Создание Системы мониторинга скважин

Последнее сообщение
Atlant 4 14
Июл 07

Доброго времени суток, уважаемые специалисты – геологи и технологи добычи нефти!

Господа, прошу Вашего экспертного мнения.

Дело такое: сейчас мы (а работаю я в инжиниринговой компании по разработке и внедрению автоматизированных и информационных систем управления для нефтедобычи и смежных отраслей) по требованию ряда Заказчиков/нефтяных компаний взялись за создание инструмента технолога и геолога по мониторингу ЭЦН, определению оптимального режима работы ЭЦН, ГДИ для каждой скважины.
Задачу, как правило, нам ставят департаменты по информационным технологиям (ИТ) нефтяных компаний. Однако есть большое желание сделать этот продукт максимально полезным и удобным конечному пользователю, то есть Вам и Вашим коллегам.

Как мы сейчас предполагаем, Система, будет предоставлять следующие возможности:

1. Предоставлять удобную и информативную мнемосхему скважины с отображением текущих параметров в режиме реального времени, получаемых от станций управления ЭЦН, а именно - давление на приеме ЭЦН, температура скважины, частота вращения насоса, загрузка ЭЦН, электрические параметры ЭЦН, в целом все то, что отдают станции управления ЭЦН «Борец», «Электон», «REDA», «Centrlift», «НЭК», «Триол» и другие. Эта функция нами уже реализована на нескольких месторождениях и по сути никакой новизны не представляет. Также уже реализована возможность задания частоты вращения ЭЦН с рабочего места технолога и дистанционное управление включением/отключением ЭЦН.

2. Расчет забойного, пластового давления и динамического уровня. Здесь исходными данными являются :
• давление на приеме ЭЦН;
• температура скважины;
• температура на устье скважины;
• пластовая температура;
• характеристики скважины (глубина подвески насоса, расстояние до насоса по вертикали и др.)
• вязкость жидкости;
• плотность нефти в нормальных условиях;
• плотность воды в нормальных условиях;
• обводненность;
• газовый фактор;
• измеренный дебит.
Методика расчета ГОСТирована. Исходные данные, на мой взгляд, вполне доступны. У кого есть скепсис или соображения по поводу доступности исходных данных и в целом по этой функции Системы – прошу отреагировать.

3. Получение индикаторных диаграмм скважин, диаграмм восстановления уровня. Здесь планируем строить диаграммы без учета притока методами касательной, Хорнера или Минеева, или с учетом притока методами поправочного коэффициента, Щелкачева- Кундина, УкрНИГРИ. С методами пока еще работаем, определяем их математическую точность. Может у кого-нибудь есть свое видение?

4. Расчет скин-эффекта, пьезопроводности, гидропроводности, продуктивности. Здесь используются стандартные широко применяемые методики. Исходными данными выступают индикаторные диаграммы, радиус по долоту, расстояние между скважинами.

5. Определение оптимальной точки работы системы скважина-насос. Исходными данными являются паспортные характеристики насоса, индикаторные кривые, вязкость добываемой жидкости. Здесь прошу высказать мнения по выбору критериев оптимальности.

6. Расчет давления на выкиде ЭЦН, мгновенного расхода. Исходными данными являются паспортные характеристики насоса, индикаторные кривые, вязкость добываемой жидкости, частота вращения.

Уточню, что разработка будет носить не научно-исследовательский, а практический характер, то есть пойдет на вооружение технологическим службам.
Еще раз прошу Вас проанализировать изложенный функционал на предмет нужности, может высказать приоритетные для Вас функции. Также буду благодарен любой критике.
Возможно, дело стоящее. Запад такие системы давно разработал и назвал их «WellView».
Уверен, что у нас в России интеллектуального потенциала не меньше.
Готов к дискуссии. Заранее спасибо всем!

www 237 15
Июл 07 #1

Давно пора уже сделать российский вариант Well View. Так что двумя руками за. Особенно прошу уделить особое внимание вопросам определения забойного давления в работающей скважине и в остановленной (для записи Кривой восстановления давления). Меня как разработчика такие вопросы в первую очередь интересуют.

