Главная тема номера: 7–я Международная научно- практическая конференция. Интеллектуальное месторождение: инновационные технологии от скважины до магистральной трубы
Рубрика: Международный форум
Название статьи:
HI-TECH-технологии в нефтегазовом: ключевые преимущества цифронизации
Рубрика: Интеллектуальные системы заканчивания скважин
Название статьи:
Месторождения каспийского шельфа: обзор результатов внедрения новых технологий заканчивания скважин и систем постоянного мониторинга
Caspian Offshore Fields: Review of the Pilot Works on New Well Completion Technologies and Continuous Monitoring Systems
Авторы С.Ю. Штунь, А.А. Сеньков, О.И. Абраменко, М.Т. Нухаев, И.Р. Мухаметшин, К.Н. Найденский, А.Р. Галимзянов, Е.В. Попова
С.Ю. Штунь, А.А. Сеньков,О.И. Абраменко /ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», г. Астрахань/ М.Т. Нухаев, к.т.н./Сибирский федеральный университет, г. Красноярск/ И.Р. Мухаметшин/ООО «Русгазбурение», г. Москва/ К.Н. Найденский, А.Р. Галимзянов, Е.В. Попова/ООО «Ресман Рус», г. Москва/ S.Yu. Shtun, А.А. Senkov, O.I. Abramenko/LUKOIL-Nizhnevolzhskneft LLC, Astrahan/ M.T. Nukhaev, PhD /Siberian Federal University, Krasnoyarsk/ I.R. Mukhametshin /RusGazBureniye LLC, Moscow/ K.N. Naydenskiy, A.R. Galimzyanov, E.V. Popova/Resman LLC, Moscow/
Представлен опыт «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», дочерней компании ПАО «ЛУКОЙЛ», по внедрению различных систем заканчивания и постоянного мониторинга скважин месторождений каспийского шельфа. Описывается эволюционный путь от противопесочных фильтров и пассивных устройств контроля притока до внедрения многозонных интеллектуальных систем заканчивания с индуктивным соединением. Изложен опыт работы с оптоволоконными распределенными системами измерения температуры и интеллектуальными индикаторами притока. С 2010 г. на месторождениях каспийского шельфа (им. Ю. Корчагина, им. В. Филановского) был внедрен ряд передовых технологий по заканчиванию скважин и постоянному мониторингу, в том числе: УКП штуцерного типа, автономные УКП, УКП с обратным клапаном, сдвижные муфты, многопозиционные муфты, объединяемые фильтры, оптоволоконные системы, интеллектуальные индикаторы притока, гидравлические и электрические интеллектуальные системы заканчивания. Некоторые технологии оказались ограниченно применимы в условиях месторождения им. Ю. Корчагина (ряд технологий имел ограничение по внедрению из-за больших длин горизонтальных скважин), другие показали однозначно хорошие результаты и были рекомендованы к переводу в промышленную эксплуатацию.
шельфовое месторождение, заканчивание скважин, устройства контроля притока, распределенные системы измерения температуры на базе оптоволокна, интеллектуальные индикаторы притока, интеллектуальные скважины.
This paper presents the experience of LUKOIL-Nizhnevolzhskneft of implementation of various completion designs and continuous monitoring systems for Caspian offshore wells. The article describes the evolution from stand alone sand control screens and passive inflow control devices to the introduction of multi-zone advanced smart wells with inductive coupling. In addition, the work presents experience with fiber-optic distributed temperature measuring systems and inflow chemical tracers. Since 2010, There are a lot of advanced technologies for well completion and continuous monitoring has been introduced at the fields named after Yu. Korchagin and V.Filanovskogo, including nozzlebased inflow control device (ICD), autonomous ICD, ICD with check valve, sliding couplings, multiposition couplings, interconnected sand screens, fiber optic systems, chemical tracers, hydraulic and electric smart wells. The application of some technologies turned out to be limited in the conditions of the field named after Yu. Korchagin, part of the technologies had limited implementation due to the long length of horizontal wells, and some technologies showed unique benefits and were recommended for further full scale implementation.
offshore field, well completion, inflow control devices, DTS, inflow chemical tracers, smart wells.
