Лекция 1 Умный промышленный комплекс
|
Скачать 2.07 Mb.
|
|
Моделирование нефтегазовых месторождений в режиме реального времени-цели и задачи Модели резервуаров используются нефтяными и газовыми компаниями при разработке новых месторождений. Кроме того, модели используются при разработке месторождений, где прогноз продуктивности необходим для принятия инвестиционных решений. Создание устойчивой и надежной модели месторождения часто является трудоемким и дорогостоящем. Модели обычно только строятся, когда инвестиционные решения находятся под угрозой. Совершенствования программного обеспечения для моделирования снизило время разработки моделей. Кроме того, модели могут быть запущены на персональных компьютерах, а не только на более дорогих рабочих станциях. Для новых месторождений модели могут помочь разработке путем определения необходимых скважин, оптимального заканчивания скважин, настоящих и будущих потребностей в механизированной добыче, ожидаемого извлечения нефти, воды и газа. Для непрерывного управления месторождением модели могут помочь в повышении нефтеотдачи пластов при ГРП. Скважины с большим наклоном ствола, а также горизонтальные также могут быть представлены в модели. Специализированное программное обеспечение может быть использовано при проектировании ГРП, после чего повышение продуктивности может быть включено в модель месторождения. Кроме того, может быть оценено будущее повышение добычи нефти c поддержанием пластового давление при закачке добытого газа или воды в водоносные горизонты .Заводнение ведет к улучшение вытеснения нефти и обычно оценивается с помощью моделирования резервуара. Применение методов повышения нефтеотдачи пластов требует, чтобы месторождение обладало необходимыми для их успешного выполнения характеристиками. Модель исследования может помочь в такой оценке. Методы повышения нефтеотдачи пластов включают в себя вытеснение нефти смешивающимся агентом - природным газом, CO2, азотом или химическими методами (полимерами, щелочами, ПАВ, их комбинациями. Для предоставления этих процессов необходимы специальные возможности программного обеспечения для моделирования. В некоторых смешивающих приложениях, «размытие» фронта заводнения, также называются численной дисперсией, что может создавать проблемы. Моделирование резервуара широко используется для выявления возможности увеличения добычи тяжелой нефти. Добыча нефти улучшается за счет снижения вязкости путем введения пара или горячей воды. Типичные процессы – паровая пропитка коллектора (пар закачивается, нефть добывается из той же скважины) и «заводнение» паром. Эти процессы требуют моделирования со специальными функциями учета теплоотдачи, последующими изменением свойств и потери тепла за пределами пласта. Последнее применение моделирования резервуаров – моделирование добычи метана угольных пластов. Это применение требует специального ПО для моделирования. В дополнение к обычным данным о разломах и трещинах, моделирование МУП требует данных о содержащихся объемах газа при начальном давлении, изотермы сорбции, коэффициента диффузии, а также параметры для оценки изменений в абсолютной проницаемости в зависимости порового давления и десорбции газа.
Моделирование сочетает в себе параметры, характеризующие резервуар: Сейсмические данные используются для определения структурных характеристик, картирования нарушений, выявления стратиграфических изменений и картирования осадочных поверхностей (разграничение между горными породами и отображение этих границ), обнаружения углеводородов. В соответствии с графиком зависимости пористости от проницаемости, при каротаже мы получаем информацию по профилю о проницаемости, картаж дает нам информацию о пористости, насыщенности, глубине, толщине продуктивной части пласта. Благодаря скважинным тестам мы получаем информацию о проходимости, скин-фактор, границы разрядов и т.д. В обнаженных геологических элементах на поверхности, мы можем изучать состав и структуру этих элементов. Использование аэро- и космоснимков позволяет увидеть крупные геологические структуры. За счет таких исследований можно предположить наличие месторождений УВ с большей уверенностью. Все полученные данные помещаются в один конец ячейки сетки, которая служит основой для построения сетки модели структуры. Когда мы заносим данные в симулятор, мы должны помнить, что масштабы основы определяются сантиметрами. Геофизические измерения в скважинах, как правило, имеют диапазон проникновения в структуру – несколько метров. О структуре и свойствах пространства поперечных сечений можно судить только по отраженным сейсмическим волнам и вертикальной сейсмической регистрации. Тем не менее, сейсмические данные не могут быть непосредственно определены свойствами породы и резервуара. По результатам геофизических исследований можно лишь косвенно оценить средние значения параметров пласта, они не могут дать детальную картину распределения свойств. Поэтому, когда устанавливают свойства резервуара для каждой единицы расчетной площади поперечного сечения, которая находится в горизонтальной площади, определяемой в несколько сотен квадратных метров с толщиной в несколько метров, необходимо решить проблему интерполяции и экстраполяции измерений в скважинах и внутрискваженном пространстве, а также проблему усреднения и масштабирования данных, полученных в масштабах основы, масштаб расчетных блоков профилирования и результаты гидродинамических исследований пласта.