Pwl 370 15
Июл 07 #2

C моей точки зрения интересным является слудующая низша. Интересно было бы иметь под рукой анализатор текущей разработки опирающийся на данные ЗУ и телеметрии, а не на данные тех. режима. Это помогло бы искать добычу более оперативно и удобно. Попытки опередить комплексы ГДИС и подбора оборудования с нуля обычно проваливаются. Кроме того пользуются этим разные люди и в рамках одного пакета они не нужны. Подбор обарудования считает геол. служба предприятия, а не цеха. Хотя где как организовано. Я к тому, что загнать в цех человека который всем этим владеет невозможно. Их и так очень мало... Попытки дистанционно менять частоту и пр. параметры ЭЦН заслуживают внимания. Но нужно осторожнее с безопасностью и глюками, это дело серьезное.
Кстати, индекаторные кривые должны сниматься при установившемся режиме. Просьба посчитать время выхода скважины на этот режим в условиях ... заказчика. Возможно станет понятно что провести дочтойную ИК невозможно по причине отсутствия токого времени. wink.gif

VIT 1124 15
Июл 07 #3

Идея конечно хороша, но мой совет не делать ее очень мудренной ибо пользоваться ею будут в цехах, а там чем проще и надежнее тем лучше. А подсчет скина и прочие примудрости лучше оставить разработчикам которым нужны только исходные данные, интерпретацию они все равно будут делать в своих специализированных софтах.

Грубо говоря каждый должен получать только нужную ему информацию. Приведу 2 примера:

- Мгновенный расход это прикольно, но очень много факторов которые делают эту реализацию практически невозможной и что будет если кто-то из тех кто насоса не видел ни разу будут принимать это как дебит скважины

- Наоборот, что получиться если цеховые геологи начнут выдавать на гора скины и проницаемости.

А насчет оптимальной точки работа насоса - она одна --> как можно больший дебит и чтобы насос в АПВ не уходил biggrin.gif

Atlant 4 14
Июл 07 #4

Большое спасибо уважаемым www (Радику), Pwl и VIT( Виталию) за проявленный интерес к теме и очень ценные для меня замечания и пожелания.
Чем глубже погружаюсь в эту тему, тем больше она меня интересует, и в то же время возникают уточняющие вопросы.

Уважаемые профессионалы, скорректируйте мое видение. Ниже привожу табличку, отражающую источник получения исходных данных. Оцените, пожалуйста, её на правильность.

1. давление на приеме ЭЦН; от СУ ЭЦН, получаемые в режиме реального времени посредством телеметрии
2. температура скважины; от СУ ЭЦН, получаемые в режиме реального времени посредством телеметрии
3. давление на приеме насоса; от СУ ЭЦН, получаемые в режиме реального времени
4. частота вращения ЭЦН; от СУ ЭЦН, получаемые в режиме реального времени
5. характеристики скважины (глубина подвески насоса, расстояние до насоса по вертикали и т.д.); паспорт на скважину; (у технологов)?
6. вязкость жидкости; по лабораторным данным
( С каким периодом лаборатории проводят исследования?)
(Вязкость оценивается на этапе освоения скважины или же периодически?)
7. плотность нефти; по лабораторным данным
8. плотность воды; по лабораторным данным
9. обводненность; по лабораторным данным
10. газовый фактор; по лабораторным данным
11. измеренный дебит Данные от ГЗУ
12. КВД (кривая восстановления давления) Снимается ли она сейчас геологами? Какими средствами и с какой периодичностью?
13. ИК (индикаторная кривая) Снимается ли она сейчас геологами? Какими средствами и с какой периодичностью?
14. радиус по долоту Технологическая/геологическая службы?
15. расстояние между скважинами Технологическая/геологическая службы?
16. паспортные характеристики насоса Из паспорта ЭЦН (цех погружного электрооборудования)?

Принимая во внимание мнение уважаемого Pwl, о том что предлагаемый функционал нужен будет различным службам, прошу Вашего мнения о распределении функций Системы между службами. Учитывая Ваше видение, мы пойдем по пути развертывания отдельных АРМов для разных служб.

Уважаемый VIT и другие участники Форума, с какими сложностями сопряжено вычисление мгновенного расхода? Хотим сразу определить для себя все «подводные камни». Понимаем, что мгновенный расход – это не есть измеренный дебит и заместить им данные от ГЗУ будет в корне неверно. Пока планируем выдавать это значение лишь для полноты информации. Если же она окажется избыточной или даже вредной – исключим эту функцию из разработки.

Если скин-фактор, пьезопроводность, гидропроводность цеховикам не нужны – отдадим эту функцию геологам предприятия.

С нетерпением жду Ваших отзывов.

www 237 15
Июл 07 #5

Atlant пишет:

Большое спасибо уважаемым www (Радику), Pwl и VIT( Виталию) за проявленный интерес к теме и очень ценные для меня замечания и пожелания.
Чем глубже погружаюсь в эту тему, тем больше она меня интересует, и в то же время возникают уточняющие вопросы.

Уважаемые профессионалы, скорректируйте мое видение. Ниже привожу табличку, отражающую источник получения исходных данных. Оцените, пожалуйста, её на правильность.

