Элементы системы разработки интеллектуального месторождения
В настоящее время в мире ведутся разработки измерительных систем для исследования скважин на базе волоконно-оптических технологий. Распределенными датчиками и одновременно линией передачи информации является само оптическое волокно, по которому пропускаются световые импульсы, генерируемые лазером. Считывание отраженных сигналов производится при помощи специальных оптических устройств и программно-математического аппарата. Дополнительное оснащение волоконно-оптических систем распределенными датчиками давления, расхода и состава позволит использовать их для обустройства интеллектуальных скважин.
Оптоволоконные приборы не требуют автономного забойного энергоснабжения, поскольку источником энергии для питания приборов, а также носителем информации является световой поток. На одной жиле оптического волокна можно задействовать работу сотен и тысяч датчиков, расположенных на различных глубинах и измеряющих различные параметры потока.
Одной из приоритетных инновационных программ ОАО «РИТЭК» является «Создание проекта интеллектуального месторождения на основе разработки и внедрения многофункциональных оптоволоконных датчиков».
Все это позволяет по-новому подойти к решению не только мониторинга и управления разработкой нефтяного месторождения. Одновременно предусматривается разработать комплекс наземных приборов для измерения дебита газосодержания и обводненности продукции скважин.
|
|
|
Это первый этап работ по созданию технической базы «интеллектуального месторождения», посвященный разработке системы.
Приоритетная инновационная программа «Создание проекта интеллектуального месторождения на основе разработки, организации производства многофункциональных оптоволоконных датчиков и приборов» предусматривает последовательное выполнение четырех проектов.
Первый проект программы посвящен формированию концепции мониторинга и интеллектуального управления разработкой нефтяных месторождений на примере характерных для ОАО «РИТЭК». Второй проект посвящен созданию технико-технологического комплекса по контролю и управлению работой пластов и скважины и предусматривает создание конструкций забоя, оснащенных оптоволоконными датчиками и приборами для мониторинга скважинных и пластовых параметров эксплуатации скважин 2-х типов:
- оборудование забоя действующего фонда скважин оптоволоконными датчиками, спускаемыми на забой скважины на хвостовике НКТ;
- специальная конструкция забоя вновь бурящейся скважины, позволяющая избирательно вскрывать и измерять параметры работы пластов и управления режимов выработки каждого пласта.
|
|
|
В этом же проекте будет разработана система для наземных измерений расхода компонентов многофазного потока, поступающего из скважины по нефти, газу, воде и механическим примесям.
Третий проект предусматривает обоснование возможности создания нового поколения геофизических приборов и канала связи для измерения стандартных геофизических параметров пласта повышенной точности.
Рассмотрим организацию работ, технологию и технические средства для мониторинга и интеллектуального управления разработкой нефтяного месторождения
Проектирующей организацией совместно с нефтедобывающим предприятием выбирается объект (объекты) в виде месторождения или опытного участка. Производится его геолого-гидродинамическое и математическое моделирование и адаптация к конкретным технологическим условиям.
Исходя, из геолого-гидродинамических условий выделяется система первоочередных эксплуатационных наблюдательных скважин, в которые устанавливается аппаратура для мониторинга забойных параметров пластов и скважинного оборудования с определением номера, вида скважины и номенклатуры аппаратуры, спускаемой в скважину. Наблюдательные скважины должны, по возможности, равномерно распределяться по площади месторождения (участка) с тем, чтобы полученная из этих скважин информация могла однозначно описывать основные гидродинамические процессы, происходящие в пластах и отображенные в математической модели. В последующем, при необходимости, расположение наблюдательных скважин уточняется и дополняется.
|
|
|
До начала работ должны быть изготовлены техническая оснастка и коммуникационные средства, созданы программные продукты для проведения в реальном масштабе времени гидродинамического мониторинга за процессом разработки нефтяного месторождения с возможностью получения в реальном масштабе времени информации о пластовом и забойном давлениях, обводненности и продуктивности пластов, профилях температуры и давлений в интервале перфорации.
Должны быть созданы алгоритмы и программа рационального управления выработкой запасов на месторождении, продуктивностью скважин и оптимальными режимами эксплуатации скважинного оборудования.
Вопросы для самопроверки:
1. Достоинство измерительных систем для исследования скважин на базе волоконно-оптических технологий.
2. Возможности второго проекта инновационной программы интеллектуализации месторождения и скважин.
|
|
|
3. Назначение наблюдательных скважин.
ЛЕКЦИЯ 4
Основные параметры управления разработкой интеллектуального месторождения
Основные параметры управления технологией разработки месторождения:
1. Оптимизация режимов откачки глубинных насосов в зависимости от забойного давления, обводненности и газонасыщенности.
2. Адресное регулирование и корректировка карт изобар и изотерм на месторождении средствами поддержания пластового давления и воздействиями на линии отбора.
3. Адресное определение и назначение профилактических, ремонтных, а также работ по интенсификации добычи нефти, ограничению притока вод и регулированию ВНК.
Основные параметры пластов, скважин и скважинного оборудования, измеряемые волоконно-оптическими датчиками в процессе мониторинга:
1. Забойное давление и температура.
2. Профили температуры и давления в интервале перфорации каждого продуктивного пласта.
3. Дифференциальные кривые восстановления давления пластов многопластового месторождения.
4. Гидропрослушивание межскважинного пространства, в том числе с использованием остановок скважин на профилактику и ремонт.
5. Измерение параметров высокотемпературного воздействия на призабойную зону пласта и на температурный профиль пластов в процессе эксплуатации.
6. Определение степени работоспособности глубинного насоса по вибрации, шуму и температуре узлов.