Продукты AVOCET помогают своевременно принимать решения и прогнозировать результаты, что позволяет уменьшить простои и увеличить эффективность операций по добыче. AvocetSurveillAnce. Корпоративное решение по мониторингу любых процессов,относящихся к производству углеводородов для руководителей и инженеров: отчетность для руководства компаний по состоянию актива, мониторинг данных реального времени.Мониторинг различных процессов: состояние скважин, движение флюидов, производительность насосов, состояние наземного оборудования (сепараторы, трубопроводы). Мониторинг работы скважин. Производительность ЭЦН.Выбор кандидатов. Процесс переработки,выбор кандидатов, прорыв песка, коррозии/эрозии,заводнения, выпадение парафинов и гидратов. Доступ к сопроводительной документации. Интерфейс визуализации для совместной работыв операционных центрах Avocetvolumes manager (AVM) ■ Сбор, проверка качества и консолидация всех технологических и операционных данных нефтегазопромысла; ■ Учёт добычи по всем узлам сети сбора ■ Оперативный расчет обратного распределения для любых флюидов (газ, нефть, вода, газовый конденсат); ■ Формирование регламентной и оперативной отчетности, в том числе через WEB (МЭР, суточные сводки и т.п.) ■ Возможность удаленного сбора данных (версия для КПК) и напрямую из систем телеметрии (SCADA) DeciDe! Моделируемая система принятия решений, позволяет снизить потери за счет быстрого выявления проблемных областей при помощи автоматизации процессов подготовки данных, мониторинга, анализа и интеграции статистических прокси-моделей с инженерными моделями: ■ Автоматический сбор и чистка данных ■ Выявление ошибочных замеров телеметрии ■ Реконструкция и расчет дебитов скважин за весь день при замере спутником ■ Автоматическое определение сбоев в работе оборудования и скважин ■ Автоматический подбор кандидатов для ГРП ■ Выявление перетоков между геологическими блоками и ежедневный расчет притока жидкости на основе матерального баланса ■ Оценка суммарной добычи со скважин в течение жизни на основе исторических данных при отсутствии инженерных моделей ■ Выявление пропущенных продуктивных горизонтов ■ Анализ и выявление скрытых фактров, влияющих на продуктивность скважин, суммарной добычи со скважин в течение жизни на основе исторических данных■ Выявление и предсказание прорывов газа, воды, песка PIPESIM Моделирование установившегося многофазного потока для нефтегазодобывающих систем: ■ Моделирование системы добычи для увеличения общего дебита, принятие верных решений по управлению системой добычи ■ Моделирования добывающих и нагнетательных скважин. Расчет потерь давления и температуры по скважине■ Проектирование и анализ механизированной добычи (ЭЦН, ШГН, газлифт) ■ Моделирование сложных систем сбора и подготовки различныхфлюидов, систем нагнетания, магистральных трубопроводо■ Моделирование сложных систем сбора и подготовки различныхфлюидов, систем нагнетания, магистральных трубопроводов ■ Учет взаимодействия между скважинами, трубопроводами и оборудованием ■ Расчет необходимого диаметра трубопровода ■ Моделирование и расчет различных видов смесей, в том числе вязких и высоковязких нефтей■ Прогноз образования гидратов, парафинов, асфальтенов■ Расчет количества отложений парафинов в трубопроводах от времени ■ Прогноз появления жидкостной пробки и определение ее размеров ■ Определение условий скопления жидкости на забое■ Расчет коррозии и эрозии■ Исследования чувствительности модели и ее оптимизация ■ Интеграция модели системы сбора с системой подготовки продукции скважин и гидродинамической моделью месторождения OFM (Oilfieldmanager) Интегрированное решение по анализу и управлению геолого-промысловыми данными: ■ Подбор скважин-кандидатов ля проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) (ГРП, кислотные обработки, зарезки боковых стволов и т.