На правах рукописи Павлов Владимир Анатольевич РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ СИСТЕМНО - СТРУКТУРИРОВАННОГО
advertisement
На правах рукописи Павлов Владимир Анатольевич РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ СИСТЕМНО - СТРУКТУРИРОВАННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Краснодар 2009 2 Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Нефтяная компания «Роснефть» (ОАО «НК «Роснефть») Научный доктор технических наук руководитель: Хасанов Марс Магнавиевич Официальные доктор технических наук оппоненты: Хисметов Тофик Велиевич Кандидат технических наук Кравцов Игорь Николаевич Ведущая Закрытое акционерное общество «Транс организация: Нафта» (ЗАО «Транс Нафта»), г. Москва Защита состоится “ 25 ” заседании диссертационного декабря совета 2009 г. в ДМ 10 часов на 212.100.08 Кубанского государственного технологического университета по адресу: 350020, г. Краснодар, ул. Красная, д. 135, ауд. 94. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Кубанского государственного технологического университета по адресу: 350072, г. Краснодар, ул. Московская, д. 2А. Автореферат разослан “25” ноября 2009 г. Ученый секретарь диссертационного совета кандидат химических наук, доцент Г.Г. Попова 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы Разработка представляет и эксплуатация собой предпроектных нефтяных комплексный исследований, и процесс, газовых месторождений объединяющий проектирования системы этапы разработки, реализации проектных решений, контроля технологических показателей и дальнейшего совершенствования проектных решений с учетом уточнения геологической сценарных информации, условий. Все появления эти этапы новых технологий, характеризуются изменения дефицитом и ограниченной достоверностью исходной информации. При этом, как правило, наиболее ответственные решения принимаются в начале разработки, а наиболее полная информация появляется только к концу разработки. В настоящее время становится все более очевидным, что как при моделировании, так и при проектировании разработки месторождения в целом, основные усилия должны быть сосредоточены на решении концептуальных задач, оптимальном планировании, эффективном контроле, а не переборе вариантов. Для решения проблемы координации и синхронизации данных, получаемых на различных этапах разработки месторождений, многие нефтегазодобывающие компании осуществили переход к проектному принципу работы в попытке достичь лучшего понимания и взаимодействия между группами специалистов при выполнении всех этапов проектирования. Одновременно с внедрением проектного принципа работы растет число инструментов, позволяющих реализовать комплексный подход к проектированию. В литературе подходы с использованием подобного инструментария связаны с построением единых самосогласованных моделей пласта и поверхности, т.е. интегрированной модели актива. Число публикаций связанных с данной тематикой с каждым годом увеличивается. Таким образом, проектирование разработки должно составлять согласованную последовательность действий, структурированную в рамках имеющихся представлений о системе (месторождении, регионе) в целом. При 4 таком системно-структурированном подходе для создания качественного проекта и воплощения его в жизнь необходимы: выделение главных факторов, использование моделей, адекватных качеству и объему данных; самосогласованность описания пласта, скважин и поверхностного обустройства; оптимизация процессов проектирования и инженерного сопровождения проектов; Создание технологий системно-структурированного проектирования разработки месторождений с учетом перечисленных положений и составляет содержание данной диссертационной работы. Цель работы Целью работы являлось развитие эффективных технологий системноструктурированного проектирования разработки месторождений нефти и газа. Для достижения этой цели были решены следующие задачи: разработка схемы эффективного проектирования; создание и апробация способов получения информации о подземном резервуаре из данных нормальной эксплуатации скважин; разработка методов комплексного анализа аналогов; разработка алгоритмов инженерных расчетов на концептуальном уровне с апробацией алгоритмов на реальных задачах; разработка способа контроля над эффективностью проведения геологотехнических мероприятий на месторождении; реализация полного цикла интегрированного проектирования на месторождениях ОАО «НК «Роснефть». Научная новизна Научная новизна работы определяется следующими наиболее значимыми результатами: Предложен метод восстановления относительных проницаемостей по данным нормальной эксплуатации скважин. фазовых 5 Предложен количественный подход к выбору и анализу месторожденийаналогов. Расширен метод материального баланса для случая трещиноватых коллекторов. Разработан и реализован алгоритм подбора оптимального диаметра труб разветвленной сети нефтесбора. Дана методика оценки нормативов капитальных затрат для нефтяного месторождения и их зависимости от изменения цен на основные материалы. Развит комплексный подход к интегральному анализу эффективности поведения геолого-технологических мероприятий (ГТМ). Практическая ценность Практический опыт внедрения системно-структурированного подхода к проектированию получен при выполнении интегрированных проектов на основных месторождениях ОАО «НК «Роснефть». В настоящее время по интегрированным проектам ведется разработка месторождений, дающих более 70% добычи ОАО «НК «Роснефть». Интегрированное проектирование позволило повысить чистый дисконтированный доход проектов в среднем на 15%. Интегральный способ анализа эффективности результатов проведения ГТМ используется на ежемесячных защитах ГТМ в ОАО «НК «Роснефть». Результаты проведенных исследований вошли в стандарт ОАО «НК «Роснефть» «Подготовка, экспертиза и защита интегрированных проектов» и ряд методических указаний Компании, в т.ч. «Подготовка интегрированных проектов разработки месторождений» (Москва, декабрь 2008 г., № П1-01 СЦ061 М-001). На защиту выносятся следующие положения: 1. Научные основы технологии создания интегрированного проекта. 2. Методы комплексирования данных: количественный подход к анализу месторождений – аналогов; восстановление относительных фазовых проницаемостей по воде. концевой точки кривых 6 3. Методы инженерных расчетов на этапе концептуального проектирования: расширение метода материального баланса на случай трещиноватых коллекторов; выбор оптимального диаметра труб нефтесборных сетей. 4. Методики построения модели для предварительного ТЭО вариантов разработки: оценка нормативов капитальных затрат и их зависимости от цен на основные материалы; оценка минимального рентабельного дебита нефти. 5. Способ интегрального анализа эффективности проведения геологотехнических мероприятий. Апробация работы Содержание диссертации докладывалось на научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений», (Россия, Уфа, 1-4 апреля 2008г), 6-ом Российском Нефтегазовом Конгрессе / RPGC 2008 (Россия, Москва, 24-26 июня 2008г), российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE 2008, (Россия, Москва, 28 – 30 октября 2008г), на научно-практической конференции «Методы интенсификации добычи углеводородного сырья. Опыт и перспективы» (Россия, Москва, 27-28 ноября 2008г), на II-м Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Россия, Москва, 15-16 сентября 2009г), на IX-й научнопрактической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Россия, Небуг, 15-17 сентября 2009г) на международной конференции «Global Petroleum Show» (Канада, Калгари, 6 – 10 июня 2008г), ежегодной конференции EAGE (Италия, Рим, 9-12 июня 2008г) и на научно-технических советах ОАО «НК «Роснефть». Публикации Основное содержание изложено в 13-ти публикациях (в т.ч. в 6-и статьях в рецензируемых журналах, входящих в перечень ВАК), в тезисах докладов 7-и конференций (в т.ч. в 3-х тезисах-публикациях Международного общества инженеров-нефтяников SPE). 7 Структура диссертационной работы Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, приложения и списка цитируемых источников, включающего 125 наименований. Диссертация изложена на 170 страницах, включает 13 таблиц и 59 рисунков. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, определены цель и задачи работы, сформулированы основные положения, выносимые на защиту, и дано краткое описание диссертации по главам. Первая глава вводит представление о системном подходе к проектированию, являющееся основой данной работы. Первая часть посвящена вопросам использования иерархии моделей оптимальной сложности, в условиях задачи реального управления процессами разработки. Рассмотрен вопрос выбора размерности модели при составлении физически обоснованных феноменологических моделей. Модели, используемые в проектировании, условно разбиты на несколько групп по сложности и размерности используемых данных о пласте. Во второй части главы вводится понятие интегрированного проектирования и его роль в предлагаемом подходе. Совместное рассмотрение подземного резервуара, скважин и поверхностной