авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

«ТЕМА НОМЕРА: Развитие информационных технологий в ОАО «НК «Роснефть» «В условиях жесткой международной конкуренции экономическое развитие страны должно определяться главным ...»

-- [ Страница 2 ] --

Для идентификации параметров k, и D в ура фрактальной структуры нефтегазоносного пласта важен как для подсчета реальных запасов, так и для внении (1) необходимо провести статистическую более реалистичного описания динамики течения обработку экспериментальных данных, характери пластовых флюидов. Другой важный феномен, зующих физические свойства пласта. Анализ пока который описывается в концепции фрактальности – зывает, что пространственные распределения таких развитие нестабильности фронта вытеснения флю- характеристик, как проницаемость, пористость кол идов с большим отношением коэффициентов лектора, толщина пласта, являются стохастически мобильности - называется феноменом «вязких ми фрактальными полями с размерностью Хаусдор пальцев» (viscous fingering). В связи с планировани- фа D, отличающейся от Евклидовой размерности E.

ем применения современных методов увеличения Для примера на рис. 1 приведено характерное про нефтеотдачи (МУН), таких как водогазовое воздей- странственное распределение пористости коллекто ствие, закачка пара и СО2, где вязкости подвижных ра нефтегазоносного пласта.

фаз имеют разные порядки, корректное описание На рис. 2 приведен характерный Фурье-спектр фрактальной структуры вытесняющего фронта ста- f(kх, kу) проницаемости/пористости пласта, наглядно новится весьма актуальным при мониторинге и раз- показывающий, что данная структура имеет изо работке месторождений. тропный диффузный характер. Ее масштабная Фрактальная модель пласта инвариантность подтверждается степенной зависи мостью усредненного спектра f2 от радиального Фундаментальным уравнением, описывающим волнового числа k = kx2+ky2.

перенос вещества во фрактальной среде, является уравнение [3, 4] Полная система уравнений фильтрации может быть сведена к уравнению типа (1) с параметрами Dm=D, НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Cледовательно, (r)=f*r-Н (f*=const;

H=E–D показатель Херста [5]).

Метод определения показателей Херста случай ных фрактальных полей Метод определения показателей Херста двумер ного случайного поля, под которым подразумевает ся в данном случае распределение по месторожде нию (карта) пористости m( или проницаемости r) k( r), основывается на анализе спектральной плотно сти толщины S(k ). Если случайное поле является фрактальным, то спектральная плотность толщины в зависимости от модуля волнового числа k изменя ется следующим образом:

S(k)k-2Н при k0. (3) Таким образом, в случае фрактального поля пока затель Херста определяется по наклону графика ln (S(k)) = C - 2H ln(k). (4) Определение параметров уравнения фильтрации на основе экспериментальных данных В качестве примера рассмотрим Мамонтовское Рис. 1. Карта пористости пласта БС10 Мамонтовского месторождения месторождение. Исходными экспериментальными данными являются геофизические массивы, отра жающие пространственное распределение пористо =Dk-Dm, где Dm, Dk - фрактальные размерности соответственно пористости и проницаемости, а Р(r, t) - усредненное распределение давления.

Для вычисления фрактальной размерности про извольного поля f( в пространстве с Евклидовой r) размерностью Е введем сглаженную по флуктуа циям функцию (r). Тогда ( E D.

r)d rL (2) Рис. 3. Зависимость усредненного спектра f2 проница Рис. 2 Фурьеспектр карты проницаемости/пористости емости (а) и пористости (б) от радиального волнового нефтяного месторождения числа k 26 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ сти коллектора и проницаемости по месторожде- В работах [7,8] показана связь между параметра нию (карты с разрешением 650 pixels=10000 м). ми хорошо известных степенных моделей капил На рис. 3 представлены зависимости усредненно- лярных давлений и относительных фазовых прони го спектра пористости и проницаемости от радиаль- цаемостей с фрактальной размерностью среды. В ного волнового числа (пласт БС10). Из него видно, этом случае речь идет о фрактальных размерностях что условно можно выделить четыре диапазона, на микромасштабе (предел высоких частот), кото соответствующие пространственным масштабам: рые могут быть оценены, например, по исследова от 15000 до 800 м (ln k (0;

3));

от 800 до 300 м ниям керна. Остается гипотезой связь фрактальной (ln k (3;

4));

от 300 м до 110 (ln k (4;

5)), от 110 до размерности на макромасштабе (предел низких 15 м (ln k (5;

7)), где в двойных логарифмических частот) с так называемыми модифицированными относительными фазовыми проницаемостями.

координатах наблюдается линейная зависимость Фрактальная картина вытеснения. «Вязкие усредненного спектра от радиального волнового пальцы»

числа. Фрактальные характеристики крупномас На пространственном масштабе порового штабных неоднородностей соответствуют низко объема проявляется другой хорошо известный частотной асимптотике корреляционной функции феномен фрактальной природы. Рассмотрим про (4). Вычисляя наклон графиков на рис. 3 и пользу цесс вытеснения вязкого компонента (нефть) ясь связью с показателем Херста, получаем фрак менее вязким (вода, газ). Характерным признаком тальные значения пористости и проницаемости. В нестабильности такого процесса становится данном случае фрактальные размерности пористо зарождение так называемых «вязких пальцев». На сти и проницаемости коллектора практически сов падают (Dk=Dm=Df) и равны Df(1)~ 1,9. рис. 4 приведена типичная двумерная картина Важным следствием полученной фрактальной процесса радиального истечения маловязкого размерности является изменение оцениваемых вытесняющего агента, которая иллюстрирует запасов месторождения [6] характерные черты процесса [9]. Первое подроб ное исследование нестабильности типа «вязких пальцев» приведено в работе [10].

(5) Фрактальная картина вытеснения выражается в где Vnfзапас - объем порового тела в Евклидовом характерной зависимости площади, захватываемой пространстве-«классические» запасы;

V fзапас - запа вытесняющим агентом сы с учетом фрактальной структуры порового тела;

L1, L2 - соответственно минимальный и максималь ный масштаб рассматриваемой фрактальной струк туры. Применительно к рассмотренному месторож дению L1 = 15000 м, L2 = 800 м, Н = 0,1 и, следова тельно, V nfзапас/V fзапас~ 0,75. Таким образом, при оценке реальных запасов необходим учет фракталь ной структуры порового тела.

Важно также отметить, что величина фракталь ной размерности проницаемости и пористости кол лектора должна влиять на процесс ремасштабиро вания (upscaling). Так, в качестве критерия правиль но проведенного ремасштабирования можно рас сматривать равенство фрактальной размерности геологической и гидродинамической моделей, что является следствием самоподобия фрактальных Рис. 4. Картина «вязких пальцев» при замещении более структур. вязкого агента (черный цвет) менее вязким (белый цвет) НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ проведенной процедуры ремасштабирования геоло Svf ~ RD, (6) гической модели к гидродинамической.

где R – характерный размер «пальцев» в радиаль Авторы выражают признательность А.Х. Мир ном направлении. Для удельной площади, охваты заджанзаде за плодотворные идеи.

ваемой вытесняющим флюидом, имеем Svf /S(R)~ RH. (7) Список литературы Если скорость закачки не слишком мала, то пока затель фрактальной размерности D ~ 1,7 в широком 1. Mandelbrot B. The Fractal Geometry of интервале параметров эксперимента [9]. Nature. SanFrancisco: Freeman (1992), 656 p.

Таким образом, используемое при гидродинами- 2. Katz A.J., Thompson A.H. Fractal sandstore pores: implications for conductivity and pore for ческом моделировании уравнение Дюпюи для ради mation. Phys. Rev. Lett., 54, 1325 (1985).

ального притока должно быть модифицировано с 3. O’Shaughnessy B., Procaccia I. Diffusion on учетом фрактальности порового тела, а также дол- fractals. Phys. Rev.A., 32, 3073 (1985).

жны быть учтены поправки при вычислении ради- 4. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахти зин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазо уса Писмана и эффективных давлений.

добычи: Нелинейность, неравновестность, нео При сохранении фрактальной структуры вплоть пределенность. М.: Недра, 2004. – 368 с.

до пространственных макромасштабов, характер- 5. Hurst H.E., Black R. and Simaika Y., Longterm Storage: An Experimental Study, London: Con ных для межскважинных расстояний, “вязкие паль stable, 1965.

цы” проявятся в виде раннего возникновения 6. Потапов А.А. Фракталы в радиофизике и обводненной нефти в результате вытеснения зака- радиолокации. – М.: Логос, 2002, – 664 с.

чиваемой в пласт воды. 7. Li K. and Horne R. N. Experimental Verification of Methods to Calculate Relative Permeability Выводы Using Capillary Pressure Data. SPE 76757, pres 1. Оцененные запасы углеводородных месторож- ented at the SPE Western Regional/AAPG Pacific дений необходимо корректировать с учетом фрак- Section Joint Meeting, Anchorage, Alaska, USA, 2022 May 2002.

тальной поровой структуры пласта.

8. Li K. Theoretical Development of the Brooks 2. Радиальное вытеснение более вязкого флюида Corey Pressure Model from Fractal Modeling of менее вязким является нестационарным процессом, Porous Media. SPE 89429, presented at the 2004 SPE/DOE Fourteenth Symposium on физическая интерпретация которого не описывает Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, ся в рамках стандартных уравнений фильтрации. 21 April, 2004.

