Обоснование рациональных технологических параметров разработки горизонтальными скважинами нефтяных оторочек газоконденсатных залежей

Ибрагимов, Ильдар Ильясович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обоснование рациональных технологических параметров разработки горизонтальными скважинами нефтяных оторочек газоконденсатных залежей
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование рациональных технологических параметров разработки горизонтальными скважинами нефтяных оторочек газоконденсатных залежей"

на правах рукописи УДК. 622.279.342

□□3462

Ибрагимов Ильдар Ильясович

Обоснование рациональных технологических параметров разработки горизонтальными скважинами нефтяных оторочек газоконденсатных залежей

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва2009 ^ п 013

003462139

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа

им. И.М.Губкина

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Ермолаев Александр Иосифович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Закиров Эрнест Сумбатович

кандидат технических наук Нугаева Альфия Нафкатовна

Ведущая организация:

ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ»

Защита диссертации состоится {Сииума в /Г*^ ч. на заседании диссертационного совета Д.212.200.08 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу 119991, г.Москва, Ленинский проспект, 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

Автореферат разослан 9 £>9-г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.т.н., проф.

Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Нефтяные оторочки нефтегазокоиденсатных залежей обладают рядом отличительных особенностей, позволяющих отнести их к отдельной категории залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Как показывает мировой и отечественный опыт, разработка нефтяных оторочек небольшой толщины (менее 20 м) вертикальными скважинами и на естественных режимах крайне неэффективна и не рациональна. Основные проблемы вызваны проблемами конусообразования воды и газа в призабой-ной зоне добывающих скважин и сложностью вовлечения в разработку отдаленных от добывающих скважин запасов нефтяной оторочки. Разработка нефтяных оторочек на естественных режимах, даже при благоприятных фильтрационно-емкостных свойствах пласта, занимает длительный период времени из-за необходимости вести разработку с небольшими депрессиями и, соответственно, малыми дебетами, и постепенно уменьшающейся толщины оторочки. Длительная разработка нефтяной оторочки приводит к длительной консервации запасов газовой части, а опережающая разработка газовой части - к расформированию нефтяной оторочки и низким значениям коэффициента извлечения нефти (КИН).

Поэтому совершенствование технологий разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений является актуальной и важной для нефтегазодобывающей отрасли задачей. Одним из путей решения указанной проблемы являются применение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяных оторочек, что позволяет вовлечь в разработку значительную долю запасов нефти и достичь высоких темпов отбора, и использование полимерных растворов при заводнении неф-тенасьпценных пластов с целью увеличения их нефтеотдачи. Исследованию таких технологий посвящено основное содержание настоящей диссертации.

Целью исследований является создание методики формирования и выбора рациональных технологических параметров разработки нефтяных оторочек газоконденсатных залежей.

Основными задачами исследований являются:

1) изучение влияния основных технологических параметров (плотности сетки скважин и размещения горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин относительно водонефтяного и газонефтяного контактов (ВНК и ГНК, соответственно)) на показатели разработки при эксплуатации нефтяных оторочек,-

2) поиск значений указанных технологических параметров, оптимальных по критерию максимума прибыли от разработки нефтяной оторочки;

3) изучение закономерностей выработки запасов нефти при разработке нефтяных оторочек с применением заводнения полимерными растворами и выбор оптимальных объемов вытесняющего агента;

4) формирование оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин при разработке нефтяной оторочки с применением барьерного заводнения;

5) создание методики оценки экономической эффективности полимерного заводнения.

Научная новизна работы определяется следующими результатами:

1) предложены постановка и алгоритм решения задачи выбора оптимальных технологических параметров (плотности сетки скважин и их размещение относительно ВНК и ГНК) при разработке нефтяной оторочки;

2) создана и апробирована численная модель вытеснения нефти водой и полимерными растворами, которая, в отличие от традиционных моделей, с большей точностью учитывает сжимаемость флюидов и условия непроницаемости на границах;

3) предложены постановка и алгоритм решения задачи выбора оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин при разработке нефтяной оторочки по критерию максимума прибыли;

4) предложена методика оценки экономической эффективности применения полимерных растворов в качестве вытесняющих агентов.

Практическая ценность работы обусловлена следующим:

1) созданные численная модель и программа расчета значений технологических параметров позволяют прогнозировать величину КИН и других показателей разработки нефтяной оторочки;

2) методика формирования рациональной стратегии разработки нефтяной оторочки позволяет выбрать оптимальные технологические режимы эксплуатации скважин;

Методы исследования. При решении поставленных задач использовались численные методы решения систем нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных, методы оптимизации и статистические методы.

Достоверность полученных результатов подтверждается теоретическим обоснованием предлагаемых моделей и методов и их численными исследованиями.

Апробация работы. Работа выполнялась в рамках договора № 006006-2 от 28.08.2006 г. «Разработка методов моделирования, оптимизации и оценки эффективности воздействия на нефтяные оторочки газоконденсатных месторождений с целью повышения компонентоотдачи».

Результаты работы были представлены на следующих конференциях:

1) 7-ая Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». (Москва, 2007);

2) 7-ая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2007);

3) Научный семинар Российского государственного университета нефти и газа с Международным научно-исследовательским институтом Ставан-гера (International Research Institute of Stavanger), (Берген, Норвегия 2007);

4) III Всероссийская молодежная конференция по проблемам управления 2008 (Москва, 2008);

5) Школа-семинар Проблемы управления и информационные технологии 2008 (Казань, 2008).

6) 11-th European Conference on Mathematics of Oil Recovery (Bergen, Norway, September 2008).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, из них 7 статей, в том числе, 2 - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Объем работы. Диссертация включает /КГ страниц, рисунков, // таблиц, состоит из введения, пяти глав и заключения; библиография состоит [«/¿^"наименования.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении представлены тематика исследований, их актуальность, цель и задачи диссертационной работы.

В первой главе даны основные определения, классификация нефтегазовых (газонефтяных) залежей, их основные существующие системы разработки. Обозначены основные проблемы разработки нефтегазовых месторождений и причины их возникновения. Проведен литературный обзор предшествующих исследований по разработке нефтегазовых месторождений, моделированию процессов фильтрации в пористой среде, методам увеличения нефтеотдачи и их численному моделированию. Предшествующие исследования, на которых базируется данная диссертация, выполнены видными специалистами в области разработки нефтяных и газовых месторождений такими, как Закиров С.Н., Закиров Э.С., Пономарев А.И., Сомов Б.Е., Стрижов И.Н., Зазовский А.Ф., Азиз X., Сеттари Э. и др.

Во второй главе предложена математическая модель фильтрации флюидов в пористой среде, учитывающая особенности разработки нефтяных оторочек. Предметом исследований являются секторные модели разработки нефтяной оторочки с применением заводнения. Рассматривается двумерное вертикальное сечение элемента разработки, в котором горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины ориентированы параллельно (рисунок !)■

Фильтрация в пласте описывается дифференциальными уравнениями неразрывности потока для всех компонентов системы. На основе уравнений неразрывности и линейного обобщенного закона фильтрации Дарси получена система нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных:

Рисунок 1 - Элемент разработки нефтяной оторочки

£ра др Эг {¿ра

+ У—Шу pгak^g<g¡:ъAh

%Ра I Ма )

Рак—&ъАФа\ сс=

Ра )

(1)

(2)

Здесь N = 3 - число фаз (вода, нефть, газ); к(р,х) - распределение проницаемости и ее изменение от давления, хе Л2; Фа = р + раф - потен-

циал течения фазы а; ра - зависимость плотности от давления; ц.а - зависимость вязкости от давления; £в(£ря2) - зависимость относительной фазовой проницаемости от насыщенностей фаз; % - ускорение свободного падения; А - высота над условной поверхностью.

Под решением системы понимается определение распределения давления и насыщенностей всех фаз в пространстве и во времени.

Модель предполагает следующие допущения: фильтрация изотермическая и подчиняется закону Дарси, капиллярные давления и взаиморастворимость фаз не учитываются. Система уравнений решается численно при заданных начальных и граничных условиях. Начальные условия заданы согласно гравитационному равновесию, границы элемента считаются непроницаемыми, на скважинах задаются отбор, либо забойное давление.

