротажными
данными группа специалистов вычисляет акустические и упругие параметры,
необходимые для выделения скоплений углеводородов, оценки свойств пород и описания
систем трещин. В совместной работе со специалистами в области геомеханики и
инженерами-разработчиками производятся предшествующая бурению сейсмическая
оценка геологических опасностей, которые могут возникнуть во время бурения, и расчет
куба данных порового давления путем ранжирования и отбора данных о скоростях
сейсмических волн. Когда данные со скважины по результатам каротажа, измерений во
время бурения и скважинных работ собраны, их используют для уточнения первоначально
принятых свойств продуктивного пласта.
Цель данного комплекса мер состоит в том, чтобы определить характеристики
продуктивного пласта и оценить его литологию, а также распределения пластовых
флюидов путем оценки таких свойств породы, как пористость, песчанистость и
глинистость, плотность и водонасыщенность. Одна из компаний-операторов пробурила
три глубоководные скважины в Мексиканском заливе, получив при этом неоднозначные
результаты, после чего она обратилась к компании Schlumberger, чтобы уменьшить риски
и затраты на дальнейшее бурение.
73
4. Центры управления разработкой разных компаний. Примеры. ЦУ
разработкой месторождения . Достоинства и недостатки. Пример организации
управления месторождением по событию в Shell. Ключевые факторы
успешного внедрения ЦУМ
Первые центры удаленного мониторинга появились в 1999 году и представляли
собой главным образом центры по геологическому сопровождению бурения. Наряду
со сравнительной простотой сбора данных и передачей информации, такая
специализация требовала сложных экспертных решений. Первой компанией
,создавшей центр удаленного мониторинга, стала BP.
Подобные центры функционируют также в Conoco Phillips, Shell, Chevron.
Chevron - Advanced Decision Environment , ADE
BP - Advanced Collaboration Center, ACE
Shell - Collaborative Workplace Environment, CWE
Conoco Philips – Onshore Operation Centers , OOC
ЦУМ представляют собой верхний уровень принятия решений. В состав этих
центров обычно входят ситуационные (коллаборационные) комнаты для взаимодействия и комнаты поддержки принятия решений. . Эти комнаты - среда для взаимодействия групп, деятельность которых включает регулярные совещания,
взаимодействие, направленное на решение возникших проблем, а также обмен
информацией между удаленными группами на местах и головным офисом
Достоинства и недостатки ЦУМ
Центры взаимодействия и удаленного контроля приводят, во-первых, к
оперативному реагированию и оптимизации добычи, что ведет к увеличению
добычи, во вторых – к увеличению эффективности производственных операций, что
приводит к снижению операционных затрат. Удаленное управление приводит к
оптимизации логистики, что так же приводит к снижению операционных затрат.
Пример организации управления месторождением по событию в Shell.
74
Ключевые факторы успешного внедрения ЦУМ
 наличия экспертов и поддержки руководства предприятия для принятия решений
 оперативный доступ к консолидированной информации о работе скважин,
автоматическая система сбора информации.
 Визуальное отражение потерь (в интерактивном режиме)
1. . Классификация подводных перерабатывающих комплексов. Преимущества
подводных перерабатывающих комплексов
Классифицикация подводных перерабатывающих комплексов базируются по степени
разделения компонентов сырой нефти, которая достигается в последующем. Четыре
классификации: тип 1 - многофазной смеси осуществляется непосредственно, тип 2 частичное разделение потока, тип 3 - полное разделение потоков в подводных условиях
Тип 4 - экспортный нефтепровод качество и газа. Тип 1 и 2 системы в настоящее время
используются в нефтяной промышленности для добычи нефти и газа в окружающую
среду подводных. Тип 3 и 4 системы находятся в стадии развития и может быть
использовано в нефтяной промышленности для добычи нефти и газа.
Тип 1Многофазные насосные системы являются самой основной системой
переработки. Существуют три основных типа многофазных насосов: спирально-осевые,
двухшнековые, и поршневые. Спирально-осевой насос технология была признанным
лидером отрасли.
"Тип 2" обеспечивает частичное разделение сырой нефти и жидкости. Эти системы
обычно сочетают блок сепаратор с многофазной насосной системой или системой сжатия
газа для перекачки разделенных жидкостей и газов на поверхность. Эти системы являются
наиболее технологически продвинутых системами в настоящее время и применяются в
подводной переработки.
"Тип 3" системы включают полное разделение потоков в условиях подводной добычи. Эта
система предполагает использование как разделитель и скруббера для потока. Как и в
случае с "Тип 2" система, система разделения в сочетании с насосом (многофазные или
одной) или газовый компрессор для перемещения продукта на поверхность. Большая
часть добываемой воды удаляется из потока производства и либо закачивается на
поверхность, закачивается, или сбрасывается в море.
"Type 4" будет производить системы экспортного нефтепровода качество и газа. Эта
система включает в себя использование многоступенчатого сепаратора с дополнительной
обработкой жидкости для производства экспортного качества нефти и газа.
Сепарационная система объединена в сочетании с однофазными насосами и
компрессорами для перемещения продукта на поверхность. Все добываемая вода будет
удалена, либо откачиваться на поверхность, закачиваться или сбрасываться в море.
"Тип 3 и 4" - эти системы находятся в стадии развития и пока не используются.
Преимущества подводных перерабатывающих комплексов
Подводные перерабатывающие комплексы получили большое признание в качестве
решения производственных задач за счет улучшения экономических аспектов, за счет
75
увеличения добычи и снижения затрат. В новых месторождениях, подводные
перерабатывающие комплексы могут обеспечить экономически эффективные и
экологически безопасные решения без использования платформ. В зрелых
месторождениях, подводные обработка может способствовать увеличению производства и
восстановления, а также продлить срок службы на местах.
Основными функциями подводных перерабатывающих комплексов являются:
• Ускоряет производство
• Увеличивает добычу и расширяет период разработки
• Снижение капитальных затрат на устьевое технологическое оборудование и
трубопроводы
• Обеспечивает вариантов развития для сложных полей
• Низкое давление резервуаров
• Низкопроницаемые коллектора
• Снижает уровень выбросов CO2
• Возможность разделения и закачки пластовой воды
• Требуется снижения общей потребляемой мощности
• Устраняет опасности и риски от неблагоприятных условий погоды (ураганы, циклоны
2. Умное заводнение.
Умное заводнение представляет собой последовательную закачку оторочек
минерализованной воды. Остаточная нефтенасыщенность в породах снижается с
увеличением скорости закачки и уменьшением минерализации воды.
Умное заводнение на нескольких месторождениях с терригенными породами с
глинистыми прослоями показало, что закачка слабоминерализованной воды может
значительно увеличить добычу нефти. Заводнение чистой водой в терригенных породахпесчаниках с глинистыми прослойками обычно сопровождается уменьшением
проницаемости и развитием относительно высокой депрессии. Основными механизмами
умного заводнения являются мульти-ионные изменения на поверхности глинистых
минералов (тип смачиваемости; расширения двойного слоя). На эффективность
применения умного заводнения влиет присутствие глинистых минералов, состав нефти,
наличие пластовой воды с высокой концентрацией двухвалентных катионов (Ca 2 +, Mg 2
+) и уровень минерализации воды в диапазоне от 1 – 5 миллионных долей (ppm). Умное
заводнение в карбонатных породах позволяет изменить тип смачиваемости породы и
сделать ее более гидрофильной. Минерализованная вода воздействует, в основном на
взаимодействие в системе вода-порода. Результаты ядерно-магнитного резонанса
показали, что закачка оторочек морской воды различной минерализации в образцы
карбонатных пород в основном вызывает значительное изменение в поверхностных
зарядах пород, что приводит к более тесному взаимодействию с молекулами воды.
3. «Умное» Нагнетание. Цели, задачи и преимущества.
улучшения коэффициента охвата и повышения коэффициента нефтеотдачи. Однако
профиль приемистости редко является равномерным, особенно в карбонатных
коллекторах, где большие различия между проницаемостями матрицы и проницаемостями
трещин может привести к очень изрезанному фронту заводнения.
76
Высокопроницаемые участки с трещиноватостью могут принимать на себя
большую часть нагнетания, уменьшая, таким образом, коэффициент охвата. Тем не менее,
«умное» заканчивание может разрешить проблему неравномерного заводнения.
Например, ResInject [9] – саморегулирующаяся система, созданная для выравнивания
профиля приемистости, несмотря на неоднородность коллектора.
Флюид поступает через керамические
выпускные отверстия внутрь основной
трубы.
Затем
поступает
в
камеру
поглощения, которая расположена между
основной трубой и экранами LineSlot, после
чего закачивается в коллектор. Выпускные
отверстия
и
камера
поглощения
препятствуют разрушению породы. Система
проста, долговечна и очень надежна и не
нуждается в постоянной скважинной телеметрии.
В высоко проницаемых зонах могут возникать зоны чрезмерного поглощения
флюида, в этом случае выпускные отверстия системы ResInject саморегулируются для
того, чтобы задать необходимую скорость закачки в каждую зону. С другой стороны, в
низкопроницаемых зонах удается провести закачку более эффективно, чем это было бы
возможно при стандартном заанчивании.
Следовательно, система позволяет произвести максимально эффективную закачку
в пласт, одновременно снижая затраты на ее поддержание:
 позволяет проводить многопластовую закачку
 позволяет выравнивать профили приемистости за счет регулирования скорости
поглощения
 позволяет отсрочить прорыв воды
 повышает нефтеотдачу
Статойл была первая компания, широко применившая систему ResInject.
77
Лекция 9 Пластовые нанороботы. Скважинные и подводные роботы.
(Слайд 12, 13, 14, 15)1. Наночастицы, понятия, основные характеристики и
предназначение нанороботов и бионанороботов.
Наночастицы, созданныеза последние 10 лет
Лига́нд(от лат. ligare — связывать)— атом, ион или молекула,связанные с неким
центром(акцептором).Это комплексное химическоесоединение, которое состоит
изприсоединенных атомов к одномуцентральному атому металлачастицы.
Связывание происходит собразованием «координационной»
донорно-акцепторной связи, гделиганды выступают в ролиоснования Льюиса, то
естьявляются донорами электроннойпары.При присоединении лигандов кцентральному
атому химическиесвойства комплексообразователя исамих лигандов
претерпеваютзначительные изменения.
Дендример (англ. dendrimer) — макромолекула с симметричной древообразной с
регулярными ветвлениями структурой.
Дендримеры относятся к классу полимерных соединений, молекулы которых имеют
большое число разветвлений. При их получении с каждым элементарным актом
присоединения мономера количество разветвлений увеличивается. В результате с
увеличением молекулярной массы таких соединений изменяются форма и жесткость
молекул, что, как правило, сопровождается изменением физико-химических свойств
денримеров, таких как характеристическая вязкость, растворимость, плотность и другое.
Дендримеры 3-го и более высоких поколений характеризуются высокой плотностью
молекулярной структуры и имеют близкую к сферической форму. Растворы дендримеров
78
обладают гораздо меньшей вязкостью, чем растворы других веществ с такой же
молекулярной массой. Свойства дендримеров во многом определяются типом
функциональных групп на их поверхности. Так, дендримеры с гидрофильными
концевыми группами (например, карбоксильными) растворимы в воде, а с
фторорганическими — в сверхкритическом CO2.
В настоящее время дендримеры активно исследуются в связи с возможностью их
использования в самых разных областях. Дендримеры могут служить своеобразными
контейнерами для создания системы металлических наночастиц практически одинакового
размера, которые могут использоваться как катализаторы химических реакций. На
сегодняшний день ученые
научились
удерживать
на
поверхности дендримеров с
помощью хелатных групп
ионы
металлов.
Такие
дендримерные «метки» на
основе гадолиния и магния
активно
используются
в
качестве
контрастов
при
проведении
исследований
методом ядерного магнитного
резонанса.
Дендримеры
с
фотохромными
группами
способны
преобразовывать
световую
энергию,
что
перспективно
для
использования в оптических устройствах.Дендримеры способны образовывать комплексы
с другими молекулами, причем стабильность таких комплексов контролируется
состоянием внешней среды.
Благодаря соприкасающимся «ветвям» разветвленной молекул образуются
внутренние полости, в которых могут находиться различные небольшие молекулы,
химически не связанные с дендримером. Также дендримеры могут удерживать вещества с
радиоактивной меткой, используемые для диагностики. В основном, они находят
применение в медицине, но технология применима и в нефтегазовой отрасли.
Липосомы-((от греч. lipos -жир и ssоma - тело)(липидные везикулы) –этозамкнутые
пузырьки сжидким содержимым,окруженные одной или
несколькими липиднымибислойными мембранами ипредназначенные для
переноса наноагентов.
(Слайд 12) 2. Наноэмульсия, понятия, основные характеристики и применение
в нефтяной отрасли.
Нанодисперсия, наноэмульсия или наножидкость — это жидкость, содержащая
частицы и агломераты частиц с характерным размером 0,1—100 нм. Такие жидкости
представляют
собой коллоидные
растворы наночастиц в
жидком
растворителе.
Вследствие малых размеров включений такие системы обладают особыми физикохимическими свойствами. На долю поверхности в них приходится до 50 % всего
79
вещества. Обладают повышенной поверхностной энергией в связи с большим
количеством атомов находящихся в возбуждённом состоянии и имеющем не менее одного
свободного электрона на внешнем энергетическом уровне. Нанодисперсии имеют
различную
природу.
В
качестве
диспергированных
веществ
могут
выступать полиорганосилоксаны, металлические, оксидные, карбидные, нитридные
наночастицы, углеродные нанотрубки и т. д. В качестве дисперсионной среды обычно
используется вода или этиленгликоль.
Нанодисперсии обладают новыми физическими свойствами, делающими их
потенциально полезными в таких сферах как микроэлектроника, топливные элементы,
фармацевтика, гибридные двигатели и т. д.В частности нанодисперсии обладают
существенно увеличенной теплопроводностью и конвективным коэффициентом
теплопередачи по сравнению с жидкостью-носителем.
В нефтяной промышленности наноэмульсия вода в нефти может переносить
продукты, не транспортабельные с нефтью вследствие их нерастворимости, в области, в
которые нельзя подавать большие количества воды, вследствие проблем, связанных с
коррозией, рузрашенями и т. д. Эволюция нефтегазовых нанодисперсий — кинетически
контролируемый процесс, в котором промежуточные структуры отделены от равновесных
состояний значительными кинетическими барьерами.
В частности, наноэмульсии могут быть использованы в качестве носителей
ингибиторов коррозии, ингибиторов асфальтеновых и парафиновых отложений или для
кислотной обработки. Наноэмульсии могут быть использованы для очистки
нефтепроводов. Большие перспективы связаны с использованием их в качестве носителей
добавок, несовместимых друг с другом или для запуска реакции полимеризации или
гелеобразования в соответствующих областях скважины.
В настоящее время главной проблемой является высокая стоимость, как следствие
необходимости использования высокоэнергетических систем, таких как гомогенизаторы
высокого давления, для их получения. В виду своего строения и нестабильности размеров
агрегатов наноэмульсии, нанодисперсии, как правило, довольно нестабильны. Их свойства
легко меняются и сильно зависят от внешнего воздействия.
(Слайд 9, 11)3.Типы наночастиц и физико-химические параметры, влияющие
на их перемещение в поровом пространстве.
Размер и форма частиц, поверхностный заряд и близость к свойствам каркаса - это
основные параметры, влияющие на мобильность пласта в поровом пространстве.
Для экспериментов выбраны флуоресцентные микросферы диоксида кремния,
нанопроволоки серебра, наночастицы серебра, олово-висмутовые (Sn-Bi) наночастицы,
наночастицы оксида железа Fe2O3 (обычно известный как гематит nanorice) и покрытые
поливинилпирролидоном (ПАВ) наночастицы оксида железа.
Частицы диоксида кремния были выбраны из-за их благоприятных свойств, таких
как перестраиваемый размер, состояние поверхности и потому, что они по составу
совпадают с самой породой - песчаником. Кроме того, существенную роль играет
флуоресцентная функция, которая способствует облегчению их обнаружения.
80
Наночастицы серебра могут быть выполнены в различных формах, что позволяет
исследовать подвижность наночастиц на предмет поиска оптимального размера
наночастиц.
Монодисперсные частицы гематита (в форме рисовых зерен) были синтезированы с
использованием принудительного гидролиза растворов хлорида железа, как это было
предложено Озаки. Эти наночастицы 500 нм в длину и 100 нм в диаметре, с
соотношением сторон 5:01. Гематит был выбран по ряду причин.
Во-первых, он способствует исследованию возможности транспортировки
несферическихнаночастиц через пористую среду.
Во-вторых, частицы могут быть выполнены с использованием относительно
простого синтеза. Химия поверхности и поверхностного заряда могут быть изменены, и
есть известные способы для покрытия гематита nanorice другими материалами, что делает
его ценным кандидатом на трассирование сквозь поровое пространство (Connor, 2010).
Гематит также является стабильным в пластовых условиях и может быть обнаружен с
помощью его оптических и магнитных сигналов. Наконец, благодаря своей уникальной
геометрии, гематитовые nanorice можно отличить визуально из природных минералов,
которые могут присутствовать в породе (песчанике) с помощью SEM изображений. Также
для эксперимента используются гематитовыенаночастицы, покрытые поверхностоноактивным веществом поливинилпирролидона (ПАВ).
Олово-висмутовыенаночастицы выбраны вследствие высокого потенциала для
использования их в качестве датчиков температуры из-за температурной
чувствительности. Одной из перспективных идей ядро, представленное оболочкой
частицы с инертным, магнитным сердечником и оболочкой, которая подвергается
разложению или изменения фазы. Основной причиной явились магнитные свойства,
поведение их в магнитном поле. Основной причиной выбора олово-висмутовыхнаночасиц
является широкий спектр размеров частиц от 50 до 600 нм.
(Слайд 9, 10)4. Основы применениянанотехнологий (пластовыенанороботы,
бионанороботы).
Основными
задачами
использования
пластовыхнаночастиц,
нанороботов,бионанороботов являются:
 анализ пластового давления,
 измерение температуры,
 оценка типа флюида,
 определение распространения трещин и разломов в скале,
 определение путей более высокой проницаемости,
 оптимизация размещения скважин,
 разработка и создание более реалистичных геологических моделей актива,
 адресная доставка химических веществ глубоко в пласт для увеличения извлечения
нефти и газа.
Реактивные свойства:
 Наночастицы могутудалять загрязняющие вещества,
 уменьшить вязкость нефти, илисоздать / разрушить гели
Межфазные свойства:
 могут выявлять межфазные контакты (фронты вытеснения)
81