д.) ■ Оценка дополнительной добычи, полученной за счет ГТМ ■ Оценка базовых экономических показателей эффективности ГТМ ■ Оценка ожидаемых эксплуатационных показателей (рас- чет прогнозов) ■ Анализ и оптимизация заводнения (анализ компенсации, расчет КИН, охват заводнением по объему, ценность закачки) ■ Работа с данными различного типа и высокой частотности ■ Всесторонний анализ текущего состояния разработки месторождения ■ Различные уровни анализа (месторождение, объект разработки, лицензионный участок и т.д.) ■ Возможность работы с блоками разработки (учет фактора распределения и потерь для скважин блоков) ■ Возможность создания шаблонов для анализа■ Возможность совместной работы над проектами AvocetWell&SurfaceModelerПодбор и оптимизация механизированной добычи: ■ Подбор и оптимизация: ● ЭЦН ● электродвигателей● газосепараторов● приемных модулей● протекторов● станций управления● частотных преобразователей● трансформаторов● кабелей● газлифтных клапанов ■ Быстрый подбор ЭЦН для скважин с высокой обводненностью ■ Расстановка пусковых и рабочих клапанов ■ Расчет глубочайшей точки нагнетания ■ Сравнение вариантов подбора AvocetGasLiftManager Комплексное решение для оптимизации операций по газлифту в реальном времени: ■ Проверка и коррекция результатов испытаний скважины ■ Автоматическое обновление модели газлифта ■ Диагностика работы клапанов ■ Диагностика модели ■ Оптимизация с учетом всех ограничений системы в реальном времени ■ Оптимизация газлифта для максимальной добычи без дополнительных затрат на оборудование AvocetIntegratedAssetModelerКомплексное решение для моделирования месторождений на протяжении всего периода разработки, позволяющее интегрировать модели залежи, скважин и промыслового оборудования, системы сбора, подготовки и переработки; задавать комплексные ограничения с учетом рабочих параметров промысловых объектов и финансовых показателей в единую управляемую систему: ■ Учет влияния ограничений наземного оборудования на пласт ■ Расшивание узких мест сети■ Оптимизация добычи газа ■ Оптимизация распределения газлифта ■ Оценка и оптимизация механизированной добычи ■ Исключение возможности подбора неправильного оборудования ■ Подбор мощности компрессорного оборудования■ Планирование программы разведочного бурения■ Снижение потерь энергии пласта путем минимизации депрессии по индивидуальным скважинам при сохранении постоянной общей добычи по местрождению ■ Моделирование всего цикла жизни месторождения 9. Что такое «Классический пакет» приложений Landmark и база данных проектов OpenWorks? «Классическим пакетом» приложений Landmark на сегодняшний день считается cемейство интегрированных приложений OpenWorks®, основанное на платформах UNIX/Linux. Лежащая в основе cемейства система OpenWorks, представляет собой базовую структуру для геолого-геофизических приложений, нацеленых на проведение следующих исследований:
10.Дискретизация нефтегазового месторождения в пространстве и во времени. Типы дискретных моделей. Понятие о 3D геологической (статической) и 3D гидродинамической (динамической) моделях. База данных ячеек модели. 1. Проницаемость 2. Пористость 3. Плотность 4. Координаты ячейки 5. Начальная насыщенность для каждой фазы 6. Начальное давление 7. Свойства флюидов (нефть, вода, газ) B, m ,Rs, Rv 8. Зависимость относительной проницаемости породы (Kr ) от S, Pcow, Pc, Cf 9. Размерность сетки  Лекция 5 Управление ГРР в режиме реального времени»
 Представим отражающую границу в виде горизонтальной плоскости, осложненной антиклинальной складкой. Проложим сейсмический профиль вкрест простирания складки (рис.1, а). Допустим, что источник и приемник колебаний совмещены в точке М профиля. Тогда отражение от границы произойдет по нормали к ней в точке М’, лежащей на линии пересечения горизонтальной и вертикальной плоскостей, а лучи падающей и отраженной волн совпадут и будут полностью находиться в проходящей через профиль вертикальной плоскости. Значит, вся информация об отражающей границе пришла на поверхность из вертикальной плоскости профиля и 2D обработка даст правильный результат.  