Для численного решения уравнений написан программный код в среде МаНаЬ. Применялась неявная схема аппроксимации как для уравнения по давлению, так и для уравнения по насыщенности. Предложена следующая формула нормировки решения:

Здесь, л* - нормированное значение насыщенности фазы а в узле (ячейке), ^ - значение насыщенности фазы а, полученное в узле на текущем временном шаге.

В третьей главе на созданной модели с помощью программы проводились численные эксперименты, которые показали сложность процессов заводнения нефтяной оторочки. Выделяются два периода разработки нефтяной оторочки: до момента образования водяного барьера над нефтяной оторочкой и после образования. Благодаря созданию водяного барьера, нефтяная оторочка оказывается под воздействием нагнетательной скважины, запасы нефти вовлекаются в разработку. На основе результатов численных эксперимен-

(3)

тов изучено влияние на показатели разработки (КИН, накопленная добыча жидкости и объем нагнетания вытесняющего агента и др.) технологических параметров (расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, режимы их эксплуатации, расположение горизонтальных стволов скважин относительно ВНК и ГНК).

По результатам проведенных исследований сформулированы следующие выводы.

1. Искусственное заводнение позволяет избежать высоких газовых факторов по сравнению с естественным режимом газовой шапки, что обусловлено принципиально различными фильтрационными картинами при естественном и искусственном режимах эксплуатации.

2. Интенсивность конусообразования при равных перепадах давления между нагнетательной и добывающей скважинами не существенно зависит от расстояния между скважинами. Увеличение расстояния приводит к существенному снижению темпов выработки запасов, увеличению расхода воды на единицу объема добытой нефти. Разрушение нефтяной оторочки в результате проникновения водяного барьера в нефтяную зону возможно только при чрезвычайно малых перепадах давления и больших расстояниях между скважинами.

3. Увеличение перепада давлений между нагнетательной и добывающей скважинами при равных расстояниях между ними приводит к существенному увеличению темпов выработки запасов, а, следовательно, к снижению периода разработки. Увеличение перепада давлений также приводит к созданию водяного барьера большей толщины, что увеличивает эффективность выработки нефтяных запасов, но приводит к росту объемов нагнетания воды (и, соответственно, росту затрат). Кроме этого, создание водных барьеров большой толщины наносит определенный ущерб запасам газовой части.

4. Расположение добывающей скважины относительно ВНК и ГНК, главным образом, влияет на долю воды и газа в скважинной продукции. С точки зрения достижения максимальной (рентабельной) нефтеотдачи опти-

маяьным является расположение горизонтального ствола на одинаковых расстояниях от начального положения ВНК и ГНК.

5. Расположение нагнетательной скважины относительно ВНК и ГНК существенно влияет на скорость образования водяного барьера и на динамику дебита нефти. Наибольшая эффективность (КИН и прибыль) достигается при расположении нагнетательной скважины вблизи отметки 9/10 высоты оторочки (вблизи ГНК).

Полученные результаты убеждают в необходимости постановки и решении задачи оптимизации расстояния (L) между нагнетательной и добывающей скважинами в элементе, расположения горизонтальных стволов добывающей (гд) и нагнетательной (zH) скважин относительно ВНК и ГНК. В качестве критерия оптимизации предлагается использовать максимум прибыли от разработки нефтяной оторочки с площадью нефтеносности S: J(L,zH,zJ = CH-ОьПтЪг^Ъ-С*.-N„(L)-C„-Q*W{Ltz„zA)--Сдп • бюк(Мн,2д)-Сэс ■ N,n(L)-t-» шах. (4)

Здесь iV3j] - кол-во элементов на площади нефтеносности; Сн - цена нефти; Сск, - стоимость обустройства месторождения, приходящаяся на один элемент разработки (половина стоимости бурения добывающей и нагнетательной скважин и их обустройства, стоимость строительства систем сбора и ППД, приходящаяся на один элемент); С38 - стоимость подготовки и нагнетания единицы объема воды в системе ППД; Сдп - средняя стоимость добычи (извлечение и переработка) единиы объема продукции скважин за весь период разработки; Сэс - стоимость годовой эксплуатации скважин одного элемента; Qs - балансовые запасы нефтяной оторочки; 2,1Ж - накопленный объем жидкости за весь период разработки; W - число закачиваемых поровых объемов воды; 77 - КИН, достигаемый после закачки W поровых объемов воды; t - период разработки нефтяной оторочки; vnp - предельно допустимая обводненность.

Расчеты, выполненные на реальных данных, показали, что целевая функция задачи (4) является вогнутой. Это позволяет для ее решения применить метод покоординатного поиска.

В качестве примера решена задача со следующими исходными данными: толщины водяной зоны, нефтяной оторочки и газовой шапки равны 20, 20 и 60 м., соответственно; проницаемость пласта 200 мД; коэффициент пористости 0,2; коэффициент анизотропии 0,1; вязкость воды, нефти и газа при пластовых условиях равны 0,5, 7,5 и 0,02 мПа • с, соответственно; плотность воды, нефти и газа при начальном пластовом давлении равны 1000, 850, 100 кг/м3, соответственно; начальное пластовое давление ЮМПа; скважины эксплуатируются при режимах постоянной депрессии и репрессии равные 0,8 и 0,56 МПа, соответственно. В качестве начального решения принят следующий набор технологических параметров: L = 200m, zn =10м, zh =10м, при котором целевая функция (прибыль), приведенная на единицу площади нефтеносности, составила 80,1 усл.ед./м2. Распределение насыщенностей в элементе разработки для начального варианта в различные моменты времени представлено на рисунке 2.

Для значений экономических характеристик: С„-200 усл.ед./м3, Сдп= Сзв=2 усл.ед./м3, vKp—98% получены следующие оптимальные параметры: L = 100 м, гд=10м, zH = 18 м, при которых целевая функция, приведенная на единицу площади нефтеносности, составила 104 усл.ед./м2, что превышает начальное значение на 28%.

Оптимальный набор технологических параметров для объекта с заданными геологическими характеристиками главным образом зависит от соотношения следующих экономических факторов: цены продукции и эксплуатационных затрат.

водяной оарьер

Ш = 2,0 ¡7 = 0,236

^ = 4,0 7 = 0,3

0.8

остаточные запасы

/ /

Ч ] \

0.2

0.4

•V,

0.6

0.8

Рисунок2 - Поле насыщенности в начальный момент(а),послеза качки половины порового объема (б),одно го объема (в),двух объемов (г), четырех объемов (д); * значение текущего КИН

Задача с набором оптимизируемых технологических параметров, как в модели (4), может оказаться актуальной на стадии проектирования системы разработки нефтяных оторочек сводового типа, когда приходится выбирать оптимальную плотность сетки скважин и расположение скважин относится ь-но ВНК и ГНК, располагая лишь неполной информацией о пластовых параметрах.

В четвёртой главе рассматривается технология вытеснения нефти полимерными растворами повышенной вязкости. Основным недостатком технологии заводнения нефтяной оторочки, рассмотренной в третьей главе, яв-

ляется высокая обводненность добываемой продукции. Это вызвано чрезмерно высокими потоками воды через водяную и газоЕую зоны. Данный аспект обуславливает актуальность рассмотрения технологии закачки растворов с повышенной вязкостью при разработке нефтяных оторочек. Для реше-нияданной задачи система уравнений (1)-(2) дополняется уравнением сохранения активной примеси, полученным на основе закона диффузии Фика и обобщенного закона фильтрации Дарси, описывающим равновесный изотермический процесс:

Здесь с, - массовая концентрация примеси в юдной фазе; а - количество

адсорбированной примеси в единице объема горной породы, кг/м3; г - скорость порождения (поглощения) примеси в единице объема пористой среды, кг/(м3 • с).