Название статьи:
Когда скважина становится «умной»
When the Well Becomes Intelligent
Авторы М.С. Дёмина, Р.В. Гоннов
М.С. Дёмина, Р.В. Гоннов /ООО «Газпром флот», г. Санкт-Петербург/ M.S. Demina, R.V. Gonnov /''Gazprom Flot'' LLC, St. Petersburg/
Затронута проблематика повышения контроля нефтегазодобывающего предприятия за параметрами разработки газоконденсатных месторождений и обеспечения выполнения проектных решений на шельфовых месторождениях. Одним из технологических решений данной задачи является применение системы интеллектуального заканчивания скважин. Приведен анализ опыта применения данной системы на шельфовых месторождениях Охотского моря и дальнейшие перспективы.
система интеллектуального заканчивания, интеллектуальная скважина, шельфовое месторождение, параметры работы скважины, данные в режиме реального времени, бесконтактное соединение телеметрии, индукционная муфта, интеллектуальное месторождение.
This article touches upon the issue how a gas company can enhance control over gas condensate field development parameters and thus, accomplish designed solutions at offshore fields. The use of Intelligent Well Completion System is a technology that allows to succeed in this challenging task. The work analyzes the practice of using this system at the offshore fields in the Sea of Okhotsk and outlines its future application prospects.
Intelligent Well Completion System, intelligent well, offshore field, parameters of the well, real-time data, telemetry wireless connection, induction clutch, intelligent field.
Рубрика: Моделирование разработки месторождений. Программный комплекс.
Название статьи:
Повышение эффективности управления нефтяными оторочками на основе разработанного инструмента интегрированного моделирования
Improving the Efficiency of Oil Rim Management Using the Developed Tool for Integrated Modelling
Авторы И.М. Галяутдинов, Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, Н.А. Смирнов, В.М. Бабин, Г.А. Чигарев
И.М. Галяутдинов1, к.э.н., Е.В. Юдин2, к.ф.-м.н., Р.А. Хабибуллин2,3, к.т.н., Н.А. Смирнов2, В.М. Бабин2,Г.А. Чигарев4/ 1 ПАО «Газпромнефть»,2 ООО «Газпромнефть НТЦ»,3 ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина», г. Москва 4 ФГБОУ ВО «СПбПУ», г. Санкт-Петербург/ I.M. Galyautdinov1, PhD, E.V. Yudin2 , PhD, R.A. Khabibullin2,3, PhD, N.A. Smirnov2, V.M. Babin2, G.A. Chigarev4 / 1 Gazpromneft 2 Gazprom Neft STC 3 I.M. Gubkin Russian State University of Oil and Gas (RSU), Moscow 4 Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University, St. Petersburg/
Изложена методика прокси-интегрированной модели, позволяющая в условиях недостатка исходных данных создать и настроить математическую модель «область дренирования – скважина – нефтесборный коллектор», описан алгоритм создания и настройки модели Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ), а также сходимости результатов расчета с фактическими данными. Авторами был разработан и апробирован комплексный подход к построению подобной модели. В статье представлены решения для создания и автоматизированной адаптации моделей области дренирования, ствола, газлифтных клапанов и штуцеров выкидной линии и линии активного газа скважины в условиях характерной для газлифтного способа эксплуатации низкой частоты замеров и рассинхронизации исходных данных, а также расчетная методика модели инфраструктуры, требующая для настройки замеров давлений только в трех точках: устье скважины, ЗУ и УПН. Продемонстрированы решения для интеграции отдельных элементов в единую расчетную модель и алгоритм для фильтрации исходных данных. Также показана реализация полученного решения на примере ВУ ОНГКМ и сходимость расчетов полученной прокси-интегрированной модели с фактическими данными при ретроспективном анализе.
интегрированная модель, потенциал, модель скважины, модель пласта, модель инфраструктуры, линейные давления, оптимизатор, газлифт, оптимизация режимов работы скважин, удельный расход газлифтного газа.
The paper describes the methodology of the proxy-integrated model, which allows to create and adjust the mathematical model "drainage area – well – oil-gathering system", description of the process of creation and adjustment of the model of the Eastern section of the Orenburg oil and gas condensate field (ES OOGCF), as well as the convergence of the calculation results with the actual data in the conditions of lack of initial data. The authors have developed and tested a comprehensive approach to building such a model. The article presents solutions for creating and automated adaptation of drainage area, wellbore, gaslift valves and production and gaslift gas lines based on typical for gaslift operation lowfrequency measurement data that are not synchronized in time, as well as the calculation method of the infrastructure model, which requires only three points of pressure measurements to be made: wellhead, measuring unit and oil processing unit. Solutions for the integration of individual elements into a single computational model and a tool for the filtration of initial data, in general, desynchronized in time, are demonstrated. The implementation of the obtained solution is also shown on the example of ES OOGCF and the convergence of calculations of the obtained proxy-integrated model with the actual data in the retrospective analysis.