Рис.1. Модель складки и направление сейсмического профиля: а- линия профиля вкрест простирания складки; б – линия профиля не вкрест простирания складки. Направим профиль на вкрест простирания складки (рис. 1, б). Тогда нормальный луч, исходящий из точки М на профиле, будет отражаться в точке М’’,не лежащей на пересечении вертикальной и горизонтальной плоскостей. Это значит, что информация к точке М будет приходить сбоку от вертикальной плоскости профиля. Более того, если выбрать точку N’ нормального отражения на линии пересечения плоскостей, то отражение от нее можно наблюдать в точке N, находящейся в стороне от линии профиля. Таким образом, на профиле будут зарегистрированы волны, распространяющиеся не в вертикальной плоскости – это так называемые боковые отраженные волны. Поскольку при 2D сейсморазведке нет возможности определять азимуты прихода волн к линии профиля, то обработка информации в предположении распространения волн только в вертикальной плоскости даст искаженные результаты. Правильное изображение среды 2D сейсморазведкой можно получить только в случае прохождения сейсмических профилей строго вкрест простирания не только целевых, но и покрывающих их слоев. Однако полная согласованность простирания слоев в пределах мощных толщ маловероятна. Основное преимущество 3D сейсморазведки состоит в том, что информация, приходящая к поверхности по различным углам и азимутам, обрабатывается совместно, что позволяет правильно восстановить пространственное положение отражающих границ и получить объемную картину исследуемого объекта, невозможную при профильных наблюдениях. Никакая 2D сейсморазведка не может заменить 3D сейсморазведку, как бы часто ни располагались отдельные сейсмические профили. В принципе вся сейсморазведка должна быть только 3D. Однако переход от 2Dк 3Dсейсморазведке происходит постепенно в связи со значительным увеличением затрат на полевые и обработку информации.
   Сейсмическая интервальная съемка (4D сейсморазведка) – инструмент систем поиска и разведки реального времени, включающий получение, обработку и интерпретацию данных повторных сейсмических съемок в процессе разработки и эксплуатации месторождения. Заключительный продукт – различие в данных интервальных съемок. Это различие должно быть связано исключительно с изменениями, происходящими в резервуаре. Сейсмическая интервальная съемка дает возможность выявить и количественно определить изменения коллекторских свойств, происходящие в процессе добычи углеводородов. 4D сейсморазведка широко используется для выявления областей, занятых остаточной нефтью, определения недренируемых зон. Также 4D данные выступают в качестве дополнительной информации в процессе обновления геологической модели резервуара. 4D мониторинг служит основой при решении таких задач, как выбор направления бурения горизонтальных стволов скважин, определение мест заложения высокодебитных скважин, построение модели напряженно-деформированного состояния массивов горных пород, осуществление контроля за различного рода воздействием на пласт и др. Задачей 4D сейсморазведки является отображение движения флюидов в процессе разработки резервуара, не прибегая к бурению скважин. Движение флюидов можно предсказывать независимо и в дополнение к данным гидродинамического моделирования. 4D сейсморазведка позволяет проводить: мониторинг процессов истощения в масштабе месторождения; мониторинг фронтов вытеснения газа, нефти; определение недренируемых зон/линз; изменение насыщенностей УВ и давлений; Хотя 4Dсейсморазведка имеет в настоящее время определенный успех, существует ряд важных проблем, решение которых дало бы возможность дальнейшего применения 4Dсейсмики во всем мире. К таким проблемам относятся: а) большой объем сейсмических данных, которые необходимо обработать и проинтерпретировать за короткий промежуток времени; б) вертикальнаяразрешенность 4D (в идеале 1-10 м); в) неповторяемость съемок; г) способы объединения 4Dсейсморазведки с другими методами моделирования. Чувствительность 4D мониторинга зависит от измеряемых малых сейсмических эффектов, вызванных добычей нефти и газа, т.