1. давление на приеме ЭЦН; от СУ ЭЦН, получаемые в режиме реального времени посредством телеметрии
2. температура скважины; от СУ ЭЦН, получаемые в режиме реального времени посредством телеметрии
3. давление на приеме насоса; от СУ ЭЦН, получаемые в режиме реального времени
4. частота вращения ЭЦН; от СУ ЭЦН, получаемые в режиме реального времени
5. характеристики скважины (глубина подвески насоса, расстояние до насоса по вертикали и т.д.); паспорт на скважину; (у технологов)?
6. вязкость жидкости; по лабораторным данным
( С каким периодом лаборатории проводят исследования?)
(Вязкость оценивается на этапе освоения скважины или же периодически?)
7. плотность нефти; по лабораторным данным
8. плотность воды; по лабораторным данным
9. обводненность; по лабораторным данным
10. газовый фактор; по лабораторным данным
11. измеренный дебит Данные от ГЗУ
12. КВД (кривая восстановления давления) Снимается ли она сейчас геологами? Какими средствами и с какой периодичностью?
13. ИК (индикаторная кривая) Снимается ли она сейчас геологами? Какими средствами и с какой периодичностью?
14. радиус по долоту Технологическая/геологическая службы?
15. расстояние между скважинами Технологическая/геологическая службы?
16. паспортные характеристики насоса Из паспорта ЭЦН (цех погружного электрооборудования)?

Принимая во внимание мнение уважаемого Pwl, о том что предлагаемый функционал нужен будет различным службам, прошу Вашего мнения о распределении функций Системы между службами. Учитывая Ваше видение, мы пойдем по пути развертывания отдельных АРМов для разных служб.

Уважаемый VIT и другие участники Форума, с какими сложностями сопряжено вычисление мгновенного расхода? Хотим сразу определить для себя все «подводные камни». Понимаем, что мгновенный расход – это не есть измеренный дебит и заместить им данные от ГЗУ будет в корне неверно. Пока планируем выдавать это значение лишь для полноты информации. Если же она окажется избыточной или даже вредной – исключим эту функцию из разработки.

Если скин-фактор, пьезопроводность, гидропроводность цеховикам не нужны – отдадим эту функцию геологам предприятия.

С нетерпением жду Ваших отзывов.

Попытаюсь высказать своё видение, если что, коллеги меня поправят!

6. Вязкость жидкости обычно измеряют в лаборатории на этапе освоения месторождения, то есть такой анализ штучный, на всём месторождении обычно таких данных мало (по одной, двум скважинам, а часто и вообще не отбирают и берут просто по аналогии с соседнего месторождения)
7. Плотность нефти измеряется как правило чаще чем вязкость. (поверхостная). Поэтому здесь проблем быть не должно. А вот пластовая плотность измеряется с такой же периодичностью как вязкость в лаборатории.

8. Аналогично плотности нефти в поверхостных условиях

9. Обводнённость часто мериют просто на глаз (наливают в банку жидкость из скважины, ждут время и измеряют высоту столба воды и нефти. Иногда требуется более точный анализ, в таком случае делается в лаборатории в цеху. По идее замер обводнёности делают раз в 5-6 дней.
10. По идее газовый фактор замеряют с помощью ГЗУ, но, как правило, такой результат сильно отличается от истинного. Поэтому газовый фактор лучше замерять в лаборатории при проведении PVT анализа (тогда же когда измеряют плотность нефти и вязкость)
11. КВД записывается спец службой (операторы по исследованию скважин), которые передают данные в отдел разработки. Но бывает, что такие исследования проводят сторонние сервисные организации по заказу отдела разработки. Геологам такие данные нафиг не нужны, поэтому они здесь не учавствуют.
12. Индикаторная кривая снимается на этапе освоения скважины при выводе на режим, а иногда и вообще не снимается. Так что как повезёт.

Ну остальные пункты вроде понятно!

Pwl 370 15
Июл 07 #6

Немножко скрашу страшную картину вырисовывающуюся из предидущего сообщения. Коллега www имеет обширный опыт на месторождениях на стадии оценки. На стадии эксплутации все на так плохо.

6. Вязкость, анализ глубинных проб, действительно штучная вещь, но есть обычно в кол-ве первых десятков либо единиц.
7. Плотности. На этапе разветки действительно определяется более точно (внимания больше), т.к. запасы считаются. Но по делу по моему тоже из глубинной пробы, так что вряд ли чаще вязкости.
9. Обводненность все таки мериют в лаборатории. Неопределенности здесь связаны скорее с представительностью проб, но замеров действительно много, поэтому картина обычно складывается.
10. Газовый фактор, тоже из глубинных проб. По ЗУ незнаю может кто и мереет, но не мы...
11. КВД может замерятся как отдельным мероприятием, так и после остановки скв. на ремонт с помощью дптчика ЭЦН. Последний случай вас должен интересовать больше, т.к. имеющееся по не удовлетворяет лично меня, телеметрия передает у нас со странной дискретностью и приходится данные снимать непосредственно со станции, оператору. Если замер проводится сторонним приборам, то дополнительного ПО не требуется.
12. Индикаторная кривая, обычно снимается отдельным мероприятием. Может использоваться также и датчик ЭЦН со сменой частоты. Пока метод не очень распрастронен, долго выходить на уст. режимы.