позволяют определять зоны остаточной нефти
«По-команде" нанороботымугут выступать в роле эмульгатора или
пенообразователя или поставщика ПАВ до нужного места
Магнитные свойства:
 могут служить излучателями сигналов для оптоволоконных сенсоров, усилителей,
своего рода носителями команд
Нанотехнологии могут успешно применяться в нефтегазовой промышленности, решая
некоторые технические проблемы
1. Непосредственное применение для:
 Создания материалов большей прочности и меньшей массы
 Улучшения антикоррозионной и противоэрозионной устойчивости путем
применения покрытий
 Улучшения фильтрации через мембрану
2. Исследовательские программы для разработки мер по улучшению контроля за
коллектором и инструментом для МУН
3. Промышленное/научное партнерство для решения этих проблем.
(Слайд 12) 5. Нанобактерии, понятие, основные виды и их предназначение.
Нанобактерии — биоминерал, круглые, либо овальные органо-минеральные
структуры размером от 30 до 200 нм.
Термин нанобактерии впервые ввёл Ричард Морита в 1988, однако «отцом»
нанобактерий считается Роберт Фолк. Начиная с 1992 он опубликовал серию работ по
нанобактериям.
Сначала нанобактерии были обнаружены геологами на минеральных поверхностях,
такие структуры были позже найдены в организме человека и крови коровы.
Главный элемент нанобактерий — это апатит, но эти частицы также составлены из
других неопознанных составов. Нанобактерии вызывают иммунный ответ у мышей.
Существуют сведения, что в нанобактериях присутствует белок фетуина (мощный
ингибитор скелетного отвердения и формирования апатита), на который и происходит
иммунный ответ организма, с выработкой антител (анти-фетуин). Было так же показано,
что нанобактерии саморазмножаются при наличии витаминов, а без них рост
прекращается.
Было показано, что нанобактерии не являются живыми организмами, и
наблюдаемые явления связаны с кристаллизацией гидроксифосфатов кальция (апатита),
при этом молекулы апатита являются центром кристаллизации, с чем связанно
наблюдаемый «рост» и «размножение» кристаллов гидроксиапатита.
Цель нанобактерий – распространение в пласте для сбора информации и анализа
пластового давления, температуры, типа флюида, системы пор, остаточной нефти ,
изменения физико-химических свойств и другого. Информация, получаемая в ходе работы
должна передаваться на поверхность, где, впоследствии, можно решить, как использовать
наночастицы для увеличения нефтеизвлечения.
Наночастицы делятся на пассивные и активные.
Пассивные нанороботы – индикаторы, которые несут информацию о различных
параметрах, как температура, состав, pH, концентрации ионов. Бактерии должны нести
своего рода «штрих-код», чтобы определить и идентифицировать проблему для
82
последующего принятия мер. Нанороботы должны быть меньше 200-300 нм, меньше
размера пор породы, чтобы свободно двигаться по ней.
Добыча нефти повышается, если активные нанороботы впрыскивают своеобразные
наномикробы, которые либо выталкивают нефть, либо улучшают ее свойства.
Главной проблемой в развитии биоиндикаторов и активных биороботов является то,
что размер таких роботов не должен превышать 500 нм. Размер большинства бактерий
больший, чем требуется и несмотря на то, что «нанобактерии» подразумевают размеры
порядка 0,2-0,5 мкм, тем не менее они были обнаружены в термальных источниках.
6. Подводные роботы, понятие, основные характеристики (на примере
Китайского подводного робота «Арктика-ARV»), предназначение и преимущества
использования подводных роботов.
Подводный робот «Арктика-ARV» с системой совместной работы автоматизации и
дистанционного управления, самостоятельно разработан в Китае. Эксперименты и
исследования, направленные на изучение свойств и возможностей применения подводных
роботов в нефтегазовой области проводились в условиях акватории (подо льдом),
находящейся на 84 ⁰с.ш., впервые в такой высокоширотной акватории.Специалисты из
Шанхайского университета (ShanghaiJiaoTongUniversity) создали робота с дистанционным
управлением, ориентированного на глубины до 3,5 км — один из самых передовых
роботов своего рода в мире, причем глубины3,5 км робот (размерами: длина 3 м, высота
1,8 м, вес 3 т) достигает за 30 минут.
Подводный робот оснащён сенсором, пятью видеокамерами, шестью подводными
прожекторами и двумя механическими руками, каждая из которых в 4 раза больше руки
человека и может поднять несколько сотен килограммов.Два прожектора могут осветить
область в радиусе 100 м вокруг робота. По словам китайских учёных, робот «АрктикаARV» будет использоваться главным образом для исследования микроорганизмов и
глубоководных существ.
Основные цели применения подводных роботов:
- обзорно-поисковые работы, включая поиск и обследование затонувших объектов,
инспекцию подводных сооружений и коммуникаций (трубопроводов, кабелей,
водоводов);
- геологоразведочные работы, включающие топографическую и фото-видеосьемку
морского дна, акустическое профилирование и картографирование рельефа;
- подледные работы, в том числе прокладка трубопроводов, кабеля на арктическом
дне, обслуживание систем наблюдения и освещения подводной обстановки;
- океанографические исследования, мониторинг водной среды;
- работы военного назначения, включая противолодочную разведку,
патрулирование, обеспечение безопасности буровых платформ и т.п.
Преимущества использования подводных роботов:
Отсутствие человека на борту подводной машины позволяет:
- на порядок снизить затраты на разработку подводного робота в сравнении с
пилотируемым аппаратами;
- исключить риск человеческих потерь;
-исключить ограничения, определяемые физиологическими возможностями
экипажа (продолжительность автономного плавания; постоянный стресс, определяемый
83
возможностью возникновения внезапной нештатной ситуации несущей постоянную
угрозу для жизни пилотов).
7. Скважинные микророботы, понятие, основные характеристики, типы, механизм
передвижения и управления и их предназначение.
Устройство и принцип работы на примере скважинного робота компании CIRCO
Скважинный роботкомпании СIRCO- это автономный внутрискважинный робот.
Проектирование скважинного робота направлено на обеспечение исследовательских
программ и беспроводного мониторинга подводных скважин, измерения ключевых
переменных в скважинах и общения с поверхностью. Эта технология не требует кабеля
для передачи электроэнергии и данных и позволяет проводить полупостоянный
мониторинг состояния скважины.
Автономный робот способен двигаться в скважине к местам для проведения
измерений и передавать или загружать эти данные в док-станцию.
Измерения проводятся в заранее определенных позициях. Измеряются такие
показатели как:

давление

температура

скоростей потока.
Рассмотрим его устройство
Транспортный привод, в составе:
- ведущие задние и передние колеса (driving wheel)
- коробка передач (gearbox)
- электромотор (electricalmotor)
Система энергоснабжения:
- турбина (turbine)
- генератор (generator)
Конструкция модульная, соединение модулей магнитное (magnetic coupling).
Основная идея модели – автономность изделия, достигается за счет постоянного
притока энергии - обтекание изделия потоком нефти/газа приводит в движение турбину,
связанную с генератором, в результате происходит зарядка бортового аккумулятора.
Когда энергии становится достаточно, то выполняются измерения (давление, температура,
скорость потока) и проводится сеанс радиопередачи.
Способы управления
1. С поверхности через кабель
84
2. Автономный
Назначение роботов
* Обследование состояния скважин и трубопроводов
* Регистрация данных внутри добывающих скважин
Классификация роботов: (a) типа свинья, (b) колесный тип, (c) гусеничный тип, (d)
пружинный тип, (e) шагающий тип. (f) червячный тип, (g) винтовые.
85
8. Скважинные тракторы, понятие, основные характеристики, механизмработы,
назначение и преимущества.
Сважинный трактор - это робототехническое транспортное средство для работы в
канале скважины. Основное назначение доставка различного каротажного оборудования,
измерительных приборов и пр. в различные места скважины.
По способам передвижения тракторы делятся на две группы:
1. Тракторы на колесной тяге (SlbTuffTrac, Sondex), применяются для работы в
обсаженной скважине.
2. Тракторы передвигающиеся как червяк (SlbMaxTRAC, SmartTrac), применяются для
работы в открытой скважине.
Основные отечественные и зарубежные производители скважинных тракторов
- аппаратурно-методический автономный комплекс АМАК “ОБЬ” (разработка 1996-98,
производственные испытания – 1998).
Среди отечественных еще можно отметить разработки
- ОАО НПФ «Геофизика»
- Компания Геотрон
- Тракторы компании Schlumberger: TuffTRAC и MaxTRAC(эта модель наиболее
представлена у нас).
- SmartTracs (США)
- Sondex – европейская компания
- WellTec
- китайский продукт от компании China Petrolium:
Применение:
 Перфорация
 Проведение каротажа
 Анализ обсадной колонны
 Оценка цемента и коррозии
Преимущества:
 Снижает риск застревания оборудования.
 Возможность проводить каротаж в горизонтальных скважинах.
 Облегчение процесса рыбалки (Fishing).
 Проведение исследований при спуске оборудования, против потока флюида
86
9.Пластовые
микророботы,
понятие,
основные
характеристики
и
предназначение.
Микророботы- это устройства размером от 1 мм до 16мм, слегка заметное
человеческому глазу устройство, которое изучает прискважинное пространство, а при
необходимости и пластовое. Микророботы вводятся в скважинное пространство и в пласт
для изучения характеристик, причем вносятся в резервуар в больших количествах с
введенной жидкостью. Во время нахождения в пластемикророботыспособны
анализировать пластовое давление, температуру, тип флюида и хранить эту информацию
на встроенной памяти. После прохождения через пласт микророботы извлекаются на
поверхность в добывающих скважинах (по крайней мере большая часть из них). С
помощью пластовых микророботов можно получить точные представления
о
характеристиках пласта, которыевпоследствии используются для построения моделей
пласта и скважины.
Микророботы в собранном виде представляют устройства высотой160 мм и массой
0,06 кг. По даннымSaudiAramcoнаблюдается, что наиболее практичные микророботы
изготовлены с использованием проволоки в форме круглых мотков, что, в свою очередь,
очень удобно, например, для выполнения длинных сварных швов с небольшим
количеством наставок. Предварительно подготовленные швы часто вообще невозможно
сваривать прямой проволокой. Такой проволокой если и удается сваривать, то только
очень короткие соединения.
Чувствительная часть манометра представляет собой стеклянный баллон, внутри
которого помещен нагреватель из вольфрамовой проволоки диаметром 0,01 мм и
сопротивлением 80 Ом. Для повышения чувствительности манометра в диапазоне
больших давлений необходимо использовать прямую проволоку.
Задачи микророботов:
- измерение температуры в прискважинном пространстве,
- измерение давления,
- адресная доставка химических веществ в прискважинное пространство и в пласт,
- оценка типа флюида,
-оптимизация размещенияскважин.
10.Аттестация скважин и трубопроводов с помощью роботизированных систем.
Одними из устройств, которые необходимы для увеличения добычи ресурсов,
являются роботы, которые контролируют скважинное пространство и трубопроводы
изнутри.
Создается банк данных о нефтепроводе, который постоянно пополняется,
анализируется и систематизируется. Эта информация позволяет делать прогнозные оценки
технического состояния отдельных участков и в целом нефтепровода.
Определяется техническое состояние нефтепровода и скважин по результатам
внутритрубной диагностики, разрабатывается программа ремонта, контроля его качества,
проводится анализ развития коррозионных дефектов на основе повторных инспекций,
определяются сроки последующих инспекций и, наконец, осуществляется аттестация
нефтепровода
87
Методология
обеспечения
безопасной
эксплуатации
магистральных
нефтепроводов, разработанная при участии Черняева К.В. и Васина Е.С, позволяет
управлять их техническим состоянием по замкнутой схеме.
Определяется техническое состояние нефтепровода по результатам внутритрубной диагностики, разрабатывается программа ремонта, контроля его качества, проводится анализ
развития коррозионных дефектов на основе повторных инспекций, определяются сроки
последующих инспекций и, наконец, осуществляется аттестация нефтепровода.
Создается банк данных о нефтепроводе, который постоянно пополняется,
анализируется и систематизируется. Эта информация позволяет делать прогнозные оценки
технического состояния отдельных участков и в целом нефтепровода.
11. Классификация автономных необитаемых подводных аппаратов с функциями
контроля в режиме реального времени. Бионика.
Классификация автономных необитаемых подводных аппаратов (АНПА)
По основному целевому По массе подводных аппаратов в По особенностям формы
назначению проекта
воздухе
несущей конструкции
 военного назначения;
 Автономные подводные
 цилиндрической
88
 гражданского/коммерч
еского;
 двойного назначения;
 экспериментальные
1.
2.
3.
4.
5.
микроаппараты (АПМА). К этой
категории относятся аппараты
массой менее 20 кг.
 Мини-АНПА. Эта категория
объединяет аппараты, масса
которых находится в пределах 20–
100 кг.
 Малые АНПА. К этой категории
относятся АНПА, масса которых
находится в пределах 100–500 кг.
 Средние АНПА. К этой категории
относятся аппараты с массой от
500 до 2000 кг.
 Большие АНПА. Эта категория
аппаратов, масса которых
превышает 2000 кг.
(торпедообразные,
поплавковые– с
улучшенной
гидродинамической
конфигурацией–и
плоские);
 на бионических
принципах (плавающего
и ползающего типов);
 планерные (самолетной
формы);
 с солнечной панелью на
верхней части корпуса;
 самоходные (ползающие
и плавающие) роботы.
Бионика – одно из направлений биологии и кибернетики, изучающее
особенности строения и жизнедеятельности организмов в целях создания более
совершенных технических систем или устройств.
Ожидается, что полученные результаты найдут широкое применение при
решении различного рода задач, например: обнаружение донных (в том числе и
заиленных) мин на мелководье; проведение осмотрово-инспекционных работ; сбор
информации с автономных донных станций; освещение подводной обстановки;
поддержка аварийно-спасательных и обзорно-поисковых работ; организация
гидроакустической связи с подводными лодками и другими подводными техническими
средствами.
12. Классификация неавтономных подводных аппаратов для
I-fields.
Преимущества и недостатки их в сравнении с автономными.
По целевому назначению и особенностям технического оснащения НПА делятся на:
Подводные микроаппараты (ПМА).Масса не превышает 5 кг. Предназначены для
обзорно-поисковых работ на глубинах до 100–150 м.
Подводные малогабаритные аппараты. Представителями данного класса являются
самоходные НПА, масса находится в пределах от 5 до 20–30 кг.
Основной класс.Предназначены для решения поисковых, инспекционных и осмотровых
задач, выполнения легких механических работ в толще воды и проведения измерений
параметров водной среды. НПА основного класса имеют массу от 20 до 350 кг.
Рабочий класс. Рабочий класс составляют аппараты массой от 30 до 6000 кг с достаточно
сложным навесным оборудованием.
Донные (самоходные донные НПА). Этот класс составляют аппараты на гусеничном ходу,
предназначенные для проведения тяжелых механических работ на морском дне.
Достоинства
Недостатки

Большая
продолжительность 
Полная
непрерывной работы (энергоснабжение этих функционирования
89
зависимость
аппарата
от
аппаратов осуществляется либо с борта
обеспечивающего судна, либо при помощи
берегового оборудования);

Возможность выполнения сложных и
тяжелых механических работ в толще воды и
на донной поверхности;

Относительно
низкая
стоимость
постройки и эксплуатации;

Высокая надежность конструкции
(отсутствие риска от невозвращения).
обеспечивающего судна (судна-носителя)
или берегового надводного оборудования;

Ограниченный длиной кабеля-связки
радиус действия аппарата;

Необходимость наличия на борту
обеспечивающего
судна
устройства
управления натяжением кабеля-связки (во
время волнения моря);