Разработку месторождений и мониторинг необхо- 9. Praud O. and Swinney H. L. Fractal dimension and unscreened angles measured for radial vis димо планировать с учетом эволюции «вязких паль cous fingering. Phys. Rev.E., 72, 011406 (2005).

цев», что подразумевает использование гидродина 10. Saffman P. G. and Taylor G. “The penetration мических симуляторов следующего поколения. of a fluld Into a porous medium or HeleShaw cell 3. Сохранение фрактальной размерности может containing a more viscous liquid”. Proc. Roy. Soc., A245, 312329 (1958).

служить дополнительным критерием правильно 28 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ © Коллектив авторов, УДК 622.276.5:531.7. Оценка забойного давления механизированной скважины:

теория и опыт применения М.М. Хасанов, А.А. Пашали, Р.А. Хабибуллин, В.А. Краснов (КНТЦ ОАО «НК «Роснефть») Введение ческого уровня. Получена аналитическая зависи Мониторинг забойного давления является мость уровня жидкости в затрубном пространстве необходимым элементом оценки потенциала сква- от забойного давления, численное обращение кото жины и анализа эффективности эксплуатации рой позволяет рассчитать забойное давление по добывающего фонда. Нередко непосредственный динамическому уровню. Такой метод дает возмож замер давления либо невозможен, либо экономиче- ность рассчитывать забойное давление по упро ски нецелесообразен. Например, это характерно для щенной схеме с учетом всех основных особенно скважин, система лифта которых оборудована стей, присущих системе. Компьютерная реализа погружным насосом штангового или центробежно- ция разработанного подхода позволяет проводить го типа. В таких скважинах оценка забойного давле- вычисления гораздо быстрее аналогов, что делает ния проводится по косвенным измерениям, наибо- возможным его применение при массовых расче лее распространенным вариантом из которых тах, связанных с анализом эффективности эксплу является измерение уровня жидкости в простран- атации не только отдельных скважин, но и всего стве между эксплуатационной колонной и НКТ. фонда. В статье рассматриваются вопросы неу Расчет забойного давления в скважине по заме- стойчивости и неоднозначности, возникающие рам динамического уровня требует корректной при решении задачи оценки забойного давления.

оценки плотности смеси в затрубном пространстве Численно-аналитический метод расчета забой и стволе скважины. Основное влияние на плотность ного давления оказывает свободный газ, всплывающий через столб Желание (часто неоправданное) повысить точ жидкости и уменьшающий ее плотность. Наличие и ность расчетов значительно усложняет уравнения, количество газа определяется несколькими параме- описывающие распределение давления в стволе трами, основными из которых являются газовый скважины. Для исследования таких моделей прихо фактор скважины, дебиты фаз, степень разгазирова- дится использовать численные методы, что сопря ния пластовой нефти на приеме насоса, коэффици- жено с потерей обозримости решений и усложнени ент сепарации. Таким образом, расчет забойного ем их анализа.

давления по замерам динамического уровня пред- В связи с этим в данной работе рассматривается ставляет собой комплексную задачу, решение кото- упрощенная постановка задачи расчета градиента рой требует учета многофазного характера потока и давления в столбе газированной жидкости, позво других факторов.

Вопросы оценки забойного давле- ляющая получить аналитическое выражение, кото ния с использованием косвенных замеров рассма- рое связывает давление на приеме насоса с затруб триваются в работах [1-15]. ным давлением и глубиной расположения уровня Целью настоящей работы является разработка жидкости. Исследование этого выражения позволя нового численно-аналитического подхода к расче- ет выделить главные параметры, влияющие на плот ту забойного давления по данным замера динами- ность газожидкостной смеси, и провести анализ НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ чувствительности оценок забойного давления к ется им на поверхность, а сепарированный газ погрешностям замеров. направляется в затрубное пространство и, барбо Подчеркнем, что речь не идет о противопоста- тируя через столб нефти (зона 2), поступает в сво влении аналитических методов численным. Анали- бодное (заполненное газом) затрубное простран тическое исследование моделей является инстру- ство (зона 1), поднимается на поверхность и отво ментом предварительного рассмотрения, позволяю- дится в выкидную линию. Свободный газ может щим выявить основные проблемы, сделать первые непосредственно выделяться на забое, если забой оценки, разработать стратегию и ориентиры для ное давление оказывается ниже давления насыще последующего численного моделирования, если ния. Забойное давление pwf суммируется из затруб последнее окажется необходимым. Схематично ного давления на устье скважины pс, давления столба газа p0, давления газированного столба механизированная скважина представлена на рис. 1.

нефти p1 над приемом насоса и давления газо Добываемая из пласта водонефтяная смесь жидкостного столба под насосом p2. В большин попадает в обсадную колонну (см. рис. 1, зона 4), по стве случаев p0 не превышает 0,1-0,2 МПа из-за которой поднимается до приема насоса. Если в малой плотности газа, поэтому примем p0=0 и процессе подъема смеси давление в ней становится ниже давления насыщения, то из нефти выделяется рl=рc (рl - давление на уровне границы раздела жид растворенный в ней газ (зона 3). На приеме насо- кость - свободный газ, т.е. на динамическом уров не). Для оценки p1 и p2 требуется применение сной установки газ частично отделятся от смеси. Не полностью сепарированная газожидкостная смесь методов гидравлических расчетов многофазного потока. Каждый из членов p1 и p2 складывается поступает на прием насоса и через НКТ поднима из трех компонентов p=pg+pf+pa, (1) где pg - гидростатический перепад давления;

pf - перепад давления за счет сил трения;

pa - пере пад давления, обусловленный ускорением потока.

Отметим, что в затрубном пространстве движет ся только газ. Из-за его малой вязкости силой тре ния при расчете перепада p1 можно пренебречь.

Оценочные расчеты также показывают, что при движении смеси в обсадной колонне диаметром 11 15 см сила трения несущественно влияет на расчет p2 вплоть до дебитов жидкости приблизительно 1000 м3/сут. Величиной pа также часто можно пре небречь, за исключением случаев потока через огра ничительные элементы (штуцеры, предохранитель ные клапаны и др.). Таким образом, основной вклад в оценку забойного давления дает гидростатический компонент. Распределение давления в затрубном пространстве и стволе скважины описывается решением задачи (2) где h - глубина вдоль ствола скважины (измерен ная глубина);

m - плотность газожидкостной смеси, являющаяся функцией давления в точке, давления на приеме pp и других известных величин;

p=p(h) неизвестная (искомая) функция распределения давления в стволе скважины;

ql – дебит;

В – объемный коэффициент;

Rр – газовый фактор;

(h) - отклонение ствола скважины от вертикали;

g - ускорение свободного падения;

hl - глубина уров ня жидкости.

Рис. 1. Схема механизированной скважины 30 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Забойным давлением будет значение искомой функции на глубине забоя скважины h=hwf. В даль (6) нейшем будем предполагать, что cos(h)=cos и не зависит от h. где - коэффициент поверхностного натяжения Плотность потока газожидкостной смеси вычи- в системе газ-жидкость.

сляется по следующей формуле: Для снарядного режима m=Hll+(1-Hl)g, (3) где Hl - истинное объемное содержание жидко (7) сти;

l=Fww+(1-Fw)o, g, o - плотность соответ ственно жидкости, газа и нефти;

Fw - объемная где dt - наружный диаметр внутренней трубы при обводненность продукции скважины. движении в межтрубном пространстве (при расче С учетом малой плотности газа (по сравнению с тах в зонах 1 и 2 dt=0, в зоне 3 dt - внешний диаметр жидкостью) уравнение (3) можно записать в виде НКТ);

dc - внутренний диаметр трубы, в которой m=Hll. (4) движется поток (обсадная колонна).

Для определения зависимости истинного объе- При типичных значениях параметров l = много содержания жидкости чаще всего используют- 800 кг/м3, = 25 мН/м, dt = 0,07 м, dt/dc = 0,5 из ся модели двух видов: эмпирические корреляции и выражений (6) и (7) получим характерные значе псевдогомогенные механистические модели, позво- ния d=0,20 м/с для пузырькового и d=0,46 м/с ляющие учесть скольжение газа относительно жид- для снарядного режимов. В этом расчете плот кости, так называемые drift-flux модели. Для расчета ность газа считается пренебрежимо малой по параметра Hl в статье используется модель второго сравнению с плотностью нефти. В дальнейшем типа вследствие ее большей физической содержа- будем считать скорость дрейфа фаз d постоянной тельности и простоты по сравнению с эмпирически- вследствие слабой зависимости плотности жидко ми корреляциями. В литературе приводятся описа- сти от давления.

ния многих drift-flux моделей, позволяющих вычи- Дебиты qg и ql, являющиеся функциями давления слять объемное содержание жидкости как при совме- и температуры, связаны с соответствующими расхо стном течении жидкости и газа, так и при барботиро- дами фаз в поверхностных условиях следующими вании газа через неподвижную жидкость [17–23]. В соотношениями:

основе таких моделей лежит уравнение qo=qoSCBo, qg=qgSCBg, qw=qwSCBw, ql=qo+qw, (8) где qoSC, qgSC, qwSC – дебит соответственно нефти, (5) газа и воды в поверхностных условиях;

Bo=Bo(p,t), Bg=Bg(p,t), Bw=Bws(p,t) - объемный коэффициент где sg=qg/A, qg – соответственно приведенная соответственно нефти, газа и воды в термобариче скорость и дебит (расход) газа в термобарических ских условиях потока;

t - температура.