е. от возможности получить повторяемые данные, чтобы измерить эти маленькие изменения. Основная задача мониторинга – оценить уровень разностного сигнала, который необходимо определить. Однако указанная оценка может быть искажена другими факторами, уровень которых может быть значительно выше. К ним относятся любые изменения условий регистрации и обработки сейсмических данных последовательных съемок. Все различия сейсмических записей, не связанных с изменениями в резервуарах, относят к проблеме неповторяемости съемок. Недооценка проблем неповторяемости приводит к возникновению на разностных изображениях помех, которые затушевывают эффекты, связанные с изменениями резервуаров в процессе добычи. Применение 4Dсейсморазведки требует ответ на вопрос, как вызванные добычей изменения резервуара проявляются в изменениях физических свойств его пород. Основными факторами, влияющими на изменения петрофизических свойств резервуаров при их разработке, являются: а) степень контрастности акустических свойств флюидов; б) изменение упругих свойств скелета пород резервуара; в) природа процесса нефтегазоотдачи; г) параметры резервуара (глубина, давление, температура и т.д.) В процессе нефтегазоотдачи происходят изменения типа флюидов, фаз и степени насыщенности, сопровождающиеся изменением давления и температуры. Это приводит к изменениям распределения акустических свойств резервуара. Значительный контраст акустических свойств в перераспределяющихся в резервуарном объеме поровых флюидов, является основным условием для применения сейсмомониторинга. Например, контрасты могут возрастать, если из нефти выделяется газ, если нефть вытесняется перегретым паром, замещается углекислотой (CO2)или высокоминерализованной водой. Низкие упругие свойства (объемный и поперечный модули) скелета – второе условие, обеспечивающее успех мониторинга. Это связано с тем, что эффекты, обусловленные изменением акустических свойств флюидов, могут лучше распознаваться на фоне низких упругих свойств скелета. Изменения сейсмических свойств резервуара вызваны процессом добычи/нефтеотдачи. Поэтому важно учитывать природу процесса нефтеотдачи и изменений, которые могут влиять на сейсмические свойства резервуара. Искусственные внешние воздействия на процесс нефтеотдачи, такие как циклическое паронагнетание, нагнетание углекислоты, углеводородных газов, водонагнетание, как правило, хотя и в разной степени, повышают возможности сейсмомониторинга. На возможности сейсмомониторинга влияют параметры резервуара, такие как его глубина, давление, температура, пористость и др. Резервуары неглубокого залегания и с пониженным геостатическим давлением, высокой первоначальной температурой, высокой пористостью также благоприятны для сейсмомониторинга. Рассмотрим физический принцип 4D сейсморазведки (Рис.3). Если сделаны две съемки до разработки резервуара и в процессе его разработки, то можно оценить физические изменения в резервуаре. Если УВ заменяются водой, и изменяется давление, изменяются сейсмические скорости и плотности (акустические импедансы) и, как следствие, форма сейсмических трасс. В результате, различие этих трасс может быть существенным и его можно наблюдать в виде изменения сейсмических амплитуд трасс и возникновения временных сдвигов между трассами. Информация представляется в виде разностных объемов сейсмических трасс. На разностных данных вычитается постоянная геология и изменения резервуара должны становиться гораздо более видимыми.  Поскольку изменения резервуара вызывают скоростные изменения, временные сдвиги – другой важный индикатор. Кроме амплитуд и сдвигов используют сейсмическую инверсию на основе модели (лучший способ получения количественных результатов по насыщенности и давлению), а также AVO – анализ (для контроля движения флюидов и давления в резервуаре).