7. Определение градиента температуры в стволе скважины и зон температурных аномалий: вечной мерзлоты, негерметичности, перетоков.
Техническое оснащение опытного участка для интеллектуального управления разработкой месторождения
На рисунке 1 приведена схема обвязки участка скважин интеллектуального месторождения. Здесь условно изображены все виды наиболее распространенных в нефтяной промышленности типов скважин и способов эксплуатации. Виды датчиков и место установки их в различных типах скважин приведены в таблице 1.
На рисунке на первой слева фигуре схематично изображена скважина, оснащенная электроприводными погружными насосами, к которым относятся: электроцентробежные (УЭЦН), электровинтовые и диафрагменные насосы.
Рисунок 1 - Схема обвязки участка опорных скважин интеллектуального месторождения
Интервалы перфорации во всех схемах оснащены волоконно-оптической системой измерений для снятия профилей давления, притока, обводненности и температуры. Волоконно-оптический кабель для передачи световой информации одновременно является и датчиком градиента температуры по стволу скважины. Так принято для всех 5 типов изображенных скважин. Скважины с насосами, оснащенными электропогружными двигателями, имеют датчики температуры на корпусах и трехмерные датчики вибрации, сигнализирующие об аварийных величинах амплитуд вибрации. При колебаниях забойного давления динамический уровень поддерживается на постоянной отметке путем автоматической корректировки частоты вращения вала погружного двигателя.
Вторая схема изображает наиболее простой для обслуживания способ - фонтанный. Представлен случай, когда параметры призабойной зоны и ствола скважины измеряются волоконно-оптической системой, спускаемой в НКТ, хотя возможно исполнение измерительной системы, спускаемой параллельно колонне НКТ с внешней стороны. Скважины ШГНУ, в отличие от предыдущих, оборудованы шумомером для диагностики нехарактерных
стуков - в случае выхода из строя какого-либо подвижного элемента. Кроме того, они должны быть оборудованы датчиком для снятия ваттметрограмм.
Гидропневмоприводные насосы, газлифт, струйный и гидро-поршневой насосы не требуют подъема НКТ для извлечения глубинного насоса. С целью обнаружения неисправности в зоне насоса и газлифтных клапанов они должны быть оснащены шумомерами и «Р-T-W»-датчиками для управления режимами откачки.
Нагнетательные скважины для закачки воды, газа или водогазовой смеси, кроме «Р-T-W»-датчиков на забое, оборудуются датчиками температурного градиента по стволу скважины.
Специальные скважины требуют индивидуального проектирования для каждого вида, но открывают широкие возможности для мониторинга и управления в области многоствольных систем разбуривания горизонтальных скважин.
Пьезометрические и наблюдательные скважины оснащаются, как правило, «Р-Т»-датчиками.
Поставленная задача решается путем спуска на хвостовике НКТ волоконно-оптической системы, позволяющей измерять профили перепада температур и давлений в стволе скважины против продуктивных пластов.
Таблица 1 - Виды датчиков и места установки их в скважинах различного типа интеллектуального месторождения
| Интервал и объект сква-жин, осна-щаемый датчи | Типы скважин | ||||||||||||||||||||
| Эксплуатационные | Специальные | ||||||||||||||||||||
| Погружные электроприводные | Механический привод | Гидропневмоприводные | Нагнетательные | (Циклическая закачка) | Многоствольные | Горизонтальные | ОРЭ | Наблюдательные | Пьезометрические | ||||||||||||
| ками | УЭЦН | УЭВН | Мембр | ШГНУ | Винто-штанговые | Фонтан | Газлифт | Струйный | ГПН | Водные растворы | Газ | Водогаз | Парогаз | ||||||||
| Групповая замерная установка | Дебит скважин по нефти, газу и воде | Qвзак | Qгзак | Qвгзак | Qпрзак | Дебиты скважин по нефти газу и воде | |||||||||||||||
| Устье скважины | Устьевое и затрубное давление. Сбор информации и передача в диспетчерский пункт. Управление режимами насосов | Тзак | По специальной программе | По специальной программе | Р у Рз | - | - | ||||||||||||||
| Ствол скважины | Датчики температуры через 10-20 м, в необходимых случаях датчики давления | РТ | РТ | РТ | |||||||||||||||||
| Глубинный насос | Т-Вб | Т-Вб | Т-Вб | Шм | Т-Вб | Т-Шм | Т-Шм | Т-Шм | Т-Шм | - | - | - | Тзак | РТ | РТ | РТ | |||||
| Пакер | Температура в зоне уплотнения | Т | - | - | |||||||||||||||||
| Забой сква-жины | Р-Т-W датчики между объектами эксплуатации в интервале перфорации | РТW | РТ | РТ | |||||||||||||||||
| Зумпф | Кд – Компенсационные датчики давления в интервале перфорации | - | - | - | |||||||||||||||||
| Примечание: Условные обозначения измеряемых датчиками параметров среды: р-давление, W-обводнённость, Т-температура, Кд-компенсационный датчик, Вб-вибродатчик, Шм-шумомер, Qвзак-приемистость скважин по воде, Qгзак- приемистость по газу, Qвгзак- приемистость по водогазовой смеси | |||||||||||||||||||||
Вопросы для самопроветки:
1. Основные параметры пластов, скважин и скважинного оборудования, измеряемые волоконно-оптическими датчиками в процессе мониторинга.
2. Покажите на рисунке 1 направление потока скважинной продукции для каждого способа эксплуатации.
3. Перечислите основные датчики измерения параметров среды.
ЛЕКЦИЯ 5
Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 777; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!