Уравнение (5) дополняется зависимостями вида: <Рскс\) - концентрация примеси в фазе а, а= 1,... Д; у/а = (ра Iсх - отношение концентрации примеси

в фазе а к ее концентрации в юде; <р'а=д(ра1дсх - произюдная функции концентрации активной примеси в фазе а по ее концентрации в юде; у/шс -отношение массы активной примеси, адсорбированной в единице объема породы, к ее концентрации в юдной фазе.

Рассматривается целевая функция (4) сучетом стоимости полимерного раствора в зависимости от объема полимерного раствора при найденных ранее оптимальных технологических параметрах (¿/„/д). Задача решалась при следующих исходных данных: Сн=180 усл.ед./м3, Сдп=3 усл.ед./м3, Сзв=3

усл.ед./м3, Сполраст=40 усл.ед./м3. Результаты расчетов представлены в таблице 1.

(5)

Таблица 1 - Результаты расчета показателей полимерного заводнения

№ варианта Огн. объем р-ра полимера КИН при обв 98% КИН при различных значениях относительных накопленных объемов нагнетания

0,5 1 2 4 8

1 0 0,395 0,127 0,257 0,335 0,393 0,441

2 0,05 0,413 0,128 0,237 0,338 0,400 0,456

3 0,1 0,425 0,141 0,2515 0,347 0,416 -

4 0,2 0,436 0,165 0,271 0,366 0,441 -

5 0,4 0,452 0,205 0,287 0,387 - -

6 0,8 - 0,230 0,327 0,423 - -

На рисунке 3 показаны зависимости КИН при различных значениях относительных накопленных объемов нагнетания.

Рисунок 3 - Зависимость КИН от безразмерной накопленной закачки для вариантов 1-Н>

Зависимость целевой функции (прибыли) и затрат приведена на рисунке 4. Из графиков, представленных на рисунке 4, следует, что значение целевой функции (4) при малых объемах полимерного раствора меньше, чем при базовом варианте, но оптимальное значение превышает базовое на 5,7%. Увеличение целевой функции достигается за счет увеличения конечного КИН. Общие затраты растут вследствие высокой стоимости полимерного раствора, несмотря на существенное снижение накопленного объема нагнетания воды.

Рисунок 4 - График зависимости прибыли и суммарных затрат в зависимости от относительного объема полимерного раствора

Таблица 2 - Результаты расчетов экономических показателей полимерного заводнения _ ___

№ Объем Стоимость Конечный Отн.объем Затраты на Цел. функ.

варианта полимера полимера, КИН закачки закачку, для элемен-

млн.у.е. млн. у.е. та, млн.у.е.

1 0 0 0,395 4,1 3,690 3,975

2 0,05 0,300 0,413 4,5 4,050 3,794

3 0,1 0,600 0,425 4,37 3,933 3,922

4 0,2 1,200 0,436 3,78 3,402 4,155

5 0,4 2,400 0,452 3,22 2,898 3.921

б 0,8 4,800 - - - -

Распределение насыщенности и концентрации в момент закачки двух поровых объемов воды для четвертого варианта приведены на рисунке 5.

Рисунок 5 - Поля насыщенности воды (а), концентрации примеси в воде (б), суммарного содержания примеси в пласте после закачки двух поровых объемов воды по варианту 4 (в)

Численные эксперименты показали целесообразность применения полимерных растворов для создания водных барьеров и решения оптимизационной задачи. В зависимости от экономических факторов в ряде случаев экономический эффект от применения методов увеличения нефтеотдачи может быть отрицательным при любом объеме полимерного раствора

Изучено влияние времени проведения метода воздействия на пласт (МВП) на технологические показатели разработки. Результаты экспериментов показали следующее:

1) применение полимерных растворов эффективно на всех стадиях разработки нефтяных оторочек;

2) закачка полимерного раствора в начальный период разработки позволяет сократить сроки эксплуатации месторождения;

3) достигаемый технологический эффект, выражаемый в дополнительной добыче нефти, не сохраняется на длительный срок, а исчезает по мере прекращения действия эффекта от МВП, что вызвано выносом полимерной добавки из зоны пласта.

На основе полученных результатов получена и предложена методика оценки экономического эффекта от проведения МВП. Экономический эффект выражается формулой:

Э = САМ - Смвп - (Сзв + с„) - а ■ Ш- СжсАг (6)

где Ск(вгт - стоимость МВП, Сзв - стоимость закачки объемной единицы воды, Спж - стоимость добычи и переработки единицы объема скважинной продукции, Сэкс - постоянные затраты, приходящиеся на элемент разработки, ДIV - разница объемов накопленной добычи жидкости (нагнетания), А( -разница периодов разработки.

Пятая глава посвящена постановке и решению задачи управления, в которой моделью объекта управления являлась предлагаемая модель разработки нефтяной оторочки. Под решением задачи управления понимается определение зависимости дебита или забойного давления добывающей скважи-

ны от времени на весь период разработки элемента. В качестве критерия оптимальности был выбран максимум прибыли от разработки. Забойное давление нагнетательной скважины задавалось постоянным.

Рассматривались два варианта задачи. В первом варианте параметром управления являлось изменение во времени забойного давления. Во втором варианте - изменение во времени дебита жидкости добывающей скважины.

Для отыскания оптимальной стратегии разработки нефтяной оторочки (оптимальной динамики дебита или забойного давления) применялись метод наискорейшего подъема и статистический метод оценки градиента целевой функции. Оба варианта представления параметра управления привели к эквивалентным результатам.

На каждой итерации генерируется множество стратегий разработки, подчиняющееся нормальному распределению. Для каждой стратегии рассчитывается значения показателей разработки с помощью гидродинамического симулятора (использовался Eclipse), что позволяет оценить значения целевой функции и ее градиента.

Метод наискорейшего подъема может быть представлен следующей итерационной процедурой:

u/+i = Ч/ + a¡Cug, (7)

где u = \u(t{),u(t1),...,u{tк)\ - вектор управления, К - число контрольных периодов, / - номер итерации, cc¡ - настраиваемый параметр шага, Си - ковариационная матрица вектора u, g; - матрица чувствительности целевой функции к возмущениям вектора и.

Аппроксимация ковариационной матрицы Сп и матрицы чувствительности g( имеет вид:

с» T¿(u/,y -uí)(«/J

Ne~ 1 y=i

g; итr4"á(u/J - "/K^/j)-Л«/)).

ív e 1 j-l

где Ие - число элементов множества, й, - медиана множества {и/}^,, ./(и,) - медиана множества

Для реализации данного алгоритма была создана программа в среде МаЙаЬ.

Задача управления, состоящая в максимизации функции (6) решена для следующих значений исходных данных: Сн=220 усл. ед./м3, Сдп=7 усл. ед./м3, Сзв=5 усл. ед./м3, упр=95%, Г = 10 лет.

Результаты расчетов приведены в таблице 3 (на ед. длины ствола).

Таблица 3 - Результаты оптимизации разработки нефтяной оторочки

№ итерации Нак.доб.нефти Нак.доб.воды Нак. об. нагн. Затраты Прибыль

абс.зн. отн.зн. абс.зн. отн.зн. абс.зн. отн.зн. абс.зн. отн.зн. абс.зн. отн.зн.

0 186 1,000 339 1,000 757 1,000 7,46 1,000 33,52 1,000

1 197 1,059 418 1,234 989 1,306 9,25 1,240 34,15 1,019

2 195 1,045 361 1,065 903 П,193 8,40 1,127 34,44 1,027

3 197 1,055 387 1,142 940 1,242 8,78 1,178 34,47 1,028

4 199 1,069 414 1,224 987 1,304 9,23 1,238 34,59 1,032

5 197 1,058 381 1,126 935 1,236 8,72 1,170 34,64 1,033

6 203 1,089 461 1,363 1047 1,383 9,88 1,325 34,74 1,036

7 200 1,076 401 1,185 963 1,272 9,03 1,210 35,06 1,046

8 200 1,076 401 1,185 963 1,272 9,03 1,210 35,06 1,046

В качестве базовой стратегии выбрана стратегия поддержания такого постоянного на весь период разработки забойного давления добывающей скважины, при котором достигается максимальная прибыль. Благодаря управлению дебитом жидкости, за счет оптимизации прибыль возросла на 4,6% (таблица 3).