инфраструктуры – это первая задача интегрированного проектирования. Дальнейшая оптимизация может быть достигнута при рассмотрении месторождения, как части региона. В ряде случаев, интегрированное рассмотрение является единственным способом организовать разработку месторождения. Например, на большинстве участков Пояса тяжелых нефтей Ориноко. В третьей части рассмотрены стадии проектирования при системно структурированном подходе. Предложенная в работе схема данного процесса представлена на рисунке 1. Системный подход заключается в учете степени неопределенности и уровня решаемой задачи, сохранении преемственности решений, адекватном 8 расходовании временного и человеческого ресурса. При этом необходимо указать на важность оценки экономических показателей проекта. Оценка экономики выполняется на каждом этапе выполнения проекта, что позволяет существенно снизить риски проработки экономически нерентабельных технологических решений и значительно ускорить выполнение проекта. Концептуальное проектирование Анализ внешней инфраструктуры Прокси-модель пласта Определение истинных целей Заключение договора Анализ разработки Концептуальные решения, компоновка вариантов Расчет вариантов, экология Анализ неопреоделенностей Прокси-модель обустройства Шаблоны применения технологий, аналоги, укрупненные показатели Прокси-модель скважины S Экспертиза и консультации ДО и профильных департаментов Планирование проекта Подготовка первичной БД проекта Детальное проектирование Детальное геологическое моделирование Технологии бурения и заканчивания Гидродинамическое моделирование Анализ разработки Компоновка и расчет вариантов Расчет экономики. Принятие решений Моделирование обустройства Экспертиза и консультации ДО и профильных департаментов Внутренняя экспертиза НТС ДО НТС Компании ЦКР/ГКЗ F Рисунок 1 Схема системно-структурированного подхода к проектированию разработки В последующих главах рассмотрены алгоритмы, технологии и примеры практических приложений системно - структурированного проектирования разработки месторождений. Во второй главе рассмотрены алгоритмы и инструменты создания базы данных проекта. На этапе создания базы данных проекта неизбежно возникновение проблем нехватки и недостоверности данных. Необходимо также использование методов комплексирования информации, поступающей из разных источников. Рассмотрены методы привлечения данных месторождений – аналогов и использования данных нормальной эксплуатации. 9 В первой части рассмотрены существующие в настоящее время возможности для применения метода аналогий, состоящем в восполнении данных и анализе методов разработки и добычи по интересующему объекту. Задачу поиска аналогов нередко ассоциируют с поиском «объектаблизнеца», т.е. объекта, наиболее схожего по геологическому строению. Вместе с тем, спектр решаемых задач здесь гораздо шире: Поиск аналогов по геологическому строению и геолого-физическим характеристикам Изучение стратегии разработки Анализ применения новой технологии Количественный анализ аналогов С точки зрения восполнения данных основной интерес представляет развитие количественных подходов для применения метода аналогий с применением физически содержательных зависимостей на выбранной группе аналогов для уточнения недостающих данных, обобщения мирового опыта. Рисунок 2 иллюстрирует данную идею восстановления параметра по аналогам. Далее приведены практические примеры решения каждой из представленных типовых задач. Продемонстрировано решение задачи кластеризации для определения аналогов по геологическому строению и геолого-физическим характеристикам между месторождениями о. Сахалин и прилегающего шельфа. Приведены примеры анализа стратегий разработки на основании литературных данных и базы аналогов. Для оценки потенциала увеличения нефтеотдачи в мировой практике используются методики полуфеноменологического ранжирования и построения регрессий: компаниями BP, Chevron - для оценки коэффициента извлечения нефти (КИН), компаниями Shell – для подбора кандидатов на применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН). 