Сложность управления аппаратом в
условиях сильных течений, завалов и
узкостей.
13. Микроэлектромеханичекие системы (МЭМС), понятие, основные
характеристикии их применение в нефтегазовой промышленности.
МЭМСэтомножествомикроустройствсамойразнообразнойконструкциииназначения,
впроизводствекоторыхиспользуютсямодифицированныетехнологическиеприемымикроэле
ктроники.
Микроэлектромеханическиесистемыполучаютсяпутемкомбинированиямеханическихэлем
ентов,
датчиковиэлектроникинаобщемкремниевомоснованиипосредствомтехнологиймикропроиз
водства.
Всеэлементымогутбытьреализованыввидеединогоизделия,
причемсразудесяткамиилисотнями,
какмикросхемынакремниевойпластине.
Восновеэтоголежитапробированнаятрадиционнаятехнологияпроизводстваполупроводник
овыхинтегральныхмикросхем. Разработка их началасьещев 1960-хгодах, но применение в
промышленных масштабах началось с 90-х годов, причем самыеранниепримененияMЭМС
-датчикидавления,
печатающиеголовкиструйныхпринтеровимикро-зеркалацифровых
проекторов. Совсемнедавно, вначале 2000-х, на эти 3 сегментаприходилось более 80%
всего
производства
МЭМС.
Сегодняониужеработаютвкачествеважныхэлементоввавтомобильной,
медицинскойипромышленностиэлектроники.
ВбольшинствеслучаевустройствасМЭМСобъединяютвсебекремниевыемикросхемы
,
выполняющие«мозговые»функциисистемы,
имикромеханизмы,
служащиедлянее«глазами»и«руками».
Такиеустройствапоразномуреагируютнаокружающуюихсреду.
Сенсорывыявляюттемпературные,
механические,
химическиеиоптическиеизменения,
тогдакаккомпонентысиловогоприводафизическиустанавливаютвзаданноеположение,
измеряютирегулируютразличныеэлементысвоегоокружения.
Национальныйнаучныйфондопределяет«микро» - диапазонвпределахот 1 мкмдо 1
мм,
а«нано»-диапазонначинаетсяужезапределами
1
мкм.
Длясравнения,
диаметрчеловеческоговолосаравенобычно 50–100нм.
Неудивительно,
чтоаргументывпользуприменениятехнологийМЭМСвобластиразведкииразработкиместоро
жденийвосновномсводятсякихразмерам.
Малыеразмерыимеютсвоипреимущества.
90
МЭМСвписываетсявограниченноепространство,
такое,
какстволскважиныилизабойныйинструмент,
изанимаеточеньмаломестатам,
гдесвободноепространствоимеетпервостепеннуюважность.
Ихпотребностьвэлектропитаниисравнимастаковойдлякремниевыхэлектронныхмикросхем
инизкапосравнениюсобычнымимакроскопическимиустройствами,
выполняющимианалогичныезадачи.
Крометого,
послетщательнойразработкииэффективногоосвоениятехнологииизготовленияМЭМСмассо
воепроизводствоизделийсМЭМСможетстатьрентабельным.
ВпромышленностиМЭМСужедоказалисвоюнадежностьилегкостьинтегрированиявнутрип
роектируемыхсистем.
Благодаряпроизводствуинтегральныхсхем,
кремнийхорошоизучен.
Намикроуровнесвойствакремнияидеальныввидуегокристаллическойструктурытипаалмаза
сэлементарнойячейкой (наименьшейповторяющейсячастьюкристалла) кубическоготипа.
ПосвоиммеханическимсвойствамчистыйкремнийпригодендлясозданияМЭМС,
апослелегированияпримесями,
применяемогоприизготовленииинтегральныхсхем,
егоэлектрическиесвойстваможномодифицироватьвсоответствиисконкретнымиконструкти
внымитребованиями.
Пониманиесвойствкристаллическойформыкремнияимеетключевоезначениепримех
аническоймикрообработке.
Симметрияотносительнотрехглавныхосейегокристаллаисвязьмеждутремякристаллографи
ческимиплоскостямимогутопределятьгеометриютравленияи,
вконечномитоге,
функциональностьМЭМС.
Кремнийвкристаллическойформе,
являющийсяосновнымструктурнымэлементомприсозданииМЭМС,
производитсяввидепластиниимеетотносительнонизкуюсебестоимость.
Поликристаллическиеиаморфныеформыкремнияобычноосаждаютсяввидетонкихпленокит
акжечастоиспользуютсявпроизводствеМЭМС.
Поликристаллическийкремний
(поликремний)
сталособеннополезнымматериаломдляизготовлениямикромеханическихструктурисоздани
яэлектрическихсоединенийвнутриизделийсМЭМС.
91
Рисунок 1.Кристаллографическиеплоскостивполупроводниках.
Вверху приведены индексы Миллера, математически описывающие кристалл
комбинациями из трех цифр, каждая из которых равна нулю или единице. Плоскости,
проходящие через узлы кристаллической решетки (кристаллографические плоскости),
обозначаются тройками цифр в круглых скобках ( ). Прямые, проходящие через узлы
кристаллической решетки (кристаллографические направления), представляются
тройками цифр
в квадратных скобках [ ]. Наборы эквивалентных кристаллографических плоскостей
записаны в
фигурных скобках { }. Внизу изображена схема типовой кремниевой пластины с
ориентацией {100}
с указанными ориентациями кристаллографических плоскостей, дающими ключевую
информацию
для разработки процедур механической микрообработки МЭМС. Изготовители
материалов вырезают
пластины из кремниевых заготовок. Верхняя плоскость называется плоскостью отреза.
Кристаллографические плоскости определяют ориентацию структуры кристалла и во многих
случаях дают
необходимую изготовителям информацию об ориентации электрических свойств
кристалла.
СтандартныйпроцесспроизводстваустройствсМЭМСсостоитизтрехосновныхэтапов.
Наподходящейподложке—обычнокремниевой,
иногдаизсапфира—
выращиваютсялибоосаждаютсятонкиепленки.
Заэтимследуетпроцесслитографии,
посредствомкоторойнаноситсярисунок,
азатем—процесстравления,
92
которыйсоздаеттрехмернуюструктуру.
Этупоследовательностьможнонеоднократноповторятьдлясозданияболеесложныхструктур.
Иногдаэтапыосажденияилитравленияпропускаются,
авкачестверасходуемогослояприсозданиисвободноподвешенныхструктурилишаблоновдляселективноговыращиванияновогоматериалаприме
няетсяфоторезист—какправило,
светочувствительнаяэмульсиялибослойполимера.
ВпроцессеизготовленияМЭМСвозможенчетвертыйэтап—
спайкадвухиболеепластинвместе.
Рисунок2. Процессфотолитографии.
Световоеизлучениеселективноблокируетсямаской,
накоторуюнанесентребуемыйрисунок.
Подмаскойэкспонированныйсветочувствительныйматериал (фоторезист)
впроцессепроявлениястановитсялибовосприимчивым, либоустойчивымкэрозии.
Всеэтипроцессыдолжныпроисходитьвчистейшихусловиях,
посколькувтакоммасштабедажесамыемелкиепосторонниечастицымогутпривестикизъянам,
способнымухудшитьхарактеристикиизделия.
Рисунок3. «Чистоепомещение»дляпроизводствасенсоровсМЭМС.
93
Вчистыхпомещенияхтщательноконтролируютсяконцентрацииприродныхзагрязнителей,
вт.
ч.
пыли,
переносимыхвоздухоммикробов,
аэрозольныхчастиципаровхимическихвеществ,
которыеспособнысоздаватьосложненияприизготовленииМЭМС.
Вчистыхпомещенияхработаютобширныесложныесистемыфильтрации,
циркуляцииипереходногошлюзованиявоздуха,
атакжевнедреныскрупулезныепроцедурыподдержаниячистотыработающимперсоналом.
Вбольшинствеслучаевнаоднойпластинесоздаетсямножествоустройств.
Пластиназатемразрезаетсявысокоточныминструментом,
иврезультатеполучаетсяпартияМЭМС.
Рисунок4. Пластина с микросхемами.
Вувеличенноммасштабе. Наснимкепредставленаготоваяпластина, содержащая 800
устройств, хотя 50 изэтихмикросхем—нефункциональныеконтрольныеструктуры.
МикросхемыизэтойпластиныпойдутнаизготовлениедатчиковдавлениянаосновеМЭМСсов
местнойразработкикомпанииSchlumbergerиКалифорнийскоготехнологическогоинститута
(Caltech).
Диаметрпластинысоставляет
100
мм
(4
дюйма),
акаждаясенсорнаямикросхемаимеетразмеры 2 × 2 мм.
Напрактике, МЭМС можноприменятьнакаждомрынке, отэнергетикидомедицины и
телекоммуникационной, автомобильнойиаэрокосмической.
МЭМСустройства могут чувствовать, думать, действоватьи сообщаться. Итак,
мыможемразделитьвсеМЭМСустройства
надвегруппывзависимостиотихназначения:
датчикииисполнительныемеханизмы-актюаторы. Ониперенаправляют свет, качают
исмешивают жидкости, атакжеобнаруживают молекулы, тепло, давление илидвижение.
Взаимодействиеэлектроники, механики, света или рабочих жидкостей, работающих
вместе, составляютмикроэлектромеханическиесистеме, илиMЭМС.
94
Применение МЭМС
Рисунок5. Использование МЭМС в различных сферах
Типы МЭМС:
 Датчики давления
 Акселерометры
 Гироскопы
 Микрофоны
 Химические датчики
 Контроль потока
 Микрозеркала
 Насосы
 Генераторы микрокапель
 Анализаторы
Рисунок6. Типы МЭМС
95
Сенсоры являются наиболее широко используемыми МЭМС. Существуют
3основных вида МЭМС:
 Датчики давления
 Химические датчики
 Датчики движения(акселерометры и гироскопы)
MЭМС широко используются в медицинской сфере, в производстве машин, а
также в военной, аэрокосмической, энергетической, транспортной, нефтегазовой и
строительной промышленностях.
МЭМС в энергетической промышленности
Энергетическаяотрасльразвивается,
растет
и
рольиспользования
МЭМСтехнологий. МЭМСмогутспособствоватьразработкеновыхпередовыхтехнологий,
чтобызахватитьновыерынки, повысить эффективность существующихрынков.
МЭМСмогутбытьиспользованывкачествеосновыдля:

Новыеисточникиэнергии

Совершенствование уже существующих промышленных
составляющих

Повышение эффективностинефтяныхигазовыхкомпаний, а
именно поисков и разработки месторождений
Нефтегазовая промышленность изучаетновыеспособыизображения, мониторингаи
исследования
условийнепосредственнонаудаленныхобъектахместорождения.
МЭМСпредлагаетперспективныерешениядляэтогосегмента,
являясь
высокочувствительными датчиками, которыеимеютмалые размеры иявляютсянадежными.
Однимизпримеровпримененияявляетсясейсмическое
изображение
залежей,
которыеможносделатьспомощьюМЭМСустройств.
ИспользованиеМЭМСпредлагаетулучшение
производительностивдополнениексущественнойэкономиисредствивременидляширокогокр
уга технологий для нефтегазовой промышленности. Благодаря возможности
непрерывного контроля эти технологии могут стать основой умных месторождений.
 Акселерометрыдляразведкиуглеводородов
Измерениедвижениячерезускорение,
уголнаклонаивибрацииявляетсячрезвычайноважнымиширокоиспользуетсявнефтегазовой
индустрии.
АкселерометрыоснованынаМЭМСемкостных
датчиках
совстроеннымиобъемными микро обработанными кремниевыми элементами.
Устройство акселерометра
Подвижнаячастьсистемы–классическийгрузикнаподвесах.
Приналичииускорениягрузиксмещаетсяотносительнонеподвижнойчастиакселерометра.
Обкладкаконденсатора,
прикрепленнаякгрузику,
96
смещаетсяотносительнообкладкинанеподвижнойчасти.
принеизменномзарядеменяетсянапряжение–
этоизменениеможноизмеритьирассчитатьсмещениегрузика.
знаяегомассуипараметрыподвеса, легконайтииискомоеускорение.
Рисунок7. Aкселерометр
Емкостьменяется,
Откуда,
 Сенсоры для сейсморазведки
Нефтяная игазовая промышленностииспользуетсейсморазведку, чтобыобеспечить
3х-мерныеизображения,
показывающиерасположениеместорождений
нефтииприродногогаза.
Точность
отображения
имеетрешающеезначениедляопределенияоптимальногоместадлябурения и увеличения
эффективности
добычи.
Две
важные
потребности
дляулучшенияразрешенияизображенияиверности результатов
– это увеличение
пространственнойплотностидатчиковисозданиясверхмалыхизмеренийуровняшумавширок
омдиапазонечастот.
Современныекомпаниинедавнообъявилиосотрудничествепоразработкеследующего
поколениябеспроводныхдатчиковсейсмическойсетидляразведкинефтиигаза.
Инерциальныетехнологиизондированияиспользуютсядляобеспеченияоченьнизкого уровня
шуманачастотахнижепропускной
способности
традиционныхсейсмоприемников.
Малыйразмеринизкоеэнергопотреблениепозволитзначительноснизитьстоимостькрупнома
сштабной
разведки,
позволяя
собирать
данныеизнесколькихканалов,
увеличиваятемсамымплотностьканаловв
исследовании.
Сейсмическиедатчикимогутбытьиспользованыдля измерения оченьнизкогосигнала.