Еще раз повторяю свое мнение, любой пакет должен строится с фундамента. Т.е. нужно организовать хороший сбор хороших данных, а потом на базе этих данных пытаться построить ГДИ и пр. анализаторы. Иначе перспективы туманы... т.к. просто анализаторов уже куча, а данных нет. В этом плане в нефтянке аналитическое ПО опережает как качество данных так и профейсионализм общей массы инженеров. А про цех, все это вдвойне.

Народ подскажите перевод на английский скважины в АПВ. Никак не могу найти...

Рушан 758 15
Июл 07 #7

Pwl пишет:

перевод на английский скважины в АПВ

у нас в обиходе (pump) cycling well

Гоша 1197 15
Июл 07 #8

VIT пишет:

Идея конечно хороша, но мой совет не делать ее очень мудренной ибо пользоваться ею будут в цехах, а там чем проще и надежнее тем лучше


Даже так - чем проще, тем надежнее с ней (системой) работать. А тонкой подкрутке частоты в эцн еще надо научиться

www 237 15
Июл 07 #9

Pwl пишет:

Немножко скрашу страшную картину вырисовывающуюся из предидущего сообщения. Коллега www имеет обширный опыт на месторождениях на стадии оценки. На стадии эксплутации все на так плохо.

6. Вязкость, анализ глубинных проб, действительно штучная вещь, но есть обычно в кол-ве первых десятков либо единиц.
7. Плотности. На этапе разветки действительно определяется более точно (внимания больше), т.к. запасы считаются. Но по делу по моему тоже из глубинной пробы, так что вряд ли чаще вязкости.
9. Обводненность все таки мериют в лаборатории. Неопределенности здесь связаны скорее с представительностью проб, но замеров действительно много, поэтому картина обычно складывается.
10. Газовый фактор, тоже из глубинных проб. По ЗУ незнаю может кто и мереет, но не мы...
11. КВД может замерятся как отдельным мероприятием, так и после остановки скв. на ремонт с помощью дптчика ЭЦН. Последний случай вас должен интересовать больше, т.к. имеющееся по не удовлетворяет лично меня, телеметрия передает у нас со странной дискретностью и приходится данные снимать непосредственно со станции, оператору. Если замер проводится сторонним приборам, то дополнительного ПО не требуется.
12. Индикаторная кривая, обычно снимается отдельным мероприятием. Может использоваться также и датчик ЭЦН со сменой частоты. Пока метод не очень распрастронен, долго выходить на уст. режимы.

Еще раз повторяю свое мнение, любой пакет должен строится с фундамента. Т.е. нужно организовать хороший сбор хороших данных, а потом на базе этих данных пытаться построить ГДИ и пр. анализаторы. Иначе перспективы туманы... т.к. просто анализаторов уже куча, а данных нет. В этом плане в нефтянке аналитическое ПО опережает как качество данных так и профейсионализм общей массы инженеров. А про цех, все это вдвойне.

Народ подскажите перевод на английский скважины в АПВ. Никак не могу найти...

На стадии эксплутации всё тоже самое. Мой опыт основывался на стадии эксплуатации. Так что давайте будем реалистами. То что обводнённость измеряют в лаборатории не всегда правда, часто на месторождении просто лень отбирать пробу и везьти её в лабораторию, наливают в 1.5 бутылку и ждут пару часов. По высотам столбов считают обводнённость. А если есть ГЗУ, то значение берут с ГЗУ. А на ГЗУ обводнённость расчитывается из плотностей нефти и воды. Причём интересно, что плотность нефти и выды стоит по умолчанию (значение с завода изготовителя ГЗУ).
Я бы ещё добавил что PVT анализ в лаборатории тоже не всегда правда, но я не буду грузить уважаемых господ лишними заморочками.

VIT 1124 15
Июл 07 #10

Вообще форум это не то место из которого можно узнать все тонкости, поэтому здесь вряд ли кто будет расписывать все по пунктам (для этого нужны свои инженеы biggrin.gif), а вот идеи накидать могут что и делаем.

По поводу мгновенного расхода убирать его не надо совсем, просто надо сделать эту инфомацию как дополнительную. Ибо такие замеры могут быть очень полезны для инженеров при оценке износа насосов, оценки эффективности, подборе новых насосов и много чего еще. Просто в России никто инструкций к технике не читает поэтому надо сохранять все stupid simple, но с возможность сбора всех данных для продвинутых пользователей информации. Только все задокументировать надо аккуратно, а то я как-то читал руководство по управлению станцией управления насоса, так это был полный мрак.

Go to top