10 1.0 Искомый параметр 0.9 0.8 0.7 Корреляция 0.6 0.5 0.4 0.3 Объекты-аналоги 0.2 0.1 0.0 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 F(x1,x2,x3) 0.5 0.6 0.7 0.8 Рисунок 2 Количественный подход к восстановлению данных с помощью месторождений–аналогов: построение корреляционных зависимостей на множестве объектов-аналогов. В данной работе предлагается для решения подобных задач использование физически содержательных подходов, основанных на упрощенных моделях. Приводится пример оценки величины целевого КИН на группе терригенных коллекторов основных месторождений ОАО «НК «Роснефть». За основу принята трехчленная формула для КИН, которая расширена введением дополнительного понижающего коэффициента, описывающего «сложность» объекта: КИН К ВЫТ К ОХВ. S К ОХВ. h К СЛОЖН К ВЫТ – коэффициент вытеснения; КОХВ.S площади; К ОХВ.h (1) – коэффициент охвата по – коэффициент охвата по мощности (оценивается из неоднородности по проницаемости в модели Дайкстры-Парсонса); К СЛОЖН – понижающая поправка, учитывающая сложность строения месторождений, 11 Проектная величина КИН 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 Оценка величины КИН Юганскнефтегаз Пурнефтегаз Томскнефть y=f(x)=x Приобское Рисунок 3 Сравнение величины целевого значения КИН, оцененного по модели, с проектным значением по терригенным коллекторам основных месторождений ОАО «НК «Роснефть». наличие газовых шапок, подстилающей воды. Сравнение результата экспрессоценки КИН с проектными величинами приведено на рисунке 3. Развитие методов количественного анализа месторождений-аналогов необходимо не только для анализа потенциала разработки, но и для восполнения данных об объекте разработки. Во второй части предложен способ восстановления концевой точки относительных фазовых проницаемостей (ОФП) по воде из данных нормальной эксплуатации. За основу взят следующий характерный вид модифицированных ОФП по воде и нефти соответственно: s - s wc f w Fw 1 s s oi wc m1 Fw s dm1 (2) f о 1 - s d m2 где s – водонасыщенность, swc – насыщенность при связанной воде, soi – начальная нефтенасыщенность, sd - безразмерная водонасыщенность, Fw концевая точка ОФП по воде. Величины показателей степеней по воде m1 и 12 нефти m2, концевой точки Fw существенно влияют на выбор оптимальной системы разработки месторождений. Нахождение, либо уточнение этих параметров на основе данных нормальной эксплуатации добывающих скважин разбуренных участков поможет более достоверно выбрать оптимальную систему разработки для неразбуренных участков и месторождений аналогов. Для вычисления используются трех данные параметров, по описывающих зависимости кривые динамики ОФП, коэффициента продуктивности скважин от обводненности скважинной продукции. Для этого вычисляется взвешенная нормированная невязка расчетной аналитической динамики коэффициента продуктивности с фактической. Для учета возникающей неопределенности оценки показателей степени по нефти и воде в данной некорректно поставленной задаче применяется метод регуляризации, для чего определяется связь между степенями по воде и нефти, исходя из модели Дайкстры-Парсонса. Полученная взаимосвязь показателей степени для карты невязок, представленной на рисунке 4, с хорошей точностью аппроксимируется соотношением m1=1/m2, из чего для заданной величины невязки (=0,05 на рисунке 4) получено: m1=0,8±0,1; Fw=0,3±0,04. В третьей главе предложено несколько методов инженерных расчетов на этапе концептуального проектирования, позволяют которые описать процессы простыми моделями, не нарушив целостности картины. Кроме того, рассмотрен простой способ мониторинга эффективности реализации геолого-технических мероприятий. Отечественная нефтедобыча имеет богатейший опыт концептуального проектирования Рисунок 4 Карта невязок и регуляризация решения для параметров m1, m2 для Приобского месторождения 13 систем разработки месторождений и сбора продукции. В то же время, публикации международного проектированию сбора общества скважинной инженеров-нефтяников продукции, по рассматривают преимущественно алгоритмы автоматизации поиска локального оптимума, например, в приложении к системам трубопроводов. Также, в отечественной нефтегазовой отрасли давно поднимается вопрос укрупненной оценки экономических показателей, был издан ряд методических пособий, например, по выбору способа транспортировки нефти и нефтепродуктов. В первой части главы предлагается расширение метода материального баланса на случай трещиноватых коллекторов. Предполагается, что добыча нефти происходит через систему трещин: нефть перетекает из матрицы в трещины из-за разницы давлений в них. Уравнение материального баланса строится в упрощающих предположениях: нет газовой шапки и нет добычи и закачки газа, а так же отсутствует приток воды. Предложенный метод апробирован для расчета балансовых запасов нефти и построения прогноза падения пластового давления и дебитов жидкостей на месторождении с карбонатным трещиноватым коллектором второго типа. Проведена оценка сжимаемости трещин, предполагая, что в начальный момент разработки основная добыча ведется из трещин. Полученные значения сжимаемости матрицы и трещин составляют 0,910-4 атм.