условиях расчетной точки (условия потока);

A - пло В дальнейшем будем считать, что объемные щадь поперечного сечения трубы;

Co - профильный коэффициенты Bo и Bw постоянны и не зависят от параметр;

sl=ql/A, ql – соответственно приведенная параметров p и t. Используя выражение (8), скорость и дебит жидкости в условиях потока;

d можем записать приведенные скорости в усло скорость дрейфа (проскальзывания) фаз.

виях потока как В работах разных авторов приводятся различные sg=sgSCВg, so=soSCВo, sw=swSCВw, значения Co и d. В настоящем изложении примем sl=so+sw, (9) эти величины в соответствии с методикой, предло где sgSC, soSC, swSC - приведенная скорость соот женной в работе [23]. В этой работе рассмотрен под ветственно газа, нефти и воды в поверхностных ход, позволяющий вычислять соответствующие условиях.

величины как для многофазного течения в трубе, Расходы фаз, приведенные к стандартным усло так и в межтрубном пространстве, что дает возмож виям, связаны между собой следующим образом ность использовать его для расчетов как в зонах 1 и (для зон 1 и 2):

2, так и в зоне 3 (см. рис. 1).

qg=qoSC(Rp-Rs), qwSC=qoSCFw/(1-Fw), (10) Значения скорости дрейфа и профильный пара где Rs=Rs(p,t) - газосодержание нефти (удельное метр зависят от режима потока (пузырьковый, проб количество растворенного газа) в термобарических ковый). В соответствии с работой [23] примем С0=1, условиях потока.

для всех режимов потока. Для пузырькового режима НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Для зоны 3 (затрубное пространство) соответ- где pb - давление насыщения;

CRs=RsbpSC/(pb-pSC) ствующие соотношения записываются в следую- коэффициент растворимости газа в нефти по отно щем виде: шению к давлению;

Rsb - газосодержание при давле qoSC=0, qwSC=0, qg=qoSCEsBg(Rp-Rs(pp,tp)), (11) нии насыщения.

где Es - коэффициент сепарации (доля газа, 4. При давлении, меньшем давления насыщения, направляемого в затрубное пространство). плотность нефти линейно зависит от давления Считаем, что для естественной сепарации газа Es=0,5, а для установки с газосепаратором Es=0,75. (15) Отметим, что в отличие от выражения (8) в формуле где oSC - плотность нефти в стандартных усло (11) расход газа в затрубном пространстве зависит от газосодержания не в точке расчета, а на приеме насоса виях;

- средний коэффициент при соответствующих термобарических условиях.

Именно эта нелокальная зависимость усложняет «разбухания» нефти при растворении в ней газа;

решение задачи (2). Таким образом, для нахождения Bob - объемный коэффициент нефти при давлении давления в любой точке столба газожидкостной смеси насыщения.

в затрубном пространстве hhp необходимо знать При сделанных предположениях решение зада давление на приеме насоса рр, которое зависит от чи (12) может быть получено в аналитическом распределения давления в столбе над насосом. Кроме виде. Решение имеет различный вид для зон 1, 2 и 3.

того, такая особенность задачи делает ее некоррект Для общего случая оно достаточно громоздко, поэ ной при некоторых значениях параметров системы.

тому не приводится. Представим только формулу, Некорректность возникает вследствие неоднозначно описывающую перепад давления в зоне 1 (от прие сти решения задачи (2), возможность возникновения ма насоса до динамического уровня), где происхо которой будет проиллюстрирована ниже.

дит барботирование газа через неподвижный столб Более просто может быть решена обратная к нефти, причем это возможно только в том случае, задаче (2) задача определения уровня жидкости по если давление на приеме насоса ниже давления забойному давлению насыщения.

(12) Для сокращения записи введем следующие обоз начения: pD=p/pSC, sgD=sgSCBgt /d. Первое выраже a ние – безразмерное давление, показывающее нас где h(p) - зависимость глубины от давления на колько велико давление по отношению к давлению в данном уровне.

стандартных условиях. Если принять давление в Уровень жидкости определяется как уровень, при стандартных условиях за единицу (1 атм), то безраз котором давление в стволе скважины равно затруб мерное давление численно равно обычному давле ному давлению h=h(pc). При следующих упрощаю нию. Второе выражение для sgD представляет собой щих предположениях решение задачи (12) может безразмерную приведенную скорость. При этом быть получено в аналитическом виде, численное решение уравнения (12) с начальными условиями обращение которого дает решение задачи (2):

(на приеме насоса) hp =p =hp принимает вид 1. Температура во всех точках потока постоянна и pD D равна средней (абсолютной) температуре ta.

2. Объемный коэффициент газа обратно пропор ционален давлению (13) (16) где pSC, tSC – соответственно давление и темпера тура (абсолютная) в стандартных условиях;

Za средний коэффициент сверхсжимаемости (в даль нейшем принимаем Za=0,9);

Bgt - температурный a объемный коэффициент газа.

3. В зоне 2 и на приеме насоса газосодержание Rs где hp - глубина приема насоса;

ppD - безразмерное линейно зависит от давления давление на приеме насоса. Формула (16) пригодна для расчетов как при наличии газа в затрубном простран (14) стве (sgD0), так и при его отсутствии (sgD=0).

32 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ В выражении (16) мы предполагаем, что на всем участке от hp до hl режим потока неизменен. В про тивном случае необходимо определить границы режимов потока и провести расчет для каждого участка с соответствующими ему значениями d и C0. Для дальнейшего анализа формулу (16) можно упростить, полагая, что плотность нефти незначи тельно зависит от давления. При Сp0 в формуле (16) получим (17) Подставив в уравнение (16) значение pD, соответ ствующее давлению в затрубном пространстве pcD, получим величину динамического уровня hl.

Используя выражения (10), (14), из уравнения (16) можно выразить динамический уровень как функ цию давления на приеме насоса hl=hp - (Lo + Lg), (18) где Lo – высота столба нефти над приемом насоса без свободного газа, соответствующая перепаду давления pp- pc, определямая по формуле Рис. 2. Зависимость динамического уровня от забойного, (19) давления для скв. 1 (а) и скв. 2 (б) Приобского месторож дения Lg – прирост высоты столба, вызванный наличи ставлено на рис. 2, а в виде точек 1 и 2 для расчетов ем пузырьков газа, расчитываемый следующим соответственно с учетом и без учета свободного образом газа. Забойное давление в точке 1 составляет 8,8 МПа, в точке 2 – 10,4 МПа. Таким образом, разни ца составляет 18 % по отношению к расчету, не учи тывающему влияние газа.

В некоторых случаях уточнение оценки может быть более значительным, поэтому для расчета, (20) рекомендуется использовать методы, учитывающие наличие газа. Однако в качестве быстрых оценочных расчетов можно использовать простые методы, не pc - затрубное давление;

pp - давление на приеме учитывающие наличие газа, особенно при низких насоса. значениях газового фактора и высоких значениях 2. Анализ зависимости уровня жидкости от обводненности.

давления на приеме насоса Несколько неожиданно выглядит зависимость Рассмотрим примеры расчетов с использованием динамического уровня от забойного давления, пред описанного в предыдущем разделе подхода для двух ставленная для скв. 2 (см. рис. 2, б). Ее особенностью скважин Приобского месторождения (рис. 2). является наличие участка немонотонности. Так, при Значение забойного давления получаем по снижении давления от точки a до точки b динамиче известному динамическому уровню путем числен- ский уровень увеличивается, что соответствует ного решения уравнения (18) относительно давле- отбору лишней жидкости из затрубного простран ния рр. Соответствующее решение графически пред- ства насосом аналогично соответствующему участ НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Очевидно, что немонотонность проявляется, когда ку для скв. 1. При достижении точки b в затрубное Lo с уменьшением давления снижается медленнее, пространство начинает выделяться свободный газ, это соответствует достижению на приеме насоса чем растет Lg. Известно, что скорость роста опреде давления насыщения. В рассматриваемом примере ляется производной, поэтому для сравнения таких увеличение динамического уровня за счет облегчения скоростей необходимо использовать производные столба превышает уменьшение за счет оттока жидко- этих выражений. Отметим, что при pppb увеличе сти. Такая ситуация соответствует росту высоты стол- ние высоты столба смеси за счет выделения газа ба жидкости над насосом, несмотря на снижение Lg=0 и не влияет на изменение уровня. Поэтому про давления на участке b - c. После точки с по мере даль- изводные необходимо сравнить при pp=pb. При нейшего уменьшения давления превалирующее влия- давлении на приеме насоса, близком к давлению насыщения (pppb), можно считать, что забойное ние на поведение столба жидкости оказывает отток жидкости из затрубного пространства, что соответ- давление будет выше давления насыщения, так как ствует повышению динамического уровня. обычно насос устанавливается на некотором рас При наличии немонотонности в зависимости стоянии от интервала перфорации, т.е. свободный динамического уровня от забойного давления неко- газ будет выделяться только в стволе скважины торым его значениям соответствуют несколько около приема насоса. При этом весь газ, добыва (три) значений забойного давления. Диапазон таких емый скважиной, выделится из извлекаемой нефти, значений уровня выделен на рис. 2, б закрашенной что эквивалентно Rp=Rsb. Тогда (Rp+cRs)pSC-cRspb=0 и, полосой. Например, динамическому уровню 950 м дифференцируя выражение (19) по pp, получаем соответствуют три значения забойного давления:

(21) 12,9 МПа (точка 1), 9,3 МПа (точка 2) и 11,6 МПа (точка 3). Таким образом, задача определения забой где ного давления для рассматриваемого значения динамического уровня является некорректно поста вленной из-за наличия нескольких решений. (22) В этом случае для выбора единственного значе ния из набора решений знания только глубины Немонотонность возникает, когда M1. Отме динамического уровня недостаточно. Необходима тим, что неустойчивость оценок может проявиться, дополнительная информация, в частности, можно даже если зависимость hl(pp) монотонна. Если пара использовать результаты замеров расхода газа в метр M близок к единице, то даже малая погреш ность в определении уровня жидкости hl может затрубном пространстве. Так, в точке 1 на приеме насоса свободный газ отсутствует. Соответственно привести к очень большой погрешности в определе расход газа в затрубном пространстве равен нулю, нии давления на приеме насоса за счет наличия что может быть идентифицировано прямым заме- зоны уплощения (рис. 3).