Динамики изменения дебита добывающей скважины по жидкости (на ед. длины горизонтального ствола), полученные на различных итерациях, показаны на рисунке 6. Для оптимальной стратегии дебит жидкости в поздний период возрастает, что обусловлено влиянием ограничения по времени разработки. Накопленные к концу периода разработки добыча нефти, воды и нагнетание воды, полученные на итерациях, приведены на рисунке 7. Значения

Рисунок 6 Динамики изменения дебита по жидкости по различным стратегиям

й^1

О 0.2 ° 0.4

сЗ

2 3 4 3 номер итерации

Рисунок 7 Накопленные добыча нефти, воды и закачка воды, полученные на итерациях

номер итерации

Рисунок 8 Конечная прибыль и суммарные производственные затраты, полученные на итерациях

целевой функции (прибыли) и суммарных производственных затрат на конец периода эксплуатации, полученные на итерациях, приведены на рисунке 8.

Рост прибыли обусловлен ростом коэффициента нефтеотдачи, достигаемый за счет управления режимом работы скважины, несмотря на рост суммарной добычи и закачки воды в оптимальном сценарии по сравнению с базовым.

Предложенный метод формирования оптимальной стратегии показал свою эффективность при его применении к процессу разработки нефтяной оторочки одним элементом, состоящим из нагнетательной и добывающей скважин. Это позволяет распространить его применение на оптимизацию добычи нефти реальной залежи с нефтяной оторочкой, разрабатываемой группой нагнетательных и добывающих скважин.

В заключении приведены результаты и выводы работы.

Основные выводы и результаты работы:

1. Исследована технология разработки горизонтальными скважинами нефтяных оторочек сводового типа с применением заводнения. Показана возможность повышения эффективности разработки нефтяных оторочек такой технологией за счет дренирования основных запасов нефти без разрушения оторочки. Высокая эффективность обусловлена также созданием водного барьера над нефтяной оторочкой.

2. Изучено влияние на основные показатели разработки (КИН, прибыль) технологических параметров: плотности сетки скважин, расположения горизонтальных стволов добывающей и нагнетательной скважин относительно ВНК и ГНК, режимов эксплуатации скважин. Наибольшее влияние оказывает расстояние между скважинами и режимы их эксплуатации. Положение скважин относительно контактов (ВНК и ГНК) в большей степени влияет на динамику технологических показателей разработки.

3. Предложены модель и метод оптимизации технологических параметров разработки нефтяной оторочки методом покоординатного поиска. Проведенные расчеты подтвердили применимость и работоспособность метода.

4. Исследована и предложена технология нагнетания полимерного раствора для создания водяного барьера и вытеснения нефти при разработке нефтяной оторочки. Разработан алгоритм выбора оптимального объема полимерного раствора. Численные эксперименты показали, что полимерный раствор в большем объеме попадает в газовую часть и тем самым снижает неэффективный поток (расход) воды через газовую часть, что способствует созданию устойчивого водяного барьера. Применение полимерного заводнения не всегда гарантирует экономическую эффективность, которая во многом зависит от соотношения цены нефти, затрат на реализацию системы ППД, затрат на добычу скважинной продукции и стоимости полимерного раствора.

5. Исследовано влияние времени проведения метода воздействия иа пласт (полимерного заводнения) на основные показатели разработки нефтяной оторочки. Наилучший результат достигается при осуществлении метода воздействия на начальной стадии разработки.

6. Предложена методика оценки экономической эффективности метода воздействия на пласт (полимерного заводнения).

7. Предложен метод оптимизации технологических режимов эксплуатации скважин, дренирующих нефтяную оторочку.

8. Для численного исследования разработанных алгоритмов созданы программы в среде МаНаЬ.

9. Для численного решения задач подземной гидромеханики предложены методы нормировки решения после каждого временного шага, учета сжимаемости флюидов и гравитационного фактора.

10. Разработанные модели, алгоритмы и программы составляют основное содержание методики формирования и выбора рациональных технологических параметров разработки нефтяных оторочек газоконденсатных залежей.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Ахметзянов A.B., Ермолаев А.И., Ибрагимов И.И. Перспективы интегрированного управления разработкой газовых месторождений.// Труды Института проблем управления РАН им. В.А. Трапезникова. Том XXVII, 2006. -с. 108-117 / ISBN 5-201-14983-9.

2. Ермолаев А.И., Ибрагимов И.И. Модели рационального размещения скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений.// Труды Института проблем управления РАН том XXVII М.2006 с.118-123 / ISBN 5-201-14983-9

3. Ахметзянов A.B., Ермолаев А.И., Ибрагимов И.И. Проблемы интеграции математических моделей разработки и эксплуатации газовых месторождений. // Тезисы докладов 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 29-30 января 2007 г. - с.74

4. Ибрагимов И.И. Оценка влияния газовой шапки при разработке нефтегазовых месторождений.// Тезисы докладов 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 29-30 января 2007. - с. 108-109.

5. Ибрагимов И.И. Трехфазная фильтрация в призабойной зоне горизонтальной скважины.// Тезисы докладов 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 29-30 января 2007 г. - с. 109-110

6. Ибрагимов И.И. Выбор оптимального расположения горизонтальной скважины в нефтяной оторочке нефтегазовой залежи.// Тезисы докладов 7-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, 25-28 сентября 2007 г. - с. 17.

7. Ибрагимов И.И. Моделирование процесса заводнения нефтяной оторочки. Постановка задачи оптимизации // В сб. Инновационный потенциал

молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром». Материалы научно-практических конференций молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром» -2007 года. -с. 5-12.

8. Ибрагимов И.И., Ермолаев А.И. Моделирование и оптимизация разработки нефтяной оторочки при нагнетании в пласт воды и газа.// Наука и Техника в газовой промышленности, №2,2008. - с. 23-32.

9. Ибрагимов И.И. Моделирование разработки нефтяной оторочки газовой залежи. // Сб. трудов научной конференции по «Проблемам управления и информационным технологиям '08», Казань, 23-27 июня 2008 г. - с. 235-238

10. Ахметзянов A.B., Ермолаев А.И., Ибрагимов И.И., Оптимизация технологических параметров разработки нефтяной оторочки газонефтяных месторождений.// Газовая промышленность, №9, 2008. - с.54-55.

11. Ибрагимов И.И. Гидродинамические модели резервуара при управлении разработкой нефтяной оторочки газовых месторождений / Труды Ш-й Всероссийской молодежной конференции по проблемам управления, 2008. -с. 33-34

12. Ibragimov I.I. Waterflooding efficiency of the oil rim development // 11-th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery, 8-11 September, Norway, Bergen, P03

Напечатано с готового оригинал-макета

Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 04.02.2009 г. Формат 60x90 1/16. Усл.печ.л. 1,25. Тираж 100 экз. Заказ 050. Тел. 939-3890. Тел./факс 939-3891. 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ибрагимов, Ильдар Ильясович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. ОПИСАНИЕ ПРОБЛЕМЫ

1.1 Обзор литературы

1.2 Классификация типов залежей и систем разработки

ГЛАВА И. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ. ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

2.1 Элемент разработки нефтяной оторочки

2.2 Математическая модель

2.3 Конечно-разностная аппроксимация дифференциальных уравнений фильтрации

2.4 Алгоритм расчета и блок-схема программы

ГЛАВА III. ИССЛЕДОВАНИЕ ОБЪЕКТА. ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЕ ЭКСПЕРИМЕНТЫ

3.1 Разработка нефтяной оторочки заводнением

3.2 КИН - функция технологических параметров разработки

3.3 Оптимизация технологических параметров разработки по критерию максимума прибыли

3.4 Выводы к главе

ГЛАВА IV. ГИДРОДИНАМИКА ПРОЦЕССОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

4.1 Методы увеличения нефтеотдачи пластов

4.2 Модель вытеснения нефти с активной примесью

4.3 Оценка эффективности закачки полимеров при барьерном заводнении нефтяной оторочки

4.4 Оценка технологической и экономической эффективности МВП

4.5 Выводы к главе

ГЛАВА V. УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ РЕЖИМАМИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНОЙ

ОТОРОЧКИ

5.1 Постановка задачи и методика решения

5.2 Пример расчета оптимальных технологических режимов эксплуатации скважины при разработке нефтяной оторочки

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование рациональных технологических параметров разработки горизонтальными скважинами нефтяных оторочек газоконденсатных залежей"

В настоящее время становятся актуальными проблемы разработки нефтяных оторочек нефтегазовых залежей. Повышенный интерес к нефтяным оторочкам обоснован сокращением ресурсной базы страны и растущими потребностями в нефти. Развитие технологий разработки и бурения способствуют поиску новых методов эксплуатации нефтяных оторочек, рациональная разработка которых прежде оказывалась технологически невозможной или экономически не оправданной.