-1 и 1,310-3 атм.-1 соответственно. Полученная величина 95 млн. т, находится в соответствии с ранее доказанными запасами месторождения. Был оценен вклад каждого слагаемого (физического процесса) в режим залежи, результат представлен на рисунке 5. В заключение параграфа оценен вклад относительной ошибки в определении параметров в погрешность расчета накопленной добычи нефти. Максимально влияет ошибка в определении доли балансовых запасов нефти в матрице, далее следует сжимаемость трещин, давление насыщения и сжимаемость матрицы. 14 С помощью предложенного уравнения материального баланса для трещиноватых коллекторов возможно: оперативно оценивать балансовые запасы нефти с погрешностью 5-10 %, рассчитывать пластовое давление с погрешностью 10-15 %, прогнозировать падение пластового давления, определять режим работы пластовой залежи и долю физических процессов в энергетике пласта, оценивать эффективность метода разработки. Рисунок 5 Влияние компонент уравнения материального баланса для рассматриваемого месторождения с трещиноватым коллектором. Во втором разделе описана интегрированная модель, учитывающая влияние пласта, скважины, элементов обустройства, которая реализована в виде формы в MS Excel. Рассмотрена задача о выборе оптимального давления на первой ступени сепарации. Двухступенчатый процесс сепарации нефти и подготовка до товарных кондиций, смоделированы на основе уравнения состояния Пенга-Робинсона. Показано, что существует оптимальное давление на первой ступени сепарации нефти, а выход товарной нефти существенно зависит от давления на первой ступени сепарации в случае легких нефтей с высоким начальным газосодержанием. На данном простом примере проиллюстрировано, что процесс разработки следует рассматривать совместно с процессом сбора и 15 подготовки нефти, особенно в случае легких нефтей с высоким начальным газосодержанием. В третьем разделе рассмотрена задача подбора оптимальных диаметров для каждого сегмента разветвленной сети нефтесбора. Сформулированы алгоритмы выбора оптимального диаметра труб нефтесборных сетей, позволяющие решить обозначенные задачи. При этом многофазное течение описывалось с помощью корреляции Беггса-Брилла. Разработано несколько методик подбора диаметра для одного сегмента трубопровода, не связанного в сеть. При этом учитываются ограничения на величину перепада давления на 1 км трубы и на скорость жидкости. Также разработан алгоритм подбора диаметров труб разветвленной древовидной схемы нефтесбора. Задавая дебиты кустов/скважин, свойства продукции, давление на сепараторе, параметры труб (длины, шероховатость), геометрию системы (таблицы соединений труб и направлений потоков) и набор применяемых диаметров, итерационно вычисляются оптимальные диаметры для каждого сегмента схемы. При этом учитываются следующие ограничения: 1) Оптимальное падение давления на 1 км трубопровода. 2) Ограничения на величину давления в районе кустовых площадок. Планируется интегрирование данных методик в корпоративный программный комплекс «Геология и добыча». В четвертом разделе рассмотрены способы оценки экономических показателей проектов, а также для прогнозирования изменения величин вложений при изменении цен на ресурсы. Предложен алгоритм расчета нормативов капитальных затрат, в том числе, в зависимости от стоимости основных материалов и подход к оценке рентабельности ввода и выбытия фонда скважин исходя из оценки минимального рентабельного дебита по нефти. Предложены простые физически содержательные способы вычисления расхода основных материалов и стоимости работ при строительстве скважин, основных линейных и площадных объектов. 16 Капитальные затраты на линейные и площадные объекты обустройства вычисляются как произведение: расчетной оценки приходящихся на скважину объемов материалов, и соответствующих нормативов стоимости, и количества единиц фонда скважин. На рисунке 6 на примере одного из крупных месторождений Западной Сибири показана массовая доля материалов и удельный вклад стоимости основных объектов месторождения в общие капитальные затраты. При сравнении результатов расчета динамики капитальных вложений в предложенной прокси-модели и по бизнес-плану, расхождение между расчетами составило ~ 3%. 