ром или проведением исследования отжима дина- Параметр М зависит от нескольких параметров, мического уровня [2, 3, 14, 15]. В точке 2, напротив, точные значения которых не всегда известны.

газ барботирует через затрубное пространство, Например, коэффициент сепарации Es обычно изве снижая плотность жидкости и уменьшая давление стен с большой степенью неопределенности. Его на приеме насоса.

Наличием немонотонной зависимости динами ческого уровня от давления можно объяснить часто наблюдаемые ситуации, при которых увеличение дебита скважины сопровождается не снижением, а подъемом динамического уровня жидкости. Про мысловые инженеры в таких случаях говорят о наличии в затрубном пространстве «пены», хотя появление истинной пены в обычных условиях весьма сомнительно.

Исследуем факторы, обусловливающие возмож ность появления немонотонности в зависимости.

Рис. 3. Неустойчивость оценок давления на приеме насо Для анализа воспользуемся выражениями (19), (20). са при параметре М 34 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ны с использованием корреляционных зави симостей или моделирования термодинамиче ского состояния углеводородной смеси. Тем не менее, выражение (21) может быть применено для вычисления характерной величины кри тического дебита.

Заключение Расчет забойного давления скважины по замерам динамического уровня требует кор ректной оценки плотности смеси в затрубном пространстве и стволе скважины. Основное влияние на плотность оказывает свободный газ, всплывающий через столб жидкости и уменьшающий ее плотность.

Рис. 4. Интервальный анализ оценки забойного давления при В работе получена аналитическая зависи наличии неопределенности в коэффициенте сепарации Es мость уровня жидкости в затрубном про странстве от забойного давления, численное характерные значения находятся в диапазоне от 0, обращение которой позволяет рассчитать забойное до 0,75. На рис. 4 приведен график интервального давление по динамическому уровню. Такой метод анализа оценки забойного давления.

дает возможность определять забойное давление по Для значения динамического уровня hl=2075 м упрощенной схеме с одновременным учетом всех диапазон изменения забойного давления составляет основных особенностей, присущих системе.

4,3 – 4,7 МПа, или 10 % среднего значения, что вполне Компьютерная реализация разработанного подхо приемлемо при проведении инженерных расчетов.

да позволяет проводить вычисления гораздо быстрее Поэтому для таких расчетов можно использовать аналогов, что делает возможным его применение при характерные значения коэффициента сепарации массовых расчетах, связанных с анализом эффектив Es=0,75 для скважины, оборудованной насосной уста ности не только отдельных скважин, но и всего их новкой с центробежным газосепаратором, и Es=0,5 в фонда. Расчет забойного давления для всего фонда противном случае. Дальнейшее уточнение оценки скважин ОАО «Юганскнефтегаз», оборудованных забойного давления требует использования дополни погружными насосами, занимает не более 10 с.

тельной информации, например данных о расходе При некоторых значениях параметров системы затрубного газа через затрубное пространство. Так, для зависимость динамического уровня от забойного приведенного примера расход газа составляет давления становится немонотонной, что приводит к м3/сут для Es=0,5, и 11300 м3/сут для Es=0,75. Таким неоднозначности и неустойчивости оценок забойного образом, расход газа существенно (40 % среднего зна давления для некоторых значений динамического чения) зависит от этого коэффициента, поэтому уровня. Неопределенность оценок, связанная с нео использование замеренного дебита газа позволяет днозначностью, неустойчивостью и ошибками в уточнить значение Es и забойного давление.

исходных данных, может быть уменьшена путем Параметры Es, d, cRs, рb в выражении (22) не использования дополнительной информации, напри зависят от технологического режима работы сква мер данных о дебите газа в затрубном пространстве.

жины. Давление рс определяется в основном давле Разработанная методика и соответствующий нием в линии и обычно составляет 1-2 МПа. Пара алгоритм используются в системе управления добы метр М для характерных для месторождений неле чей ОАО «НК «Роснефть» и представляют собой тучей нефти значений Es=0,7, d=0,2 м/с, сR =0,7 (при часть комплексного подхода к определению потен s температуре 70 °С), pb=10 МПа, A=0,01 м2 может циала и оценки эффективности работы скважин.

быть записан в виде Другими элементами системы являются методика М=0,0065 qoSC. (23) уточнения оценки забойного давления с использо Из выражения (21) видно, что наличие немоно ванием исследования отжима динамического уров тонности более вероятно для скважин с высоким ня, определение целевого забойного давления меха дебитом qoSC160 м3/сут. Параметры cR, pb зависят низированной скважины, скин-фактора скважины с s от многих факторов, в том числе от температуры в трещиной гидроразрыва. Мы надеемся осветить эти стволе скважины, и более точно могут быть оцене вопросы в наших дальнейших публикациях.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ механизированного фонда по данным измере Список литературы ний устьевого давления, динамического и ста тического уровней и давления у приема насо 1. Walker C.P. Determination of Fluid Level in Oil са. – М.: ВНИИ, 1987.

Wells by the PressureWave Echo Method, pres 13. Справочное руководство по проектирова ented at the Los Angeles Meeting. Transactions нию разработки и эксплуатации нефтяных of AIME. 1936. – October.

месторождений. Добыча нефти. – М.: Недра, 2. Walker C.P. Method of Determining Fluid Density, 1983.

Fluid Pressure and the Production Capacity of Oil 14. Alexander L.G. Pumping Well Analysis, SPE Wells/U.S. Patent 2,161,733, 1939. June 6.

paper 9535, presented at the SPE Regional 3. McCoy J.N., Podio A.L., Huddleston K.L.

Meeting, Morgantown, WV: 1980.

Acoustic Determination of Producing Bottom November 57.

hole Pressure//SPEFE (Sep. 1988), 617621 (SPE 15. Kabir C.S. and Hasan A.R. Application of Mass 14254).

Balance in Pumping Well Analysis//J. Pet. Tech. – 4. Use of Acoustic Surveys for Field Calibration of 1982. – May. 1002 10.

Surface Readout BHP Gages in ESP Installa 16. Zuber N. and Findlay J.A. Average Volumetric tions/McCoy, J.N., Podio, A.L., Rowlan, L and Gar Concentration in TwoPhase Flow Systems//J.

ret, M//SPE paper 37452, presented at the Heat Transfer, Trans, ASME. – 1965. 87, SPE/IADC Drilling Conference. – Amsterdam. The 45368.

Netherlands. 1997. March 46.

17. Wallis G.B. Onedimensional TwoPhase Flow, 5. Gipson F.W. and Swaim H.W. Designed Beam McGrawHill Book. New York. 1969.

Pumping, Proceedings of the 19th Annual South 18. Hasan A.R., Kabir C.S. and Rahman R. Predict western Petroleum Short Course, Lubbock. – ing Liquid Gradient in a Pumping Well Analysis// TX. – 1972. – April. 95.

SPE PE 1988. – February. 1139.

6. Godbey J.K. and Dimon C.A. The Automatic Liq 19. DriftFlux Modeling of Multiphase Flow in Well uid Level Monitor for Pumping Wells//J. Pet.

bores/H. Shi, J.A. Holmes, L.J. Durlovsky and et.// Tech. – 1977. 1019 24. August.

SPE paper 84228, presented at the SPE Annual 7. McCoy J.N. Determining Producing Bottomhole Technical Conference and Exhibition, Denver.

Pressures in Wells Having Gaseous Columns//J. Pet.

Colorado, 2003. October 58.

Tech. – 1978/ January. 11719.

20. Bankoff S.G. A Variable Density SingleFluid 8. Tarrillion M.J. An Empirical Investigation of Model for TwoPhase Flow With Particular Ref Gradient Correction Factor Correlations for Liq erence to SteamWater Flow//J. Heat Transfer. – uid Columns Containing Gas Bubbles, MS thesis, 1960. 82, 26571.

U. of Texas, Austin (Aug. 1978);

faculty advisor:

21. Harmathy T.Z. Velocity of Large Drops and A.L. Podio.

Bubbles in Media of Infinite or Restricted 9. Podio A.L., Tarrillion M.J. and Roberts E.T. Lab Extent//AIChE J. – 1960. 6, 281.

oratory Work Improves Calculations//Oil and Gas 22. White E.T. and Beardmore R.H. Velocity of J. – 1980. August 25. 13746.