В отечественной нефтегазовой промышленности имеется опыт разработки нефтегазовых месторождений: Федоровское, Оренбургское, Урицкое, Степновское, Западно-Рыбушанское, Восточно-Сусловское и другие [23]. В условиях плановой экономики и острой необходимости газа на месторождениях с относительно небольшими запасами нефтяных оторочек решение принималось в пользу опережающей разработки газовой части, что часто приводило к расформированию запасов нефти и к ее безвозвратным потерям. Например, на Оренбургском месторождении нефтяная оторочка, размещенная в крыльевой части складки, разрабатывалась после начала разработки газовой части, что привело к расформированию оторочки и безвозвратным потерям части ее запасов.

Сегодня в условиях развития рыночной экономики необходимо рационально использовать геологические запасы нефти и газа, искать эффективные методы разработки нефтегазовых месторождений с целью максимизации прибылей предприятий от разработки месторождений, увеличения налоговых поступлений в бюджет страны, решения социальных задач регионов нефтегазодобычи.

ОАО «Газпром» обладает лицензиями на разработку 9 чисто нефтяных, 3 газонефтяных и 36 нефтегазоконденсатных месторождений, балансовые запасы которых превышают 4,9 млрд. тонн нефти [48]. Залежи, лицензиями на разработку которых обладает ОАО «Газпром», отличаются большим разнообразием условий залегания, соотношения запасов нефти и газа, коллектор-ских свойств продуктивных пластов, степенью изученности геологического строения. К наиболее сложным проблемам разработки нефтяных оторочек относят процессы образования газовых и водяных конусов, которые приводят к ухудшению технологических и технико-экономических показателей разработки, не позволяют достичь высоких значений коэффициента извлечения нефти (КИН). Кинетика образования конусов газа и воды зависит от множества факторов: режима разработки залежи; режимов эксплуатации скважин и системы их размещения; фильтрационно-емкостных свойств пласта и физических свойств насыщающих флюидов; зональных и слоистых не-однородностей; зависимостей относительных фазовых проницаемостей трехфазной системы и др. Разнообразие факторов и сложность условий залегания обуславливают необходимость применения научного подхода при проектировании разработки и новых технологий при эксплуатации месторождений нефтяных оторочек для достижения высоких показателей эффективности.

Разработка нефтяных оторочек на естественных режимах, даже при благоприятных фильтрационно-емкостных свойствах пласта, занимает длительный период времени из-за необходимости вести разработку с небольшими депрессиями и, соответственно, малыми дебитами, и постепенно уменьшающейся толщины оторочки. Длительная разработка нефтяной оторочки приводит к длительной консервации запасов газовой части, а опережающая разработка газовой части - к расформированию нефтяной оторочки и низким значениям коэффициента извлечения нефти.

Поэтому совершенствование технологий разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений является актуальной и важной для нефтегазодобывающей отрасли задачей. Одним из путей решения указанной проблемы являются применение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяных оторочек с применением заводнения, что позволяет вовлечь в разработку значительную долю запасов 5 нефти и достичь высоких темпов отбора, и использование полимерных растворов при заводнении нефтенасыщенных пластов с целью увеличения их нефтеотдачи. Исследованию таких технологий посвящено основное содержание настоящей диссертации.

Значительный потенциал повышения эффективности разработки нефтяных оторочек кроется в применении методов оптимизации технологических параметров разработки и оптимального управления технологическими режимами скважин. Обоснование рациональных технологических параметров разработки горизонтальными скважинами нефтяных оторочек газо-конденсатных залежей — тема данной диссертационной работы.

Научный подход решения задач заключается в применении математического моделирования в паре с численными методами, позволяющими учитывать особенности залегания флюидов в пласте, эмпирические зависимости фазовых проницаемостей, свойства флюидов и пластов коллекторов, режимы эксплуатации скважин и их размещение. В работе рассматривается секторная модель разработки нефтяной оторочки с помощью заводнения с применением горизонтальных скважин.

Задачами настоящих исследований являются:

1) изучение влияния основных технологических параметров (плотности сетки скважин и размещения горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин относительно водонефтяного и газонефтяного контактов (ВНЕС и ГНК, соответственно)) на показатели разработки при эксплуатации нефтяных оторочек;

5) создание методики оценки экономической эффективности полимерного заводнения.

Основное содержание работы состоит из пяти глав. В первой главе даны: анализ состояния проблемы, литературный обзор предшествующих исследований, основные понятия, существующая классификация систем разработок и их краткие описания. Во второй главе приводятся: описание и обоснование модели, постановка задачи и методика численного решения. В третьей главе исследуются вопросы влияния различных технологических параметров системы разработки на КИН и технологические показатели разработки. Также приведен пример решения задачи оптимизации набора технологических параметров при заданных экономических факторах. В четвертой главе рассмотрена технология закачки полимерного раствора при заводнении нефтяной оторочки, показана технологическая эффективность и приведен пример выбора оптимального объема полимерного раствора. Там же предложена методика оценки экономической эффективности данного метода воздействия на пласт. Пятая глава посвящена оптимальному управлению технологическими режимами эксплуатации скважин. Задача управления заключается в определении динамики изменения режима эксплуатации скважины, которая обеспечивает выполнение критерия максимум прибыли. В заключении приведены основные выводы и результаты работы.

В рамках работы в среде Matlab создана программа моделирования элемента разработки нефтяной оторочки. Результаты вычислительных экспериментов третьей и четвертой глав получены с помощью программы автора.

Для решения задачи оптимального управления в среде Matlab создана про7 грамма оптимизации, в качестве прибора гидродинамического моделирования применялся программный комплекс Eclipse.

Научная новизна работы определяется следующими результатами:

1) предложены постановка и алгоритм решения задачи выбора оптимальных технологических параметров (плотности сетки скважин и их размещение относительно ВНЕС и ГНК) при разработке нефтяной оторочки;

Практическая ценность работы обусловлена следующим:

Апробация работы. Работа выполнялась в рамках договора № 0060-062 от 28.08.2006 г. «Разработка методов моделирования, оптимизации и оценки эффективности воздействия на нефтяные оторочки газоконденсатных месторождений с целью повышения компонентоотдачи».

Результаты работы были представлены на следующих конференциях:

4) III Всероссийская молодежная конференция по проблемам управления 2008 (Москва, 2008);

5) Школа-семинар Проблемы управления и информационные технологии 2008 (Казань, 2008).

6) 11-th European Conference on Mathematics of Oil Recovery (Bergen, Norway, September 2008).

Объем работы. Диссертация включает 115 страниц, 40 рисунков, 11 таблиц, состоит из введения, пяти глав и заключения; библиография состоит из 105 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ибрагимов, Ильдар Ильясович

4.5 Выводы к главе 4

В данной главе исследована технология полимерного заводнения нефтяной оторочки. Численные эксперименты показали целесообразность применения полимерных растворов для создания водных барьеров и решения оптимизационной задачи. Изучено влияние времени проведения метода воздействия на пласт на технологические показатели разработки.

Результаты экспериментов показали следующее:

1. Полимерное заводение позволяет улучшить технологические показатели разработки нефтяной оторочки за счет снижения потоков воды через газовую часть и водяную подушку.

2. Основная часть полимерного раствора попадает в газовую часть (водяной барьер) благодаря чему проявляется эффект аккумулирования примеси в связанной воде при разработке нефтяной оторочки с применением полимерного заводнения.