14% 4% 2% 6% 8% 35,57% 9% 57% 64,39% 0,04% Цемент Алюминий Сталь Линейные объекты Площадные объекты Объекты энергохозяйства ОНСС Дороги Скважины Кусты Рисунок 6 Суммарные удельные объемы материалов (массовая доля) и удельные величины капитальных затрат. Помимо оценки величины капитальных вложений важным аспектом при расчете технико-экономических показателей проекта является вопрос ввода и выбытия фонда скважин. Оценку динамики выбытия фонда скважин можно выполнить по величине минимального рентабельного дебита. В работе предложен шаблон, определяющий минимальный рентабельный дебит нефти для новых и действующих скважин и проводящий анализ чувствительности минимального дебита нефти от обводненности. Шаблон выполнен в виде формы в MS Excel с учетом следующих исходных предположений: все капитальные вложения и ГТМ (в случае нового месторождения это – ввод скважины из бурения) приводятся на первый расчетный месяц. Величина дебита жидкости постоянна во времени, переменные расходы учитывают только стоимость обслуживания скважины и 17 подъем жидкости на поверхность. Динамика добычи нефти может определяться одним из способов: через запускные дебиты и темпы падения, либо по расчетной характеристике вытеснения (метод Дайкстры-Парсонса), либо по фактической характеристике вытеснения. Алгоритм расчета следующий: 1. Задание входных параметров: удельных капитальных и операционных затраты, сценарные условия, количество новых скважин и кустовых площадок, стоимости, балансовые запасы, накопленная добыча, начальный проектный дебит скважины по нефти. 2. Расчет динамики добычи нефти и жидкости, объемов закачки. 3. Расчет экономических параметров. Шаблон позволяет определять, например, величины минимального рентабельного дебита с точки зрения операционных и капитальных затрат, сравнивать варианты разработки, оценивать рентабельность ГТМ. В пятом разделе предложен интегральный способ анализа эффективности проведения ГТМ. В качестве отправного инструмента для анализа используется представление ранжированных по эффективности мероприятий в форме графиков накопленным итогом в координатах дополнительные затраты дополнительная добыча. Данный способ представления хорошо известен как «график Лоренца-Леймкулера» (далее – график Лоренца). В модельном примере на рисунке 7 отклонение графика от прямой является мерой однородности выборки, тангенс угла наклона (угол соответствует эффективности вложений в случае ГТМ. на рисунке) 18 Анализируются эффективность в разрезе нескольких показателей (низкая/высокая): средней эффективности, К 0, определенная как отношение накопленной добычи накопленным к затратам (т.н./тыс. руб.) К0 tg() на графике Лоренца при выборе 100 Накопленный эффект, (напр., тыс.т.н.) Величина 75 50 0 0 соответствующих размерностей координат. Индекс Средняя эфф. Низкая эфф. 20 40 60 80 100 Накопленные затраты, (напр., млн.руб.) 120 Рисунок 7 График Лоренца. Условно Джини «коэффициент 0<L<1 Высокая эфф. 25 (или график разбит на участки с различной Лоренца»), эффективностью ГТМ. характеризующий разброс по эффективности. Чем больше L, тем меньше повторяемость эффекта. Оценка доли низкоэффективных мероприятий (или затрат) внутренняя норма рентабельности ( IRR от англ. internal rate of return) меньше заданной (в данном случае, 25 %), которую, как показано в работе, можно оценить из условия на граничную величину производной на графике Лоренца, задающую минимальный рентабельный удельный прирост дополнительной добычи по нефти Кmin. В работе приведены примеры практического применения из опыта работы дочерних обществ ОАО «НК «Роснефть». Пример сопоставления различных видов ГТМ приведен в Таблице 1. Основным показателем эффективности является среднее значение удельного прироста накопленной добычи K0. В примере наиболее эффективным видом ГТМ по данному параметру является ГРП (гидроразрыв пласта), имеющий наибольший прирост на единицу затрат при умеренной доле мероприятий с IRR < 25%. Также можно выполнить ранжирование по удельному приросту, нормированному на величину 19 минимальной рентабельной дополнительной добычи нефти (K0/Kmin). Наименее эффективные ГТМ по величине удельного прироста накопленной добычи – зарезка бокового ствола (ЗБС) и ремонтно-изоляционные работы (РИР). Кроме того, для сопоставления эффективности мероприятий используется величина индекса Джини. В приведенном примере наблюдается широкий диапазон разброса по эффективности мероприятий в случае интенсификации добычи нефти (ИДН) и РИР (большое значение индекса Джини). Для ИДН и РИР в качестве направления повышения эффективности видится увеличение Таблица 1 Сравнение эффективности различных видов ГТМ. Вид ГТМ K0, т.н./тыс. руб. Индекс Джини Доля Кmin, мероприятий с т.