Всем привет!
На сегодняшний день в Нефтяной Компании реализуется проект "интеллектуальной скважины"!!!!!!!!!!
Одним из компонентов системы являются геофизические приборы. После обзора имеющихся технологий мы не можем однозначно сказать какие приборы лучше. Возникает вопрос - есть ли у кого статистика по наработке с данным оборудованием либо может подсказать где взять такую информацию?
И еще вопрос в тему - нужна информация по управляемым скважинным клапанам (работа которых подразумевают регулирование притока или закачки жидкости с устья скважины).
И вообще у какого есть хоть какая то интересная информация касательно интеллектуальных скважин (SmartWells) прошу написать, поделиться так сказать своим опытом а возможно и поучаствовать.
За ранее всем спасибо!
SmartWells в нефтяной компании реализовать трудно. Это скорее всего
тема для научного физического института. Потому как без знания математики и физики такую скважину не сделать.
Прокопав сотни математических статей в библиотеках , можно заметить, что Интеллектуальная Скважина начинается с расчёта Интеллектуального Кратера, таких всего несколько на Земле.
Поэтому если наши академики серьезно заявляют, что нужно лететь и высаживаться на астероид Апофис, чтобы его "отвернуть", вместо того,
чтобы поставить сеть DDE тензодатчиков для увеличения нефтедобычи, и одновременно отвернуть этот кратер, то Интеллектуальной скважины, по крайней мере еще лет 10 мы не сможем сделать.
Потому как если нет увеличения нефтедобычи в природном бассейне - это порождает новый кратер. Несколько математических статей в серьезных математических и физических журналах ученых математиков Азии ( Япония, Китай, Индия) на эту тему можно найти.
А что касается клапанов насосов SmartWells - их перечень довольно широкий, но у нас нет не то чтобы специалистов для их обслуживания,
нет ПРИНЦИПОВ организации работы этих клапанов.
Вот поэтому и нужен специализированный инстутут по нефти и газу
ИНГ.
Что то уважаемый Вы слишком загнули! Во первых я сам с института. ВО вторых что бы знать теорию по интеллектуальной скважине необходимо на практике знать основные узла, типа пакеров, приборов и т.д.
В третьих проект уже идет, компоновки спускают в скважину, единственное это то что по мере реализаци проекта вылезают всякие внеплановые риски, которые мы устраняем по мере сил и возможности (а самое главное по мере своего опыта и наличия знаний)!
Но за ответ спасибо!
...по мере реализации проекта вылезают всякие внеплановые риски...
Вы это имееете ввиду ?:
Раньше компания тестировала скважины при помощи
трехфазного замерного сепаратора. Сначала газ отделялся
от жидкости в резервуаре и затем измерялся расходомерами
перепада давления. Затем, при помощи емкостных датчиков
в сепараторе определялось процентное содержание воды.
Наконец, турбинный расходомер использовался для
измерения водонефтяной эмульсии, передаваемой в
сепаратор продукции.
ЗАДАЧА
Большое количество оборудования делало эту традиционную
трехфазную установку очень дорогостоящей. Из за сильных
колебаний расхода газа для обеспечения точных измерений
требовалось пять параллельных линий с измерительными
диафрагмами. При этом невозможно было определить
изменения состава газовой смеси. Также наблюдался
обычный для диафрагм дрейф показаний, требовалось
значительное обслуживание и частые калибровки.
Турбинные расходомеры требовали постоянного ремонта и
замены, а емкостные датчики не справлялись с высокой
обводненностью. В дополнение к высоким затратам,
постоянная потребность в обслуживании делала
невозможным ежедневное тестирование скважин.
РЕШЕНИЕ
Нефтедобывающая компания решила заменить трехфазную
установку менее дорогостоящим горизонтальным модулем,
включающим два кориолисовых расходомера Micro Motion.
Один расходомер Micro Motion заменил пять линий с
измерительными диафрагмами. Он контролирует расход и
состав газа через измерение плотности. Кориолисовые
расходомеры измеряют массовый расход и плотность
напрямую и обеспечивают точность на широком диапазоне
расхода.
Другой расходомер Micro Motion заменил турбинный
расходомер. Он измеряет общий расход жидкости и
передает данные о расходе и плотности в вычислитель
объема нефти Micro Motion (Micro Motion Net Oil Computer),
который определяет обводненность, нетто объем нефти и
нетто объем воды.
В конце цикла тестирования расходомеры Micro Motion
передают данные об общем объеме газа (в ст. куб. фут. в
день), общем количестве жидкости, нетто объеме нефти,
нетто объеме воды в баррелях в систему SCADA для анализа
и архивирования.
Поскольку кориолисовые расходомеры не создают
препятствия в потоке и не имеют подвижных частей, для них
не свойственен дрейф калибровки, и они практически не
требуют обслуживания.
---------
заметьте- обьемы передаются в баррелях, а почему?
Вы знаете ?
То есть Вы вместо гидрогеологичеких данных определения положения газоводяных
контактов и нефтяных оторочек газовых залежей, а также для уточнения
положения пластов и пропластков месторождений нефти и газа предлагаете
использовать какие то новые интеллектуальные скважины ?
------
Или всё таки боретесь с проблемами используемых именно Вами скважинных "интеллектуальных" расходомеров?