Integrated model, potential, model of a well, reservoir model, model of infrastructure, linear pressure, optimizer, gas-lift, optimization of well operation modes, specific consumption of gas-lift gas.
Название статьи:
Опыт применения технологии интегрированного моделирования на месторождении с газлифтным фондом скважин
Experience in the Application of Integrated Modeling Technologies in a Field With a Gas Lift Well Stock
Авторы И.А. Ломухин, А.И. Киян, И.М. Галяутдинов, А.С. Овчинников, А.С. Крохалев
И.А. Ломухин, А.И. Киян /ООО «Газпромнефть-Оренбург»/ И.М. Галяутдинов, к.э.н./ПАО «Газпром нефть»/ А.С. Овчинников, А.С. Крохалев/ООО «Парма-Телеком» (ITPS)/ I.A. Lomukhin, A.I. Kiyan/Gazpromneft-Orenburg/ I.M. Galyautdinov, PhD /Gazpromneft/ A.S. Ovchinnikov, A.C. Krokhalev /ITPS/
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНКГМ) является крупнейшим по запасам нефти и газа в Оренбургской области. Основным типом механизированной добычи на Восточном участке (ВУ) является газлифт. Месторождение разрабатывается на режиме истощения. Для поддержания добычи углеводородов и увеличения рентабельности добывающего предприятия в ООО «Газпромнефть-Оренбург» создана комплексная система управления инструментами прогнозирования и оптимизации добычи ВУ ОНГКМ на базе полномасштабной цифровой интегрированной модели месторождения. Однако, учитывая системный подход к цифровой трансформации единой системы управления разработкой и добычей на месторождении ВУ ОНГКМ, ООО «Газпромнефть-Оренбург» реализует комплексный подход управления активом через создание информационной системы поддержки разработки месторождения на основе интегрированной модели.
газлифтный способ эксплуатации, интегрированное моделирование, оптимизация добычи, система управления разработкой месторождения.
The Orenburgskoye oil-gas-condensate field is the largest in terms of oil and gas reserves in the Orenburg region. The main type of mechanical mining at Eastern area is gas lift. The field is pressure depletion performance. To maintain hydrocarbon production and increase the profitability of the mining company, Gazpromneft-Orenburg has created a comprehensive management system for forecasting and production optimization tools at Orenburg based on a full-scale digital integrated field model. Currently, Gazpromneft-Orenburg is implementing an integrated approach to activity management by creating a development support system based on an integrated model.
gas lift, integrated modeling, production optimization, field development management system.
Название статьи:
Концепция сквозного гидродинамического моделирования системы «скважина – пласт»
End-to-end Oil and Gas Asset Simulation Technology
Авторы В.И. Жигалов, Алексей А. Кибкало, В.П. Башурин, А.В. Ваньков, А.Г. Данилов, Н.Н. Дегтяренко, Л.В. Ктиторов, Александр А. Кибкало, А.С. Мышкин, Ф.А. Плетенев, И.Г. Рогожкин,О.С. Уханов, М.М. Хабибулин, А.В. Шведов
В.И. Жигалов, д.э.н., к.ф.-м.н., Алексей А. Кибкало, д.э.н., к.ф.-м.н., В.П. Башурин, к.ф.-м.н., А.В. Ваньков, А.Г. Данилов, Н.Н. Дегтяренко, Л.В. Ктиторов, к.ф.-м.н., Александр А. Кибкало, к.ф.-м.н., А.С. Мышкин, Ф.А. Плетенев, к.ф.-м.н., И.Г. Рогожкин, О.С. Уханов, М.М. Хабибулин, А.В. Шведов /ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ», г. Саров/ V.I. Zhigalov, DSc, PhD, Alexey A. Kibkalo, DSc, PhD,V.P. Bashurin, PhD,A.V. Vankov, A.G. Danilov,N.N. Degtiarenko,L.V. Ktitorov, PhD,Alexander A. Kibkalo, PhD,A.S. Myshkin,F.A. Pletenev, PhD,I.G. Rogozhkin,O.S. Ukhanov,M.M. Khabibulin, A.V. Shvedov/FGUP "RFYaC-VNIIEF", Sarov/
Цифровая технология сквозного моделирования системы «пласт – скважина – система сбора» позволяет объединить продуктивный пласт, скважину и сеть сбора в одну гидродинамическую модель для совместного расчета всех элементов месторождения. Единая цифровая модель месторождения обеспечивает повышение точности прогнозирования за счет учета сложного взаимовлияния компонентов модели. Цель работ по проекту – создание во ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ» конкурентоспособного программного продукта, востребованного предприятиями ТЭК. В статье приводятся результаты тестирования двух модулей программного комплекса для моделирования отдельных элементов месторождения: симулятора для расчета течения в скважинах и трубопроводных системах Tube Fluid Simulation и симулятора трехфазной многокомпонентной фильтрации в пласте Layer Fluid Simulation. Результаты численного моделирования по программам ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ» близки к результатам, полученным с использованием признанных в отрасли программ иностранных производителей.