н./тыс. К0/Кmin IRR<25%, % руб. Эффект, лет ГРП 3,8 0,45 17 1,00 3,8 5 ИДН 2,7 0,6 7 0,62 4,3 1 ОПЗ 1,9 0,49 17 0,70 2,7 1 РИР 1,6 0,67 44 0,63 2,6 2 ЗБС 1,1 0,39 40 0,78 1,4 5 однородности мероприятий по эффективности, состоящее в более тщательном подборе кандидатов и контроле выполнения работ. В случае же ЗБС и ГРП, для повышения эффективности, скорее всего, потребуется пересмотр дизайна мероприятия на месторождении в целом. Также в работе приведен пример анализа изменения дизайна ГТМ, и поиск дальнейших путей повышения эффективности, в ходе анализа в разрезе подрядчиков, выполняющих данные работы. На примере рассмотрены вопросы планирования определения и оперативного предполагаемых контроля целевых эффективности параметров на ГТМ, основе способ данных предыдущих лет. Преимуществом предлагаемого подхода является отсутствие в анализе явной зависимости от сценарных экономических условий региона (цен, 20 налогов). Подход позволяет простыми математическими инструментами оценивать эффективность ГТМ определять возможные направления оптимизации. В настоящее время данный подход уже используется на практике для: 1. Предоставления анализа эффективности на защитах добычи и ГТМ. 2. Бизнес планирования инвестиций в геолого-технические мероприятия. В четвертой проектирования, главе описывается расширяется методология понятие интегрированного проектирования, приводится пример оптимизации работы пласта с помощью единой интегрированной модели, рассмотрены примеры практических задач, возникших в ходе подготовки данной работы при выполнении интегрированных проектов. В первом разделе вводится понятие иерархии интегрированных моделей. Рассмотрены группы интегрированных моделей различной сложности: балансовая, 1D-модель, 2D-модели и выше, и критерии их применимости. Рассмотрены ключевые этапы построения интегрированных моделей и схема рабочего процесса проектирования. Во втором разделе на примере Ванкорского месторождения рассмотрена задача проектирования разработки нового актива. В связи с успешной доразведкой месторождения и значительным увеличением доказанных запасов, возникла необходимость пересмотра утвержденных проектных мощностей системы сбора продукции на месторождении. За счет предполагаемого увеличения нагрузки на всю систему добычи и нефтесбора потребовалась оптимизация всей поверхностной инфраструктуры. Так же, по причине предполагаемого увеличения коэффициентов продуктивности пластов, и, как следствие, увеличения дебитов, понадобилось провести расчет пропускной способности труб НКТ и полный узловой анализ системы нефтесбора. В третьем разделе на примере Приобского месторождения рассмотрена задача оптимизации доразработки. Для такого крупного месторождения одним из факторов успешной разработки является эффективная организация системы 21 поддержания пластового давления (ППД), в данном случае осложняющаяся эффектом автоГРП и высокой изменчивостью геолого-физических характеристик по латерали. Для решения данной задачи создана интегрированная прокси-модель разработки месторождения, реализованная в шаблоне MS Excel. В ходе выполнения данной работы решены несколько технических проблем, характерных для моделирования доразработки крупного месторождения: определены кривые продуктивности пласта, которые бы верно описывали модель автоГРП, рассмотрена проблема недокомпенсации отборов жидкости для скважин, удаленных от КНС. С помощью реализованной интегрированной модели месторождения проведен анализ эффективности работы системы ППД, оптимизация и прогноз разработки месторождения, представлены выводы о необходимых изменениях во всей системе разработки. В четвертом разделе рассмотрено создание интегрированной модели для Ковыктинского газоконденсатного месторождения. Сложность разработки данного месторождения состоит в нахождении углеводородов в коллекторе при точке росы, что влечет выпадение конденсата в призабойной зоне пласта даже при небольших депрессиях. С точки зрения поверхностного оборудования, месторождение характеризуется отсутствием инфраструктуры, вариациями альтитуд от 500 до 1500 метров. В качестве инструмента расчетов использовался модернизированный пакет IPM компании Petroleum Experts путем реализации алгоритма автоматического подбора рабочего давления на УКПГ и порядка разбуривания участка с учетом контрактных обязательств на основе затратной экономической модели. Проведен анализ чувствительности вариантов разработки к параметрам, предложены методы выбора оптимальной стратегии разработки. В заключении сформулированы основные выводы, приведен опыт, полученный при внедрении системно-структурированного подхода к 22 проектированию при выполнении т.