Емкостныеакселерометрыдлянаклонно-направленногобурения
Долгосрочнаястабильность,
низкаяошибка,
устранениевибрацииинадежностьМЭМСемкостныхакселерометров
способствует
их
использованию
в
широкомспектрерынков,
втомчисле
для
мониторинганаправленногобурения.
Сферы, в которых требуются акселерометры:
 Подземныесейсмическиеизображения
 Мониторинг коллектора в режиме реального времени
 Структурныймониторингдлябуровыхустановок,
платформилилюбого
строительства
 Стабилизация платформы
 Направленное бурение и его мониторинг в режиме реального времени
 Горизонтальныеилиповерхностное наклонно-направленное бурение
 Измерениявпроцессебурения в режиме реального времени
 Скважинный мониторингилискважинные исследования
Ихтехническиехарактеристики:
высокаястабильность,
низкийуровеньшума,
низкоеэнергопотребление,
малыйвесиразмер,
атакжевысокая
надежность
обеспечениябезопасностивсуровыхусловиях. Стандартные акселерометры предназначены
97
для работы притемпературахот -55 °Cдо +125 °C, ноони могутбытьиспользованы и до 150
°C.
 Датчики наклона во время мониторинга бурения в режиме реального времени
Благодарясвоимвысокимразрешениям,
высокойтемпературнойстабильностиинизкомуэнергопотреблению, инерциальные датчики
являютсяоченьхорошими
продуктамидляизмерениянаклона.
Датчикинаклонапродемонстрироваличрезвычайновысокуюнадежностьвжесткихусловияхо
кружающейсреды,
ипоэтому
используются
вовсеммиредля
исследованияскважинимониторинга процессов, обеспечиваяоченьточное измерение
наклона.
Этиприборыдляизмерениянаклонаназываютгироскопами.
Они
устроеныидентичноакселерометру.
Простовнихзначенияускоренийпоосямпреобразуютсявзначенияугловповорота
конструкцияпримернотакая же, нонавыходедругие значения.
Рисунок8. Гироскоп L3G4200D производства компании STMicroelectronics
Небольшойразмергироскопов
с
МЭМС
позволяетимпоместитьсявнутриизмеряющего инструмента впроцессебурения (MWD) или
управляемой
вращающейсяизмерительной
системы
(RSS).
Темнеменее,
основнойпричинойотказаMWDинструментов иRSSявляютсяудары ивибрации в скважине.
Ремонт стоитмиллионыдолларовинепроизводственноговремени установки. Способность
работы МЭМСгироскопа ввысокихударныхивибрационных условиях была исследована и
показала хорошие результаты.
МЭМС-гироскопамивыполняют свою работу в осложненных условиях
иотслеживают направление долота, проникающего в породу, врежиме реального времени.
Датчикинаклонаидеальноподходятдля широко спектра применения, втомчисле для
бурения наклонно-направленных скважиниповерхностногобурения, мониторинга и
стабилизации морских платформ, контроля целостноститрубопровода имногоедругое.
 Датчики давления
Еслипринятьвовниманиеограниченныйвнутреннийдиаметрскважины,
можетпоказаться,
чтоминиатюрныеМЭМСимикрогидравлическиенайдутсебеестественноеприменениевразли
чныхобластяхтехнологииразведкииразработкиместорождений.
Онизанимаютменьшеместа,
работаютприменьшемколичествежидкостиипотребляютменьшеэнергии,
чтоделаетихидеальнымидлязабойныхусловий.
98
В
датчиках
давленияМЭМСиспользуется
гибкая
диафрагма
в
качествечувствительного элемента. Одна сторона мембраны закреплена, анадругая
сторона
открытадлявнешнегодавления.
Диафрагмадвижетсясизменениемвнешнегодавления.
Рисунок9. Датчик давления
Измерениядавления—этообласть,
гдетехнологииМЭМСужевнедренынанефтяныхместорождениях.
Рисунок10. Датчик давления в корпусе
МикросхемадатчикадавленияссовместнойразработкиКалифорнийскоготехнологиче
скогоинститутаиИсследовательскогоцентраимениГенриДоллакомпанииSchlumberger.
Микросхемапредставляетсобойквадратсдлинойстороны
2
мм.
ДанноеустройствоМЭМСимееткорпус,
выдерживающийжесткиескважинныеусловияоткачки,
ииспользуетсяприпроведениимониторингапараметровнасосавкомплексахуслугмеханизиро
ваннойдобычикомпанииSchlumbergerAxiaиAxia-XTESP.
Монетадостоинствомв
1
Европоказанадлясравнения.
ВбольшинствеслучаевпоокончаниипроцессапроизводстваМЭМСипокидаюткремни
евуюмастерскуюввидехрупкихмикросхем.
ПоэтомукорпусадляМЭМСявляютсячрезвычайноважнымэлементомсохранностииработосп
особностиустройства,
особенновсложныхусловияхнефтегазовыхместорождений.
Корпуспозволяетпроводитьмеханическуюустановкуустройствавсистеме,
длякоторойонпредназначен,
атакжеобеспечиваетэлектрическоесоединениеустройстваМЭМСссистемнойэлектроникой.
Кромеэтого,
корпусизолируетэлектрическиесоединенияМЭМСизащищаетустройствооткоррозии,
эрозии,
ударовивибраций.
Частоонпоглощаетнапряжения,
создаваемыевысокимирабочимидавлениями,
позволяяэлектромеханическимигидравлическиммикросхемамработатьвненагруженныхко
мпоновкахвусловияхсбалансированногодавлениякакснаружи, такивнутримикросхемы.
Эти устройства позволяют нам следить за бурением, разработкой и эксплуатацией
скважин в режиме реального воремени, избегая остановок скважин для проведения
99
измерений параметров.
прикрепление на ЭЦН.
Одно из
возможных использований
таких
датчиков
–
Применение датчиков давления:
 Добычи
 Для проведения работ на шельфе
 Мониторинга трубопроводов
 Танкеры
 Дожимного комплекса
Измерения давления нужны при:
Цементировании
Барометрическое давление
Плунжерном лифте
Анализатор газа
Гидроразрыве Измерение уровня
В стволе
На выкидной линии
При нагнетании
В газопроводах
Устройствамогутбытьиспользованыприэкстремальныхтемпературахот -50 °Cдо 150
°C, давлениесоставляетдо 20000 PSI, совместимостьсвысокимуровнем сероводорода.
Датчики давления применимывмелкихиглубокихводоемах. Экзотическиематериалы,
такиекакInconel
718
иHastelloyC,
могутбытьиспользованыдлязащитыоткоррозиииточечнойкоррозии.
Это
высокотехнологичные продукты сисключительнойнадежностью.
Другим применением датчиков давления является мониторинг трубопроводов.
Путеммониторингаперепададавлениясоединенийтруб,
пользователимогутсохранятьцелостностьтрубопровода и предупредить проливы иутечки.
Нарядусизмерениямидавленияпереходнамалыеформыможетоказатьгромаднейшееп
оложительноевлияниеинаизмерениясвойствфлюидов,
особеннотаких,
какплотностьивязкость.
МногообещающаямодельподназваниемDVМЭМСиспользуеттонкуюколеблющуюсяпласти
нку,
сделаннуюизверхнегослояподложки,
изготовленнойпотехнологиинаплавлениякремниянадиэлектрик.
100
Рисунок11. Распределение давления вдоль трубопровода, контролирующееся датчиками
давления компании AmericanSensorTechnologiesInc.
Активацияколеблющейсяпластинкиосуществляетсяпутемпропусканияколебательно
готокачерезвстроеннуюкатушкуиндуктивностиприодновременномвоздействиимагнитного
полянадатчик. Приложеннаясилапрямопропорциональнапроизведениюдлиныпроводника,
перпендикулярногомагнитномуполю,
напряженностимагнитногополяисилетока.
Какивдругихтехнологияхиспользованиявибрационныхэлементов,
датчикDVМЭМСизмеряетрезонанснуючастотуифакторкачества.
Окружающиепластинкуфлюидыснижаютрезонанснуючастотуифакторкачестваотноситель
ноконтрольныхвеличин,
определенныхвусловияхвакуума.
Взаимодействиеколеблющейсяпластинкисфлюидамипозволяетпользователюопределитьпл
отностьивязкостьфлюида:
частотапонижаетсясувеличениемплотностифлюида,
посколькунапластинкупроизводитдавлениевсебольшаямассафлюида,
апомереувеличениявязкостифлюидапроисходитпонижениефакторакачества,
посколькувибрациипластинкизатухаютвсебыстрее.
Рисунок12. Устройство с МЭМС для измерения вязкости и плотности
Колеблющаясяпластинкадляизмеренияплотностиивязкостифлюида.
НафотографииверхнейповерхностиустройстваDVМЭМСвиднаалюминиеваякатушкаA,
мостУитстонаB, легированныйборомрезисторСизполикристаллическогокремния,
которыйработаетвкачестветермометра, иконтактныеплощадкидляпроводныхсоединенийD.
СлеваотпунктирнойлинииEтолщинапластинысоставляет 20 мкм.
СправаотпунктирнойлинииEвдатчикенаплавлендополнительныйслоймонокристаллическо
гокремниятолщиной 350 мкм.
Нанижнихфотографияхпоказаннедорогойпрототипкорпусадляпластинки,
101
изготовленныйвЦентретехнологийМЭМСкомпанииSchlumberger, Эланкур, Франция,
включающийсложныепроводныесоединения (слевавнизунарис.). Егоупрочненныйвариант,
изготовленныйвSKK (справавнизунарис.), являетсямодификациеймодели,
разработаннойкомпаниейKyocera,
испособенвыдерживатьэкстремальныетемпературыидавлениенаравнесобычнымиусловиям
и. Пластинкацентрированавнутрикруглогоотверстия, черезкотороепротекаетфлюид.
 МЭМС-сенсоры для защиты нефтяных платформ от опасных газов
Исследование, финансируемое совместноESAи Лабораторией Микро и
наносистемнорвежской
исследовательскойорганизацииSINTEF,
был
выпущен
наивозможнопростейшийдетекторгаза.
Полученныйпродуктнамногоменьше,
прочнееинадежнее, чемсуществующиесистемы, снизкимэнергопотреблениеми без
необходимостиповторнойкалибровки.
Устройство предназначено для обнаружения метанавнефтянойпромышленности.
Рисунок13. Оптический датчик газа
Метанпредставляетсобойбесцветныйгазбеззапаха,
нопривысокихконцентрацияхонможетзадушитьиливызватьвзрыв.
Утечки
метанаявляютсяоднойизосновныхопасностейнабортубуровыхустановокдобычинефтиилип
риродногогаза из недр земли.
Таким образом, что МЭМС - технологиинаходятсятолько на стадииразвития,
иперспективы
применения
являютсявесьма
привлекательными.
Онипомогут
усовершенствовать концепцию«умное месторождение" и мониторинг всехэтапов
нефтянойотраслиотразведкидоразработкиитранспорта, обеспечить контроль параметров
врежимереальноговремени.
102
Лекция 10. Управление эксплуатацией в режиме реального времени
1.Интегрированная эксплуатация: определение, цели, задачи, состояние и тренды.
Основные задачи центров эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в
режиме реального времени
Интегрированная эксплуатация – это системная эксплуатация месторождений УВ
на основе достижений в области информационно-коммуникационных технологий и
информации,
поступающей с промысловых объектов, в режиме реального времени.
Интегрированная эксплуатация способствует интеграции всех производственных
процессов в одну общую систему эксплуатации.
Управление лицензиями и снабжение не входят в интегрированную эксплуатацию.




Основными задачами центров являются:
мониторинг добычи в режиме реального времени;
интегрированные взаимодействия при производственных операциях;
адаптация истории разработки;
оптимизированная система контроля эксплуатации.
103
Основная масса информации о нефтяных пластах поступает отсейсмики,
геофизики, геологии и разработки. Обработка данных, интерпретация полученных
результатов, моделирование процессов разработки и хранение постоянно обновляющейся
массы информации нуждаются в высокопроизводительных вычислительных комплексах,
способных загружать, обрабатывать и выгружать метаобъёмы геолого-промысловой
информации в режиме реального времени.
Состояние высокоинтегрированной системы эксплуатации месторождения.
 Разработаны сенсорные датчики,оборудование для мониторинга
технологическихпроцессов и управленияскважин в режиме реальноговремени
 Проводится тестирование симуляторов дляавтоматической оптимизациидобычи
 На стадии разработкинаходятся системы дляодновременной
оптимизациипроцессов разработки,скважинной добычи и
 процессов сбора и подготовкипродукции
104
2 Система контроля и передачи промысловых данных в режиме реального времени.
(Примеры: espWatcher, система ALPS компании Шлюмберже).
Для выявления проблемных скважин в системе ALPS используется принцип
«алармов»: для каждого параметра задаются диапазоны значений, соответствующие
нормальному (зеленый цвет), переходному (желтый цвет) и аварийному состоянию
скважины (красный цвет). При достижении критического значения по какому-либо
параметру система выдает соответствующее предупреждение («аларм»), благодаря чему
можно реагировать на возникающие проблемы максимально быстро. Кроме того, система
позволяет отслеживать динамику «алармов», в том числе качественное (цвет) и
количественное изменение параметров за определенный промежуток времени.
Первые результаты внедрения проекта ALPS выглядят многообещающе:
благодаря автоматизации процессов сбора и первичного анализа информации
специалисты нефтяной компании получили возможность уделять больше внимания
контролю и оптимизации работы механизированного фонда сква жин.
Использование системы ALPS позволило предприятию сократить операционные
затраты, повысить эффективность производственных процессов и по лучить
дополнительную добычу.
Система InterACT обеспечивает дистанционное наблюдение за операциями на
кусте, сбор данных и коллективный анализ и принятие решений в режиме «онлайн». Она
также улучшает доступ к удаленным службам поддержки заказчика и экспертам компании
Шлюмберже.
105
Компания Шлюмберже применяет систему контроля и передачи данных в режиме
реального времени InterACT, чтобы донести информацию до экспертов-нефтяников,
ответственных за принятие решений, по всему миру.
Основанная на веб-технологиях система InterACT обеспечивает:
_ передачу данных через Интернет или местный интранет;
_ немедленный доступ к данным;
_ соединение по защищенному каналу и конфиденциальность данных;
_ двустороннюю связь, позволяющую дистанционно управлять устройствами;
_ обмен данными в режиме реального времени с инженерными и диагностическими
приложениями;
_ индивидуально настраиваемые компьютерные экраны и «графики тенденций».
Система InterACT дает уникальные преимущества в плане эксплуатации
месторождений. За счет немедленного доведения информации о ключевых событиях до
квалифицированных экспертов сокращаются время простоя и снижение добычи. Кроме
того, отпадает или сокращается необходимость выездов на скважины, что приводит к
уменьшению риска и эксплуатационных затрат. Защищенный доступ к данным в режиме
реального времени позволяет прогнозировать тенденции работы скважин для
своевременного вмешательства. Это улучшает защиту активов и помогает справиться со
снижением производительности.
3. Умный мониторинг механического фонда скважин (измерение расхода, давления,
температуры, многофазного расхода). Контроль и управление
электроцентробежными насосами в режиме реального времени. Пакет средств
оптимизации для умного мониторинга механического фонда скважин компании
Шлюмберже (LiftPro, PhaseTester, espWatcher
Измерение расхода
Расход является основным измеряемым параметром при оптимизации любой
скважины, но это измерение производится различными способами — соответственно,
возникает неопределенность различных параметров. Непротиворечивость измерения и
понимание его неопределенности — основа анализа работы скважины до и после любой
корректировки.
Процесс LiftPro позволяет оптимизировать работу отдельных скважин с учетом
ранее выполненных аналогичных процедур.
Измерение давления
Расход непосредственно реагирует на изменения внутрискважинного давления. Для
повышения производительности, несомненно, лучше пользоваться результатами реальных
измерений внутрискважинного давления, чем расчетами. Технология постоянного
внутрискважинного мониторинга, такая как система Phoenix, позволяет всесторонне
диагностировать реакцию системы механизированной добычи на изменение скважинного
давления. В сочетании с многофазными измерениями расхода диагностика, основанная на
давлении на приеме и выкиде насоса, позволяет получить очень точную картину реакции
системы механизированной добычи
Мониторинг распределенной температуры
106
Оптоволоконная технология мониторинга распределенной температуры позволяет
производить измерения по всей длине волоконнооптического кабеля в скважине. Имеется
вариант временного спуска системы SensaLine на тонком кабеле с использованием
стандартного оборудования. Другой вариант — стационарная установка системы Sensa на
кабеле управления с использованием нашей фирменной технологии.
В процессе LiftPro мониторинг распределенной температуры с помощью системы
Sensa позволяет мгновенно получать информацию о состоянии системы
механизированной добычи и скважины в целом.
Многофазный расход
Модуль PhaseTester для измерения многофазного расхода: идеальное дополнение к
системе LiftPro. Переносной расходомер Phase-Tester с применением технологии Vx*
многофазного исследования скважин позволяет быстро производить точные и
непротиворечивые измерения многофазного расхода. Высокая частота дискретизации дает
системе LiftPro возможность немедленно выявлять изменения условий эксплуатации. Это
свойство особенно важно при выполнении испытаний газлифтных скважин с несколькими
уровнями дебита и при диагностике нестабильности скважины. Система PhaseTester
обеспечивает непрерывное измерение расхода отдельных фаз скважинного флюида — без
их разделения — для быстрого анализа производительности и немедленной диагностики,
что повышает эффективность применения процесса LiftPro. Эта нацеленная на выработку
решений система поддерживает все этапы процесса испытаний — от проектирования до
интерпретации пластовых показателей. Конструкционно мобильный модуль PhaseTester
рассчитан на простой монтаж на скважине. Его номинальные характеристики
соответствуют стандартам Американского нефтяного института (API). Подача флюида в
прибор производится непосредственно из выкидной линии, после измерения флюид
возвращается в выкидную линию. Потери давления в системе обычно составляют 3–30 psi
[21–207 кПа], что гораздо меньше, чем при использовании традиционных измерительных
систем с разделением фаз. Минимальное воздействие на характеристику давления в
выкидной линии обеспечивает точную диагностику работы скважины.
Благодаря соответствию номиналов системы стандарту API 6A отпадает
необходимость в дополнительных системах закрытия скважины и сброса давления. За
счет этого упрощается монтаж оборудования и повышается безопасность. Модуль имеет
минимальную опорную поверхность и прост в установке. Это позволяет сократить
затраты за счет повышения КПД и упрощения процесса материально-технического
обеспечения. Модуль PhaseTester обладает отличной динамической реакцией на
изменение внутрискважинного расхода; поэтому ему требуется небольшое или даже
нулевое время стабилизации. На многих месторождениях эта особенность в сочетании с
мобильностью модуля позволяет оценивать несколько скважин за один день. При
использовании модуля PhaseTester c применением технологии многофазного
исследования флюиды забираются непосредственно из выкидной линии и возвращаются
туда после измерения, оказывая минимальное воздействие на давление в линии.
Контроль и управление электроцентробежными насосами в режиме реального
времени
107
Система espWatcher обеспечивает дистанционный контроль и управление
электроцентробежными насосами. Она дополняет систему LiftPro по нескольким
критериям. Система espWatcher позволяет непрерывно, в режиме реального времени,
получать данные со скважин, оснащенных электроцентробежными насосами, по
защищенному каналу через Интернет. С помощью этих данных можно отбирать
скважины-кандидаты, выполнять регулярные «профилактические осмотры» скважин для
выявления возникающих проблем, а также обнаруживать события, требующие
немедленного вмешательства для восстановления производительности. На тех
месторождениях, где действует espWatcher, можно повысить эффективность системы
LiftPro как относительно планирования, так и в плане определения приоритетов.
Пакет средств оптимизации для умного мониторинга механического фонда скважин
компании Шлюмберже
Система оптимизации LiftPro позволяет задействовать требуемые измерения и
опыт экспертов в одном месте, в одно время — для оптимизации отдельных скважин с
учетом ранее выполненных аналогичных процедур. По оценкам экспертов, в двух
скважинах из трех, эксплуатируемых механическими методами, дебит может быть
существенно повышен за счет улучшения их работы. Расчетным базовым уровнем
эффективности процесса LiftPro является чистое повышение дебита нефти на 10%. В
некоторых скважинах достигнуто повышение производительности более чем на 100%, что
подтверждено результатами измерений, выполненных до и после процесса оптимизации.
Процесс LiftPro позволяет быстро и четко оценить эффективность системы
механизированной добычи и скважины в целом. Это достигается за счет органичного
сочетания промысловой информации и опыта компании-оператора с технологией
измерений, услугами и возможностями механизированной добычи, имеющимися у
компании Шлюмберже.
Финансовый риск можно определять и контролировать с помощью коммерческих
моделей с распределением риска, используемых при выборе скважин-кандидатов на
применение системы LiftPro. Операторы смогут узнать о том, в каких скважинах вероятно
повышение производительности, оправдывающее привлечение сил и средств
оптимизации.
4. Умные операции в РРВ в нефтегазовой отрасли: понятие, основные цели и задачи.
Пример – iOps.
В нефтяной промышленности интегрированные операции (ИО) относятся к новым
рабочим процессам и способам разведки и добычи нефти и газа, которые обеспечены
новой информацией и новыми средствами связи. Многопрофильное сотрудничество на
предприятии является одним примером. ИО в некотором смысле взяли курс на
обновление нефтегазовой отрасли. Короче говоря ИО это сотрудничество с акцентом на
добычу.
В индустрии отслеживания процессов этот термин используется для описания
усиленного сотрудничества, не зависимого от местоположения операторов,
обслуживающего персонала, электриков, схемы добычи а также бизнесплана и
поставщиков, призванного обеспечить более рациональную работу предприятия. Внедряя
108
ИО, нефтяная промышленность опирается на опыт индустрии отслеживания процессов.
Это можно рассмотреть вблизи на примере целой промышленной цепочки и
управленческих идей перенятых из сферы добычи и индустрии отслеживания процессов.
Выдающаяся идея в этом отношении это оптимизация в режиме реального времени всей
производственно-сбытовой цепочки от долгосрочного планирования работы с нефтяным
коллектором через распределение пропускной способности сети трубопроводов и
расчётов ЧДД от добытой нефти.
Стимулы к внедрению Интегрированных операций в нефтегазовую
промышленность.
Общим для большинства компаний является то, что ИО ведёт к снижению затрат,
поскольку меньше людей задействовано в работе и ведёт к повышению эффективности.
Меньшие затраты, более эффективная работа с коллектором и меньшее количество
ошибок во время бурения скважины в свою очередь увеличат прибыль и сделают большее
количество месторождений экономически рентабельным для разработки. ИО приходят в
то время, когда нефтяная промышленность сталкивается с более нерентабельными
месторождениями, также называемыми «tailproduction», где цена добытой нефти будет
больше, чем рыночная цена, если только не будут сделаны капитальные улучшения в
технологии и рабочих процессах. Было рассчитано, что внедрение ИО может увеличить
стоимость одного только норвежского континентального шельфа на 300 млрд норвежских
крон. В более долгосрочном отношении, контроль и мониторинг добычи нефти на берегу
могут стать необходимостью, поскольку новые месторождения в более глубоких водах
разрабатываются исключительно при помощи подводных безлюдных объектов.
О сдвижении работы на берег отзывались как о способе сохранить и улучшить
возможность использования работников предпенсионного возраста, который
рассматривается западными нефтегазовыми компаниями как вызов. В то время как
средний возраст рабочего персонала увеличивается, и многие приближаются к выходу на
пенсию, ИО выгодно используются для передачи знаний и обучения более молодого
персонала. Более комфортная работа на берегу вместе с высокотехнологичным
оборудованием были расценены как способ вовлечь молодых специалистов в
промышленность, которая, как считается, непривлекательная, и которая считается
низкотехнологичной и трудной для совмещения с нормальной семейной жизнью.
Умная операция: понятие и основные цели. Пример – iOps.
WoodsideEnergy называет свою программу комплексных операций iOps способом
работы, который включает оптимизированный и удаленный контроль за работой
коллекторов и более безопасные и надёжные промышленные объекты; предсказывающее
принятие решений на основе разведывательных данных, полученных в режиме реального
времени и на основе диагностики; и общую поддержку от удаленных центров и мест
поддержки.
Основные целиiOps
 Уменьшение персонала на промышленных объектах и уменьшение риска,
которому подвергается персонал
 Улучшение качеств рабочей среды, здоровья и безопасности
109