 Наиболее передовой технологией мониторинга разработки месторождений в режиме реального времени является 4D сейсморазведка с 4С (четырехкомпонентными) датчиками – 1 гидрофон и 3 осевых акселерометра соответственно, для продольной и поперечной волн. 4С датчики располагаются стационарно в фиксированном положении в траншее на морском дне. Строение 4С сейсмоприемника.4-ех компонентный сейсмоприемник состоит из 3 ортогональных геофонов и одного гидрофона. Геофон регистрирует скорость смещения частиц или их ускорение в зависимости от типа. Гидрофон регистрирует изменение давления. 3 геофона направлены ортогонально друг другу, чтобы зарегистрированные волны можно было разделять по направлению прихода, таким образом, осуществляя качественную обработку. В отличии от геофона, амплитуда волны, зарегистрированная на гидрофоне, не зависит он направления прихода. За счет этого принципиального отличия возможно подавлять различные шумы. Из-за того, что приемник лежит на дне, он позволяет регистрировать как продольные, так и поперечные волны. Это дает возможность получения очень точных и качественных данных в режиме реального времени. Регистрация волн 4С сейсмоприемниками.Продольные волны по большей части регистрируются вертикальным геофоном и гидрофоном. А поперечные волны регистрируются в большей степени на горизонтальных геофонах. Это можно объяснить тем, что сейсмические волны по большей части приходят к поверхности регистрации практически вертикально. Соответственно колебания регистрируются на тех приемниках, которые направлены также как и соответствующий тип волн. На других датчиках также регистрируются волны всех типов и разделение происходит уже во время обработки. Так как приемники лежат на дне хаотично, то следует определять какие волны где зарегистрировались. Для этого: определяются углы прихода волн, направления и программным способом сейсмоприемник как бы поворачивают в пространстве, чтобы регистрация волн происходила наиболее эффективно. Получается вертикальный приемник поворачивают вдоль прихода продольной волны вместе с гидрофоном, а два других геофона поворачивают вдоль прихода поперечной. Подавление кратных волн с помощью 4С приемников в РРВ.За счет суммирования сигналов с гидрофона и геофона происходит подавление донно-кратный волн. Так как геофон реагирует не только на изменение амплитуды, но и на направление, а гидрофон только на изменение амплитуд, получается, что кратная волна приходит в противофазе на геофоне и гидрофоне и при суммировании обнуляется. Это происходит изза того, что при приходе на поверхность волна имеет положительную амплитуду (например), а при отражении от поверхности воздух-вода, который имеет отрицательных коэффициент отражения около -1, волна возвращается уже с отрицательным значением, но с той же амплитудой. Таким образом, если просуммировать эти данные - то амплитуда кратных волн обнулится. Довольно сложный вопрос как проссумироват значения скорости смещения волны и значения изменения давления. Для этого стоит применять различные программные срестдства (сравнения амплитуд и внесение весовых коэффициентов) или уже делать приборы с одинаковыми амлитудно-частотными характеристиками. Чаще применяют первые вариант. Применение 4С приемников в РРВ на месторождении.Благодаря строению 4С приемника, он позволяет регистрировать как продольные так и поперечные волны. Используя поперечные и продольные волны можно рассчитывать многие параметры месторождения. Например поперечные волны лучше выделяют коллектора и флюиды, а продольные волны лучше оконтуривают геологические тела. Если же этом преимущества приемников 4С применять при регистрации данных в режиме реальном времени, то при таких работах также выделяется граница нефть-вода и другие, при чем во время разработки эта граница изменяется и сейсмика позволяет это зарегистрировать в реальном времени. Помимо этого можно расчитывать и пористость и проницаемость, но для этого уже необходимо использовать данные скважинных исследований. Оптоволоконные 4С датчики в сейсморазведке.