модель «пласт – скважина – наземная сеть», динамическое моделирование многофазного потока, многофазная многокомпонентная фильтрация, программные продукты ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ».
A project is currently underway at FSUE RFNC – VNIIEF to create an end-to-end oil and gas asset simulation technology. Separate models for the reservoir, well and surface infrastructure are coupled into a holistic simulation model, which can account for the complexity that arises from the interdependencies and dynamic nature of assets. This approach provides a systematic way of reducing the number of simplifying assumptions associated with domain-specific simulators, which can help to improve forecast accuracy and lead to a more physically realistic solution. The paper presents the results from the testing of two simulation tools developed at FSUE RFNC – VNIIEF: Tube Fluid Simulation, a transient simulator of multiphase flow in wells and pipelines, and Layer Fluid Simulation, a compositional reservoir simulator. Numerical results are in good agreement with those obtained with the industry-standard simulation software.
dynamic multiphase flow simulation, compositional reservoir simulation, "reservoir-wellpipeline" model, FSUE RFNC – VNIIEF software
Название статьи:
Комплексный подход к управлению добычей углеводородов на базе интегрированной платформы AVIST OIL&GAS
Complex Approach to Hydrocarbon Production Management at the Basis of AVIST OIL & GAS Platform
Авторы Л.И. Тихомиров, С.В. Волков, С.А. Земцов, Р.И. Камалов
Л.И. Тихомиров, к.т.н., С.В. Волков, к.ф.-м.н., С.А. Земцов, Р.И. Камалов/Группа компаний ITPS/ L.I. Tikhomirov, PhD,S.V. Volkov, PhD, S.A. Zemtsov,R.I. Kamalov/ITPS Group/
Группа компаний ITPS разработала интегрированную программную платформу управления добычей углеводородов (УВ) на основе методологии интегрированных инструментов и интегрированных операций. Подход предполагает построение прозрачных и взаимосвязанных производственных процессов, создание и внедрение интегрированных моделей, интегрированного планирования, управление потенциалами (поиск и оптимизация), комплексную работу с моделью ограничений. В качестве интеграционной программной платформы для консолидации, обработки и анализа данных различных инженерных и промысловых систем используется российское цифровое решение AVIST OIL&GAS (Asset Virtualization System) – собственная разработка ITPS. В совокупности внедрение перечисленных методологий, комплекса интегрированных инструментов и платформы AVIST OIL&GAS позволяет реализовать цифровую концепцию интеллектуального месторождения.
интеллектуальное месторождение, интегрированные операции, интегрированное моделирование, интегрированное планирование, модель ограничений, управление потенциалом, центр интегрированных операций, центр управления добычей.
ITPS Group had designed the integrated software platform to manage the production of hydrocarbons (HC) at the basis of methodology of integrated tools and integrated operations. This approach proposed the construction of transparent and inter-related industrial processes, creation and application of integrated models, integrated planning, management over the potentials (search and optimization), complex operation of restriction models. Russian digital package AVIST OIL&GAS (Asset Virtualization System, proprietary design of ITPS) is used as the integrated software platform to consolidate, process and analyze data from various engineering and field systems. In general the application of the above-mentioned methodologies, the set of integrated tools AVIST OIL&GAS platform enables to realize the digital concept of a smart field.
smart field, integrated operations, integrated simulation, integrated planning, model of restrictions, management over potential, center of integrated operations, production control center.
Название статьи:
Критический анализ метода проксимоделирования INSIM-FT (Interwell Numerical Simulation Front Tracking models) на синтетических моделях и реальном месторождении
Critical Analysis of Proxi-Simulation INSIM-FT Interwell Numersical Simulation Front Tracking) Models at Synthetic Models and at Real Fields
Авторы А.А. Нехорошкова, М.Ю. Данько, А.С. Завьялов, А.О. Елишева
А.А. Нехорошкова, М.Ю. Данько, А.С. Завьялов, А.О. Елишева /ООО «Тюменский институт нефти и газа», г. Тюмень/ A.A. Nekhoroshkova, M.Yu. Danko, A.S., Zavialov, A.O. Elisheva /"Tyumen Oil and Gas Institute" LLC, Tymen/
Рассматривается критический анализ метода прокси-моделирования INSIM-FT. Приводятся результаты тестирования на синтетических моделях и на участке реального месторождения. Анализ показал, что по результатам решения обратной задачи гидродинамики в прокси-модели невозможно делать выводы о реальных параметрах пласта и даже удовлетворительная адаптация не является гарантом хорошей предсказательной способности. Сформулированы критерии применения метода.
разработка нефтяных месторождений, анализ разработки, математические методы в нефтяной промышленности, управление заводнением, INSIM, INSIM-FT, прокси-моделирование, гидродинамическое моделирование.
The article presents a critical analysis of the INSIM-FT proxy modeling method. The results of testing on synthetic models and on the site of a real field are presented. The analysis showed that according to the results of solving the inverse problem of hydrodynamics in the proxy model, it is impossible to draw conclusions about the real parameters of the formation and even a satisfactory adaptation is not a guarantee of good predictive ability. The criteria for the application of the method are formulated.
reservoir engineering, Petroleum Engineering, mathematical methods in the oil industry, waterflood optimization, INSIM, INSIM-FT, proxy modeling, 3D-modeling.
Рубрика: Интеллектуальное управление нефтегазовым производством
Название статьи:
Роботизация управления разработкой добывающего актива
Robotic Management of Develop a Mining Asset
Авторы Ю.Ф. Антонов, С.А. Лопин, Д.В. Масленников
Ю.Ф. Антонов, С.А. Лопин /АО «Предприятие В-1336», г. Пермь/ Д.В. Масленников /ООО «Моделирование и Прогноз», г. Самара/ Yu.F. Antonov,S.А. Lopin /JSC "Unternehmen B-1336", Perm/ D.V. Maslennikov/OOO "Modellierung und Prognose", Samara/
Предлагаемое решение обеспечивает роботизацию рутинных операций по регулированию отборов и закачки в пределах существующих ограничений и приоритетов с использованием скважин-доноров с применением технологий «ИНДУСТРИЯ 4.0» в рамках адаптивного управления разработкой добывающего актива.
управление разработкой добывающего нефтяного актива, адаптивное регулирование отборов и закачки, интегрированный план, потенциал скважин, приоритеты и ограничения, скважина-донор, машинное обучение, виртуальный замер, адаптивная модель, потери и недоборы, отклонения от плана.
The proposed solution allows for the roboticization of routine selections and injection operations within existing constraints and priorities using RFINIA 4.0 wells as part of adaptive mining asset management.
oil production asset development management, adaptive selections and injection management, integrated plan, well potential, priorities and limitations, well-donor, machine learning, virtual measurement, adaptive model, loss and undersupply, deviation from the plan.
Название статьи:
Цифровизация системы ППД с применением водогазового воздействия
Digitalization of Reservoir Pressure Maintenance System Using Water Alteration Gas (WAG)
Авторы Р.В. Вафин, И.А. Магзянов, А.Ф. Егоров, И.И. Литвинов
Р.В. Вафин, И.А. Магзянов, А.Ф. Егоров, И.И. Литвинов /ЗАО «Алойл», Республика Татарстан, г. Бавлы/ R.V. Vafin, I.A. Magzyanov, A.F. Egorov, I.I. Litvinov /CJSC Aloil, City of Bavly, Republic of Tatarstan/
Описана существующая система поддержания пластового давления на одном из участков разработки Алексеевского нефтяного месторождения. Обозначены стоящие перед компанией задачи в области цифровизации системы ППД и пути их решения. Рассмотрен перспективный алгоритм работы нагнетательного фонда скважин и задействованного технологического оборудования, минимизирующий участие человека в производственной цепи.
водогазовая смесь, поддержание пластового давления (ПДД), цифровизация системы ППД, цифровые месторождения.
The article describes an existing system of reservoir pressure maintenance at one of the development sites in the Alekseyevskoye oil field. Some tasks in the area of digitalization that the company is facing and offering solutions are described. A potential algorithm for the injection well stock operation and its technological equipment, minimizing human participation in the existing production cycle is examined.
water-gas mixture, reservoir pressure maintenance, digitalization of formation pressure maintenance system, digital field.
Название статьи:
Использование множественной регрессионной модели для описания течения флюида в пористых средах
Using a Multiple Regression Model to Describe Fluid Flow Processes in Porous Media
Авторы А.Б. Золотухин, А.Т. Гаюбов
А.Б. Золотухин1,2,3,А.Т. Гаюбов1 /1 РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина 2 Северный (Арктический) федеральный университет им. М.В. Ломоносова 3 Университет Ставангера, Ставангер, Норвегия/ A.B. Zolotukhin1,2,3, A.T. Gayubov1/1 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) 2 Northern Arctic Federal University 3 The University of Stavanger/
Надежные данные по свойствам пористой среды являются необходимыми для правильного описания процессов вытеснения углеводородов из пластов-коллекторов и прогнозирования показателей разработки. Истинная проницаемость коллектора является одним из наиболее важных параметров, определение которого высокозатратно и требует большого времени и квалифицированного труда. В работе описана методология определения проницаемости пористой среды, основанная на методе машинного обучения с помощью искусственных нейронных сетей (ИНС) и множественной регрессионной модели. Данная модель станет органичным дополнением подходов к формированию концепции «цифрового месторождения», в рамках которой управление разработкой месторождения оптимизируется технологией машинного обучения.
машинное обучение, искусственные нейронные сети, лабораторные эксперименты, определение проницаемости, цифровое месторождение.
Reliable data on the properties of the porous medium are necessary for the correct description of the process of displacing hydrocarbons from the reservoirs and forecasting reservoir performance. The true permeability of the reservoir is one of the most important parameters which determination is time-consuming, costly and require skilled labor. The paper describes the methodology for determining the permeability of a porous medium, based on machine learning methods using artificial neural networks and a multiple regression model. These models will complement the approaches to the formation of the concept of smart fields, where field development management is optimized by machine learning technology.
machine learning, neural systems, laboratory experiments, permeability determination, digitalization.
Название статьи:
Симулятор многофазного потока PIPESIM – полный набор рабочих процессов для моделирования производственных операций
PIPESIM Multi-Phase Flow Simulator – Complete Set of Operation Processes to Simulate Industrial Operations
Автор А.Ф. Садыков
А.Ф. Садыков /Schlumberger Software Integrated Solutions(SIS)/ А.F. Sadykov/”Schlumberger Software Integrated Solutions” (SIS)/
Рассматриваются проблемы, связанные с движением многофазных потоков. Как один из эффективных способов их анализа и контроля рассматривается моделирование движения многофазного потока. Представлен многофункциональный программный пакет – симулятор многофазного потока PIPESIM*, позволяющий точно моделировать многофазные потоки, их поведение и теплообмен. Рассказывается о моделировании многофазного потока в PIPESIM. Показаны функциональные возможности программы, позволяющие оптимизировать процессы добычи, повысить производительность скважин, предупредить риски, связанные с движением многофазного потока, и обеспечить безопасную и экономичную транспортировку флюида от пласта до пункта технологической обработки.
оптимизация разработки месторождений, моделирование многофазного потока, симулятор многофазного потока PIPESIM, трехфазные механистические модели, симулятор динамического многофазного потока OLGA*, бесперебойный режим подачи флюида, предотвращение гидратообразования, модели выпадения парафинов и асфальтенов, проектирование трубопровода, оптимальные заканчивания скважин, моделирование ШГН, проектирование и диагностика газлифтных скважин, модель коррозии, методы моделирования эрозии, метод «анализа чувствительности».
The paper considers the issue related to the movement of multi-phase flows being one of the effective methods of their analysis and control, and presents the simulation of multi-phase flow movement. It also presents the multi-functional software package, i.e. PIPESIM multi-phase flow simulator that ensures proper simulation of these multi-phase flows, their behavior and heat exchange. The authors discuss the multi-phase flow simulation process with PIPESIM and illustrate its functional capabilities that enable optimizing the production processes, increasing well productivity, prevent the risks related with the movement of multi-phase flow and guarantee safe and economic transportation of the fluid from the reservoir to the product treatment station.
Optimization of field development, simulation of multi-phase flow, PIPESIM simulator of multi-phase flow, three-phase mechanical models, OLGA dynamic multi-phase flow simulator, uninterrupted regime of fluid supply, hydrate formation control, model of paraffin and asphaltenes deposition, designing of pipelines, optimum well completion, simulation of sucker rod pump, designing and diagnostics of gas-lift wells, model of corrosion, methods to simulate erosion, method of “sensitivity analysis”.
Название статьи:
Интегрированный подход при выборе оптимального расположения устья скважин
Integrated Approach in Optimal Well-head Disposal Selection
Авторы Т.П. Чаплыгина, М.В. Пименова, Мих.С. Мелешко, В.С. Капорцев
Т.П. Чаплыгина1, М.В. Пименова3, Мих.С. Мелешко2, В.С. Капорцев1 /1 ООО «СамараНИПИнефть»,2 АО «Самаранефтегаз», 3 ООО «Харампурнефтегаз»/ T.P. Chaplygina1, M.V. Pimenova3, M.S. Meleshko2, V.S. Kaportsev1 /1 Ltd «SamaraNIPIneft», 2 JSC «Samaraneftegas»,3 Ltd «Kharampurneftegaz»/
Рассмотрен вопрос повышения эффективности реализации новых скважин за счет сокращения капитальных затрат на бурение и обустройство. Для его решения предложен интегрированный подход к обоснованию капитальных затрат на реализацию скважины. В статье предложен алгоритм интеграции предпроектных решений по выбору устья скважин с учетом различных факторов.
нефтегазовый актив, интегрированный подход, повышение эффективности, предпроектная проработка, реализация одиночной скважины.
The issue highlights the efficiency of implementation of a single well by reducing the capital costs of drilling and terrestrial arrangement. An integrated approach to well management investment cost justification has been proposed for solving this problem. The article considers the algorithm of integration of pre-design solutions for the choice of wellhead taking into account various factors.
oil and gas asset, integrated approach, efficiency increase, pre-project elaboration, implementation of single well.
Название статьи:
Программно-технический комплекс для телемеханизации, управления и диагностики неэлектрифицированных технологических объектов
Software and Technical Complex for Telemechanization, Control and Diagnostics of Non-Electrified Technological Objects
Автор А.А. Галузин
А.А. Галузин/ООО «АСУ ПРО», г. Москва/ A.A. Galuzin/LLC «ASU PRO»/
Представлено описание разрабатываемого программно-технологического комплекса (ПТК), который может применяться при эксплуатации достаточно большого количества реальных неэлектрифицированных объектов добычи, транспорта, хранения и использования нефти и газа для повышения эксплуатационной надежности объектов. Программно-технологический комплекс (ПТК) разрабатывается с учетом специфики обеспечения контроля технологических параметров и управления неэлектрифицированными объектами на малолюдных территориях, а также объектами, не требующими постоянной электрификации.
программно-технический комплекс, неэлектрифицированные объекты, телемеханизация, автоматическое управление, диагностика неэлектрифицированных технологических объектов, экологический мониторинг, диспетчерское управление.
The report presents a description of the developed software and technology complex (STC), which can be used in the operation of a sufficiently large number of real non-electrified objects of production, transport, storage and use of oil and gas to improve the operational reliability of objects. The software and technology complex (STC) is developed taking into account the specifics of ensuring the control of technological parameters and management of non-electrified objects in sparsely populated areas, as well as objects that do not require constant electrification.
software and technology complex, non-electrified objects, telemechanization, automatic control, diagnostics of non-electrified process objects, environmental monitoring, dispatching control.
Название статьи:
Алгоритм расчета ступенчатой сепарации нефти
Calculation Algorithm for Oil Separation by Stages
Автор М.З. Кравец
М.З. Кравец, к.т.н./ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара/ M.З. Kravets, PhD / SamaraNIPIneft LLC, Samara/
Рассмотрен детальный алгоритм расчета ступенчатой сепарации нефти по результатам однократного разгазирования пластовой нефти. Приведены некоторые скрытые проблемы, которые возникают при реализации алгоритма, и способы их преодоления. Алгоритм проверен на множестве исследований и реализован в виде программы на VBA MS Excel.
ступенчатое разгазирование, константа равновесия, разложение псевдокомпонеты С9+, уравнение состояния Соаве – Редлиха – Квонга (SRK).
The author considers the detailed algorithm to calculate the oil separation by stages as based upon the results of formation oil flash separation test. The paper presents some hidden problems that arise while applying this algorithm and the ways to overcome them. This algorithm had been tested by numerous tests and is realized in a form of software at VBA MS Excel.
degassing by stages, constant of equilibrium, decomposition of pseudocomponent С9+, equation of Soave-Redlich-Kwong (SRK) status.
Рубрика: Оптимизация разработки месторождений
Название статьи:
Новый способ и устройство по замеру свободного и растворенного газа в нефти
A New Method and a device for Measurement of Free and Dissolved Gas in Oil
Авторы А.А. Исаев, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин
А.А. Исаев, к.т.н., В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин, к.т.н. /ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск/ A.A. Isaev, PhD,V.I. Malykhin,A.A. Sharifullin, PhD /«Sheshmaoil» Management Company LLC, Almetevsk/
Описаны недостатки известных способов замера газового фактора. На основе существующих технологий и с учетом их недостатков разработаны новые способ и устройство для замера свободного и растворенного газа в нефти. Устройство изготовлено и внедряется на месторождениях ООО УК «Шешмаойл» (Республика Татарстан). Аттестована «Методика измерения газового фактора сырой нефти». Проведенные исследования показали сходимость результатов замера с режимными данными.
замер газового фактора, дебит нефти и воды, обводненность скважин, свободный и растворенный газ, эффект Жамена, методика измерения газового фактора сырой нефти.
The article describes shortcomings of the common methods of measuring the gas ratio. On the basis of existing technologies and taking into account their shortcomings, a new method and device for measuring free and dissolved gas in oil has been developed. The device is manufactured and implemented at the fields of «Sheshmaoil» Management Company LLC. (Republic of Tatarstan). «Gas ratio in crude oil measuring technique» is certified. The conducted studies showed the convergence of the measurement results with the regime data.
GOR (gas-oil ratio) measurement, oil and water production rates, well water cut, free and dissolved gas, evacuation, Jamin effect, method to measure GOR in crude oil.
Название статьи:
Проблемы при эксплуатации комплексов по откачке газа и пути их решения
Problems That May Occur in the Course of Gas Extraction Equipment Operation and the Ways to Address Them
Автор А.А. Исаев
А.А. Исаев, к.т.н./ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск/ A.A. Isaev, PhD /«Sheshmaoil» Management Company LLC, Almetevsk/
Представлена информация по анализу работы комплексов оборудования по откачке газа из затрубного пространства типа КОГС-1. Определено, что объем перекачки газа компрессором невысок и составляет 9,5 %. Подробно описаны основные неисправности, такие как слом клапанных пластин головок компрессора и выход из строя компрессорных головок, прорыв масла из картерной части в выпускные трубопроводы головок компрессора, а также пути их устранения. Поломка клапанов может привести к особо тяжелым последствиям. Выявлено, что прямой зависимости выхода из строя клапанных пластин от параметров работы скважин и установки КОГС не наблюдается. Даны рекомендации по совершенствованию конструкции компрессора КОГС и повышению общего ресурса компрессора.
комплекс оборудования по вакуумированию затрубного пространства скважины, комплексы по откачке газа (КОГС), поршневой компрессор КОГС, откачка газа, клапанные пластины, компрессорная головка, прорыв масла из картеров в цилиндры.
The article provides information on the performance analysis of the KOGS-1 type set of equipment for pumping a gas out of the annular space. It was determined that gas transfer by a compressor is low and amounts to 9,5%. The main repair works and the ways to eliminate breakdowns are described in detail, such as breakage of the valve plates of the compressor heads and the failure of the compressor heads, as well as oil blow-by from the crankcase into the exhaust pipes of the compressor heads. The breakage of valves can lead to particularly serious consequences. It has been determined that there is no direct dependence of the valve plates breakage on the operation parameters of wells and the KOGS installation. Recommendations on improving the design of the KOGS compressor and increasing its overall life are given.
set of equipment for air evacuation from well annulus space, gas extraction units (GEU), GEU – piston-type compressor, gas pumping-out, valve plates, compressor head, lub oil breakthrough from crankcase to cylinders.
Название статьи:
РАПЭТ – внедрение новых энергоэффективных технологий
Автор А. Бакаев
Андрей Бакаев/председатель Ассоциации РАПЭТ/
Архив журнала 