Улучшение технического состояния и повышение надёжности работы скважин и
промышленных объектов
Оптимизация добычи, улучшение нефтеотдачи
Повышение эффективности и снижение затрат
Повышение качества и более своевременное принятие решений
Улучшенная система поощрений, сохранение числа сотрудников и привлечение
новых
Стабильная схема постоянного улучшения
Коцептуальный (схематический) дизайн для центра Умных ОперацийPerth
Центр умных операций Perth разработан для работы 24 часа в сутки 7 дней в неделю
чтобы оказать большую поддержку операциям; снабжённое средствами визуализации
вспомогательное рабочее место с большим количеством информации, доступной в режиме
реального времени; чтобы работать на опережение и для улучшенного реагирования на
возникающие ситуации.
Оперативные решения в режиме реального времени принимаются в главном отделе
центра и согласуются с более долгосрочными и стратегическими решениями,
основанными на внешних данных. Ключевые индикаторы процесса всегда видны для
получения информации о ходе процесса.
Информация может быть отображена на нескольких больших мониторах с
интерактивными рабочими столами (мультитач) и переносными устройствами. Полная
цепочка от коллектора до потребителя представлена и отслеживается в режиме реального
времени.
110
Лекция 11-Упр системой сбора и подготовки УВ в РРВ - Smart oil and gas processing
1.
Режимы
функционирования
умной
системы
управления
технологическим процессом подготовки газа в РРВ?
Модель умной системы управления технологическим процессом подготовки газа в
РРВ функционирует в нескольких режимах:

Режим контроля и управления оператором
Система только отслеживает состояние установки в целом. Архивируются
основные технологические параметры, действия оператора и события. Управляет
установкой оператор, выдавая команды на исполнительные органы с клавиатуры или
экрана ПК. Алгоритмы управления заблокированы.

Режим автоматического регулирования.
Система контролирует состояние установки и управляет процессом обезвоживания
нефти. Управление оператору может быть передано либо по его требованию, либо в
случае аварийной ситуации.

В режиме тренажера.
Используется для обучения и контроля за действиями оператора как в режиме
контроля и управления оператором, так и в автоматическом режиме. Неправильные
действия оператора комментируются сообщениями о нарушениях технологических
режимов работы установки.
2.
Установка комплексной подготовки газа в РРВ (определение,
технологический процесс, состав, продукция)
Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) — комплекс технологического
оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного
газа и газового конденсата в соответствии с требованиями отраслевых (ОСТ) и
государственных (ГОСТ) стандартов.
Технологический процесс.Промысловая обработка газа на УКПГ состоит из
следующих этапов:
— абсорбционная или адсорбционная сушка;
— низкотемпературная сепарация или абсорбция;
— масляная абсорбция.
Состав. В состав УКПГ входят:
— блок предварительной очистки (сепарации);
Обеспечивает отделение от газа капельной влаги, жидких углеводородов и
механических примесей. В состав блока входят сепараторы и фильтр-сепараторы.
— технологические установки очистки, осушки и охлаждения газа;
— дожимные компрессорные станции;
111
Обеспечивает рабочие параметры технологии промысловой обработки газа,
поддерживают давление подачи газа в магистральный газопровод. Располагаются перед
или после установок технологической подготовки газа. Для снижения температуры
компримированного газа после дожимной станции устанавливаются аппараты воздушного
охлаждения.
— вспомогательные системы производственного назначения (операторная,
площадки с установками средств связи, электро-, тепло- и водоснабжения,
электрохимической защиты, пожаротушения).
Сырьем УКПГ является природный газ газовых и газоконденсатных
месторождений.
Товарной продукцией УКПГ являются: сухой газ газовых
месторождений и сухой отбензиненный газ газоконденсатных месторождений
(используются в качестве бытового и промышленного топлива) и газовый конденсат
(сырье для газоперерабатывающих заводов).
3. Умная система управления сбором и подготовкой нефти в РРВ. Состав умной
системы управления технологическим процессом
первичной подготовки
нефти в РРВ. Основные функции умной системы управления
технологическим процессом подготовки нефти в РРВ
SCADA (от англ supervisorycontrolanddataacquisition, диспетчерское управление и сбор
данных) — программный пакет, предназначенный для разработки или обеспечения работы
в реальном времени систем сбора, обработки, отображения и архивирования информации
об объекте мониторинга или управления. SCADA-системы используются во всех отраслях
хозяйства, где требуется обеспечивать операторский контроль за технологическими
процессами в реальном времени. Данное программное обеспечение устанавливается на
компьютеры и, для связи с объектом, использует драйверы ввода-вывода или серверы.
Программный код может быть как написан на языке программирования (например на
C++), так и сгенерирован в среде проектирования.Программное обеспечение дает
операторам наглядное представление информации с удобным интерфейсом и
использованием трехмерной графики и средств анимации изображений. Оператор
получает полное представление о состоянии всего контролируемого системой
оборудования.
Система позволяет выводить на экран более подробную информацию об объекте
технологического процесса. Система поддерживает ведение различных технологических
журналов, режимных листов, в том числе журнала тревог (для фиксации аварийных
ситуаций, имеющих место в процессе производства, и изменений в настройке приборов).
Умные технологии:
• Оператор проводит большую часть времени в пункте управления, обслуживая 30–40
скважин
• Передача информации с кустовой площадки на пункт управления производится в
режиме реального времени
• Операторы быстрее реагируют на поведение скважинного оборудования
112
Состав умной системы управления технологическим процессом
подготовки нефти в РРВ.
первичной
1) Датчики
и
исполнительные
механизмы,
осуществляющие
сопряжение
технологического оборудования с контроллерами (контроллерным оборудованием)
Основное назначение:
– преобразование технологических параметров в информационные сигналы;
– преобразование управляющих сигналов в управляющие воздействия.
2) Контроллерное оборудование обрабатывает сигналы с датчиков, осуществляет
алгоритмы локального управления и аварийных защит, выдает сигналы управления
исполнительным механизмам. Связь контроллеров с операторской станцией
осуществляется по протоколу IndustrialEthernet и оптоволоконному кабелю.
3) Программное обеспечение включает в себя программные модули сбора данных с
контроллерного оборудования, модулей визуализации, базы данных и т.п.
Программное обеспечение умной системы управления технологическим процессом
первичной подготовки нефти реализует следующие функции:
 диалог с оператором-технологом;
 концентрацию, фильтрацию и накопление технологической информации;
 управление работой контроллеров среднего уровня;
 обработку и хранение информации;
 формирование и ведение файлов оперативных данных, аварий, таблиц и их
документирование;
 формирование и вывод на экраны мониторов оперативных данных в виде
мнемосхем, трендов, таблиц;
 автоматическую диагностику функционирования элементов системы;
 формирование и передачу информации на верхний уровень управления.
Основные функции умной
подготовки нефти в РРВ
системы
управления
технологическим
процессом
1) оперативный контроль параметров установки подготовки нефти;



автоматическое измерение параметров технологического оборудования
(уровней и давлений в нефтегазосепараторах и отстойниках, уровней взлива и
раздела фаз в резервуарах, давления и температуры в насосных агрегатах,
расхода нефти и газа и т.п.);
сравнение измеренных значений технологических параметров с уставками и
формирование сигналов управления, а также предупредительной и аварийной
сигнализаций;
расчет баланса жидкости по всему технологическому объекту;
2) учет времени работы оборудования и расходов нефти, воды и газа;
113

контроль за состоянием насосных агрегатов, формирование
аварийного отключения при возникновении аварийной ситуации;
3) формирование
информации;

отчетной
документации,
долгосрочное
хранение
сигналов
оперативной
отображение хода технологического процесса в виде мнемосхем, трендов,
индикаторов, ведение хронометрирования основных технологических
параметров и формирование протокола событий;
4) программно-логическое управление оборудованием;


оперативное управление с пульта автоматизированного рабочего места
оператора-технолога оборудованием отсечной и регулирующей арматуры, в том
числе и изменение установок регуляторов;
возможность поэтапного пуска при производстве пуско-наладочных работ;
5) автоматическое регулирование (стабилизация) режимов работы
оборудования;

безударное переключение с режима автоматического регулирования на ручное
и обратно;
6) диагностика состояния оборудования.

самоконтроль компонентов умной системы управления в режиме реального
времени и сигнализацию о неисправности компонентов и цепей;
4. Структура умных систем управления технологическим процессом первичной
подготовки нефти. Преимущества применения беспроводных систем для
автоматизации объектов нефтяной промышленности. Преимущества
применения сенсорных сетей. Технология самоорганизующихся беспроводных
сетей
1) Первичные средства автоматизации (датчики, измерительные преобразователи,
приборы местного контроля, исполнительные устройства). Основное назначение:
– преобразование технологических параметров в информационные сигналы;
– преобразование управляющих сигналов в управляющие воздействия.
2) Оборудование с локальными системами автоматизации (блоки дозировки реагента,
путевые подогреватели, узлы учета нефти, газа и электроэнергии и т. п.).
3) Станции управления. Основное назначение:
– сбор и первичная обработка информации;
– реализация алгоритмов автоматического регулирования, программнологического управления, защит и блокировок;
– обмен данными с вышестоящим уровнем и реализация команд
вышестоящего уровня.
114
4) Многофункциональное автоматизированное рабочее место оператора. Основное
назначение:
– сбор данных в режиме реального времени с объекта управления;
– увязка всех составляющих системы в единую информационно-управляющую систему;
– реализация функций человеко-машинного интерфейса;
– мониторинг технологического процесса;
– оперативное управление технологическим процессом.
5) Сервер базы данных. Основное назначение:
– долгосрочное хранение оперативной информации;
– предоставление доступа к архивной информации посредством
стандартных средств баз данных (SQL).
Структура умной системы управления
 Удаленный терминал, что на английском языке называется RemoteTerminalUnit
(RTU). Через него идет полная обработка информационных данных в реальном
режиме времени. Данный терминал может быть по-разному создан. Например, его
могут представлять самые примитивные датчики, которые снимают информацию с
процесса с заданной периодичностью. Иногда в качестве удаленного терминала
работают многопроцессорные отказоустойчивые вычислительные приборы. Они
обрабатывают информацию уже в режиме жесткого реального времени.
 Главный,
центральный,
терминал
или
диспетчерский
пункт.
Наанглийскомязыкеонзвучит, как Master Terminal Unit (MTU), Master Station (MS).
На нем ведется обработка данных и их управление на самом высоком уровне. Тут
используется режим мягкого реального времени. Главная задача этого
структурного компонента умной системы управления технологическим процессом
подготовки нефти в РРВ – это создание человеческо-машинного интерфейса,
обеспечивающего эргономическую работу оператора с установкой подготовки
нефти. В зависимости от поставленных задач для создания HMI используется,
как одиночный компьютер, на который стекается вся информацию с разных точек
хозяйствующего объекта, так и целая вычислительная система, объединяющая в
единое целое все локальные пульты управления. Именно при создании
центрального пульта управления решаются задачи обеспечения информационной
безопасности работы предприятия.
 Каналы связи или интегрированная коммуникационная система, которая на
английском языке звучит, как CommunicationSystem (CS). Ее назначение
заключается в создание связующих элементов между удаленными объектами и
центральным пультом управления.
Преимущества применения беспроводных систем для автоматизации объектов
нефтяной промышленности.
Использование недорогих беспроводных устройств контроля параметров открывает
новые области для применения систем телеметрии и контроля, такие как:
• замена кабелей в системах АСУ ТП;
115
• своевременное выявление возможных отказов исполнительных механизмов по
контролю таких параметров, как вибрация, температура, давление и т.д.;
• контроль доступа к системам объекта;
• контроль периметра объекта;
• контроль за перемещением персонала по территории предприятия;
• автоматизация контроля проведения инспекций и технического обслуживания;
• контроль экологических параметров окружающей среды.
Использование беспроводных устройств позволяет создать диспетчерскую систему,
обеспечивающую оператору непрерывный доступ к информации о состоянии
обслуживаемых объектов.
Преимущества применения сенсорных сетей.
Сегодня технология беспроводных сенсорных сетей на основе стандартов является
технологией, с помощью которой можно решить задачи мониторинга и контроля, которые
критичны к времени автономной работы датчиков.
Объединенные в беспроводную сенсорную сеть, датчики образуют
распределенную, самоорганизующуюся систему сбора, обработки и передачи
информации. Основной областью применения является контроль и мониторинг
измеряемых параметров различных физических полей, сред и объектов.
Достоинства систем на основе сенсорных сетей:
• возможность расположения в труднодоступных местах, куда сложно и дорого
тянуть обыкновенные проводные решения;
• оперативность и удобство развертывания и обслуживания системы;
• надежность сети в целом — в случае выхода из строя одного из них, информация
передается через соседние элементы;
• возможность добавления или исключения любого количества устройств из сети;
• длительное время работы без замены элементов питания.
Технология самоорганизующихся беспроводных сетей.
Беспроводные полевые приборы способны сами взаимодействовать друг с другом и
передавать как свою информацию, так и информацию от других приборов.
Каждый прибор автоматически находит наиболее удобный путь для передачи
сигнала в шлюз. При возникновении препятствий для прохождения сигнала по уже
однажды пройденному маршруту, сеть автоматически перестроится на новую структуру
каналов обмена информацией.
116
Лекция 12 "Управление внутрипромысловым транспортом нефти и газа в РРВ"
1. Особенности установки оптоволоконного кабеля на промысловых
трупроводах. Преимущества использования оптоволоконной системы
мониторинга. Системы обнаружения утечек газа. Основные причины
утечек газа при транспортировке.
Оптоволоконный кабель устанавливается вдоль газопровода (закапывается в землю, и т.д.
- скрытое размещение) или монтируется непосредственно на поверхности газопровода
(явное размещение). Для достижения наилучших результатов, расстояние от датчиков до
стенок трубопровода не должно превышать 1 метра. Установка и монтаж кабеля
выполняются лицензированными специалистами.
Кабель-датчик не содержит проводников электрического тока и не требует особых
условий по его размещению. Строительные длины кабеля-датчика (обычно 4-6 км.)
соединяются между собой при помощи специальных защищенных муфт для
оптоволоконного кабеля. Соединение кабелей и последующий их ремонт в случае
производятся путем сварки оптических волокон.
Преимущества использования оптоволоконной системы мониторинга.
1. Непрерывный анализ состояния газопровода, мгновенная реакция на событие.
2. Высокая точность (+- 5 м.) определения места нарушения.
3. Возможность классификации нарушений по следующим видам : механическое
воздействие на металл газопровода, обрыв кабеля, утечка газа, подъезд тяжелого
транспорта к газопроводу или проведение земляных работ вблизи.
4. Высокая чувствительность системы. Регистрация воздействия при смещении
датчика на 3x10-7м.
5. Длина участка, контролируемого одним рабочим модулем - до 150 км.
Системы обнаружения утечек газа.
Системы обнаружения утечек (СОУ) позволяют моментально определить место
повреждения газопровода (возможного несанкционированного отбора газа). И при
авариях на газопроводе начать в рекордные сроки восстановительные работы.
В настоящее время на трубопроводах эксплуатируется ряд систем, работа которых
основана на различных физических принципах:
1) Акустические системы
2) Параметрические системы
3) Системы на основе оптоволоконного кабеля
Акустические системы регистрируют в акустическом диапазоне частот волны,
сформированные утечками. Параметрические системы основаны на измерении давления и
расхода продукта перекачки. Оптоволоконная система мониторинга контролирует
вибросостояние газопровода.
Основные причины утечек газа при транспортировке.
117
Можно выделить следующие основные причины утечек: техногенные, природные,
криминальные, а также вызванные человеческим фактором. Техногенные причины – это,
как правило, разрушение трубопровода или иных механизмов (насосов, промежуточных
емкостей) по причине старения металла, допущенного при строительстве трубопровода
или производственного брака использованных устройств и механизмов. Возможны утечки
из-за разрушения трубопровода по причине стихийных бедствий (землетрясение,
наводнение, буря), а также из-за размыва карстовых пород в районе трубопровода и
других естественных причин. Криминальные причины утечек чаще всего связаны с
хищением транспортируемого продукта, возможны утечки в результате также
хулиганских или террористических действий. Наконец, утечки могут быть результатом
грубых ошибок эксплуатирующего или ремонтного персонала – ошибки в переключении
запорной арматуры, неаккуратное проведение ремонтов и обслуживания оборудования.
Вероятность тех или иных видов утечек зависит от района прохождения трубопровода, а
также возраста и состояния трубопровода. Трубопроводы работают под большим
давлением, и при нарушении их герметичности происходит значительный по объему
выброс продуктов перекачки.
2. Управление внутрипромысловым транспортом нефти в РРВ. Система
управления рисками трубопроводов (СУРТ). Системы непрерывного
виброакустического мониторинга протяженного объекта (САМПО)
Система управления рисками трубопроводов (СУРТ).
Созданное программное обеспечение позволяет вести учет информации, связанной с
нарушением целостности трубопроводов, а также данных по основным мероприятиям,
выполняемым в рамках программы по управлению целостностью. Здесь же в
автоматическом режиме происходит формирование отчетности по основным показателям
управления целостностью трубопроводов, и в режиме реального времени выполняется
оценка уровня производственных рисков.
Системы непрерывного виброакустического мониторинга протяженного объекта
(САМПО)
Система предназначена для обнаружения проникновений в охранную зону объекта,
несанкционированных воздействий на охраняемый объект, аномальных происшествий в
охранной зоне объекта и пр. Основным назначением предлагаемой системы является
контроль состояния и охрана магистральных нефте- и газопроводов.
Прямым назначением системы является обнаружение начала и последующий контроль
величины колебаний окружающей среды. Примером возможных применений системы
может быть непрерывный мониторинг трубопроводов с целью обнаружения порывов или
несанкционированных воздействий.
Единичный модуль САМПО представляет собой комплекс оборудования, состоящий из
специализированного волоконно-оптического кабеля-датчика, логического модуля
системы и консоли оператора, представляющей собой моноблочный персональный
компьютер.
Преимущества системы САМПО
Непрерывный анализ состояния объекта, мгновенная реакция на событие.
Высокая точность определения места событий.
118
Отсутствие ложных срабатываний. Возможность классификации регистрируемых
событий по видам: нарушение контролируемого периметра, обрыв датчика, утечка
флюида и пр.
Высокая чувствительность системы.
Простота монтажа системы.
Применение данной системы позволяет полностью исключить возможность выполнения
скрытого от наблюдения несанкционированного воздействия в охранной зоне
трубопровода.
Возможности САМПО
 Значительно уменьшить риск возникновения аварийных ситуаций с
экологическими последствиями в аварий на трубопроводе.
 Соответствовать требованиям российского законодательства, международных
договоров Российской Федерации, стандартов и правил в области
природопользования, охраны окружающей среды и экологической
безопасности.
 Повысить статус Заказчика как экологически ориентированной компании,
основанный на доверии международных экологических организаций,
партнеров, клиентов и населения в регионах, где осуществляет свою
деятельность Заказчик.
Перечень воздействий на трубопровод, обнаруживаемых системой САМПО
Для нужд контроля состояния и охраны трубопровода система реагирует на такие
воздействия и любые их комбинации как:
 Земляные работы в охраняемом коридоре
 Воздействие на материал стенок трубопровода
 Утечка перекачиваемого флюида из трубопровода
 Обрыв кабеля-датчика
Возможно расширение перечня локализуемых воздействий по требованию
Заказчика.
3. Мониторинг состояния внутрипромысловых трубопроводов с помощью
роботизированных систем.
Одними из устройств, которые необходимы для увеличения добычи ресурсов,
являются роботы, которые контролируют скважинное пространство и трубопроводы
изнутри.
Создается банк данных о нефтепроводе, который постоянно пополняется,
анализируется и систематизируется. Эта информация позволяет делать прогнозные оценки
технического состояния отдельных участков и в целом нефтепровода.
119
Определяется техническое состояние нефтепровода и скважин по результатам
внутритрубной диагностики, разрабатывается программа ремонта, контроля его качества,
проводится анализ развития коррозионных дефектов на основе повторных инспекций,
определяются сроки последующих инспекций и, наконец, осуществляется аттестация
нефтепровода
Методология
обеспечения
безопасной
эксплуатации
магистральных
нефтепроводов, разработанная при участии Черняева К.В. и Васина Е.С, позволяет
управлять их техническим состоянием по замкнутой схеме.
Определяется техническое состояние нефтепровода по результатам внутритрубной диагностики, разрабатывается программа ремонта, контроля его качества, проводится анализ
развития коррозионных дефектов на основе повторных инспекций, определяются сроки
последующих инспекций и, наконец, осуществляется аттестация нефтепровода.
Создается банк данных о нефтепроводе, который постоянно пополняется,
анализируется и систематизируется. Эта информация позволяет делать прогнозные оценки
технического состояния отдельных участков и в целом нефтепровода.
120
Лекция 13. «Экомониторинг разработки в режиме реального времени»
1. Аэрокосмический мониторинг процессов освоения нефтегазовых месторождений
в режиме реального времени: понятие, цели, задачи, структура. Преимущества и
недостатки применения космической радиолокации при мониторинге разливов нефти
в режиме реального времени.
(Слайд №2, №3)
Аэрокосмический мониторинг месторождений нефти и газа – это система
пространственно-временных наблюдений территориальных объектов с целью оценки и
прогноза их состояния, осуществляемых посредством аэрокосмических комплексов
дистанционного
зондирования
Земли
с
использованием
интегрированных
геоинформационных систем.
Аэрокосмический мониторинг позволяет одновременно получать объективную
информацию и оперативно выполнять картографирование территории практически на
любом уровне территориального деления: страна - область - район - группа хозяйств
(землепользование) - конкретное сельскохозяйственное угодье - культура.
Основные задачи решаемые с помощью аэрокосмическими методами в интересах
нефтегазовой отрасли:
проведение фундаментальных научных исследований процессов образования и
миграции;
2.
исследование геологического строения нефтегазоносных территорий;
3.
мониторинг текущего состояния нефте-, газо- и продуктопроводов для выявления
утечек, нарушений технического состояния и др.;
4.
определение потенциально опасных участков трубопроводов;
5.
экологический мониторинг мест добычи, транспортировки и переработки
углеводородов на суше и на создание цифровых карт, трехмерных моделей
местности, ГИС различной тематической направленности для нефтегазоносных
районов с использованием аэрокосмической информации;
6.
дистанционный мониторинг районов строительства новых объектов нефтегазового
комплекса;
7.
мониторинг из космоса мест сжигания попутного газа и контроль
функционирования факельных установок;
Спектр этих задач может быть расширен по мере развития методов, технологий и
технических средств ДЗ и обработки полученной информации.
1.
Структура аэрокосмического мониторинга. Аэрокосмический мониторинг подразделяется
на:

Дистанционный мониторинг - совокупность авиационного и космического
мониторингов. Иногда в это понятие включают слежение за средой с помощью
приборов, установленных в труднодоступных местах Земли (в горах, на Крайнем
Севере), показания которых передаются в центры наблюдения с помощью методов
дальней передачи информации (по радио, проводам, через спутники и т. п.).
121


Авиационный мониторинг осуществляют с самолетов, вертолетов, дирижаблей и
других летательных аппаратов (включая парящие воздушные шары и т. п.), не
поднимающихся на космические высоты (в основном из пределов тропосферы).
Космический мониторинг - мониторинг с помощью космических средств
наблюдения.