3. Экономический эффект от применения полимерного заводения может быть отрицательным при выборе недостаточного объема полимерного раствора, в то время как существует оптимум.

4. В ряде случаев экономический эффект от применения полимерного заводнения может быть отрицательным при выборе любого объема полимерного раствора в зависимости от экономических факторов.

5. Применение полимерных растворов эффективно на всех стадиях разработки нефтяных оторочек.

6. Закачка полимерного раствора в начальный период разработки позволяет сократить сроки эксплуатации месторождения.

7. Достигаемый технологический эффект, выражаемый в дополнительной добыче нефти, не сохраняется на длительный срок, а исчезает по мере прекращения действия эффекта от метода воздействия на пласт, что обусловлено выносом полимерной добавки из пласта.

На основе полученных результатов получена и предложена методика оценки экономического эффекта от проведения метода воздействия на пласт, учитывающий реальный рост нефтеотдачи и сокращение эксплуатационных затрат.

ГЛАВА V

УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ РЕЖИМАМИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНОЙ

ОТОРОЧКИ

5.1 Постановка задачи и методика решения

В предыдущих главах рассматривались варианты разработки нефтяной оторочки сводового типа при постоянных забойных давлениях на всем периоде разработки. Такой подход позволял выдерживать квазистатическое состояние конусов газа и воды и избежать резких изменений давления, что могло произойти при использовании заданных значений расхода жидкости на скважинах из-за неблагоприятных соотношений вязкостей нефти, воды и газа и нелинейного характера кривых фазовых проницаемостей. Расчет технологических показателей разработки и решение задачи оптимизации технологических параметров при постоянных забойных давлениях на всем периоде разработки было обосновано наличием неопределенностей и недостаточной информацией о пласте. Задачу выбора оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин следует решать отдельно, привлекая к этому всю доступную информацию об объекте после обустройства участка месторождения. Данная глава посвящена формированию оптимальной стратегии управления технологическими режимами эксплуатации скважин при разработке нефтяной оторочки.

Оптимальному управлению технологическими режимами скважин посвящено множество работ. Методики управления принято классифицировать по группам: активное и реактивное управление. Реактивное управление задает режим эксплуатации скважины в зависимости от текущих эксплуатационных показателей. Например, режим эксплуатации скважины при заданном газовом факторе, предложенный в работе [93], относиться ко второй группе. В данной главе рассматривается активное управление, отличие которого от реактивного будет объяснено ниже.

Под решением задачи управления понимается определение зависимости дебита по жидкости или забойного давления добывающей скважины от времени на весь период разработки элемента, обеспечивающий выполнение заданного критерия. В качестве критерия оптимальности выбран максимум прибыли от разработки. Забойное давление нагнетательной скважины задавалось постоянным, что обусловлено спецификой НТК залежей. Поскольку сохранение давления в газовой части постоянным и близким к начальному значению на всем периоде разработки нефтяной оторочки является предпочтительным, то целесообразно поддерживать постоянное давление на забое нагнетательной скважины. Выбор оптимального забойного давления (режима эксплуатации) нагнетательной скважины в данной работе не рассматривается.

Рассмотрено два варианта постановки и решения задачи. В первом варианте параметром управления является изменение во времени забойного давления добывающей скважины, а во втором — изменение дебита жидкости.

Для отыскания оптимальной стратегии разработки нефтяной оторочки (оптимальной динамики дебита или забойного давления) применяется метод наискорейшего подъема и статистический метод оценки градиента целевой функции [93]. На каждой итерации генерируется множество стратегий разработки, подчиняющихся нормальному распределению. Для каждой стратегии рассчитывается значения показателей разработки с помощью гидродинамического симулятора (использовался Eclipse), что позволяет оценить значения целевой функции и ее градиента.

Метод наискорейшего подъема может быть представлен следующей итерационной процедурой:

U/+l =U/ + ^/Сц§/> (5Л) где u = \ti(tx),u(t2),.,u{tK)\ - вектор управления; К — число контрольных периодов (шагов управления); / - номер итерации; ai — настраиваемый параметр шага; Си - ковариационная матрица вектора и; матрица чувствительности целевой функции к возмущениям вектора и. Аппроксимации ковариационной матрицы Си и матрицы чувствительности g, имеют вид [93]: cu =T7^-rS(u/j -«/)(«/J (5.2)

Ne — 1 y=i g/ «ттЦхк,- JMl (5-З)

We -1 ;=i где Ne — число элементов множества; j\Ne u, - медиана множества щ }-=1; j(u,) - медиана множества

Алгоритм расчета:

I. Инициализация базовой стратегии и расчет соответствующих технологических показателей разработки на симуляторе. Вычисление значения целевой функции.

II. Цикл оптимизации:

1. Формирование множества стратегий путем сложения текущего вектора управления с Ne сгенерированными векторами, подчиняющихся Гаусовскому распределению с нулевой медианой.

2. Расчет на симуляторе основных технологических показателей разработки и соответствующих значений целевой функции для всех вариантов множества.

3. Расчет матриц ковариации Си и чувствительности целевой функции g по формулам (5.2) и (5.3).

4. Формирование нового вектора управления по формуле (5.1), расчет технологических показателей и вычисление нового значения целевой функции. Проверка условия: если полученное значение целевой функции меньше предыдущего, то необходимо уменьшить параметр а1; если полученное значение целевой функции больше предыдущего, то повторить шаг 4; при достаточно малой величине а1 перейти к шагу 5.

5. Проверка условия: если значение целевой функции, полученное на шаге 4 текущей итерации, больше значения с предыдущей итерации, то необходимо перейти к новой итерации. завершить цикл оптимизации при достаточно малом приращении целевой функции, т.е. выполнении условия выхода из итерации (например, относительное приращение целевой функции менее 0,05%).

III. Сохранение результатов и завершение расчетов.

Для реализации данного алгоритма создана программа в среде Matlab с использованием гидродинамического симулятора Eclipse. Результаты оптимизации технологических режимов эксплуатации добывающей скважины, дренирующей нефтяную оторочку, представлены ниже.

В данном примере, в отличие от рассмотренных ранее задач оптимизации, задано ограничение периода разработки нефтяной оторочки по времени. Как было сказано ранее, разработку нефтяной оторочки НТК залежи следует проводить в заданный (ограниченный) период времени, чтобы избежать длительной консервации газовых запасов.

Целевая функция (прибыль) определяется следующим образом: к=1 СнЧн,к (U) - Сдп (Чн,к (U) + Я*,к (U)) ~ ^звЧзв (и) шах. и

5.4)

1+ъук

Здесь к — индекс отчетного периода (отчетный период может составлять месяц, квартал, год и др. по выбору);

К - общее число отчетных периодов;

Чи к' Чъ к' <7зв к — добыча нефти, воды и закачка воды в текущем отчетном периоде к;

Ъ — индекс дисконтирования; ак - число лет, соответствующее отчетному периоду к.

Задача управления, состоящая в максимизации функционала (5.1) решена для следующих исходных данных: С„=220 усл. ед./м , Сдп=7 усл. ед./м , Сзв=5 усл. ед./м3, Ь=0; vnp=95%, Г = 10 лет.

Результаты расчетов приведены в таблице 5.1 (абсолютные значения технологических и экономических показателей приведены к единице длины горизонтального ствола).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Исследования диссертационной работы посвящены проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек сводового типа. Эксплуатация таких объектов усложнена проблемами конусообразования, обусловленные наличием в непосредственной близости газовой шапки и водяной подушки. В диссертации рассмотрена технология разработки нефтяных оторочек небольшой толщины методом искусственного заводнения с применением горизонтальных скважин. Такая технология являлась предметом исследований настоящей работы, при решении задач которой рассматривался элемент разработки нефтяной оторочки. Для описания процессов многофазной фильтрации предложена математическая модель, учитывающая гравитационный фактор и сжимаемость флюидов, для численного решения которой создана программа в среде Matlab.