Rise of Simple Cylindrical Air Bubbles Through 10. Brownscombe E.R. Afterflows and Buildup Liquid Contained in Vertical Tubes//Chem. Eng.

Interpretation, SPE paper 8354 presented at the Sci. – 1962. 17, 35161.

54th Annual Fall Techn. Conference and Exhibi 23. Kabir C.S. and Hasan A.R. Twophase Flow tion of SPE, Las Vegas, Nevada, 1979. Septem Correlations as Applied to Pumping Well Test ber 2328.

ing//SPE paper 21728 presented at the Produc 11. Hasan A.R. and Kabir C.S. Determining Bot tion Operations Symposium. Oklahoma City. – tomhole Pressures in Pumping Wells//SPEJ. – Oklahoma. 1991. April 79.

1985/ December. 823 38.

12. Временное руководство по определению забойного и пластового давления в скважинах 36 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА © Коллектив авторов, УДК 622.245. Моделирование теплового поля в скважине после перфорации В.А. Байков, И.Б. Васильев, О.В. Емченко (ООО «ЮНГ – НТЦ Уфа»), С.А. Маякова (УГАТУ) Введение ко при повторных прострелах происходило точно такое же нагревание жидкости, а это уже невозмож После перфорации обсадной колонны происхо но объяснить с помощью предложенной гипотезы.

дит значительный нагрев жидкости внутри скважи В то же время ударная волна способна осуществить ны симметрично в обе стороны от участка перфора такой нагрев.

ции на расстояние около 15-30 м. На рис. 1 приведе ны термограммы, построенные по результатам Процессы, протекающие после взрыва взрыв испытания скважины. чатого вещества в обсадной колонне. Схема реше ния задачи Попытки объяснить такой большой интервал нагрева с помощью теплопроводности не дали Тепловые процессы, протекающие в трубе после результата. Высказывалась гипотеза о том, что при перфорации, описываются простой схемой.

взрыве происходит снятие напряжения деформации 1. Внутри взрывчатого вещества (ВВ) возникает пород в заколонном пространстве с выделением детонационная волна, которая, выходя на поверх большого количества энергии, приводящей к нагре- ность, создает первую ударную волну в среде, запол ву обсадной колонны и жидкости внутри нее. Одна- няющей обсадную колонну (Я.Б. Зельдович, А.С. Компанеец, 1955 г.). Фронт ударной волны рас — пространяется со скоростью Ufr. Ударная волна отрывается от поверхности газового пузырька, образовавшегося в результате взрыва ВВ. Взрывная полость с продуктами детонации расширяется с — удельной массовой скоростью V (рис. 2).

Взрывчатое превращение происходит в узкой зоне, примыкающей к фронту детонационной волны, вызывающей взрыв ВВ. За фронтом детона ционной волны параметры продуктов взрыва (давление, температура и плотность вещества) скач кообразно повышаются. Расширяющиеся продукты взрыва являются рабочей средой, совершающей работу. При подводном взрыве энергия, выделивша яся в результате детонации заряда ВВ, распределяет ся между продуктами детонации и ударной волной.

2. Полость с продуктами детонации продолжает Рис. 1. Результаты испытания скважины:

расширяться, на ее поверхности возникают вторич 1, 2 – температура в пласте соответственно до и после пер ные ударные волны, которые, достигая первую, форации;

3 – разностная кривая, характеризующая измене ние поля температур в результате перфорации передают ей энергию (рис. 3).

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА 3. Газовый пузырек, расширяясь, достигает мак симальных размеров. Газовая полость начинает «схлопываться» и всплывает под действием архиме довых сил, которые начинают проявляться лишь к моменту схлопывания полости. Первичная ударная волна продолжает распространяться по трубе в обе стороны от точки взрыва. Ее амплитуда быстро затухает, так как волна не накачивается энергией (рис. 4).

Рис. 2. Схема движения детонационной волны и порож денной ею ударной волны к моменту времени t0 вско ре после взрыва:

z – глубина (z=0 – точка взрыва);

R(t) – радиус газовой поло сти;

rfr(t) – расстояние от центра взрыва до фронта ударной волны Рис. 4. Схема зоны нагрева, образовавшейся в результа те прохождения ударной волны и пульсации разогрето го газового пузырька:

Т – температура стенок обсадной колонны Перед фронтом ударной волны по-прежнему находится невозмущенная среда с параметрами Т0, р0, за его пределами все параметры изменяются скачкообразно. Давление и плотность между фрон том ударной волны и поверхностью «поршня»

существенно превышают соответствующие параме тры невозмущенной среды, поэтому скорость звука в зоне между фронтом ударной волны и «поршнем»

больше, чем в невозмущенной среде. Следовательно, все вторичные волны, создаваемые «поршнем», при расширении будут перемещаться в зоне повышен ного давления, догоняя фронт первичной волны и Рис. 3. Схема распространения вторичной ударной подкачивая первичную волну энергией. Этот про волны (а) и нагрева стенок обсадной колонны (б):

цесс определяется временем существования газово Тср, Тв, Тг – температура соответственно среды, воды и газа го пузырька, созданного продуктами детонации.

Следовательно, пока продукты детонации расширя Внутренняя энергия продуктов детонации в про ются, ударная волна накачивается энергией от рас цессе расширения полости до r=Rmax в случае сфе ширяющегося «поршня», как только пузырек «схло рического взрыва трансформируется только в пнется», подкачка ударной волны от «поршня»

потенциальную энергию жидкости. В рассматривае закончится и ударная волна, растрачивая энергию, мом случае, когда радиус цилиндра меньше Rmax, постепенно затухнет (или при выходе из воды в характерного для пульсирующей взрывной полости, атмосферу преобразуется в звуковую волну).

внутренняя энергия продуктов детонации передает ся также поверхности цилиндра, внутри которого Очевидно, во время такого накачивания в зоне происходит взрыв. Процесс распределения энергии повышенного давления (а также плотности и тем носит динамический характер, а взрывная полость пературы), располагающейся между «поршнем» и играет роль поршня в формировании взрывной фронтом ударной волны, происходят необратимые ударной волны. процессы рассеяния механической (кинетической и 38 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА потенциальной) энергии, связанные с затуханием условиях газ можно считать практически идеальным, ударной волны. В результате после прохождения следовательно, температуру можно определить из ударной волны температура среды повысится. формулы = (i/2) vRT, Таким образом, происходящие при взрыве про цессы сводятся к возникновению детонационной где v - количество молей вещества.

волны, созданию ударных волн и разогреву стенок В результате получаем Т600 К.

обсадной колонны. Оценим время, за которое архимедова сила пога Предварительные оценки сит скорость газового пузырька (при его распро Очевидно, подобная постановка задачи требует странении против направления этой силы вниз по ее численного решения, поэтому проведем предва- трубе), т.е. время, за которое архимедова сила не рительный расчет параметров процесса. вносит существенных искажений в симметричность Распространение сильных ударных волн от решаемой задачи. Исходя из элементарных рассуж «точечного» источника подчиняется некоторому дений, к решению этой задачи можно применить закону подобия, т.е. при изменении, например, ради- закон сохранения импульса в его простейшей вариа уса образующейся при взрыве сферической ударной ции, тогда для времени гашения скорости газового пузырька получим следующую оценку: t10-1 с.

волны распределение всех газодинамических харак теристик внутри волны остается тем же самым, если Предварительные выводы принять соответствующие величины на фронте за Минимальное время действия архимедовой силы единицы измерения. t на порядок больше времени действия ударной Рассмотрим взрыв с выделением энергии. Пред- волны, значит вклад архимедовой силы в асимме положим, что среда, в которой происходит распро- трию формы температурной кривой несущественен.

странение ударной волны, изотропная, идеальная, За время действия ударной волны аномальный имеющая плотность. Опуская промежуточные нагрев стенок за счет теплообмена между детона выкладки, сделаем предварительные оценки для ционным газом (при температуре газового пузырь радиуса пульсации взрывной полости r=Rmax, харак- ка 600 К) и внутренней поверхностью скважины терного времени действия ударной волны до ее невозможен, следовательно, аномальный нагрев сте перехода в звуковую. нок скважины осуществляется за счет энергии удар По экспериментальным данным один заряд гек- ной волны.

согена массой 0,2 кг при взрыве выделяет 105 Дж Расчет тепловых полей энергии. Будем считать, что взрыв происходит в Современные вычислительные возможности цилиндрической трубе радиусом R=10 см, заполнен- позволяют решить задачу о генерации и распростра ной водой плотностью =1000 кг/м3, постоянная нении ударной волны при перфорации в полной адиабаты для воды =1,62;

амплитуда радиуса пуль- постановке. Однако расчет волнового поля даже в сации взрывной полости на глубине 100 м равна ближней зоне взрыва детонатора (порядка 103 Rзар) 10-1 м;

расстояние, на которое распространяется осложняется из-за непростых проблем, связанных с газовый пузырь за время действия ударной волны в разным масштабом характерного времени основ трубе, составляет 17 м;

время действия ударной ных процессов, протекающих в продуктах детона волны для рассматриваемых условий 7,410-3 с. ции, а также характерных времени изменения гра Температуру в газовом пузырьке оценим из общих ницы межфазного раздела (взрывной полости в принципов. целом) и формирования ударной волны [1].

Примем во внимание характерную экспоненциаль- Для решения задачи воспользуемся моделью ную (в окрестности фронта) форму ударной волны, Кирквуда – Бете, которая рассматривает процесс как генерируемой в жидкости в результате взрыва, и рас- две независимые задачи (рис. 5):

смотрим так называемое «пиковое» приближение, т.е.