Преимущества и недостатки применения космической радиолокации
мониторинге разливов нефти в режиме реального времени. (Слайд № 7)
при
Преимущества радиолокации
→Всепогодность и независимость от солнечного освещения,
→Высокое разрешение, сравнимое с разрешением оптических датчиков,
→Широкая полоса обзора(до500 км),
→Высокая чувствительность к поверхностной шероховатости (мелкомасштабному
ветровому волнению),
→Пятна нефти и нефтепродуктов на РЛИ отображаются темным тоном. Они
образуют
на
поверхности
моря
пленки,
которые
гасят
гравитационнокапиллярныеволныисоздаютпятнавыглаживания, именуемые сликами.
Ограничениярадиолокации
Периодичность съемки одного и того же района моря (1 раз в 3 суток);
• Задержка поставки потребителям радиолокационных данных высокого
разрешения (от 1 до 4 суток);
• Ограничения погидрометеорологическими условиями в районе съемки
(оптимально: мгновенная скорость ветра над морской поверхностью 3-8 м/сек (волнение
2-7 баллов по шкале Бофорта));
• Невозможность единовременного полного покрытия съемкой всей
контролируемой акватории;
• Ограниченность полетов в связи с режимом секретности расположения объектов
(военные объекты, АЭС, хранилища опасных химических веществ и др.).
2. Дистанционное зондирование земли для задач мониторинга нефтяных разливов и
загрязнений в режиме реального времени – цели и задачи Типы нефтяных
загрязнений, определяемые с помощью ДЗЗ
(Слайд №3, 8)
Контроль береговых зон, наблюдение за судами, выявление и отслеживание нефтяных
загрязнений.
•разведка углеводородных ресурсов;
• оценка сейсмической стабильности региона;
• планирование работы при проведении геологоразведочных работ и геофизических
исследований;
122
• планирование развития нефте- и газодобывающей, транспортной, перерабатывающей
инфраструктуры;
• инвентаризация запасов углеводородов, оценка продуктивности нефтегазоносных
районов и перспектив их освоения;
• оценка и контроль экологического состояния акватории и прибрежной территории в
районах добычи и транспортировки нефти и газа;
• контроль состояния инфраструктуры;
• определение границ и контроль использования лицензионных участков;
• планирование и контроль прокладки и эксплуатации трубопроводов;
• обнаружение и картирование протечек в сети нефтепроводов;
• контроль состояния действующих нефтепроводов
Типы нефтяных загрязнений, определяемые с помощью ДЗЗ:
 сырая нефть;
 мазут, дизельное топливо и т.п;
 выносы нефтепродуктов с речным стоком;
 технологические сбросы с судов;
 буровые воды и шлам;
 выходы нефти из грифонов на морском дне.
Подсистема мониторинга нефтяных загрязнений в морской среде.
Подсистема мониторинга присутствия нефтяных загрязнений в морской среде
обеспечивает:
• обнаружение утечки и присутствие нефти на водной поверхности на расстоянии до
100 м от нефтяной платформы (с возможностью количественной оценки обнаруженной
утечки) посредством лидара и от 100 м до 2-3 км с помощью радиолокационной станции;
• обнаружение маломерных плавсредств в радиусе 5-7 км и контроль за надводной
обстановкой в зоне морской нефтедобывающей платформы в радиусе 12-14 км (в
зависимости от высоты установки и балльности моря) посредством радиолокационной
станции.
Подсистема представляет собой уникальный комплекс, включающий лидарную и
радиолокационную системы, взаимно дополняющие друг друга. Комплекс работает в
автоматическом режиме.
Нефть и нефтепродукты интенсивно флуоресцируют при возбуждении светом
ультрафиолетового диапазона, причем спектры флуоресценции разных типов
нефтепродуктов существенно различаются по интенсивности и форме. Нефтяные
загрязнения на поверхности моря можно обнаружить и идентифицировать посредством
флуоресцентныхлидаров.
Для обнаружения нефтяных пленок на расстояниях более 100 м от платформы
предлагается использовать радиолокационную станцию. При утечке нефти на
поверхности воды образуются пленки, которые влияют на поверхностные волны, в
частности, уменьшают энергию волн, их дисперсию и крутизну наклонов. Сглаженная
пленкой поверхность воды отражает падающие на нее электромагнитные волны в сторону
от антенны радиолокатора. Отразившись от выглаженной поверхности, радиоволны не
123
возвращаются к радиолокатору, и участок, покрытый пленкой, отображается на мониторе
радиолокатора черным тоном.
3. Основные характеристики системы многоуровнего экологического мониторинга
разработки нефтегазовых месторождений в РРВ и виды подсистем. Основные
преимущества подсистемы спутникового экомониторинга разливов нефти в режиме
реального времени. Основные задачи подсистемы информационного обеспечения экомониторинга разливов нефти в режиме реального времени
(Слайд №13)
Характеристики:
 иметь многоуровневую структуру;
 обеспечивать непрерывную информацию об изменении ключевых параметров
состояния взаимодействующих природных сред: приводного слоя атмосферы,
поверхности моря, водной толщи, морского дна, включая осадочный слой и земную кору;
 использовать
многосенсорный
подход
с
применением
современных
дистанционных и контактных технических средств и методов;
 быть экономически эффективной и основанной преимущественно на
отечественных технологиях;
 быть регионально-адаптированной с учетом региональных особенностей
шельфовой зоны, локальной структуры и динамики экосистем и характера антропогенной
нагрузки, а также учитывать особенности регионального климата.
Подсистемы:
 гидрометеорологического мониторинга;
 мониторинга присутствия нефтяных загрязнений в морской среде;
 геодинамического мониторинга;
 мониторинга состояния объектов недропользования с судна;
 спутникового мониторинга;
 информационного обеспечения.
Основные преимущества подсистемы спутникового экомониторинга разливов нефти в
режиме реального времени. (Слайд №5)
Объединенное использование спутников, судов и самолета для наблюдения
увеличивает возможности раннего обнаружения нефти пролития и быстрые операции по
зачистке местности, предотвращая дальнейший вред окружающей среде.
Регулярно контролируя большие площади, более глубокий анализ может быть
выполнен, и более точная статистика по возникновению нефтяных пятен может быть
обеспечена.
Нефть, просачивающаяся естественно от морского дна, может быть обнаружена, и
его возникновения, тщательно проверенные.
Могут быть получены лучший краткий обзор нефтяного распространения, и
поэтому источник входа к нефтяным моделям дрейфа.
124
Спутниковые радиолокационные наблюдения дают возможность получать одновременные
изображения всей контролируемой акватории с пространственным разрешением до
нескольких метров регулярно в течение многих лет.
Основные задачи подсистемы информационного обеспечения эко-мониторинга разливов
нефти в режиме реального времени (Слайд №12).
Основным предназначением подсистемы информационного обеспечения является:
 сбор и обработка данных от различных подсистем наблюдений (стационарной,
судовой, спутниковой),
 анализ полученной информации и передача созданной на его основе
информационной продукции корпоративным органам управления промышленной и
экологической безопасностью и государственным органам управления
природопользованием и охраной окружающей среды.
В информационную продукцию целесообразно включать следующие сведения:
оценку техногенного воздействия, прогноз возможных негативных изменений в
соответствующих элементах природной среды и природном комплексе в целом;
рекомендуемые мероприятия, снижающие и локализующие отрицательные последствия
антропогенной деятельности.
Функционирование информационной подсистемы должно осуществляться в двух
режимах: оперативном — on-line и в режиме получения обобщенной информации.
4. Использование беспилотных летательных аппаратов (БПЛА) в нефтегазовом
деле- цели и задачи. Назовите преимущества БПЛА перед ПЛА и приведите
примеры использования БПЛА в нефтегазовом деле
(Слайд №17, №18)
1) Условия работы небезопасны для человека. Сюда же отнесём работу в полной темноте, в
условиях песчаных бурь и в экстремально высоких и низких температурах. Это полёты
над морем в арктических широтах и в пустынях.
2) Необходимо совершать регулярные полёты по одинаковому маршруту. Экономически
выгоднее использовать беспилотники. Дроны потребляют до 20% меньше топлива. В
среднем цена одной мили съёмки падает с 15$ до 3$ по сравнению с пилотируемыми
аппаратами.
Беспилотные системы дают более высокое качество материала, чем системы, управляемые
человеком. Это связано с тем, что они имеют меньшую металлическую массу, что
обеспечивает меньший уровень шумов и помех при измерениях магнитного и
гравитационного поля. Беспилотник может принять на свой борт до 50кг оборудования и
работать в течение 14ти часов. Кроме того, дроны почти не имеют ограничений по
рабочей высоте.
Компания ChevronTexaco для мониторинга трубопроводов использует Израильский
БПЛА Aerostar, успешно применяя его на своих объектах в Анголе и Нигерии.
ConocoPhillips первыми использовали беспилотникScanEagle в 2008г во время работы на
объекте PugetSound для наблюдения за морскими животными.СпроектированныйFugro и
125
InSituбеспилотникFugroGeoranger компания использует повсеместно - и на суше, и на
море. Это, кстати, как раз тот тип дрона, который может кроме фото- и видеосъёмки
производить аэроэлектроразведку. BP использовала дроны компании Waterloo для
мониторинга ситуации в мексиканском заливе. Те же самые аппараты, кстати,
использовались и в ходе операций в Ливии. BP также является пионером использования
дронов на территории Российской Федерации. Разработки центра космонавтики из
подмосковного Королёва нашли своё применение на Самотлорском месторождении, где
они совершают мониторинг объекта, совершая регулярные вылеты в течение суток.
Иракская Нефтяная Компания заключила договор с США о покупке 12ти
беспилотниковScanEagle для инспекции месторождений на южном побережье страны. Ни
о каких специальных методах экологического контроля здесь речи не идёт - простое
видеонаблюдение, которое эти дроны некоторое время назад осуществляли для
американцев в ходе их военной кампании. ScanEagleразработан компаниями Boeing и
InSitu.
5. Этапы обработки аэрокосмической информации в режиме реального времени на
примере мониторинга нефтяных разливов в Мексиканском заливе после аварии
20 апреля 2010 г. (Слайд №10).
Одними из наиболее эффективных методов мониторинга подобных катастроф
являются методы дистанционного зондирования из космоса, отличающиеся высокой
оперативностью, возможностью регулярного получения достоверной и адекватной
информации с широким пространственным охватом и необходимым пространственным
и временным разрешением.
Наиболее
информативными
являются
данные,
получаемые
спектрорадиометрамиMODIS, установленными на спутниках TERRA и AQUA.
Космические оптические изображения, полученные при помощи MODIS, обладают
исключительно высокой для своего уровня детальности информативностью и находятся
в свободном доступе.
I. Предварительная обработка, включая распаковку, калибровку и географическую
привязку исходного изображения. Проводится в автоматическом режиме.
II. Тематическая обработка проводится в интерактивном режиме и заключается в
выполнении следующих операций: маскирование суши. выделение облачности;
выделение области интереса; подбор оптимальных параметров для классификации
области интереса с использованием алгоритма ISODATA; выделение классов,
соответствующих двум уровням загрязнения водной поверхности нефтью; векторизации
полученных результатов и их интеграции в ГИС
126
III. Формирование карт нефтяных загрязнений по результатам обработки данных
Modis в программе EarthMap и GoogleEarth создаются карты распространения нефтяного
пятна. С помощью программы ENVI 4.5. обрабатываются исходные изображения MODIS.
В результате чего можно наглядно увидеть динамику и площадь распространения
нефтяного пятна в режиме реального времени.
6. Мониторинг в РРВ водных и воздушных сред с использованием опто-волоконных
катетеров (Слайд №20)
••Эко-Буй –– Портативная, автономная, самоочищающаяся волоконно--оптическая
оптическая установка для измерения степени загрязнения нефтепродуктами экосистемы
при разработкеморских месторождений; морских трубопроводов
••Мониторинг состояния морских и наземных трубопроводов с использованием
системыопто-волоконных катетеров волоконных катетеров и многоканального
оптического спектрофотометра, работающего в видимом и ближнем ИК диапазонах длин
волн
••Мониторинг состояния воздушной среды на морских платформах и вдоль трасс
морских трубопроводов с использованием системыметеошаров,беспилотников и
аэростатов с беспилотников и аэростатов с опто-волоконными катетерами
127
Раздел 14. Управление нефтегазовыми активами в режиме реального времени. Понятие об
умных операциях с нефтегазовыми активами. Эффективность управления активами
нефтегазовой компании в РРВ. Мониторинг активов компании в РРВ.
1) Управление активами нефтегазовой компании в режиме реального
времени – понятие, цели и задачи. Виды активов нефтегазовых компаний.
Оборудование, инструменты, запчасти, наземные и морские буровые установки и
эксплуатационные платформы, нефтеперерабатывающие предприятия, нефтехимические
заводы, центры технического обслуживания, а также ИТ-активы.
Цель эффективного управления заключается в том, чтобы планы технического
обслуживания, использования рабочей силы, рационального расходования запчастей и
запланированные расходы для одного актива были согласованы с потребностями другого
актива. Определяющим условием должно быть достижение лучших результатов для всей
организации в целом.
Управление активами подразумевает управление эффективностью производства, то есть
управление объемом производства продукта (нефти или газа попутного) по
месторождениям и суммой издержек на его производство. Одним из важнейших
требований глобальных нефтяных компаний является способность систем управления
активами работать на глобальном уровне, с быстрым развертыванием и простой
адаптацией к местным требованиям. Доступ к любым данным, любым технологиям,
любым активам, везде и в любое время. Переход к управлению в реальном времени.
Интегрированная система с объединением междисциплинарных процессов, инструментов
и технологии.
Задачи:
управление активами
управление затратами (CAPEX, OPEX)
поддержание производительности технологического оборудования
бизнес планирование
управление проектами
управление сервисом и ремонтом
оптимизация финансового результата (в том числе в режиме реального времени)
формирование отчетности и ключевых показателей деятельности
управление персоналом
управление нормативами
мониторинг затрат
2) Функции и инструменты для контроля и эффективного управления
данными о корпоративных активах. Основные компоненты 5 лепестковой
модели компании ВР (факторы успеха применения технологии «умное
месторождение»). АСЕ (AdvancedCollaborativeEnvironment) - Расширенная
Среда взаимодействия и принятия решений
• Накопление и отслеживание детальной информации об активах, включая данные
об их размещении, функционировании и стоимости, для обеспечения
128
максимальной продуктивности использования активов и увеличения их
жизненного цикла.
• Установление иерархической структуры активов с учетом их функции в рамках
предприятия и всех его филиалов, для получения достоверной информации о
текущей стоимости активов.
• Контроль условий размещения и использования активов, для своевременного
проведения профилактического обслуживания активов, способствующего
сокращению времени незапланированных простоев оборудования.
Люди
Процессы
Технологии
5
элементов
Среда
Организация
Организация - под этим элементом понимается такая политика компаний, которая
подразумевает организацию изменений в структуре команды, условий, распределение
ролей и ответственности,
Физическая Среда – среда, в которой работает команда. Физическая среда должна
быть подстроена под различные стили работы.
АСЕ (AdvancedCollaborativeEnvironment)- Это расширенная Среда взаимодействия и
принятия решений. Ее цель - предоставить доступ к правильной и нужной информации
правильным людям в нужной время. А также обеспечить все необходимые условия для
принятия качественных многопрофильных решений в ходе осуществления всего
комплекса процессов нефтегазовой индустрии.
129
3) Факторы, влияющие на эффективное функционирование предприятия.
Решение IBM Maximo для нефтяной и газовой промышленности
В условиях рыночной экономики на эффективность работы предприятия влияют
различные факторы, которые классифицируются по определенным признакам. В
зависимости от направленности действия их можно объединить в две группы: позитивные
и негативные.
Факторы, влияющие на эффективное функционирование предприятия:
 Факторы
ресурсного
обеспечения
производства.
К
ним
относятся
производственные факторы (здания, сооружения, оборудование, инструменты,
земля, сырье и материалы, топливо, рабочая сила, информация и т.п.), то есть все
то, без чего немыслимо производство продукции и оказание услуг в количестве и
качестве, требуемом рынком.
 Факторы, обеспечивающие желаемый уровень экономического и технического
развития предприятия (НТП, организация труда и производства, повышение
квалификации, инновации и инвестиции и т.д.).
 Факторы, обеспечивающие коммерческую эффективность производственнохозяйственной деятельности предприятия (умение вести высокоэффективную
коммерческую и снабженческую деятельность).
Решение IBM Maximo для нефтяной и газовой промышленности
Задача решения IBM Maximo для нефтяной и газовой промышленности состоит в
предоставлении понимания того, насколько хорошо ресурсы и действия соответствуют
потребностям бизнеса в реальном времени, автоматизации и поддержке процессов,
которые позволят максимально повысить возврат инвестиций, повысить уровень
обслуживания, упростить процесс оказания услуг и сократить общие расходы.
Это отраслевое решение поможет отслеживать:
• Управление активами
• Управление работами
• Управление материальными запасами и договорами
• Управление обслуживанием
• Закупки
Новые возможности обслуживания системы IBM на месте эксплуатации
Специалисты по обслуживанию в полевых условиях часто получают срочные вызовы
при возникновении проблем на нефтепроводах. При этом специалисты могут находиться в
дороге, в удаленном офисе или на другом нефтепроводе за сотни миль от места
происшествия. Решение IBM по управлению активами и обслуживанию в полевых
условиях позволяет техническим специалистам иметь доступ к данным, поступающим от
датчиков и приводов, на своих мобильных устройствах. Специалисты по обслуживанию в
полевых условиях могут видеть данные из любого пункта, местного офиса, находясь в
дороге или в любой удаленной точке, например, на нефтяной платформе в Мексиканском
заливе, незадумываясь, какую сеть связи выбрать. Специалисты по обслуживанию в
130
полевых условиях теперь могут реагировать
нефтепроводах, даже не выезжая на место.
131
на
проблемы,
возникающие
на
Лекция 15. Стандарты.
1. Стандарт добычиPRODML – цели, история разработки. Характеристика
Данных по стандарту PRODML. Преимущества и недостатки
использования стандартов PRODML
PRODML – это промышленная инициатива, призванная предоставлять
стандарты интерфейсов между различным программным обеспечением, которое
используется для мониторинга, управления и оптимизации добычи углеводородов.
Цель PRODML – оптимизация работы в реальном времени, то есть
моментальный процесс внедрения технологии и какого-либо решения в текущий процесс
добычи. PRODML также позволяет развернуть план месторождения в электронном виде
для единого контроля, и при помощи циклов оптимизации предоставлять единый
источник надежной информации.
Версия 1.0 была разработана в 2005 году как результат сосредоточенных и
совместных усилий со стороны пяти нефтяных компаний: BP, Chevron, ExxonMobil, Shell
и Statoil. На данный момент рабочая группа сообщества насчитывает более 30 компаний,
разрабатывающих стандарты по добычи.
Характеристика Данных по стандарту PRODML
По запросам может осуществляться передача данных следующего характера:
 Проходящие объемы при добыче и нагнетании с учетом условий
повсеместно. Можно учитывать измеряемые, моделируемые,
рекомендуемые и другого рода данные.
 Испытания скважины.
 Распределенные волоконно-оптические измерения температуры
(DistributedTemperatureSensing DTS) и др. данные со скважинных датчиков и
сенсоров.
 Эксплуатационная отчетность по внутренним операционным, партнерским и
государственным стандартам.
Преимущества и недостатки использования стандартов PRODML
Как операторы, так и вендоры получают преимущества от данных стандартов.
Операторам гарантируется более высокая степень совместимости между
программными продуктами разных вендоров и сокращение затрат на интеграцию. Также
гарантируется улучшение эффективности добычи и снижение стоимости за счет более
эффективного использования информации. С доступом к более своевременной
информации операторы смогут лучше поддерживать системы работающие на скважине и
вносить вклад в оптимизацию добычи и ее внутренних процессов.
Вендоры получают возможность более простой интеграции своих
программных продуктов в архитектуру заказчика при сокращении затрат на разработку и
развертывание.
В конечном счете, отрасль получает преимущество за счет улучшения
стандартов, которые позволяют владельцам ресурсов, операторам, заказчикам и
регуляторам легче обмениваться эксплуатационными данными с большей степенью
надежности. Операторы могут обмениваться информацией и сотрудничать с партнерами,
правительством и поставщиками услуг качественнее, обеспечивая соблюдение
132
договорных, корпоративных и прочих обязательств. Также отмечается увеличение
безопасности операций: возможности удаленного наблюдения, сотрудничества и
мгновенного вмешательства для решения задач складываются в уменьшение рисков для
персонала и более безопасные условия труда.
2. Стандарт бурения WISTML – предназначение, преимущества и
недостатки. Характеристика процессов, охваченых стандартом WITSML
WITSML предназначен в качестве стандартного формата для бурения. Он также
определяет интерфейс прикладного программирования (называется "API"), который
позволяет разработчикам программного обеспечения для создания возможности обмена
данными для WITSML формате. WITSML является веб-интерфейсом, объектноориентированный, и построена на стандартах W3C. Он использует XML технологии для
формата данных и SOAP протокол для передачи данных.
Преимущества
 WITSML
позволяет
повысить
отдачу
от
инвестиций
в
высокотехнологические области и открывает новые возможности
автоматизации для энергетических компаний и оптимизации, что в
противном случае будет невозможным или сложным.
 WITSML снижает затраты на обмен информацией между программными
приложениями внутри компании-разработчика и между компаниямиразработчиками, совместными предприятиями, партнерами, подрядчиками и
контролирующими органами.
 WITSML снижает затраты на замену или замещение программного
обеспечения, что в результате усовершенствует функциональные
возможности
Характеристика процессов, охваченых стандартом WITSML
Монтаж/демонтаж оборудовании, бурение, наращивание бурильной колонны
,расширение ствола скважины, бурение по пилотному стволу ,отбор керна
,приготовление/обработка бурового раствора, спуск компоновки труб в скважину, подъем
компоновки труб из скважины,профилактическое обслуживание бурового оборудования
(то), ремонт бурового оборудования ,перетяжка талевой системы, инклинометрия каротаж
на кабеле ,спуск обсадной колонны ,цементирование обсадной колонны , тампонажные
работы ,цементирование под давлением ,ожидание затвердения цемента ,разбурка
цементного камня ,монтаж/демонтаж пво ,опробование пласта испытателем на трубах
,ловильные работы ,операции по ориентированию скважин , глушение скважины ,прихват
труб ,ожидание метеоусловий ,подводные работы ,проверка скважины на перелив
,опрессовка колонны, определение прочности пород под башмаком. ,поглощение
,короткий спуск компоновки ,короткий подъем компоновки.
3. Стандарт разработки RESQML. Цель создания стандарта RESQML
Расширяемый язык разметки для моделирования пластовых резервуаров.
Особенности стандарта разработки RESQML.
Стандарт разработки (RESQML) – расширяемый язык разметки для моделирования
пластовых резервуаров. Это формат с расширением .resqml, используемый для хранения,
133
экспорта/импорта данных. Позволяет быстро, надежно передавать объемные модели с
многомиллионными ячейками. Стандарт разработан Energistics – глобальной
некоммерческой организацией, управляющей открытыми данными и стандартами в сфере
разработки и добычи УВ. Стандарт применяется с января 2012 года.
Особенности стандарта разработки RESQML
RESQML позволяет представить модель в виде структурной основы, состоящей из
горизонтов, разломов, поверхностей несогласия и хронологических взаимосвязей между
ними.
Реализована поддержка нескольких геометрических представлений каждого элемента,
включая множество точек, регулярный двухмерный грид, триангулированную
поверхность и наборы кривых. Передача информации по горизонтам и разломам не
требует связи с трехмерным гридом. Применение стандарта гарантирует • быстрый и
легкий импорт/экспорт данных, так как вне зависимости от объема информации,
передаваемых файлов будет всего 2 – основной документ с расширением .resqml и
дополнительный с расширением .resqml.h5; простое обновление модели, например, при
необходимости можно передать только разлом, либо определенную структурную
поверхность, а не всю модель; улучшенные возможности сетки, которые позволяют
оперировать многомиллионными ячейками при построении модели; все элементы
пластового резервуара имеют собственные координаты; интеграцию с WITSML и
PRODML, поддерживается интеграция со следующими объектами WITSML: скважина
(well), ствол скважины (wellbore), траектория (trajectory), маркирующий пласт
(formationmarker), и буровой журнал (welllog); и.т.д.
Цель создания стандарта RESQML
Моделирование месторождения - многошаговый, мультидисциплинарный, и
междисциплинарный процесс. Для “грамотного” моделирования необходимы
геофизические, геологические, геохимические, петрофизические данные.
Современные модели резервуаров достаточно детальны, способны отображать
важные геологические особенности, и потому могут весить до десятков терабайт.
Быстрый и качественный обмен данными – ключевой момент в рабочем процессе.
Проблемы, при отсутствии единого стандарта:
Зачастую данные теряются, так как только часть из них может быть
экспортирована или импортирована между разными программными пакетами.
Передача разноформатных данных длительный процесс, требующий от
пользователя большого опыта и терпения.
Отсутствие единого стандарта хранения и передачи данных выступает в
качестве барьера для внедрения новых приложений и интеграции рабочего
процесса
Применение стандарта позволяет осуществить быстрый и эффективный обмен данными
без потерь и взаимодействие в режиме реального времени всех процессов E&P;
4. Основные причины и предпосылки создания POSC- основные
преимущества создания POSC. Хранилище данных POSC- модели данных
и обменный формат. Объект деятельности POSC. Приведите примеры
бизнес-выгод POSC
134
Раньше нефтегазовые компании сталкивались с проблемами управления данными
и резко возрастающими дополнительными расходами на компьютерные системы.
Скрытые затраты проявлялись, например, из-за необходимости развития программного
обеспечения (ПО), чтобы перевести приобретенное приложение в формат,
соответствующий действующему в приложениях данной компании. Для эффективного
освоения ПО требовались немалые затраты на обучение сотрудников, а в крайних случаях
приходилось создавать что-то вроде «Отдела Переформатирования» для облегчения
передачи данных между различными приложениями. Интеллектуальным компаниям не
выгодно содержание лишних единиц персонала и выделение средств на
переформатирование. К тому же, проблемы, связанные с обработкой информации,
приводят к снижению скорости аналитических процессов, что осложняет работу в режиме
реального времени. В этих условиях любой метод, гарантирующий ПО наличие
свободного доступа к должным образом отформатированным входным данным, приведет
к значительному увеличению производительности труда. Таким методом является
стандартизация программного обеспечения.
Основными преимуществами создания POSC являются: снятие барьеров при
покупке вычислительной технологии от различных поставщиков; способность к
сообщению друг с другом и с корпоративными базами данных различных приложений;
возможность использования нескольких приложений совместно; облегчение работы
пользователей, повышение производительности труда; быстрое развертывание новых и
лучшее использование существующих технологий; сокращение проектного времени
цикла; уменьшение дополнительных расходов и рост доходов; рационализация
экономических и инвестиционных портфелей.
Хранилище данных POSC- модели данных и обменный формат.
Существует очевидная потребность сохранять и управлять техническими
данными E&P вне различного рода приложений. В среде POSC место хранения данных
называют Хранилищем данных POSC (POSC Data Store – DS). Спецификация DS
позволяет различным организациям распределять свои данные по-разному. Технические
требования POSC обеспечивают все эти конфигурации и пути к многократным
хранилищам данных, чтобы они получали доступ друг к другу в любой момент времени.
Каждое DS может содержать много различных типов данных. Они должны быть
идентифицированы, определены и назначены на некоторый тип структуры. POSC создал
такую структурную модель под названием «Эпицентр», она определена независимо от
любого приложения и всестороннее описывает необходимое содержание DS. Роль
Эпицентра состоит в том, чтобы определять, в каком виде программный интерфейс будет
представлять данные из DS в приложения. Эпицентр – единственная промышленная
модель данных, которая обеспечивает доступ к данным о данных и обмен информацией
всюду по жизненному циклу актива.
Приложения также нуждаются в доступе к данным, которые еще не являются
частью Хранилища данных POSC. Эти объемы данных должны быть доступными ряду
ПО, созданного различными компаниями. Следовательно, появляется потребность в
общем, физическом формате, чтобы обмениваться всеми типами E&P данных и
архивировать их для дальнейшего использования. Преимуществами наличия обменного
формата POSC является то, что: у сотрудников будет меньше проблем при передаче
данных между специализированными системами; для разработчиков приложений наличие
135
единого формата уменьшит потребность поддержки большого количества обменных;
потребители смогут определять соответствие стандартной модели формату, а также
загружать и получать доступ к данным без перевода.
Объект деятельности POSC. Приведите примеры бизнес-выгод POSC.
Спустя некоторое время после того, как был введен Эпицентр, интеллектуальная
компания Texaco решила применить промышленные стандарты к своему главному
проекту Kern River (нефтяное месторождение в Калифорнии, США). Этот проект был
создан для реперфорации скважин с целью увеличения добычи на 10%. Месторождение
находилось на третьей стадии разработки и производило более 11 тонн нефти в сутки.
Единственные на тот момент расходы шли на обеспечение закачки пара для вытеснения
тяжелых нефтей. Снижение водонасыщенности на 1% приводило к увеличению прибыли
на $45 млн. в год. Месторождением управляли 2 геолога. Ими было принято решение
объединить текущее ПО на рынке с моделью Эпицентр. Общая стоимость этого проекта,
визуализация и система доступа к данным составила более $0,5 млн. Результатом
внедрения являлось увеличение добычи до 14 т/сут, что позволило закончить проект на 12
месяцев раньше срока. Общая стоимость проекта окупилась через 9 дней после
возрастания добычи. Команда управления активами приписала эти результаты
улучшенной системе управления данными и визуализации. Эти две составляющие успеха
являются одними из фундаментальных для всех умных технологий. После успеха с Kern
River около 25 других компаний стали запрашивать модель Эпицентр. Эти и последующие
проекты стоили менее $30 000 и были осуществлены за 1 день.
Таким образом, применение стандартов POSC позволяет добиться не только
значительного экономического, но и технологического эффекта. То есть оно способствует
увеличению прибыли не только за счет уменьшения затрачиваемых финансов и времени
на работу с данными, но и за счет увеличения добычи нефти, которое становится
возможным благодаря более эффективной работе с данными и, как следствие, принятию
более эффективных решений по управлению умными месторождениями.
136
Лекция 16-ВВК, СУБД, 3D визуализация
1. Задачи идеальной ИКС (информационно-коммуникационной системы):
• Обрабатывать базы данных 4D активной/пассивной сейсмики в объеме до
петабайт при мониторинге процессов разработки;
•Облегчить для каждого специалиста хранение, организацию, доступ и
анализбольших объемов информации в режиме реального времени;
• Быть полностью автоматическойна инструментальном уровне (сенсоры, датчики
сбора
данных):
в
режиме
"plugandplay”
(«включил
и
работай»)самоустанавливаемой,самозапускаемой,
саморемонтируемой
и
самопрограммируемой.
•Быстро и недорого создавать новые и расширять старые хранилища данных вместе
с комплексом приложений.
•Осуществлять хранение и манипуляцию не только данными, но логикой принятия
решений.
• Визуализировать технологические процессы в режиме реальноговремени.
2. Использование Высокопроизводительных вычислительных комплексов
(ВВК) в нефтегазовой промышленности. Моделирование резервуара с
применением ВВК. Параллельное вычисление. Использование НК
высокопроизводительных вычислительных комплексов.
Обработка сейсмичеких данных
Cуперкомпьютерные системы в настоящее время широко используются в
обработке сейсмических данных, потому что (а) большинство геофизических групп
обработки становятся адаптированными для трансформациипроблем в форму, пригодную
для параллельных вычислений, (б) предоставляемые цена и качество
высокопараллельныхкомпьютеров сталипривлекательными, (с) потребность в
улучшенных методах визуализации в сочетании с увеличением объемов 3D данных
опережает по экономической эффективности возможности крупнейших традиционных
векторных систем (которые сами по себе обладают низкой степенью параллелизма).
Моделирование резервуара с применением ВВК. Параллельное вычисление.
Использование НК высокопроизводительных вычислительных комплексов.
Моделирование резервуара является еще одним важным применением
использования суперкомпьютерных систем.Высокое разрешение модели резервуара
предоставилобольшее понимание процессов резервуарав больших моделях пласта.
Благодаря этому очевидному преимуществу, существует большая мотивация
построитьмодели очень высокого разрешения для точного отражения неоднородности в
резервуарах.
Использование на«умных» месторождениях.
Высокопроизводительные вычисления востребованыпри использовании
приложений на «умных» месторождениях. Эти приложения требуютинтеграции большого
количества потоков данных, генерации новых литологических моделей и моделейполного
потокакак часть решения, а также использования экспертных знаний для достижения
наиболее точных решения, в том числе при эксплуатации. Эти приложения являются
хорошо подходящими для комбинированного схотастического
инверсионного/продвинутого симуляционного подхода.
137
Параллельное вычисление
Традиционно, программное обеспечение писалось для последовательного
вычисления, чтобы быть запущенным на одном компьютере с одним центральным
процессорным устройством (ЦПУ).Задача разбивается на дискретный ряд инструкций
(машинных команд). Инструкции выполняются одна за другой. В каждый момент
времениможет выполняться только одна инструкция (машинная команда) (см. рис.). В
самом простом смысле, параллельные вычисления – это одновременное использование
нескольких вычислительных ресурсов для решения вычислительной задачи.Чтобы
работать с использованием нескольких процессоров, проблема разбивается на отдельные
части, которые могут быть решены одновременно. Каждая часть далее разбивается на ряд
инструкций, инструкции параллельно и одновременно выполняются на разных
процессорах.
Ограничения последовательного вычисления: как физические, так практически
причинысоздают значительные препятствия для простого построения все более быстрых
последовательных
компьютеров:
Скорость передачи данных -. Скорости последовательного компьютера напрямую зависит
от того, насколько быстро данные передаваться по аппаратному обеспечению.
Абсолютная пределы -скорость света (30 см / наносекунду) и передающий предел медной
проволоки (9 см / наносекунду) Для увеличения скоростинеобходимо увеличение
близости
обработки
элементов.
Ограничения к миниатюризации -. Процессорая технология позволяет повышать число
транзисторов, размещаемых на чипе. Однако, при молекулярном или атомном уровне
компонентов, предел будет достигнут, так как более мелкими детали сделать не
получится.
Экономические ограничения. Сделать процессор быстрее – становится все более дорогим.
Ноиспользование большегочисла умеренно быстрых процессоров для достижения той же
(или лучшей) производительности является менее дорогостоящей.
Существующие компьютерные архитектуры все больше и больше опираются на
аппаратный параллелизм для повышения производительности:
-множественные исполнительные блоки;
-конвейерные машинные команды;
-многоядерность.
Рис.Параллельный вычислительный процесс
Использование НК высокопроизводительных вычислительных комплексов.
Существует много гигантских месторождений, на которых необходимо выполнять
большойобъем численного моделирования с применением высокопроизводительных
вычислительных комплексов. Благодаря развитию компьютерных технологий, мы можем
в полной мере использовать вычислительные мощности, чтобы отражать и
138
прогнозировать динамику гигантских месторождений в сравнительно короткие сроки. Вот
несколько примеров:
SaudiAramco:
Saudi Aramco управляет и разрабатываетсаудовские месторождения. Три
существующих вычислительных кластера, используемые для моделирования пласта,
находятся в списке 500 лучших компьютерных платформ мира. Вычислительный центр в
SaudiAramcoимеет в распоряжении вычислительную мощность свыше 300 терафлопс,
предназначенную для моделирования пластов. Все это дополняется более чем 750
терабайтами памяти для хранения информации.
ТНК-BP
ТНК-ВР
сосредоточена
на
параллельной
масштабируемостикомплекса
вычислительных систем, как многопроцессорных кластерах, так и рабочих станциях с
графическими обрабатывающими процессорами.
Кувейтская нефтяная компания (KuwaitOilCompany)- Большое Бурганское месторождение
В настоящее времяполная интегрированная модель Бурганаимеет около 1,6 млн.
ячеек и 2000 скважин. Большинство из скважины имеют заканчивание в двух горизонтах с
отдельными трубопроводами на поверхности для различных резервуаров. Каждое
заканчивание было также представлено в модели. Количество фактических скважин было
около 1000.
Проблемы:
Программное обеспечение.
Когда дело доходило до логистики обработки гигантских моделей такого
масштаба, было обнаружено, что самые популярные коммерческие геологические пакеты
начинают испытывать проблемы с обработкой больших сетей и скважинных данных.
Даже3D визуализация сетки и ограниченная производительность ввода / вывода дисковой
системы может стать проблемой для чтения и записи данных такого масштаба в разумные
сроки.
Масштабируемость
эффективности
параллельной
симуляции.Симулятор
резервуаров не может работать эффективно, если число процессоров больше 16. Это узкое
место в параллельном моделировании может быть связано с большим числом скважин в
модели.
3. Системы управления базами данных - основные функции СУБД в РРВ
База данных – это интегрированная совокупность структурированных и
взаимосвязанных данных, организованная по определенным правилам, которые
предусматривают общие принципы описания, хранения и обработки данных. Обычно база
данных
создается
для
предметной
области.
Система управления базами данных (СУБД) - совокупность языковых и программных
средств, предназначенных для создания, ведения и совместного использования баз данных
многими пользователями.
Функции:
 Определение данных. СУБД должна допускать определение данных (внешние
схемы, концептуальные и внутренние схемы соответствующих карт ). Для
этого СУБД включает в себя языковый процессор для различных языков
определений данных.
139