Результаты численных экспериментов показали высокую эффективность искусственного заводнения с использованием горизонтальных скважин при разработке тонких нефтяных оторочек, залегающих в пологих пластах. Выделены два принципиально различных периода разработки нефтяной оторочки: до создания водяного барьера и после. Очевидно благоприятное действие водяного барьера на основные технологические показатели разработки, которое заключается в улучшении динамики дебита нефти и уменьшении притока газа.

Проведены исследования влияний технологических параметров разработки на эксплуатационные показатели, по результатам которых обоснована необходимость постановки и решения задачи оптимизации технологических параметров разработки на этапе проектирования системы разработки. Предложена методика поиска оптимального набора технологических параметров: расстояние между скважинами, расположение добывающей и нагнетательной скважин относительно ВНК и ГНК.

Как показали результаты, основной проблемой разработки нефтяных оторочек методом заводнения является высокая обводненность скважинной продукции. В связи с этим исследована и предложена технология полимерного заводнения нефтяной оторочки. Для описания фильтрации активной примеси в составе различных фаз система основных дифференциальных уравнений дополнена уравнением, описывающим распределение концентрации примеси в пласте и ее изменение во времени. Результаты показали высокую технологическую эффективность от применения такой технологии. Эффективность достигается за счет снижения потоков воды через газовую и водяную части. Основная доля полимерного раствора попадает в газовую часть в составе водяного барьера, незначительные доли - в нефтяную и водяную части. Численный метод решения задачи позволил выявить аккумулирующий эффект связанной воды, приводящий к продлению действия эффекта. Решена задача выбора оптимального объема полимерного раствора, который зависит от соотношения ее стоимости и эксплуатационных затрат. Применение полимерных растворов приводит к технологическому эффект, но не гарантирует положительного экономического эффекта. Полимерное заводнение позволяет сократить период эксплуатации залежи. Предложена методика оценки экономического эффекта от применения полимерного заводнения, учитывающая реальный прирост нефтеотдачи и сокращение эксплуатационных затрат.

В диссертации решена задача оптимизации технологических режимов эксплуатации добывающей скважины элемента разработки. Протестированная методика показала свою эффективность. Задача управления решена с учетом ограничения на длительность разработки нефтяной оторочки в двух различных постановках: в первом параметром управления является дебит скважины по жидкости, во втором - забойное давление. При оптимальной стратегии дебит жидкости на поздней стадии существенно возрастает, что обусловлено действием ограничения по времени разработки и большим отношением вязкостей нефти и воды.

По данной работе получены следующие основные результаты:

2. Изучено влияние на основные показатели разработки (КИН, прибыль) технологических параметров: плотности сетки скважин, расположения горизонтальных стволов добывающей и нагнетательной скважин относительно ВНК и ГНК, режимов эксплуатации скважин. Наибольшее влияние оказывает расстояние между скважинами и режимы их эксплуатации. Положение скважин относительно контактов (ВНК и ГНК) в большей степени влияет на динамику показателей и в меньшей степени на конечные технологические показатели разработки.

5. Исследовано влияние времени проведения метода воздействия на пласт (полимерного заводнения) на основные показатели разработки нефтяной оторочки. Наилучший результат достигается при осуществлении метода воздействия на начальной стадии разработки.

7. Предложен метод оптимизации технологических режимов эксплуатации скважин, дренирующих нефтяную оторочку.

8. Для численного исследования разработанных алгоритмов созданы программы в среде Matlab.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ибрагимов, Ильдар Ильясович, Москва

1. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем: Пер. с англ. М., Недра, 1982, 407с.

2. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей. Изд. Недра, 1980

3. Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. Изд. Недра, 1980

4. Ахмедов С. А. Фильтрация многофазных многокомпонентных смесей при разработке нефтяных месторождений: Дис.д.т.н.: 05.15.06.: Махачкала, 2006

5. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. Изд. Недра, 1972

6. Басниев К.С., Алиев З.С., Сомов Б.Е., Ермолаев А.И. Определение оптимальной конструкции горизонтальных скважин // Газовая промышленность, 1999, №1. с.24-26.

7. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. М.: Недра, 1993 .-416с.

8. Берщанский Я.М., В.Н.Кулибанов, Мееров М.В., Першин О.Ю. Управление разработкой нефтяных месторождений под ред. М.В. Меерова. М.: Недра, 1983, 309с.

9. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. Изд. Недра, 1964

10. Ю.Булгакова Г. Т. Неравновесные и нелинейные эффекты в процессе двухфазной фильтрации: Дис.д.ф.м.н.: 05.13.16.: Уфа, 2000

11. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1970

12. Галамай О. В. Математическое моделирование двухфазной многокомпонентной фильтрации в гетерогенных пластах: Дис.к.т.н.: М, 2000

13. Генри Б., Кричлоу Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования. Пер. с англ. М., Недра, 1979, 303с. -Пер.изд. США, 1977

14. Н.Годунов С.К., Рябенький B.C. Разностные схемы (введение в теорию). — учебное пособие, Главная редакция физико-математической литературы изд-ва «Наука», М., 1977

15. Данилов B.JI., Кац P.M. Гидродинамические расчеты ваимного вытеснения жидкостей в пористой среде. Изд. Недра, 1980

16. Демидович Б.П. Марон И.А. Основы вычислительной математики. — М.: Наука, 1966.-664 с.

17. Дмитриев Н.М., Максимов В.М. Обобщенный закон Дарси. Фазовые и относительные проницаемости для фильтарционных течений в анизотропных пористых средах. Сб. Моделирование процессов фильтрации и разработки нефтяных месторождений. Казань, 1992

18. Донцов К.М. Теоретические основы проектирования разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1965. - 287 с.

19. Ентов В.М., Бернандинер М.Г. Гидродинамическая теория фильтрации аномальных жидкостей. М.: Наука, 1975. — 200 с.

20. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. М.: Недра, 1989. - 232 с.

21. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов JI.C. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. — М.: Наука, 1996. — 541 с.

22. Ермолаев С. А. Моделирование и оптимизация стратегий ввода в разработку нефтяных месторождений: Дис.к.т.н.: 25.00.17.: М, 2004

23. Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений -М., Недра, 1979, 254с.

24. Закиров Э.С. Горизонтальные скважины в слоисто-неоднородных коллекторах. Газ. промышленность, №5-6, 1996

25. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа -М.:Изд. «Грааль». 2001. - 303с.

26. Закиров Э. С. Прогнозирование, анализ и регулирование разработки месторождений нефти и газа в трехмерной многофазной постановке: Дис.д.т.н.: 25.00.17.: М., 2001 298с.

27. Золотухин А.Б. Основы многоцелевого системного проектирования разработки нефтяных месторождений. Докторская диссертация. ИПНГ РАН, МИНГ им. И.М.Губкина, 1990.

28. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000, - 414 с.

29. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра, 1999. - 212 с.

30. Каневская Р.Д. О методе построения трехфазных относительных проницаемостей для гидродинамических расчетов / Сб. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Наука, 1992. с. 127130.

31. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002, 140с.

32. Карабасов С. А. Разностные схемы с пространственно расщепленной временной производной для задач двухфазной фильтрации: Дис.к.ф.м.н.: 05.13.16.: М., 1999

33. Козлов Н. Ф. Разработка технологии эксплуатации скважин дренирующих нефтяные оторочки (на примере Оренбургского и Олейниковского месторождений): Дис. к.т.н.: 05.15.06. М., 1984-209 с.

34. Колдоба Е. В. Математическое моделирование изотермической многокомпонентной фильтрации с фазовыми переходами: Дис.к.ф.м.н.: 05.13.18 М.2006- 113с.

35. Конюхов В. М. Гидродинамические эффекты при двухфазной многокомпонентной фильтрации в пластах сложной структуры: Дис. д.ф.м.н.: 01.02.05.: Казань, 2004

36. Коротаев Ю.П., Сенюков Р.В. Методы оптимизации и их применение в задачах нефтяной и газовой промышленности. М.: МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1976. - 59 с.