------
или не знаете физических принципов Micro Motion для всего спектра
скважинных расходомеров ?
смысл такой (по нагнетательной) - в скважину спускаются подвеска НКТ с пакерами отсекателями установленными над каждым пластом, в пакера по затрубу вмонтированы датчики давления и температуры, от этих приборов идут на устье кабельные линии,которые в свою очеедь подключаются к наземному пульту и в итоге получаем геофизические данные (T и Р) в режиме реального времени. Это что касается нагнетательных скважин.
ПО добывающим схема другая - спускаются пакера и в трубки НКТ над каждым пластом подвешиваются геофизические приборы (Р, Т, Q, %), данная система крепится под эцн к погружному блоку телеметрии и по одной из жил погружного кабеля передаются данные на наземную станцию приема данных в режиме реального времени.(это простая схема, далее пойдет сложная но о ней еще рано говорить)
Подводящий кабель долженбыть ТОЛЬКО ОДИН, но методика
замеров по этому одному кабелю - современная, а именно:
Замер фаз и преобразований МАТЕМАТИЧЕСКИХ КАНАЛОВ.
Кроме физических измерительных каналов, расходомер
Micro Motion может имееть
до 60 математических каналов,
например:
1. типа «счетчик», применяемо-
го для подсчета суммы импульсов
(учета расхода по показаниям им-
пульсного расходомера или дифмано-
метра), или «скорость» — для расче-
та частоты следования импульсов
(скорости поступления или изменения
температуры).
2.Каналы типа «счет t»
предназначенные для учета времени
наработки агрегата.
3.каналы «формула» —
для обработки информации в соот-
ветствии с заданной формулой, аргу-
ментами которой могут быть значе-
ния физических и математических
каналов.
4.Для матричного преобразо-
вания одного параметра в другой слу-
жат каналы типа «таблица».
5.Значения математического канала, наряду
со значениями измерительного или
хранящимися значениями в памяти прибора, мо-
гут использоваться в качестве уставок
при ПИД-регулировании, или Macro Motion
регулировании.
---
ПИД-регулирование — пропорционально-
интегрально-дифференциальное регули-
рование
---
Macro Motion - регулирование
на принципе разделения фаз физических
состояний.
Таким образом, ГЛАВНОЕ - НЕ СОЗДАНИЕ КАКОЙ ТО ТАМ СУРРОГАТНОЙ
"ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ" с сомнительными характеристиками:
Устройство - спущено в скважину И несколько глубинных приборов в несколько скважинных
камер напротив продуктивного пласта для определения по их показаниям профиля притока
или профиля приемистости при различных технологических режимах (депрессиях) скважины
и/или, напротив, расположения газонефтяного контакта, и/или расположения
водонефтяного контакта, и/или текущей нефтенасыщенности в различных интервалах продуктивного пласта
ИЛИ - измерительная система дополнительно оснащена источником нейтронов, гамма-квантов для
облучения скважинной жидкости и датчиками регистрации быстрых и тепловых нейтронов,
или вторичных гамма-квантов, и/или блоком для приема электрических сигналов от
датчиков нейтронов, гамма-квантов, и/или блоком для вычисления пористости пласта и изменения насыщенности его пластовыми флюидами.
-------------
Главное -
1.Понять принципы многовекторного контроля в скважинных
расходомерах,
2.Построить ЗАВОД ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ФИДЕРНЫХ ОДНОКАБЕЛЬНЫХ
МНОГОВЕКТОРНЫХ РАСХОДОМЕРОВ ( которые кстати уже давно строятся в Европе)
3.Создать институты физических исследований фидерных скважинных расходомеров на основе Фейнмановских диаграм параллельных вязких потоков, а не счетчиков нейтронов и гамма квантов.
WMC Logistics администрирование и координация работы корпоративной сети
компании, включая:
управление контентом и обеспечение соблюдения стандартов компании; контроль,
поддержка и обслуживание динамической составляющей Web-сайта компании; помощь отделам
в организации эффективной коммуникации внутри корпоративной сети; консультирование
сотрудников по вопросам динамической составляющей Web-сайта и системы
внутрикорпоративной коммуникации, по общим вопросам функционирования
Web-сайта ; разработка стандартов, документации и
обучающих курсов по работе с корпоративной сетью; проведение исследований,
разработка рекомендаций и внедрение новых методов организации распределения
потоков во внутрикорпоративной сети Компании.
Петр, и все таки Вашу Скважину можно назвать ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
(немного по другому пересчитал аутсорсинг). Действительно, в реальном времени снимая показания с расходомеров можно добиться контролируемой рентабельности нефтедобычи. Но в этом процессе должен быть как минимум задействован участником НПЗ с расчетными циклами под Вашу ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНУЮ скважину.
--
А фидерные однокабельные расходомеры - это дело недалекого будущего, ксатати на опыте Вашей ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ скважины можно в будущем строить фидерные однокабельные расходомеры для глубоководной морской нефтедобычи как на Камчатке, так и на Керченском шельфе Черного моря.
---
Прошу прощения за критику - увлекся физическими расчетами.
FAQ
Поиск
Пользователи
Регистрация
Профиль
Войти и проверить личные сообщения
Вход
