Технологии управления умными месторождениями

клапанов в ту или иную сторону, чтобы адекватно реагировать на прибли­

жение производственных параметров к технологическим порогам.

Производственный процесс может быть полностью оптимизирован как для одной залежи, так и для группы залежей с полным охватом по площади

запасов углеводородов скважинами с дистанционным управлением, спо­

собствуя большей добыче. Региональные операционные целтры, располо­ женные в каждом нефтегазовом бассейне, будут контролировать произво­ дительность скважин и месторождений на большой территории, увеличи­

вая количество нефти и газа, поставляемого на рынок.

Опираясь на уже накопленный опыт, разрабатываются планы быстрого

развертывания технологий месторождений будущего и умных технологий

в уже разрабатываемых наземных и морских регионах, так и их внедрения на нескольких крупных проектах, находящихся в начальной стадии разра­

ботки.

Благодаря усовершенствованной технологии и научно-техническому прогрессу в исследовании нефтегазовых и информационно-коммуника-ци­

онных технологий к концу 2012 года появились месторождения второго по­

коления.

Основные различия между этими умными месторождениями показамы

в Приложении (табл. 2.3, табл. 2.4, рис. 2.5, рис. 2.6).

Применеине умных нефтегазовых технологий приводит к трансфор­

мации традиционных методов управления разработкой месторождений и

росту числа умных месторождений (рис. 2.7)

Выводы

Умное месторождение представляет собой систему автоматического

колтроля и управления нефтегазовых операций в режиме реального вре­ мени, обеспечивая непрерывную оптимизацию интегрированных моделей месторождения и наземных объектов. Модель управления производ­ ством - это максимум измерений и колтроля, что позволяет оптимизиро­ вать производительность всех промысловых объектов, таких как сква­

жины, залежи, трубопроводы и другие наземные объекты, а также для по­

лучения данных, чтобы сформировать модель. Умные месторождения раз­

рабатываются в соответствии с концепцией, которая включает: приоритет

безопасности людей, оборудования, процессов и охрану окружающей среды; снижение потерь нефти; мониторинт и дистанционное управление добычей нефти и газа; снижение затрат; повышение прозрачности, умень­ шение количества оборудования и ремонта скважин; уменьшения влияния «человеческого фактора)); автоматизацию основных процессов.

В настоящее время нефтегазовая отрасль находится на активной фазе

научно-технической революции, сравнимой по масштабам с освоением

51

космоса. Ключевыми моментами нефтегазовой технической революции яв­

ляются: создание оnтоволоконных систем для сбора и передачи геологиче­

ской информации в режиме реального времени; 3D-визуализация данных

процесса и процессов в режиме реального времени.

Литература

1.Еремин Н.А. Управление разработкой интеллектуальных месторождений: учеб. пособие для вузов. В 2-х кн. Кн. 1. М.: РГУ нефти н газа им. И.М. Губ­ кина, 2011.200 с.: ил. ISBN 978-5-91961-019-9.

2.Еремин Ал.Н., Еремин Ан.Н., Еремин Н.А. Управление разработкой интел­

лектуальных месторождений: учеб. пособие для вузов. В 2-х кн. Кн. 2. М.:

РГУ нефти и газа им. И.М.. Губкина, 2012. 210 с.: ил. 1SBN 978-5-91961- 329-7.

3.Еремин Н.А. Современная разработка месторождений нефти и газа. (Умная скважина - Интеллектуальный промысел. Вирrуальная компания). М.:

000 «НедраБизнесцентр)), 2008.244 с.: ил. ISBN 978-58365-0311-6.

4.Charalampos Chelmis, Jing Zhao, Vikram Sorathia, Suchindra Agarwal, Viktor

Prasanna. К структуре автоматической системы управленИJI метаданными

для умных нефтяных месторождений 11 SPE-153271 SPE Экономика и

управление. 2013. Т. 5, N2 1. С. 33-43.

5.Дмитриевекий А.Н., Еремин НА. Решение актуальных проблем разработки

месторождений нефти и газа// Нефть. Газ. Новации. 2012. N210. С. 30-33.

6.Jиdson Jacobs and Richard Ward. Цифровое нефтяное месторождение буду­ щего// The Wall Street Journal. 2006, 7 февраля.