Оптоволоконные датчики обладают рядом преимуществ по сравнению с обычными датчиками, используемыми в сейсмике. Первое - шире диапазон амплитудно-частотной характеристики. Это означает, что данные приемник сможет зарегистрировать больше волн низких частот и больше волны высоких частот без потерь. Данное свойство очень важно, так как регистрируемые частоты очень сильно влияют на интерпретацию и, как следствие, на разработку. Второе - низкий уровень шумов. Это также повышает качество сейсмических данных. Благодаря оптоволокну есть возможность прокладывания множества каналов в одном кабеле. Это позволяет передавать данные набольшей скорости и иметь повышенную отказоустойчивость. Третье - отсутствие электрического тока под водой, что увеличивает экологичность таких работ. Цели и задачи при использовании сейсмоприемников 4С. Основные преимущества и недостатки. 4ех компонентный сейсмоприемник состоит из 3 ортогональных геофонов и одного гидрофона. Геофон регистрирует скорость смещения частиц или их ускорение в зависимости от типа. Гидрофон регистрирует изменение давления. 3 геофона направлены ортогонально друг другу, чтобы зарегистрированные волны можно было разделять по направлению прихода, таким образом, осуществляя качественную обработку. В отличие от геофона, амплитуда волны, зарегистрированная на гидрофоне, не зависит он направления прихода. За счет этого принципиального отличия, возможно, подавлять различные шумы. Из-за того, что приемник лежит на дне, он позволяет регистрировать как продольные, так и поперечные волны. Это дает возможность получения очень точных и качественных данных в режиме реального времени. Благодаря строению 4С приемника и того, что его укладывают на дно, он позволяет регистрировать как продольные так и поперечные волны. Используя поперечные и продольные волны можно рассчитывать многие параметры месторождения. Например с помощью поперечных волн лучше выделяют коллектора и флюиды, а с помощью продольных волн лучше оконтуривают геологические тела. Если же эти преимущества приемников 4С применять при регистрации данных в режиме реального времени, то при таких работах также выделяется граница нефть-вода и другие, при чем во время разработки эта граница изменяется и сейсмика позволяет это зарегистрировать в реальном времени. Помимо этого можно рассчитывать и пористость и проницаемость и другие важные параметры. Помимо этого, изза разных принципов регистрации волн на геофоне и гидрофоне, возможно подавление донно-кратных волн, что в сейсморазведке являются помехами. Сейсмоприемники 4С - оптоволоконные, поэтому все преимущества оптоволокна есть и при использовании их. Это отсутствие электричества, большая скорость передачи данных, широкий амплитудно-частотных спектр и другие. Сейсмоприемники 4С укладываются на дно, благодаря этому возможно их использование и в плохих погодных условиях без потери качества данных, по сравнению с обычными плавающими косами. При этом на ограниченном пространстве их использовать намного проще, чем плавающие косы длинной до 10 км, так как в ограниченном пространстве разворот судна с такими косами очень затруднителен. И качество данных с донных приемников намного выше, чем с плавающих. У таких приемников есть только два недостатка. Первое - очень большая цена проведения таких работ и прокладки кабелей. Второе - лежачие кабели на дне не могут покрыть большую площадь, как это делают корабли с плавающими косами. Но с развитием технологий и ускорением прокладки кабелей по дну, скоро второй недостаток исчезнет. Ключевой проблемой надежности постоянно установленной донной 4C сейсмической системы является время жизни оборудования. Различные факторы могут воздействовать на это время. Один очевидный способ отказа для любой электрической, или оптической системы - это отказ в компонентах, составляющих донную сеть. У всех рабочих электрических деталей есть определенное среднее время до отказа (СВО), которое показывает вероятность отказа от времени, принимая во внимание все компоненты системы. Тот же самый подход касается деградации оптоволокна. Однако, единственный компонент, подверженный поломке в 4C сейсмической станции на БР – это и есть само оптоволокно, действующее как чувствительный элемент и линия передачи сигнала. Главный фактор поломки оптоволокна в окружающей среде морского дна - разрыв