- динамика взрывной полости, уравнение кото динамику энтальпии на стенке взрывной полости рой выводится и анализируется независимо от вол будем также рассматривать в виде экспоненциального нового поля;

затухания. При температуре детонации молекулы - расчет формирования ударной волны на базе газообразной смеси продуктов взрыва распадаются до возмущений, которые в каждый момент времени отдельных ионов с числом степеней свободы при генерируются этой полостью.

существующих скоростях i=3. В рассматриваемых НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА 5) определение теплопередачи и тепловых полей в жидкости внутри обсадной колонны после окон чания процессов, связанных с перфорацией (нагрев жидкости стенками обсадной трубы) [3, 4].

Отметим, что диссипация энергии в заколонной среде в данной модели не рассматривается. Решение сводится к задаче о распространении ударной волны в пористых средах, для решения которой необходи мы дополнительные данные о температурных полях при перфорации в средах с различной пористостью для разных видов перфораторов.


На рис. 6 приведены полученное по результатам моделирования изменение температуры и экспери ментальная зависимость температуры от расстоя Рис. 5. Схема распространения детонационной и удар ния от зоны перфорации.

ной волн:

Тзаряда – температура заряда Выводы 1. Построенная на основе теории ударных волн модель распределения теплового поля в скважине после пер форации адекватно описывает ано мально большие интервалы нагрева обсадной колонны и флюида внутри нее.

2. Нагрев стенок колонны осущест вляется ударной волной, распростра няющейся во флюиде.

Рис. 6. Распределение температуры в скважине, полученное в результате 3. Результаты расчетов показали, моделирования (а), и фактическое (б):

что разница в нагреве стенки за счет 1 замер в скв. 69 Аблаевская до перфорации;

29 –после перфорации с интервалом 30 мин прохождения внутри колонны газа или воды очень велика, нагрев стенки Методика расчета температурных полей после газом составляет всего около 3 % нагрева стенок перфорации включала:

водой.

1) расчет параметров детонационной полости, в том числе энергетических характеристик продуктов детонации, а следовательно, температуры газового пузырька;

размеров полости (на основании уравне- Список литературы ния пульсации цилиндрической оболочки);

1. Кедринский В.К. Гидродинамика взрыва. Экс 2) определение параметров ударной волны (с перимент и модели. Новосибирск: Издво СО использованием модели Кирквуда – Бете [1, 2] для РАН, 2000. – 435 с.

ударной волны в жидкости);

2. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в 3) вычисление теплопередачи и температуры стенок механике. – М.: Наука, 1981. – 448 с.

обсадной колонны после прохождения ударной волны;

3. Самарский А.А. Введение в теорию разност ных схем. – М.: Наука, 1971. – 526 с.

4) расчет теплопередачи и температуры стенок 4. Ши Д. Численные методы в задачах теплооб обсадной колонны при пульсации продуктов дето мена. Пер. с англ. – М.: Мир, 1988. – 544 с.

нации [3, 4];

40 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ © А.Г. Пасынков, И.М. Згоба, В.А. Байков, УДК 681.518:622. Концепция построения информационно аналитической системы нефтепромыслов в ОАО «Юганскнефтегаз»

А.Г. Пасынков, И.М. Згоба (ОАО «Юганскнефтегаз»), В.А. Байков (ООО «ЮНГНТЦ Уфа») Введение является создание единого информационного пространства ОАО «Юганскнефтегаз».

В настоящее время ОАО «Юганскнефтегаз»

является территориально распределенной организа- История создания информационно-аналитиче ционной единицей. На 01.05.06 г. действующий ской системы нефтепромыслов ОАО «Юганск фонд включает 7382 добывающие и 2832 нагнета- нефтегаз»

тельные скважины. Работы по созданию информационно-аналити Эффективной добыче предшествует глубокий ческой системы ОАО «Юганскнефтегаз» были и всесторонний анализ истории и текущего начаты в 2000 г. В процессе создания в первую оче состояния разработки, проектных технологиче- редь ставилась задача формирования базы дан ских документов. Основой такого анализа ных, хранящей первичную информацию о работе является точная, полная и своевременная инфор- скважин. Только после ее создания появляется мация. Поскольку процесс добычи непрерывен, возможность внедрения программного обеспече вся характеризующая его информация также ния для автоматизации производственных про неразрывна. Задачи, стоящие перед ОАО «Юган- цессов:

скнефтегаз» - повышение уровня добычи, выпол- а) контроля разработки:

нение проектных решений, условий лицензион 1) формирования ежемесячных, ежекварталь ных соглашений, снижение рисков и издержек ных, ежегодных отчетов по показателям разра производства - обусловливают необходимость ботки;

обеспечения бизнеса информацией при принятии 2) формирования технологического режима управленческих решений. Таким образом, инфор работы скважин;

мация становится ключевым фактором успешной 3) построения геологических карт;

работы.

б) подбора вариантов проведения геолого-техни Для сбора, хранения, выдачи по требованию ческих мероприятий (ГТМ);

любой информации по работе ОАО «Юганскнеф в) прогнозирования ключевых технологических и тегаз» в прошлом и настоящем, а также для прог экономических показателей работы ОАО «Юганск ноза основных производственных показателей нефтегаз».

могут использоваться компьютерные системы.

Такая база данных была создана и получила наз При этом радикально сокращается время на поиск вание «Роснефть-Добыча». В табл. 1 приведены информации. Специалисты превращаются из основные этапы ее внедрения, а также число пользо архивариусов в работников интеллектуального труда. Необходимым условием такой работы вателей на 01.05.06 г.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Таблица Год Программное обеспечение Наз начение Число пользователей начала завершения внедрения внедрения Формирование ежемесячных, ежеквартальных, ежегодных отчетов по « OilInfoSystem» 2000 2002 показателям разработки Сбор первичной информации о работе скважин (замеры дебитов, уровней, давлений и др.). Формирование технологического режима « Роснефть-Добыча. Техрежим 2004. Развитие работы добывающих и нагнетательных скважин, расчет добычного 2003 скважин » продолжается потенциала. Подготовка информации к оперативному анализу показателей разработки Сбор первичной информации о работе скважин, наземного « Роснефть-Добыча. Цеховая 2006. Развитие 2005 технологического оборудования. Подготовка информации к Диспетчерская Система» продолжается оперативному анализу Анализ разработки нефтяных месторождений, создание 2006. Развитие « Геология и Добыча » 2005 регламентных отчетных документов продолжается В основу работы программного обеспечения «Рос- - предприятия, выполняющие исследования в нефть-Добыча» положены следующие принципы: скважинах;

- порядок сбора и ввода информации в базу дан- - предприятия, осуществляющие ремонт техно ных основывается на утвержденных руководящих логического оборудования;

документах;

- химико-аналитические лаборатории ЦППН.

- программное и аппаратное обеспечение ориен- Для поддержания базы данных «Роснефть-Добы тировано на ввод информации непосредственно на ча» в актуальном состоянии привлечены предприя месте ее возникновения;

тия, оказывающие услуги ОАО «Юганскнефтегаз».

- везде, где это возможно, организована связь с Соответствующее условие закреплено договорными АСУ ТП. отношениями. Разработаны и утверждены руково дящие документы, устанавливающие ответствен Проблемы, которые были решены в процессе ность служб ОАО «Юганскнефтегаз» за выполнение внедрения, имели в основном организационный данного условия. В табл. 2 представлен анализ влия характер:

ния результатов внедрения программного обеспече - перестройка мышления руководителей всех ния «Роснефть-Добыча» на производственные про уровней управления и рядовых сотрудников;

цессы нефтедобычи.

- первичное информационное наполнение базы В настоящее время пользователями базы данных данных (проверка и ввод архивной производствен «Роснефть-Добыча» ОАО «Юганскнефтегаз» делает ной информации);

- разработка и ввод в действие руководящих документов по поддержанию базы данных в акту альном состоянии. Таблица Решение с использованием ПО Текущее состояние выполнения производ- Проблема «Роснефть-Добыча»

ственных процессов. Результаты внедрения Использование принципа «одной точки ввода». Использование единого источника Несогласованность информации, В настоящее время движение информации через информации — базы данных «Роснефть предоставляемой различными Добыча». Использование унифицированных все основные производственные процессы нефтедо- службами алгоритмов подготовки информации к бычи (промысловая информация, изменение кон- анализу Установка ПО «Роснефть-Добыча» и струкции и технического состояния скважин в подключение к единому источнику Зависимость от лиц, владеющих информации — базе данных. Движение результате текущего и капитального ремонтов сква- информацией (задержки при информации, помещенной в базу данных, передаче) жин (ТКРС), исследования в скважинах, монито- уже не зависит от специалистов, разместивших ее ринг работы скважинного и наземного технологиче Ошибки при передаче информации Использование ПО «Роснефть-Добыча»

ского оборудования) в основном автоматизировано. от ее владельца к потребителю исключает возникновение ошибок Сбор исходной информации вручную Главными источниками производственной инфор- занимает время, при этом Использование ПО «Роснефть-Добыча», подключение к единому источнику задействуются лицо, которое ищет, и мации являются:

лицо, которое предоставляет информации — базе данных - АСУ ТП;

информацию (трудоемкость) Со временем вероятность утраты Информация, размещенная в базе данных - геологические службы и технологические служ- информации увеличивается «Роснефть-Добыча» хранится вечно бы производственных цехов;

42 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Таблица 3 ся упор на развитие средств подготовки информа Решение с использованием ПО ции к анализу. В табл. 3 перечислены возможности Производственная задача «Роснефть-Добыча»

Расчет суточных добычи и закачки;

решения этой задачи ПО «Роснефть-Добыча».

