авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

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


Pages:   || 2 |

Системные подходы к снижению рисков при моделировании разработки нефтегазовых месторождений

-- [ Страница 1 ] --

На правах рукописи

Антоненко Дмитрий Александрович

СистемнЫЕ ПОДХОДЫ К СНИЖЕНИЮ РИСКОВ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва 2010

Работа выполнена в Управлении технологий разработки месторождений Корпоративного Научно-Технического центра Открытого акционерного общества «Нефтяная компания «Роснефть» (ОАО «НК «Роснефть»)

Научный руководитель:
  • доктор технических наук
Хасанов Марс Магнавиевич
Официальные оппоненты:
  • доктор технических наук, профессор Федоров Вячеслав Николаевич
  • Кандидат технических наук
    Курамшин Ринат Мунирович
Ведущая организация: - Институт прикладной математики
им. М.В. Келдыша РАН

Защита состоится “23”сентября 2010 г. в 10:00 часов на заседании диссертационного совета ДМ 002.203.01 при НЦ НВМТ РАН по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д. 4

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д. 4

Автореферат разослан “24”августа 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук Аверьянов А.П.

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Подземные нефтегазосодержащие пласты являются сложными, неопределенными и плохо формализуемыми системами, что обуславливает высокие риски при разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Модели таких пластов содержат десятки и сотни параметров, определяемых с невысокой точностью либо принимаемых инженером-разработчиком исходя из его опыта с большей или меньшей степенью достоверности. Далее, на основании прогнозов, полученных на этих моделях, принимаются решения, стоимость которых зачастую составляет миллиарды рублей.

Для снижения рисков и увеличения точности прогнозов при моделировании сложных объектов необходимо использовать весь доступный спектр расчетных инструментов. Системный подход к моделированию процессов нефтегазодобычи подразумевает создание комплекса иерархически выстроенных взаимосогласованных моделей для решения различных задач на одном и том же объекте моделирования.

В каждом случае сложность применяемой модели должна соответствовать требованиям к точности получаемого результата в соответствии с качеством исходных данных. Применение разных моделей позволяет проводить перекрестную проверку результатов и избегать длительной настройки сложных моделей за счет использования оптимальных решений, получаемых на простых моделях (движение «от простого к сложному»). В свою очередь, результаты, получаемые на детальных моделях должны уточнять простые модели более высокого уровня за счет корректировки закладываемых в них зависимостей.

Большое внимание следует уделять оптимизации алгоритмов моделирования на каждом из уровней сложности моделей, что позволит повысить точность и скорость расчетов, сократить трудоемкость моделирования, снизить вероятность появления ошибок и перенести акценты с технической подготовки моделей на анализ получаемых результатов. При этом необходимо выбирать такие инструменты для выполнения расчетов, которые позволят достичь требуемого результата вне зависимости от их первоначального предназначения. Так, в качестве альтернативы локального измельчения сетки скважин для моделирования конусообразования в поровом коллекторе можно применить алгоритмы моделирования коллекторов с двойной проницаемостью, что кратно сокращает трудоемкость подготовки моделей месторождений с большим количеством скважин.

Для максимального снижения рисков, связанных с неопределенностями геологического строения месторождения и недостаточной геологической изученностью пластов, также требуется создание инструментов количественной оценки рисков и планирования мероприятий по их снижению.

Системный подход к моделированию систем разработки месторождений подразумевает также создание и использование шаблонов применения технологий. Такие шаблоны, построенные на основе предварительно выполненных детальных расчетов, определяют области наиболее эффективного применения каждой конкретной технологии (в отличие от традиционно используемых критериев применимости), что позволяет инженеру-разработчику использовать полученный на предыдущих этапах опыт и не проводить повторные вычисления для аналогичных условий другого месторождения.

Таким образом, в условиях высокой неопределенности и больших стоимостях ошибочных решений необходимо применять иерархию моделей для каждого из моделируемых объектов с количественной оценкой рисков и оформлением результатов в виде шаблонов применения технологий.

Основная цель диссертационной работы заключается в систематизации подходов к снижению рисков при разработке месторождений за счет применения иерархически выстроенной системы моделей разного уровня сложности, оптимизации алгоритмов расчетов и использования шаблонов применения технологий для передачи полученных знаний и опыта.

Задачи работы

В работе поставлены и решены следующие задачи:

  1. Создание модели месторождения «высокого уровня», комплиментарной полноразмерной гидродинамической модели, для оперативной оптимизации размещения горизонтальных стволов скважин по разрезу и динамики движения флюидных контактов
  2. Создание методики и алгоритма учета «тонких» прискважинных эффектов (с размерами на порядки меньшими размеров ячейки модели) в водогазонефтяных зонах в гидродинамических моделях.
  3. Разработка алгоритма количественной оценки и пространственной локализации неопределенностей при детальном геологическом моделировании нефтяных месторождений.
  4. Создание шаблонов применения систем контроля притока в горизонтальные скважины и определения оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин в системе разработки месторождения с заводнением.