7.Leslie Haines, Don Lyle. Цифровое нефтяное месторождение сегодня// При­

ложение к: Нефтегазовый Инвестор. 2004, апрель. С.3-5.

8.Leo de Best, Frans van den Berg. Shell// SPE-150407 SPE Intelligent Energy

Intemationa1, 27-29 марта 2012, Утрехт, Нидерланды.

9.Larsen Eldar, Hocking Раи/. Skarv and Valhall Доразработка. Путешествие

к цифровым нефтяным месторождениям второго поколения 11 SPE 150160

SPE lntelligent Energy Intemational, 27-29 марта 2012 года, Утрехт, Нидер­

ланды.

10. Ahmed А. Bin Amro, Avula Suryanarayana, Praveen Bangar. Данные в ре­

жиме реального времени наделяют полномочиями ADCO 11 SPE-162373

Абу-Даби Intemational Petro1eum конференция и выставка, 11-14 ноября 2012, Абу-Даби, ОАЭ.

11. Frans van den Berg, Robert К. Perrons, Ian Moore, and Gert Schut. Деловая

выrодаот интеллектуальных месторождений// SPE-128245 SPE lntelligent

энергетической конференции и выставке, 23-25 марта 2010 года, Утрехт, Нидерланды.

52

12. Al-Qahtani Adel А., Hogg Martin F., Lau Kenneth К., AI-Naser Naser А. Ум­

ные цеmры сотрудничества. Е&Р: Дизайн, поддержка технологии и полу­ ченНЬiе уроки// SPE-141401 SPE Конференции и выставка по цифровой энергетике, 19-21 апрели2011, Тhе Woodlands, Техас, США.

13.Lilleng Trond, 0yen Mette, Farestvedt Unn, Engelsen Harald, Nordbв Hilde, Vennes Berit, Revheim Aleksander, Seim 0/е, Halvorsen Teresa. Интегриро­

ванные операции в Statoil- от амбиций к действшо // SPE-150418 SPE lntelligent Energy lntemational, 27-29 Марта 2012, Утрехт, Нидерланды.

14. Thorsen Arve К., SaNerhagen Erland, Dagestad Jan Ove. Цеmры дистанци­

онного управленИJI операциими - эффективнаи и высококвалифициро­

ваннаи среда ДЛJ1 оптимизации эксплуатационных характеристик и умень­

шенИJI риска// SPE-163431 2013 SPFЛADC КоифереiЩИII и выставка по

бурению, S-7 марта2013, Амстердам, Нидерланды.

15. Frans G. van den Berg. Умные месторождеНИJI - Оптимизации существу­ ющих месторождений 11 SPE 108206-МS, КоифереиЦИJI и выставка по циф­ ровой энергетике, 11-12 anpeJIJI2007 года, Хьюстон, Техас, США.

Вопросы к главе 2

\.Что такое умное нефтегазовое месторождение и его основные отли­ чия от традиционных месторождеНИJiх?

2. Что отличает умное месторождение второго поколеНИJI от первого?

3. КВkовы ключевые особенности управлении разработкой нефтiiНЪIХ

месторождений в режиме реального времени?

4. КВI< происходила эволюция умных месторождений первого поколе­ ния с 2002 по 2012 гг.?

53

Таблица 2.1

Сравнение технологий, применяемых на умных месторожденних 1 и 2 поколений

IG i-fields	2G 1-fields
4D/4C сейсми:ка	40 пассивиаи сейсмака
Экомовиторинг в РРВ	Матричная нефть
Геоиаввгации в РРВ	Буреиве в РРВ
Умное заводнение, умные	Пластовые ванороботы
жидкости
Мультилатеральваи	ВизуалВ]атор скважин и
скважина с жстремальиой	трубопроводов
областью дреиировавии
3D моделирование	Ви~·аЛВ]8ЦИR В РРВ

Таблица 2.2

Месторождения 1, 2 и 3 поколенийконцептуальные различия (5]

		IGI-Orld1	ZG 1-Drlds	3G I-Orld1
	Гео+влiСI	4D/~ ceiCIIID	4D ПICCIUUCeialпa	~URWeOIIIНIIROIIWt
				,..пп
	Гtо.1о111	Э~вl'l'll	Мпfmuвetn.	Э10аГto.10!11 в РРВ
	liJ'Prввe	Геоваввrацв• в РРВ	li)")lrввr в РРВ	Авrоматвэвроваввыr б)'Рf&Ые
				ушвовкв
	Раэра6оТIСI	У1010е:JOODeвte; уивwе	П.ш101ые ванороботы	ИвrнрвроВIВВU CBШIII 'lэ,tбоrп
		JWIIOI
	;\OOLRI	Mj".1ЬТВ.ШfJIL1ЬRII CКВU:IRI С ВII:JyuJ:JmfCDIDIII
		JКП]IriiLl.BOiioб.llmJO	т,y6oiiJOIOJIOI	JirJ;1JOЗBЫr~OOI.RBbltII:OW.ltii:Cbl
	Мозе.твровавве		BвэyL1BJIQU в РРВ	Ивrегрвроваввое Мощвровmе в РРВ
	Oб,IOOТICI	Сrщарrы заввЫI	CYii;\вPPB	Cj"DfJIII:O!ID.Юttpы в РРВ

lltiUIBBЫI

58

			Таблица 2.3
Месторождении 1 и 2 поколевий - характеристики
Параметр/сritе ria	Месторождение первого		Месторождение второго
	поколеиии/1G field		поколении/2G field
Система передачи данных/dаtа	Спутниковая 1satellite		Опто-волоконная 1fiber-optic
transmission system
Длина ОПТОВОЛОКОННЫХ каналов/fiЬеr-	<100		2000-4000
optic length, кмlkm
Годовой объем промысловых дан-
ных/Тhе annua1 vo1ume ofproduction	<100		>100
data., 1012 байт/Ьуtе
Скорость передачи дaнныx/transmission	<10		>40
rate, Гб/c/gigaЬit/sec
Количество скважинных сенсо-	<10		>1000
poв/number of well sensors

ГЛАВА 3. УМНАЯАВТОМАТИЗАЦИЯ

Краткое содержание

Инструментальной основой для умных месторождений являются ото­ волоконные сенсоры и датчики. Оптоволоконные сенсоры это оптоволо­ конное устройство для обнаружения переменных физических величин: температуры деформации, смещения, вибрации, давления. Отоволокон­

ные сенсоры были разработаны для измерений в глубоких нефтяных сква­ жинах в температурных условиях слишком высоких для обычных датчи­ ков. Отоволоконные сенсоры, встроенные в добычные гибкие райзеры,

стали важным шагом в проявлении добычных райзеров, работающих в ре­ жиме реального времени. Температурный контроль может быть использо­

ван для мониторинга состояния и повреждения внешней оболочки гибких труб. Уникальной особенностью распределенных датчиков температуры является то, что система может получила измерения температуры профиля по всей длине кабеля датчика с интервалом каждый размером в l м в диа­

пазоне l О км, что дает возможность измерять температуру на l О 000 дис­

кретных сенсорных точках. В бурении измерительная система использует оптоволоконные датчики и оптоволоконную передачу данных. Оптоволо­ конные датчики расположены вдоль компоновки низа бурильной колонны.

Ключевые слова: отоволоконные датчики, визуализатор морских до­ бычных райзеров, измерения в процессе бурения (MWD), распределенные

датчики температуры, управление данными и визуализация в режиме ре­

ального времени, оптоволоконная связь, многорычажный инструмент, да­

ющий изображение (МIТ), Big Data (Большие Данные), умный визуализа­

тор гибкой НКТ.

Основные темы главы

Исследования и операции в режиме реального времени. Скважинные оптоволоконные датчики. Визуализатор на обсадной колонне и НКТ. Ви­

зуализатор гибких НКТ и морских добычных райзеров. Скважинные дат­ чики в многофазном потоке в режиме реального времени. Дефектоскопия НКТ. Оптоволоконные датчики в системах сбора и обработки нефти и газа на месторождении. Оптоволоконные датчики для передачи на промысло­

вьiХ трубопроводах. Типы оптоволокоиных датчиков. Виды дисперсии све­

тового импульса. Ограничения по передаче информации по оптоволокон­

ной·линии. Основные преимущества оптоволоконныхдатчиков на морских

эксплуатационных стояках. Цели и задачи для использования датчиков в

бурении. Основные преимущества и недостатки. Измерительные системы

60