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:     | 1 ||

Системные подходы к снижению рисков при моделировании разработки нефтегазовых месторождений

-- [ Страница 2 ] --

Для того чтобы приблизить друг к другу результаты расчетов на грубой и мелкой сетке, предлагается ввести двойную проницаемость в ячейки укрупнённой модели, содержащие скважины. В классической постановке модель двойной проницаемости используется для воспроизведения процесса добычи из трещиноватых коллекторов. В предлагаемой методике рассматривается случай, когда вторичная проницаемость используется не для моделирования трещин в пласте, а для воспроизведения «тонких» эффектов в призабойной зоне пласта.

При использовании двойной проницаемости достигается следующий эффект: одна ячейка модели условно разделяется на две части – призабойная зона пласта (размером от нескольких метров до нескольких десятков метров) в которой наблюдается конусоообразование, и зона, удаленная от скважины (но в пределах данного сеточного блока), в которой приток является условно-радиальным. Эти зоны геометрически соответствуют одному и тому же блоку сетки модели, и описывется введением двойной пористости и проницаемости двумя ячейками, в которых задаются разные свойства. Одна из них (соответствующая пласту на удалении от скважин, где эффект конусообразования не наблюдается) в дальнейшем будет называться первичной ячейкой, другая (прискважинная зона пласта) – вторичной.

Пористость вторичных ячеек задается во много раз меньше первичной пористости, для того, чтобы поровый объем вторичной пористости соответствовал объему зоны конусообразования. За счет того, что газу не нужно вытеснять весь объем ячейки (он вытеснит лишь нефть из небольшого объема вторичных ячеек) прорыв газа при конусообразовании произойдёт значительно раньше, чем в модели без двойной проницаемости.

 Численная погрешность в зависимости от размеров ячеек сетки модели Как видно-3

Рис. 3. Численная погрешность в зависимости от размеров ячеек сетки модели

Как видно из приведенного графика (Рис. 3), резкое увеличение погрешности наблюдается при размерах ячейки превышающих 100 метров. Однако использование модели двойной проницаемости позволяет многократно увеличить размер ячеек, при этом не теряя точности прогнозов.

Во второй главе представлено обоснование методики определения оптимального объема и типов исследований, выполняемых на месторождении. Выполнение недостаточного количества исследований приводит к неоправданно высоким рискам. Чрезмерное количество исследований позволяет снизить риски, но приводит к снижению общей эффективности проекта из-за большого объема непроизводственных затрат и уменьшению объемов добычи.

Для количественной оценки и обоснования оптимального объема исследований необходимо разработать универсальные и сопоставимые между собой критерии эффективности любого исследования, будь то бурение разведочной скважины, проведение сейсморазведки, гидродинамические исследования скважин или отбор проб пластовых флюидов.

Целью проведения любых исследований является снижение рисков (или величины вероятных отклонений параметров разработки от утвержденных значений). В качестве математического отражения геологических рисков можно принять стандартное отклонение распределения параметров проекта (запасов, добычи, экономических показателей и др.). Задача определения оптимального количества, типа и места проведения исследований сводится к количественному определению стандартного отклонения распределения геологических параметров месторождения до и после проведения операций.

В данной работе предлагается методика анализа неопределенностей геологической модели. Результатом моделирования с применением данной методики является информация (в виде карт), отражающая количественное распределение неопределенностей свойств коллектора, которые используются для планирования исследований.

Фактическое значение какого-либо параметра (например, пористости или насыщенности) в произвольной точке в пласте может отличаться от детерминированной величины и описывается случайным распределением, обладающем математическим ожиданием и дисперсией, зависящей от расстояния до ближайшей известной скважины. Для описания зависимости между дисперсией признака в определенных местоположениях и расстоянием между последними, используется вариограмма.

Для количественной оценки дисперсии выходных величин модели разработана общая методика для работы с каждым параметром:

  1. оценка возможного изменения каждого входного параметра;
  2. построение карт дисперсии параметра в межскважинном пространстве;
  3. построение карты дисперсии геологических запасов путем перемножения карт дисперсий по всем параметрам.

Оптимизация программы исследований на месторождении

Для ранжирования исследований необходимо выполнить оценку рисков до проведения исследований и после них. Основным параметром для ранжирования исследований является отношение изменения стандартного отклонения запасов в результате проведения исследования к стоимости этого исследования.

Так как после проведения любого исследования происходят значительные изменения в распределении неопределенностей на месторождении, планирование исследований нельзя осуществлять независимо друг от друга. Процесс планирования, должен представлять собой цикл поиска наиболее эффективного исследования на данной стадии, прогноз его влияния на распределение неопределенностей на месторождении, и поиск следующего мероприятия в изменившихся условиях.

Для точечных видов исследований (таких как геофизические исследования разведочных скважин) необходимо определять место проведения исследования (выбор точки заложения скважины) для достижения их максимальной эффективности. Для решения этой задачи используются карты стандартного отклонения исследуемых свойств пласта с размещением разведочных скважин в зоны максимальной неопределенности.