н. интегрированных проектов на основных месторождениях ОАО «НК «Роснефть». Далее сформулированы результаты работы, состоящие в разработке и внедрении научно обоснованных подходов к проектированию и контроля эффективности выполнения проектных решений. РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ. 1. Предложены принципы эффективного проектирования, состоящие в целостном видении соответствующих проектирования проекта разработки, неопределенности от построения данных, использовании взаимосвязанности геологической модели до моделей, этапов оценки экономических показателей. 2. Формализованы подходы восполнения информации о пласте методами: количественного анализа месторождений-аналогов, анализа данных нормальной эксплуатации скважин и натурных экспериментов. 3. Предложены методы инженерных расчетов на этапе концептуального проектирования: расширение метода материального баланса на случай трещиноватых коллекторов; решение задачи о выборе оптимального давления на первой ступени сепарации; алгоритм подбора оптимального диаметра труб разветвленной сети нефтесбора; методика оценки нормативов капитальных затрат для нефтяного месторождения, исходя из минимального объема информации (фонд скважин) и расчета изменения величины капитальных затрат при изменении цен на основные материалы; методика оценки минимального рентабельного дебита нефти. Также рассмотрен способ интегрального анализа эффективности проведения совокупности геологотехнических мероприятий. 4. Представлена предлагаемая схема интегрированного проектирования и рассмотрены практические примеры выполнения нескольких интегрированных проектов. 23 Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах: 1. Севастьянова К.К., Павлов В.А. Применение метода материального баланса для прогнозирования темпов добычи пластовых флюидов и падения пластового давления для карбонатных трещиноватых коллекторов. Нефтяное хозяйство, 2007, т.11, с.14-17. 2. Antonenko D.A., Pavlov V.A., Surtaev V.N., Sevastyanova K.K. Integrated Modeling of the Priobskoe Oilfield // SPE 117413, 2008. 3. Khasanov M.M., Afanasiev I.S., Latypov A.R., Pavlov V.A., Antonenko D.A., Surtaev V.N. Hierarchy of the Integrated Models // SPE 117412, 2008. 4. Antonenko D.A., Pavlov V.A., Sevastyanova K.K., Usmanov T.S., Zhdanov R.M. Selecting an Optimal Field Development Strategy for the Vankor Oilfield Using an Integrated-Asset-Modeling Approach // SPE 113554, 2008. 5. Павлов В.А., Суртаев В.Н. Иерархия цифровых интегрированных моделей месторождений // Тезисы конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений», Россия, Уфа, 2008, с.31-32. 6. Емченко О.В., Надеждин О.В., Павлов В.А., Савичев В.И. Алгоритмы построения деревьев-решений на основе стандартного комплекса ГИС для обнаружения емкостных классифицирующих свойств «Математическое разреза моделирование пласта. и признаков // фильтрационно- Тезисы компьютерные конференции технологии в разработке месторождений», Россия, Уфа, 2008, с.15-16. 7. Павлов В.А., Антоненко Д.А., Суртаев В.Н., Севастьянова К.К. Анализ пропускной способности наземных трубопроводов и НКТ с использованием интегрированной модели месторождения // Нефтяное хозяйство, 2008, т.11, с.76-80. 8. Торопов К.В., Павлов В.А., Суртаев В.Н., Карапетян А.О. Выбор оптимального давления на первой ступени сепарации // Нефтяное 24 хозяйство, 2008, т.11, с.90-92. 9. Хасанов М.М., Суртаев В.Н., Тарасов П.А., Торопов К.В., Павлов В.А. Системно-структурированный подход к проектированию // Нефтяное хозяйство, т.11, 2008, с.71-75. 10. Павлов В.А. Интегральный способ анализа эффективности проведения геолого-технических мероприятий // Нефтяное хозяйство, 2009, т.6, с.7680. 11. Афанасьев И.С., Павлов В.А., Загуренко А.Г., Антоненко Д.А., Хайдар А.М. Применение методов увеличения нефтеотдачи в НК «Роснефть» // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Материалы II Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» в 2-х. томах, Т.1., Россия, Москва, 2009, с. 24-33 12. Павлов В.А. , Антоненко Д.А., Загуренко А.Г., Ключевые аспекты увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» // Тезисы докладов IX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», Россия, Небуг, 2009, с.34-35. 13.Грачев Н.Е., Карапетян А.О., Павлов В.А., Суртаев В.Н. Автоматизированный поиск оптимального диаметра нефтесборного трубопровода // Нефтяное хозяйство, 2009, т.10, с.116-118.