Обработка данных. СУБД должна обрабатывать запросы пользователя на
выборку, а также модификацию данных. Для этого СУБД включает в себя
компоненты процессора языка обработки данных.
 Безопасность и целостность данных. СУБД должна контролировать запросы и
пресекать попытки нарушения правил безопасности и целостности.
 Восстановление данных и дублирование. СУБД должна обеспечить
восстановление данных после сбоев.
 Словарь данных. СУБД должна обеспечить функцию словаря данных. Сам
словарь можно считать системной базой данных, которая содержит данные о
данных пользовательской БД, т.е. содержит определения других объектов
системы. Словарь интегрирован в определяемую им БД и, поэтому, содержит
описание самого себя.
Производительность. СУБД должна выполнять свои функции с максимальной
производительностью.
Совокупность данных для совместного использования носит название «проекта»
OpenWorks. В OpenWorks различается два типа проектов – база данных проектов и
интерпретационные проекты. База данных проектов OpenWorks содержится в
реляционной базе данных Oracle и представляет собой набор из около 1000 таблиц,
позволяющих хранить более 10,000 атрибутов. Атрибутами OpenWorks являются
всевозможные геологические, геофизические и петрофизические данные, такие как
информация по скважинам, каротажные диаграммы, данные по тектоническим
нарушениям, сейсмическая навигация, промысловые данные, а также интерпретационные
и многие другие данные.
В составе базы данных проектов может быть неограниченное количество
интерпретационных проектов, которые представляют собой подмножество данных или
некую зону интереса (AOI). Физически данные размещаются в базе данных, а
интерпретационные проекты лишь ссылаются на них. Подобная модель позволяет
избежать дублирования данных, предоставляет экономию пространства и усиленную
защиту данных, одновременно с поддержкой их целостности.
Некоторые типы данных, а именно сейсмические файлы и горизонты 3D, хранятся
не в таблицах базы данных проекта, а в директориях, размещенных в иерархии системы
OpenWorks. В системе OpenWorks размещается также масса других файлов и данных,
таких как культурные данные, цветовые палетки, форматные файлы и т.д. В целом набор
данных проекта неограничен, лимитирован только размерами жестких дисков.
4. 3D визуализация нефтегазовых операций
На морской платформе прокладывать трубопровод в 2D-пространстве было очень
трудно, поскольку для этого проектировщикам нужно было представить, на каких уровнях
проходят трубы, и с помощью символов отводов указать, куда направлена труба — вверх
или вниз. При этом проектировщики должны были во время разработки обеспечить
согласованность своих чертежей с другими чертежами и документацией, а также
визуально представить себе, как должна выглядеть конструкция по вертикальной оси на
своих и других чертежах. Создание каждого 2D-чертежа трубопроводов фактически
зависело от опыта проектировщика. Кроме того, в 2D-среде, когда видны только два
размера элементов, было трудно обнаружить взаимные пересечения и ошибки в
140
конструкции. Все это в полной мере проявлялось при проектировании трубопроводов.
Проектировщики использовали планы, сечения, вертикальные проекции, когда пытались
обнаружить конфликты и ошибки, однако если отметки высот трубопроводов на двух
чертежах точно не совпадали, то было невозможно обнаружить взаимные
несанкционированные пересечения. Также было очень сложно выявить конфликты между
элементами, представленными в различных частях проекта, поскольку при разработке
этих различных частей проекта специалисты не пользовались общей базой элементов.
Еще одним недостатком используемой ранее 2D-среды проектирования было то, что
после разработки конструкции все изометрии и другие рабочие чертежи, необходимые для
изготовления и монтажа, нужно было создавать из рабочих эскизов. Для проекта обычно
следовало изготовить сотни изометрических чертежей, на что уходило много времени.
Наконец, когда требовалось внести изменения в проект, нужно было вручную
производить изменения во всех чертежах. К тому же вызывала сомнения точность
расположения и соединения элементов в проекте
5. Использование Высокопроизводительных Вычислительных
Комплексов при 4D мониторинге месторождения.
При 4D мониторинге разработки нефтяных и газовых месторождений используются
математические модели, требующие большого объёма вычислений в достаточно сжатые
сроки. Наиболее масштабные по количеству обрабатываемой информации в нефтегазовой
отрасли задачи предлагает обработка данных, полученных при сейсморазведке,
моделирование углеводородных систем в осадочных бассейнах, гидродинамическое
моделирование в процессе добычи и т.д. Отдельные процедуры обработки сейсмических
данных,
требующие
большого
объёма
вычислений,
без
применения
высокопроизводительных вычислительных комплеков не могут быть эффективными и
результативными.
Сначала мы подробно рассмотрим технологии интерпретации 4D данных, которые
объектовые группы могут использовать в зависимости от целей сейсмической
интерпретации и качества 4D сигнала. Затем мы сосредоточим наше внимание на
процессе 4D калибровки с использованием упругих моделей и сейсмического
моделирования для полного понимания нашего 4D сигнала. После объяснения процессов
интерпретации и калибровки мы расскажем об использовании сейсмической
интерпретации 4D данных при разработке месторождения в качестве инструмента
контроля в повседневной практике объектовых групп. Сравнения технологий
сейсмической интерпретации 4-мерных данных и других технологий мониторинга также
будут осуществляться с использованием качественной и количественной интерпретации.
Наконец, будут продемонстрированы примеры объединения 4D технологий в модели
резервуаров, например, использование 4D данных при настройке моделей и
воспроизведении истории. Мы также обозначим различия между сейсмологическими
моделями и моделями резервуаров, включая вопросы изменения масштаба.
141