В результате выполнения цикла ранжирования получаем перечень возможных исследований, отсортированный по убыванию эффективности Effi. Отображение рейтинга мероприятий в координатах i = f(Ci) представляет собой убывающую зависимость и отражает следствие из Закона убывающей предельной полезности. Это связано с двумя факторами:

  1. В первую очередь планируются и выполняются мероприятия с наибольшей эффективностью, которые максимально уменьшают неопределенность за единицу вложенных в исследования средств.
  2. При изучении месторождения снижается общая неопределенность в его параметрах, следовательно, каждое последующее исследование приносит меньшее количество информации.

Выбор целевого значения неопределенности, до которого следует проводить изучение месторождения, зависит от геологических, экономических параметров и от способности компании брать на себя финансовые риски.

Предлагаемый показатель Effi отражает эффективность планирования и проведения геологоразведочных работ на месторождении и является эффективным инструментом управления процессом освоения месторождений нефти и газа, позволяющим планировать высокоэффективную программу ГРР и численно оценивать риски инвестора на всех стадиях разведки и разработки.

В третьей главе представлено описание создания шаблонов применения технологий на примере систем управления притоком в горизонтальных скважинах и выбора оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин в системе разработки месторождения.

Использование шаблонов применения технологий позволяет инженеру-проектировщику выбирать наиболее оптимальные решения для конкретных геологических условий проектируемого месторождения. Предварительный расчет и выбор наиболее оптимальных типовых решений сокращает трудозатраты на проектирование месторождений и позволяет избежать большого количества ненужных расчетов и возможных ошибок.

Первая часть главы посвящена созданию шаблона применения технологии управления притоком в горизонтальных скважинах. Одним из наиболее эффективных способов выравнивания профиля притока к горизонтальной скважине является применение пассивных устройств ICD (от англ. Inflow Control Device – устройство управления притоком). Данное оборудование позволяет увеличить депрессию в удаленных от точки входа в пласт участках скважины за счет создания дополнительного сопротивления, зависящего от величины притока флюида, что значительно снижает ограничения по длине ствола и увеличивает дебит скважины.

Эффективность применения ICD зависит главным образом от величины неоднородности притока в скважину, не оборудованную ICD – чем выше неоднородность притока, тем больший эффект произведет установка оборудования. Неоднородность притока зависит от двух основных факторов – неоднородности проницаемости пласта и величины потерь давления на трение в горизонтальной секции скважины.

Для построения шаблона применения технологии ICD необходимо выполнить численные расчеты эффекта от их применения для поиска множества пар «проницаемость»-«относительные потери на трение», при которых экономическая эффективность ICD равна нулю. При отражении этих значений на графике, получаем границу, выше (справа) от которой применение ICD эффективно. Если наложить на этот график кривые для определения относительных потерь на трение для различных длин скважины, рассчитанные для различных диаметров хвостовика, то полученная номограмма (Рис. 4) представляет собой шаблон применения технологии ICD для заданного месторождения при текущих экономических условиях.

 Шаблон применения ICD Вторая часть главы посвящена алгоритмам выбора-4

Рис. 4. Шаблон применения ICD

Вторая часть главы посвящена алгоритмам выбора оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин. Обычно для выбора системы разработки прибегают к гидродинамическому моделированию множества возможных вариантов. Однако моделирование является ресурсоемким процессом, поэтому создание алгоритма, который позволит на основе определенных характеристик месторождения отбраковать неэффективные системы разработки, является актуальной задачей.

Для сокращения количества расчетных вариантов и трудозатрат на проектирование необходимо правильно выбрать «первое приближение» для расчетов. Для выбора оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин необходимо, чтобы выполнялось соотношение:

, 1

где , М – эффективный (кажущийся) коэффициент подвижности, Jdi, Jdp - безразмерные коэффициенты продуктивности и приемистости соответственно, – компенсация добычи закачкой в пластовых условиях.

 Граница экономической эффективности между двумя системами разработки При-8
Рис. 5. Граница экономической эффективности между двумя системами разработки

При нулевой обводненности эффективный коэффициент подвижности M равен соотношению подвижностей воды и нефти в пластовых условиях. При росте обводненности в процессе разработки месторождения коэффициент M стремится к единице и достигает ее при 100% обводненности.

Определив соотношение подвижностей воды и нефти в пласте и коэффициенты продуктивности (приемистости) добывающих и нагнетательных скважин, можно определить оптимальное соотношение добывающих и нагнетательных скважин для заданных условий разработки. Графически его можно представить в виде набора прямых для различных соотношений добывающих и нагнетательных скважин в координатах W(M).

Чаще всего рассчитанное таким образом соотношение скважин не является целым числом, т.е. осуществить такую систему просто невозможно. Другими словами, точка на графике попадет в область между прямыми, соответствующими различным системам разработки. В таком случае необходимо сместиться вверх или вниз до одной из прямых, изменив забойные давления добывающих и/или нагнетательных скважин.

На основе экономических критериев можно провести границу экономической эффективности между двумя соседними системами разработки (Рис. 5), которая будет определяться соотношением капитальных затрат на строительство скважин и операционных затрат на их эксплуатацию.