кабеля, вызванный напряжением (в основном из-за изгиба и намотки волокна). Чтобы гарантировать необходимое время жизни после изготовления и соединения волокна, оно подвергается тесту, где в течение короткого промежутка времени его растягивает определённый груз. Когда известен вес груза, разрывающего волокно, можно использовать установленные физические модели, чтобы вычислить вероятность любой поломки в зависимости от времени на различных уровнях напряжения. Таким образом возможно вычислить СВО компонента оптоволокна, который содержится в 4К сейсмической станции. В принципе другие отказы могут также произойти. Отказ в механических компонентах, таких как материальная коррозия и утечки в герметичных компонентах. Оптоволоконная система использует анодную защиту (разработанна для работы в течении 100 лет), чтобы избежать эффектов коррозии и использует станцию с уравновешенным давлением, чтобы избавить от необходимости изоляции давления. Это - врожденная особенность оптоволокна, чтобы действовать и в качестве чувствительного элемента и в качестве линии передачи под гидростатическим давлением. Это огромное отличие от электрической системы, которая должны иметь изоляцию давления, чтобы избежать коротких замыканий, из-за попадания воды. |
Похожие:
 |
«Умный Дом Казань» Инструкция по эксплуатации средства защиты информации, от несанкционированного доступа ас «Умный-Дом» |
|
Лекция I и проблема языка и сознания лекция II 31 слово и его семантическое... Монография представляет собой изложение курса лекций, про* читанных автором на факультете психологии Московского государственного... |
|
Лекция I и проблема языка и сознания лекция II 31 слово и его семантическое... Монография представляет собой изложение курса лекций, про* читанных автором на факультете психологии Московского государственного... |
 |
Использование функции гаверсинусов в расчетах ориентации географических объектов «Умный дом» и «Умный город», а так же для нахождения положения звезд и планет на ночном небе при их наблюдении. Настоящая работа... |
|
Лекция Предмет, задачи и методы перевода Лекция Общая характеристика современной теории перевода. Лекция Переводческая эквивалентность |
|
Лекция Отечественная историография Гражданской войны в России Лекция... Лекция Национальная политика советского государства: теория и практика вопроса |
|
Курс лекций Ставрополь, 2015 содержание стр. Введение лекция Введение... Лекция 5: Приборы и приспособления для обнаружения и регистрации ионизирующих излучений |
|
Лекция № Внутрибольничная инфекция Асептика — это комплекс профилактических мероприятий, направленных на предупреждение попадания микробов в рану во время операции,... |
|
Лекция Основы процесса тестирования по 3 Лекция Как протестировать неизвестную программу или наращиваемый подход к первичному функциональному тестированию по. 17 |
|
Умный сад в подробностях Садовая успехология для дачников и дачниц Краснодар Умный сад в подробностях: Садовая успехология для дачников и дачниц.— Краснодар: «Советская Кубань», 1999,- 271 с.: ил |
|
Промышленный транспорт Учебное пособие Промышленный транспорт : учеб пособие / Н. Г. Мищенко, М. В. Бакалов; под ред. Н. Г. Мищенко; Рост гос ун-т путей сообщения. – Ростов... |
|
Лекция Автоматическое и автоматизированное управление. 5 Лекция Основные требования к scada-системам и их возможности. Аппаратные и программные средства scada-систем 17 |
|
Лекция Введение в курс «Компьютерные технологии в науке и образовании» Лекция Классификация и характеристика программных средств информационной технологии обучения (ито) 18 |
|
Литература См. Лекция 7,Лекция 8 Цель работы: Ознакомление с построением фильтров tcp/ip пакетов. Ознакомление с методами шифрования с открытым ключом на примере... |
|
Аграрно-промышленный комплекс в Украине просто разгромили «Экономика аграрных предприятий: проблемы теории и практики». Как говорилось в официальном документе форума, принятом по его окончании,... |
|
Содержание Введение Лекция Базы данных и файловые системы Файловые системы 1 Структуры файлов Лекция Ранние подходы к организации бд. Системы, основанные на инвертированных списках, иерархические и сетевые субд. Примеры. Сильные... |