мониторинг работы скважин, находящихся на Специалисты ОАО «Юганскнефтегаз» получают выводе в режим и в периодическом режиме эксплуатации;

мониторинг тенденций возможность выделять больше производственного Мониторинг работы изменения основных производственных технологического оборудования времени творческому анализу информации, а не ее показателей, построение рейтингов (выявление лучших и худших) поиску и приведению к удобной для анализа технологических объектов — скважин, кустов, объектов учета форме.


Расчет потерь по добыче и закачке, Учет и анализ причин потерь На рисунке приведена обобщенная функцио выявление их источников и причин Оперативный мониторинг Отчеты по проведению планово нальная модель технологического процесса фор ремонтных работ в скважинах предупредительных ремонтов Экспресс-оценка мирования базы данных «Роснефть-Добыча».

Расчет балансов объемов добычи и закачки энергетического состояния Информационная модель базы данных «Рос пласта Формирование технологических режимов нефть-Добыча»

Формирование технологического работы добывающих и нагнетательных режима работы скважин скважин Эта модель ориентирована на решение конкрет Формирование регламентных Формирование ежемесячных, ных производственных задач и включает следую отчетов установленной формы по ежеквартальных, ежегодных отчетов по показателям разработки показателям разработки щие разделы:

Подбор вариантов проведения Построение геологических карт, профилей ГТМ - промысловая информация;

- движение фонда скважин;

Функциональная модель технологического процесса формирования базы данных «РоснефтьДобыча»

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Таблица - результаты гидродинамических исследований Проект Комментарий в скважинах;

Использование данных технологических режимов Внедрение новых подсистем работы скважин и результатов мониторинга - результаты геофизических исследований сква «Геология и Добыча» выполнения ГТМ для контроля эффективности жин (ГИС) по контролю разработки;

разработки Расширение функций подготовки информации к - физико-химические свойства пластовых флю- анализу для руководителей высших уровней управления. Мониторинг движения бригад ТКРС, идов и добываемой воды;

Внедрение новых подсистем мониторинг выполнения ТКРС. Прогнозирование и - запланированные и фактически выполненные «Роснефть-Добыча. Цеховая расчет фактических потерь по отключению Диспетчерская Система» электроэнергии. Мониторинг двухчасовой и ремонтные работы в скважинах;

суточной добычи жидкости, нефти и сдачи нефти.

Мониторинг порывов трубопроводов (нефтесбор, - конструкция скважины;

водовод, газопровод) Внедрение интегрированного Интеграция программного обеспечения различных - глубиннонасосное оборудование и режим его рабочего места инженера- производителей в единый программный комплекс работы;

нефтяника для контроля эффективности разработки Прогнозирование добычи - технологические объекты нефтесбора, ППД, продукции энергопотребления и режим их работы;

Формирование документов: «Текущее состояние Проектная документация месторождений», «Паспорт месторождения», - технологический режим работы скважин;

«Планирование добычи»

- утвержденные показатели по добыче и закач ке.

Адекватность информационной модели пред- - сократилось время реакции на нештатные метной области и ее полнота определяют эффектив ситуации;

ность эксплуатации программного обеспечения.

- снизилось число рутинных операций при под Развитие информационно-аналитической готовке информации к анализу.

системы «Роснефть-Добыча» в ОАО «Юганск Создание базы данных информационно-анали нефтегаз» в 2006 г.

тической системы «Роснефть-Добыча» сделало воз В 2006 г. перед ОАО «Юганскнефтегаз» стоят задачи более эффективного использования уже можным использование программного обеспечения имеющейся информации, накопленной в базе дан- для подбора вариантов проведения ГТМ, прогнози ных «Роснефть-Добыча», и включение новых произ- рования технологических показателей работы сква водственных процессов в единое информационное жин, энергетического состояния пласта.

пространство.

Программное обеспечение и информационную В табл. 4 приведены проекты, планируемые к реа модель базы данных «Роснефть-Добыча» целесооб лизации в 2006 г. по программе научно-исследова разно использовать в основе линейки программно тельских работ.

го обеспечения и баз данных для всех нефтедобы Заключение вающих подразделений ОАО «НК «Роснефть» при Цель внедрения ПО «Роснефть-Добыча» в ОАО «Юганскнефтегаз» в основном достигнута: решении задач оперативного и тактического упра - сделан шаг на пути к исключению несогласован- вления производственными процессами;

монито ности информации, предоставляемой различными ринга текущего состояния разработки;

подбора службами;

вариантов проведения ГТМ, мониторинга их выпол - упростился контроль работы специалистов всех нения и оценки эффективности;

прогнозирования уровней управления;

уровней добычи.

44 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ © Коллектив авторов, УДК 681. Информационные системы сбора и обработки геологопромысловых данных О.Ю. Тальянов, М.А. Нечухаев (ОАО «Юганскнефтегаз») В.А. Байков, Р.М. Галеев (ООО «ЮНГНТЦ Уфа») Введение При эксплуатации залежей нефти важную роль отводят контролю процесса разработки. От правиль но построенной системы контроля зависит получе ние высокого коэффициента извлечения нефти (КИН). Особое значение эта проблема приобретает в настоящее время, когда большинство месторожде ний находится на поздней стадии разработки, а вновь разрабатываемые залежи содержат трудноиз влекаемые запасы нефти. Задачи эффективного мониторинга разработки нефтяных месторождений не могут быть решены без развития математической и программной базы для оценки текущего состояния разработки пласта и принятия решений по проведе Рис. 1. Информационные системы сбора и обработки нию геолого-технических мероприятий (ГТМ), соз нефтепромысловой информации в ОАО «Юганскнефте дания компьютерных технологий анализа, контроля газ»

и управления процессами разработки.

Информационные системы нефтепромысла Рассматриваемая схема сбора и обработки ОАО «Юганскнефтегаз»

информации в цехах добычи нефти и газа ОАО Основой для эффективного мониторинга разра «Юганскнефтегаз» состоит из цеховой диспетчер ботки месторождений является создание информа ской системы (ЦДС), предназначенной для опера ционных систем сбора и обработки первичной неф тивных и технологических служб, и программных тепромысловой информации. К основным требова комплексов «Шахматка» и «Техрежим», используе ниям, предъявляемым к информационным систе мых геологами и технологами цехов. ЦДС осущест мам уровня промысла, относятся:

вляет автоматизацию сбора, контроля и обработки 1) непротиворечивость информации: организа оперативной отчетной информации по скважинам, ция одной «точки» ввода информации, устранение площадным технологическим объектам с уровня дублирования ввода данных;

цехов, интеграцию с телемеханикой, создание базы 2) интеграция систем для геологических, техно данных оперативной информации. Программные логических и оперативных служб;

комплексы «Шахматка», «Техрежим» служат для 3) обеспечение оперативности поступления дан автоматизированного формирования технологиче ных с уровня цеха;

ских режимов, расчета потенциального дебита и 4) удобный, «дружественный» интерфейс;

забойного давления, ведения электронной шахмат 5) создание базы данных оперативной инфор ки по скважине.

мации.

Схема работает следующим образом. Из систем В настоящее время в ОАО «Юганскнефтегаз» реа телемеханики события (запуски-остановки) и заме лизована схема информационных систем (рис. 1) с ры по скважинам автоматически поступают в реаль собственными информационными разработками, ном режиме времени в ЦДС, где проходят предвари удовлетворяющими указанные требования.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ тельную обработку. Далее диспетчером и техноло гом цеха формируются оперативные ежесуточные отчеты в программном комплексе ЦДС. В ЦИТС ОАО «Юганскнефтегаз» поступают в реальном режиме времени автоматически сгенерированные консолидированные оперативные формы отчетно сти по подразделениям. В ЦДС реализована функ ция утверждения данных или «закрытия суток», предназначенная для контроля изменений в опера тивной базе данных. Важно отметить, что благодаря высокому уровню автоматизации системами теле механики технологических объектов ОАО «Юган скнефтегаз» можно, например, определять ежесу точные, внутрисменные потери нефти по скважи нам с точностью до 1 мин. В ЦДС реализованы двух Рис. 2. Развитие технологий в информационных систе часовые формы отчетности (двухчасовки) по техно мах ОАО «Юганскнефтегаз»

логическим объектам (КНС, ДНС, ППН). Затем информация поступает в электронную «Шахматку»

2. Конструктор входных форм, предназначенный по нефтяным и нагнетательным скважинам, устано для визуального создания форм ввода и введения в вленную в химико-аналитических лабораториях, систему учета дополнительных производственных сервисных организациях и цехах добычи нефти и показателей с условиями проверки корректности.

газа, где утверждаются еженедельные замеры, кото 3. Конструктор отчетных документов, используе рые впоследствии используются при расчетах техно мый для визуального построения форм отчетных логических режимов работы скважин.

документов, анализа данных с применением различ Существуют различные удобные для специали ных представлений, в том числе ретроспективных.

стов представления «Шахматки»: как по одной сква 4. Вводные и отчетные формы – организация жине, так и по списку скважин. В программном ком ввода данных в установленные формы, автоматиче плексе «Техрежим» на основе данных электронной ская консолидация отчетных форм по подразделе «Шахматки», кроме режимных показателей, рассчи ниям.

тываются забойное давление и потенциальный дебит, формируются списки скважин, рекомендо Заключение ванных для проведения ГТМ.

Рассматриваемые системы (в частности ЦДС) Данные информационные системы имеют сле относят к классу MES систем (Manufacturing Execut дующие преимущества.

ing Systems), интегрированных с системами телеме 1. Собственная, развиваемая разработка, ханики и предназначенных для удовлетворения настраиваемая под нужды специалистов цехов, потребностей производственных подразделений.

объединения.

Данные инструменты служат для повышения 2. Быстрое внедрение и тиражирование передо эффективности работы производственных подраз вых инженерных методик расчета забойного давле делений путем исключения дублирования ввода ния, потенциального дебита и др.

информации, рутинных операций, интеграции 3. Автоматическая генерация консолидирован систем, возможности ретроспективного анализа ных форм отчетных документов.

оперативной базы данных, автоматической консо 4. Создание оперативной базы данных, готовой лидации отчетных форм, организации прозрачного для оперативного анализа информации.

доступа к информации для специалистов и руково 5. Использование новейших информационных дителей оперативных, технологических и геологиче технологий (Oracle, Microsoft.NET).

ских служб ОАО «Юганскнефтегаз».

Развитие программных комплексов уровня цеха с В ОАО «НК «Роснефть» принято решение о рас точки зрения информационных технологий приве пространении во всех дочерних обществах успеш дено на рис. 2.

ного опыта ОАО «Юганскнефтегаз» в области мони Для более эффективного и оперативного реше торинга разработки месторождений. Одной из при ния текущих производственных задач на основе оритетных задач в 2006 г. являются также тиражиро ЦДС разработана технология визуального постро вание информационных систем сбора информации ения отчетных документов, в которую входят сле с уровня промыслов и доставка оперативных баз дующие компоненты.

данных в неизменном виде в компанию для получе 1. Интерфейс доступа к базам данных – организа ния точного и объективного представления о теку ция извлечения требуемых показателей из опера щем состоянии разработки месторождений.

тивных баз данных, интеграция со смежными систе мами.

46 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ © Д.Е. Куликов, УДК 681. Интеграция АСУ ТП с информационными системами ОАО «Юганскнефтегаз»

Д.Е. Куликов (ОАО «Юганскнефтегаз») Введение на первоисточнике возникновения данных. Для производственных процессов таким первоисточни Желание любого руководителя получить про ком являются системы АСУ ТП отдельных площад граммный продукт, который способен контролиро ных объектов и SCADA-системы (диспетчерский вать и управлять любым процессом, строить отчет контроль и управление большим числом распреде ность в разрезе любой аналитики и предлагать опти ленных объектов нефтедобычи) с присущим им раз мальные решения возникающих задач - от сугубо нообразием датчиков, контроллеров, управляющих производственных до кадровых и связанных со сигналов. Далее эти сигналы должны интерпретиро стратегическим планированием. Естественно, чем ваться в значение параметров в оперативных базах больше источников поступления информации, данных, визуализироваться в SCADA-системах. По объектов жизнедеятельности предприятия, проте этим данным должны приниматься оперативные кающих процессов, тем сложнее выстроить единое решения с помощью MES-систем (manufacturing информационное поле, пусть даже не с единой базой executing system), систем оперативного управления данных, но интегрированных между собой продук производством реального времени. Далее данные тов, имеющих единую точку входа, исключающих агрегируются в корпоративной информационной многочисленные дублирующие интерпретации системе (КИС), предназначенной для более широко одного и того же параметра. Для каждого уровня го круга пользователей. С помощью этих агрегиро принятия решений должен быть свой набор про ванных данных строится более глубокий, разверну граммных продуктов либо модулей, базирующийся тый во времени анализ деятельности предприятия, принимаются тактические решения руководителя ми служб. Из КИС данные экспортируются в систе му поддержки принятия решений в виде ключевых показателей эффективности (KPI) и сбалансирован ных между собой показателей (BSC), на основе кото рых можно принимать долгосрочные стратегиче ские решения.

Системы автоматизации ТП ОАО «Юганск нефтегаз»

В основе всей пирамиды управления производ ством лежит система автоматизации предприятия, а точнее многообразие этих систем (рис. 1). Каж Рис. 1. Система автоматизации ТП ОАО «Юганскнефтегаз»

дый автоматизируемый объект требует особого НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ элементов необходимо было применить программное подхода, и создать единое решение для всех пло обеспечение (ПО) и промышленные программируе щадных или кустовых объектов и тем более реали мые логические контроллеры (ПЛК) исключительной зовать единовременно это решение для всех надежности и отказоустойчивости. В результате про объектов не представляется возможным. В реаль веденного тендера между различными решениями ности на таком крупном нефтегазодобывающем был разработан проект, предусматривающий в каче предприятии, как ОАО «Юганскнефтегаз», функ стве программного обеспечения применение пакета ционируют три поколения систем автоматизации, программ InTouch фирмы Wonder Ware (США) – начиная от объектов, выполненных на релейной мирового лидера в производстве и инсталляциях АСУ защите разработок 70-х годов прошлого века, ТП реального времени.

локальных систем автоматизации, выполненных, как правило, на отечественной ресурсной базе и до При выборе аппаратной базы были признаны современных распределенных комплексов, выпол- оптимальными и применены промышленные про ненных в соответствии с разработанной концеп- граммируемые логические контроллеры семейства цией автоматизации производственных процес- SCADA PACK фирмы Control Microsystems (Канада) сов. При этом, хотя систем первого поколения и DIRECT LOGIC производства фирмы TOYO (Япо осталось не более 1 % и используются они на ния). В дальнейшем, в процессе эксплуатации дан некритичных объектах, не требующих контроля ный выбор был полностью оправдан. Все компонен многочисленных параметров и позволяющих ты системы показали свою исключительную надеж работать в локальном режиме, данные объекты ность. Заложенный в них потенциал не исчерпан до также должны были быть прописаны в едином сих пор и позволяет на ближайшие годы быть уве информационном поле. Основной задачей инте- ренным в выполнении всех новых требований. За грации всех объектов в единую информационную время эксплуатации Приобского месторождения систему был выбор единой SCADA-платформы и при помощи данного решения была проведена авто соответствующей базы данных, которые позволя- матизация всех кустовых объектов, подключены к ют учитывать все ограничивающие факторы, системе два ЦППН, автоматизированы системы такие как местами слабые и зашумленные каналы контроля и управления трубопроводами. Однако передачи данных, возможность работы со многи- наряду с достоинствами имеется ряд факторов, не ми протоколами, надежность и при этом невысо- позволяющих экстраполировать это решение на все кую стоимость владения. Такой единой SCADA- месторождения ОАО «Юганскнефтегаз». Работа в системой была выбрана система «Телескоп +», и к режиме реального времени предъявляет высокие 2000 г. любой автоматизируемый объект был опи- требования к качеству каналов передачи данных;

сан в этой системе и соответственно мог контро- необходимость лицензирования каждого дополни лироваться с единой диспетчерской и управляться тельного рабочего места и каждого подключения к по разрешенным параметрам. серверу, высокая стоимость оборудования при уве личении числа подключаемых объектов и датчиков Однако при всех описанных преимуществах дан делают экономически неэффективным разворачи ной системы в 2000 г. разработка Приобского место вание данной системы на старых месторождениях.

рождения предъявила новые требования к обеспече нию контроля и управлению технологическими пара- Таким образом, решив проблему с выбором метрами. Исходя из исключительной значимости системы автоматизации для ключевого объекта, объектов нефтедобычи месторождения для ОАО ОАО «Юганскнефтегаз» столкнулось с другой про «Юганскнефтегаз», а также из нестандартной схемы блемой - разрывом единой базы данных диспетчер разбуривания кустовых площадок, завышенных эко- ской SCADA-системы. Все объекты старых место логических требований, при проектировании системы рождений связаны системой «Телескоп+», при этом автоматизированного контроля было принято реше- по мере развития правого берега Приобского место ние создать диспетчерскую SCADA-систему, работаю- рождения все большее число объектов стало описы щую в масштабе реального времени, что дает возмож- ваться в несвязанной с ней системе In Touch. Вре ность посекундно контролировать все объекты систе- менное решение проблемы было найдено в созда мы. При этом в системе в качестве составляющих ее нии Intranet портала, объединяющего Web-ресурсы 48 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ дающих изготовление продукции, ведение плановой этих двух систем. В результате любой пользователь и отчетной цеховой документации.

мог получить контроль параметров любого объекта независимо от своего месторасположения и описа- 5. Сбор и хранение данных (DCA) - взаимодей ния объекта в одной из двух систем. Однако это ствие информационных подсистем с целью получе только частично решало проблему, так как базы дан- ния, накопления и передачи технологических и ных систем телемеханики различались своими спра- управляющих данных, циркулирующих в производ вочниками, описателями и правилами репликации. ственной среде предприятия.

Одновременно с 2000 г. мощное развитие получила 6. Управление персоналом (LM) - обеспечение КИС СМД, представляющая собой единый инстру- возможности управления персоналом в ежемину мент принятия производственных решений на всех тном режиме.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.