Для того, чтобы учесть различные безразмерные коэффициенты продуктивности и приемистости добывающих и нагнетательных скважин (), необходимо ввести в номограмму третью ось (Рис. 6).

 Номограмма выбора системы разработки с различным соотношением добывающих и-10

Рис. 6. Номограмма выбора системы разработки с различным соотношением добывающих и нагнетательных скважин

Эта номограмма позволяет выполнять оперативную оценку влияния изменений параметров скважин на выборе оптимальной системы разработки. В случае компенсации добычи закачкой, отличной от 100%, номограмма выбора системы разработки будет отличаться от исходной лишь поворотом линий относительно точки (0; 0) на угол, определяемый значением .

Основные Результаты и выводы

  1. Обоснована постановка задачи и предложена модель численного расчета положения и динамики движения флюидных контактов для месторождения, разрабатываемого в режиме гравитационного разделения фаз в пласте.
  2. Разработан и обоснован инновационный подход к численному моделированию тонких прискважинных эффектов на крупномасштабных моделях при помощи введения в модель двойной проницаемости.
  3. Разработан научно-методический подход для количественного анализа неопределенностей при геологическом моделировании и алгоритм оптимизации программ исследований, проводимых на месторождении.
  4. Научно обоснован подход к расчету эффекта от применения 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 условно-однородного коллектора.
  5. Предложен легко реализуемый инструмент выбора оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин для обеспечения компенсации отборов закачкой с учетом изменения продуктивностей скважин при обводнении продукции.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

  1. Афанасьев И.С., Антоненко Д.А., Муллагалин И.З., Усманов Т.С., Свешников А.В., Пасынков А.Г. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении // Нефтяное хозяйство, 2005, т.08, с.62-65.
  2. Антоненко Д.А., Ставинский П.В., Яценко В.М., Исламов Р.А. Интегрированный подход к проектированию разработки Ванкорского месторождения // Нефтяное хозяйство, 2006, т.09, с.70-74.
  3. Байков В.А., Шабалин М.А., Савичев В.И., Сергеев Е.И., Антоненко Д.А. Коррекция физико-химических свойств нефти методом моделирования с использованием уравнений состояния // Нефтяное хозяйство, 2006, т.09
  4. Антоненко Д.А., Амирян С.Л., Мурдыгин Р.В., Хатмуллина Е.И. Влияние изменения параметров оборудования для контроля притока на эффективность его применения в горизонтальных скважинах // Научно-технический вестник "НК "Роснефть", №5, 2007 г. стр. 34
  5. Антоненко Д.А., Амирян С.Л., Мурдыгин Р.В., Хатмуллина Е.И. Оценка применения оборудования для контроля притока в горизонтальных скважинах // Нефтяное хозяйство, 2007, т.11, с.84-87.
  6. Хасанов М.М., Антоненко Д.А. Система Новых Технологий НК «Роснефть»; комплексные подходы к повышению нефтеотдачи пластов // Сборник докладов XI международной научно-практической конференции "Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа", Москва, 2007
  7. Хасанов М.М., Антоненко Д.А., Загуренко А.Г. Системная работа по повышению нефтеотдачи на месторождениях "НК "Роснефть" // Вестник ЦКР Роснедра, № 1/ 2008 стр.30-33
  8. Черкас Е.О., Антоненко Д.А., Ставинский П.В. Определение рисков при бурении скважин и учет неопределенностей геологических моделей (на примере Ванкорского месторождения) // Научно-технический вестник "НК "Роснефть", №3, 2008 г. стр. 6
  9. Хасанов М.М., Антоненко Д.А., Загуренко А.Г. Системная работа по повышению нефтеотдачи на месторождениях "НК "Роснефть" // Нефтяное хозяйство, 2008, т.3, с.26-29.
  10. 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.
  11. Черкас Е.О., Антоненко Д.А., Ставинский П.В. Определение рисков при бурении скважин и учет неопределенностей геологических моделей // RogTec Magazine, №17, 2009 г. стр. 30-37
  12. 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
  13. 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.
  14. .М. Яценко, Д.А. Антоненко, Р.Р. Нигматуллин, Методика оценки проницаемости методом гидравлических единиц на примере коллекторов Ванкорского месторождения// Нефтяное хозяйство, 2009, т.12, с.69-71.
  15. Д.А. Антоненко, Б.М. Лукин, А.Г. Загуренко, Н.В. Чикин, А.С. Алещенко Ремасштабирование моделей пластов с газовой шапкой при помощи введения двойной проницаемости// Нефтяное хозяйство, 2010, т.3, с.83-85.
  16. Antonenko D.A., Islamov R.A., Stavinsky P.V., Yatsenko V.M. A system approach to Vankorskoye oilfield development planning // SPE 104358, 2006
  17. 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.
  18. 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.
  19. Antonenko D.A., Pavlov V.A., Surtaev V.N., Sevastyanova K.K. Integrated Modeling of the Priobskoe Oilfield // SPE 117413, 2008.


Pages:     | 1 ||
 





 
© 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.