Методы решения поставленных задач

Методами исследований являются:

  • Анализ и обобщение мирового опыта моделирования сложных водогазонефтяных систем.
  • Анализ алгоритмов численного расчета моделей с двойной проницаемостью в существующих коммерческих гидродинамических симуляторах.
  • Численное моделирование месторождений с применением локального измельчения сетки скважин и двойной проницаемостью для сопоставления результатов расчетов.
  • Построение карт неопределенности в параметрах месторождения на основе статистического анализа.
  • Разработка формата представления результатов детальных расчетов для использования в качестве шаблонов применения технологий.

Научная новизна

Научная новизна работы определяется следующими наиболее значимыми результатами:

  1. Разработан и обоснован альтернативный локальному измельчению сетки модели подход к численному моделированию прискважинных эффектов на крупноячеистых моделях.
  2. Разработана методика количественного анализа неопределенностей при геологическом моделировании и алгоритм оптимизации объема и типа исследований, проводимых на месторождении.
  3. Созданы алгоритмы расчета технологической эффективности систем управления притоком в горизонтальные скважины как для выравнивания притока в резко неоднородном коллекторе, так и для случая компенсации потерь на трение в скважине для высокопроницаемого коллектора.
  4. Разработан алгоритм выбора оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин для обеспечения компенсации отборов жидкости закачкой воды.

Практическая ценность работы

Применение иерархии моделей и шаблонов применения технологий позволяет значительно сократить трудоемкость процесса проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений, а также повысить качество принимаемых проектных решений. Данные подходы нашли отражение в стандарте ОАО «НК «Роснефть» «Подготовка, экспертиза и защита интегрированных проектов» и ряде методических указаний Компании и используются в Корпоративных научно-исследовательских и проектных институтах.

Данные подходы позволили разработать эффективные технологические решения по освоению Юрубчено-Тохомского месторождения ОАО «НК «Роснефть». Совокупность предлагаемых мер, рекомендованных на основании расчетов по представленным алгоритмам (перевод месторождения на режим гравитационного разделения фаз в пласте, закачка газа в газовую шапку, отказ от ППД водой), существенно повлияла на целый ряд технико-экономических показателей разработки месторождения.

В частности, увеличение проектных уровней добычи нефти по сравнению с ранее утвержденным проектным документом составило 79%, сокращение добычи газа – на 72%, сокращение добычи воды – на 85%, увеличение КИН – 45%. Это позволило сократить капитальные затраты на 48%, а операционные – на 17%, что привело к увеличению накопленного дисконтированного денежного потока (NPV) проекта на 57,4 млрд. руб.

На защиту выносятся следующие положения:

  1. Методы оптимизации расчетных алгоритмов при моделировании разработки нефтегазовых месторождений – применение иерархии моделей и использование алгоритмов двойной проницаемости в качестве альтернативы локальному измельчению сетки скважин.
  2. Методика количественной оценки и анализа неопределенностей при геологическом моделировании для оценки рисков проекта и эффективного планирования геологоразведочных работ.
  3. Шаблоны применения технологии пассивного управления притоком в горизонтальные скважины и определения оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения методом заводнения.

Апробация работы

Содержание диссертации докладывалось на Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE 2006 (Москва, 26 – 28 октября 2006 г.), XI международной научно-практической конференции «Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа» (Москва, 25-26 июня 2007 г.), Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 18-19 сентября 2007 г.), 7-й Научно-практической конференции "Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами", (г. Геленджик, 25-27 сентября 2007 г.), Заседании ЦКР Роснедра (Москва, 4 декабря 2007 г.), SPE/EAGE Annual Conference and Exhibition 2008 (Италия, Рим, 9-12 июня 2008 г.), Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE 2008 (Москва, 28 – 30 октября 2008 г), II Международном научном симпозиуме и выставке «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (15-16 сентября 2009 г.), на научно-технических советах ОАО «НК «Роснефть» (в 2005-2010 гг).

Результаты проведенных исследований вошли в стандарт ОАО «НК «Роснефть» «Подготовка, экспертиза и защита интегрированных проектов» и ряд методических указаний Компании, которые были использованы Корпоративными научно-исследовательскими проектными институтами НК «Роснефть» при подготовке более 400 проектов разработки месторождений.

Публикации

Основное содержание изложено в 19-ти публикациях, в том числе 8 публикаций в изданиях, входящих в перечень ВАК, в тезисах докладов 10-и конференций (в том числе, в 4-х публикациях Международного общества инженеров-нефтяников SPE и Европейской ассоциации геологов и инженеров EAGE).

Структура диссертационной работы

Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, приложения и списка цитируемой литературы, включающего 116 наименований. Диссертация изложена на 121 странице, включает 2 таблицы, 34 рисунка.

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.

В первой главе представлена иерархическая система взаимосогласованных моделей для решения задач различного уровня сложности. Зачастую одну и ту же задачу можно решить разными способами с привлечением различных инструментов отличающимся друг от друга различной сложностью, трудоемкостью построения модели, а также точностью воспроизведения тех или иных эффектов, и проблема определения оптимального инструмента проектирования является весьма актуальной.

В рамках проектирования разработки месторождения должны применяться модели разного уровня сложности для решения разных задач. Применение разных моделей позволяет проводить перекрестную проверку результатов и избегать длительной настройки сложных моделей за счет последовательного поиска оптимальных решений на моделях соответствующего уровня («от простого к сложному»). В иерархической системе моделей необходимо взаимное согласование разных уровней для обеспечения возможности перехода вверх или вниз по иерархии моделей до уровня, соответствующего поставленной задаче. При выборе уровня сложности и детальности модели для решения конкретной задачи можно руководствоваться двумя основными принципами:

  1. Соответствие сложности модели решаемой задаче. Для увеличения эффективности проектирования необходимо использовать модели минимально достаточного уровня сложности. Если существует возможность решить задачу двумя способами, нужно выбрать наиболее простое решение. В противном случае дополнительные трудозатраты на построение более сложной модели не являются необходимыми и снижают эффективность проекта (результат достигается с большими затратами человеческих ресурсов и машинного времени).
  2. Соответствие сложности модели степени изученности объекта моделирования. Детальная трехмерная геолого-гидродинамическая модель, построенная на недостаточном количестве геолого-физической информации, не обеспечит большую точность результата по сравнению с простыми аналитическими вычислениями и оценками.

В первой части главы рассмотрена методика создания модели высокого уровня на основе уравнения материального баланса для оптимизации разработки нефтяного месторождения с газовой шапкой и подстилающей водой. Вместо обычного для решения такой задачи гидродинамического симулятора в данном случае можно воспользоваться более простой полуаналитической моделью. Исходя из объемов добычи и закачки, в каждый момент времени можно рассчитать пластовое давление и объемы, которые занимают газ, нефть и вода в пластовых условиях и определить положение флюидных контактов (Рис. 1).

Рис. 1. Динамика перемещения ГНК и ВНК относительно забоя скважин.

Интервал проводки горизонтального ствола оптимизируется таким образом, чтобы прорыв газа и воды происходил одновременно, т.е. смыкание водонефтяного и газонефтяного контактов происходит точно в интервале проводки скважины, обеспечивая достижение максимального КИН.

Применение описанной методики позволяет выполнять оперативные расчеты и оптимизировать разработку месторождения без использования ресурсоемких инструментов. В дальнейшем найденные оптимальные решения уточняются с использованием полномасштабных геолого-гидродинамических моделей, однако двухстадийный подход с применением моделей различной сложности позволяет значительно сократить продолжительность и трудоемкость этапа оптимизации разработки месторождения на всех стадиях.

Во второй части главы рассмотрены вопросы моделирования эффектов, локализованных в областях, размеры которых на порядки меньше, чем размеры ячеек гидродинамических моделей. Примерами таких эффектов являются образование конусов газа и воды при прорыве их в скважины, формирование заколонных перетоков, измененные проницаемости в призабойных зонах скважин и др. Укрупнение ячеек гидродинамических моделей неизбежно приводит к кратному увеличению численной ошибки, что обусловлено осреднением динамических параметров по всей ячейке.

Распространенным методом для борьбы с ростом численной ошибки при учете «тонких» эффектов в укрупненной модели является локальное измельчение сетки гидродинамической модели. Однако широкое применение данного метода ограничено из-за высокой трудоемкости создания модели (особенно при большом количестве скважин), а также значительного увеличения времени выполнения расчетов на таких моделях.

В данной работе предложен новый способ учета тонких эффектов в призабойной зоне при расчете крупномасштабных моделей пласта – использование модели двойной проницаемости. Идея данного способа основана на следующих положениях:

  • При моделировании конусообразования на мелкой сетке, при прорыве в скважину газ вытеснит нефть только из наиболее близких к скважине ячеек, что соответствует реальному процессу в пласте.
  • Если ячейки крупные (каждая ячейка в десятки раз больше характерных размеров зоны конусообразования), то газ, прежде чем прорвется в скважину, должен вытеснить нефть из большего объема ячеек, при этом время до прорыва газа и объем добытой нефти в допрорывный период значительно увеличиваются (Рис. 2).

Рис. 2. Зависимость газового фактора от времени при использовании мелкой и крупной сеток для вариантов с простой и двойной проницаемостью


Pages:   || 2 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

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