37. Косачук Г.П., Сагитова Д.З., Титова Т.Н. Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений с нефтяными залежами и оторочками, ст. из журнала Газовая промышленность №3, 2005 г. стр. 27-30

38. Краснов В. А. Численно аналитические методы моделирования фильтрации в неоднородных средах: Дис.к.ф.м.н.: 05.13.18.: Уфа, 2004

39. Крылов В. А. Особенности конусообразования при разработке месторождений нефти и методы борьбы с ними: Дис. к.т.н.: 25.00.17. М.,-2003-178 с.

40. Курганов Д. В. Идентификация параметров математической модели многофазной фильтрации в нефтяных пластах: Дис.к.ф.м.н.: 01.02.05.: Самара, 2003

41. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. — М.: Гостоптехиздат, 1948. — 296 с.

42. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. Гостоптехиздат, 1948

43. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в газовых залежах. Газ. промышленность, №2, 1961

44. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. М.: ОГИЗ ГТТИ, 1947. - 158 с.

45. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений М.: Изд. Недра, 1976.

46. Мартыненко С. И. Универсальная многосеточная технология для численного решения краевых задач на структурных сетках: Дис.к.ф.м.н.: 05.13.18.: М, 2001

47. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1953. - 607 с.

48. Мееров М.В., Ахметзянов А.В., Берщанский Я.М., Кулибанов В.Н. и др. Многосвязные системы управления / Под ред. Меерова М.В. — М.: Наука, 1990.-264 с.

49. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1991. - 294 с.

50. Мищенко И.Т., Ибрагимов Л.Х., Ситников А.А., Гусев С.В. Определение технологических показателей разработки нефтяных месторождений по характеристикам вытеснения. М.: ГАНГ им. И.М.Губкина, 1998. - 25 с.

51. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. — М.: Нефть и газ, 1996. 190 с.

52. Пискарев В. И. Совершенствование и практическая реализация численного алгоритма решения задач трехмерной двухфазной фильтрации: 05.15.06.: М., 1996

53. Раманов А. С. Совершенствование технологии разработки нефтегазовых залежей на основе нетрадиционных схем закачки газа и воды: Дис.к.т.н.: 05.15.06.: М, 1996

54. Расторгуев И. А. Решение задач фильтрации устойчивыми явными методами: Дис. к.ф.м.н.: М, 2006 — 155с.

55. Самарский А.А., Николаев У.С. Методы решения сеточных уравнений. М: Наука, 1978-592 с.

56. Северов Я. А. Повышение эффективности разработки месторождений углеводородов при наличии явления конусообразования: Дис.к.т.н.: 25.00.17.: М., 2006- 157с.

57. Совершенствование технологии разработки месторождений нефти и газа. / Под ред. С.Н.Закирова. — М.: Из-во Грааль, 2000. 638 с.

58. Сомов Б. Е. Создание многомерных моделей нестационарной многофазной фильтрации с учетом фазовых переходов для проектирования разработки месторождений углеводородов: Дис. д.т.н. 05.15.06. М., 1990-300 с.

59. Спесивцев П. Е. Математическое моделирование двухфазных потоков в случайно-неоднородной пористой среде: Дис.к.ф.м.н.: 05.13.18.: Москва, 2006

60. Стренг.Г Линейная алгебра и ее применения. Пер. с англ. Кузнецова Ю.А., Фаге Д.М. под ред. Марчука Г.И. М.: изд-во «Мир», 1980

61. Султанов Р. А. Моделирование процессов вытеснения нефти водой и растворами химреагентов из неоднородных пластов: Дис.к.ф.м.н.: 01.02.05.: Казань, 1994

62. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. - 309 с.

63. Телегин И. Г. Численное исследование задач фильтрации несмешивающихся жидкостей: Дис.к.ф.м.н.: 05.13.18.: Горно-алтайск, 2005

64. Уайлд Д.Дж. Методы поиска экстремума. М.: Наука, 1967. - 267 с.

65. Федоров В. Н. Исследование нестационарной двухфазной фильтрации в слоисто-неоднородных пластах: Дис.к.ф.м.н.: 01.02.05.: Казань, 2003

66. Хавкин А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде. -М.: ВНИИОЭНГ, 1991. 60 с.

67. Хакимзянов И. Н. Совершенствование разработки нефтяныхместорождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования: Дис.к.т.н.: 25.00.17.: Бугульма, 2002 — 161с.

68. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. — М.: Недра, 1965 — 238 с.

69. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. Гостоптехиздат, 1959.-467с.

70. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча — история развития, современное состояние и прогнозы: Монографияю М.: ГУП Изд-во «Нейфть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2001. - 128 с.

71. Щипанов А. А. Математическое моделирование двухфазной фильтрации в деформируемой трещиновато-пористой среде: Дис.к.ф.м.н.: Пермь, 2002

72. Ярославов А. О. Математическое моделирование фильтрации неньютоновских жидкостей в слоисто-неоднородных пластах и разработка методик статистического анализа геолого-промысловой информации: Дис.к.т.н.: Тюмень, 2003

73. Boyun Guo, Molinard J.E., Lee R.E. A general solution of gas/water coning problem for horizontal wells. Paper SPE 25050 presented at the EUROPEC/ Cannes, Nov. 16-18, 1992

74. Hang B.T., Ferguson W.I., Kudland T. Horizontal wells in the water zone: the most effective way of tapping oil from thin oil zones? Paper SPE 22929 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, Oct. 6-9, 1991

75. Joshi S.D. Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company. Tulsa, 1991

76. Lien S.C., Seines Knut, Havig S.O., Kudland T. The first long-term horizontal-well test in the Troll thin oil zone. JPT, №8, 1991

77. Peaceman D.W. Representation of a horizontal well in numerical reservoir simulater. Paper SPE 21217 presented at the 11th SPE Simposium on reservoir simulation. Anaheim, Febr. 17-20, 1991

78. Weiping Yang, Watterbarger R.A. Water coning calculations for vertical and horizontal wells. Paper SPE 22931 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, Oct. 6-9,1991

79. Zakirov S., Zakirov I. New methods for improved oil recovery of thin oil rims. Paper SPE 36845 presented at the EUROPEC, 96, Milan, Oct. 22-24, 1996

80. Yan Chen, Dean S. Oliver Efficient Ensemble-Based Closed-Loop Production Optimization, SPE, University of Oklahoma and Dongxiao Zhang, SPE, University of Southern California, SPE 112873

81. Ахметзянов A.B., Ермолаев А.И., Ибрагимов И.И. Перспективы интегрированного управления разработкой газовых месторождений.// Труды Института проблем управления РАН им. В.А. Трапезникова. Том XXVII, 2006. с. 108-117 / ISBN 5-201-14983-9.

82. Ермолаев А.И., Ибрагимов И.И. Модели рационального размещения скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений.// Труды Института проблем управления РАН том XXVII М.2006 с. 118123 / ISBN 5-201-14983-9

83. Ибрагимов И.И., Ермолаев А.И. Моделирование и оптимизация разработки нефтяной оторочки при нагнетании в пласт воды и газа.// Наука и Техника в газовой промышленности, №2, 2008. с. 23-32.

84. Ибрагимов И.И. Моделирование разработки нефтяной оторочки газовой залежи. // Сб. трудов научной конференции по «Проблемам управления и информационным технологиям '08», Казань, 23-27 июня 2008 г.-с. 235-238

85. Ахметзянов А.В., Ермолаев А.И., Ибрагимов И.И., Оптимизация технологических параметров разработки нефтяной оторочки газонефтяных месторождений.// Газовая промышленность, №9, 2008. -с.54-55.

86. Ибрагимов И.И. Гидродинамические модели резервуара при управлении разработкой нефтяной оторочки газовых месторождений / Труды Ш-й Всероссийской молодежной конференции по проблемам управления, 2008. — с. 33-34

87. Ibragimov I.I. Waterflooding efficiency of the oil rim development // 11-th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery, 8-11 September, Norway, Bergen, P03

Информация о работе

Ибрагимов, Ильдар Ильясович
кандидата технических наук
Москва, 2009
ВАК 25.00.17

Диссертация

Обоснование рациональных технологических параметров разработки горизонтальными скважинами нефтяных оторочек газоконденсатных залежей - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы