Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Системный подход к выбору геолого-технических мероприятий для регулирования разработки нефтяных залежей

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Системный подход к выбору геолого-технических мероприятий для регулирования разработки нефтяных залежей"

На правах рукописи

УУ4

606822

ТИМОНОВ АЛЕКСЕИ ВАСИЛЬЕВИЧ

СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ВЫБОРУ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Уфа-2010

004606822

Работа выполнена в корпоративном научно-техническом центре ОАО «НК «Роснефть» и Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Хасанов Марс Магнавиевич.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Зейгман Юрий Вениаминович;

кандидат технических наук Гуськова Ирина Алексеевна.

Ведущее предприятие

НПО «Нефтегазтехнология».

Защита состоится 14 мая 2010 года в 15-30 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 14 апреля 2010 года.

Учёный секретарь совета

Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Одной из основных задач разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений является эффективное извлечение запасов -достижение максимальной продуктивности скважин и коэффициента извлечения нефти (КИН) пласта при минимальных капитальных вложениях и затратах на эксплуатацию скважин. Решение задачи осложняется низким качеством и ограниченностью достоверной информации, особенно по старым месторождениям. При этом решения, принятые при проектировании разработки объектов, нуждаются в оптимизации по результатам фактической разработки пласта. Основным инструментом регулирования и повышения эффективности разработки месторождений являются геолого-технологические мероприятия (ГТМ). Комплексный подход к их планированию позволяет решать задачи повышения эффективности разработки залежи в целом.

Актуальность работ, направленных на реализацию комплексного подхода к оптимизации режима эксплуатации пласта, обусловлена следующими факторами:

- сокращением качественных разведанных запасов и вовлечением в разработку всё более сложных объектов с трудноизвлекаемыми запасами;

- разбалансированностью системы разработки (разные системы разработки и плотности сетки скважин на одном месторождении);

- разработкой месторождений с недостаточно развитой или старой инфраструктурой;

- сложностью локализации остаточных запасов нефти в активно разрабатываемых пластах, отсутствием низкозатратных ГТМ;

- возможностью получения синергетического эффекта при оптимизации каждого звена цепочки ГТМ.

Очевидно, что точечный (поскважинный) подход к анализу эффективности разработки, а также оценке потенциала увеличения добычи, не может обеспечить эффективное вовлечение всех запасов месторождения в разработку, увеличить добычу нефти и КИН. Необходим комплексный подход к оценке текущего

состояния разработки различных участков месторождения на основе интеграции геолого-промысловой информации, инженерных методов расчёта и экономических моделей.

При комплексном подходе для оптимизации режима эксплуатации пласта и эффективного планирования ГТМ необходима реализация следующих мероприятий:

- выделение основных факторов, характеризующих недостаточно эффективную выработку месторождения, наличие потенциала увеличения добычи нефти, использование фактических данных эксплуатации и моделей, адекватных качеству и объёму информации;

- разработка комплексной программы ГТМ с учётом их влияния на добычу нефти и выработку пласта в целом;

- оптимизация процессов планирования и анализа эффективности ГТМ с учётом геологических, технологических, экономических факторов, состояния поверхностного обустройства месторождений.

Цель работы. Совершенствование комплексного подхода к повышению эффективности эксплуатации нефтяных залежей с помощью ГТМ.

В рамках поставленной цели решались следующие задачи:

- разработка методов эффективного анализа и ранжирования проблемных и наиболее перспективных зон месторождения с точки зрения увеличения добычи нефти и КИН;

- выбор наиболее эффективных методик инженерных расчётов на каждом этапе процесса «Повышение производительности пласта с помощью ГТМ»;

- разработка алгоритмов достижения максимальной технологической и экономической эффективности основных видов ГТМ;

- разработка алгоритмов факторного анализа эффективности ГТМ;

- реализация полного цикла комплексного подхода к повышению эффективности разработки на месторождениях нефти, эксплуатируемых, в частности, ОАО «НК «Роснефть».

Научная новизна

1 Разработана комплексная схема реализации ГТМ, основанная на многокритериальной оценке эффективности разработки залежей по участкам месторождений, включающая в себя построение карт пластового давления, проницаемости, изменения поля насыщенности, учитывающая неоднородность геологического строения разрабатываемых пластов, показатели работы скважин. На основе метода узлового анализа эксплуатации скважин на неустановившемся режиме разработана аналитическая модель, позволяющая определить оптимальные показатели эксплуатации насосного оборудования.

2 Разработан алгоритм достижения максимальной технологической и экономической эффективности ГТМ с учётом технологических и геологических рисков, факторного анализа причин снижения дебита нефти базового фонда скважин и ГТМ, основанный на математических моделях, учитывающих физические процессы, происходящие в пласте при эксплуатации скважин, что позволило реализовать формальную процедуру принятия обоснованных решений в условиях «неопределённости» фактических данных.

Практическая ценность

Разработанное программное обеспечение используется в ОАО «НК «Роснефть» в качестве методических указаний «Планирование и мониторинг мероприятий по оптимизации заводнения элементов разработки месторождений», «Факторный анализ причин снижения дебита новых скважин по данным технологических режимов работы скважин», стандарта компании «Планирование и анализ эффективности перевода скважины на другой горизонт».

Апробация работы

Содержание диссертации докладывалось на научно-технической конференции «Геология и разработка месторождений», г. Геленджик, 2007 г.

Публикации

По результатам исследований опубликовано 9 печатных работ, в том числе 8 работ в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ.

Структура и объём диссертации. Диссертация состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и списка использованных источников из 92 наименований. Изложена на 144 страницах машинописного текста, содержит 50 рисунков, 10 таблиц и 3 приложения.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель, основные задачи исследований и методы их решения, научная новизна и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена описанию системного подхода к планированию ГТМ, в частности, существующих методов их выбора и планирования, алгоритмов расчёта потенциала пласта. Выделены основные недостатки, присущие известным методам. Введено понятие комплексного подхода к оптимизации производительности пласта с помощью ГТМ, описаны основные этапы бизнес-процесса.

Основное отличие предложенного подхода от традиционных методов выбора и оценки ГТМ заключается в поиске и локализации проблемных участков месторождений с неэффективно реализуемой системой разработки (характеризующихся низкой выработкой запасов и/или низким пластовым давлением) на основе оценки комплекса геолого-физических и технологических параметров работы скважин. Предложена комплексная программа ГТМ, направленная на повышение продуктивности ячейки залежи (а не конкретной скважины) и достижение максимального КИН. Необходимость выполнения комплекса ГТМ обусловлена тем, что проведение одиночного (по расчётам вполне эффективного) ГТМ может отрицательно сказаться на работе элемента разработки и пласта в целом (например, за счёт интерференции, перераспределения потоков, роста линейного давления и т.д.).

Кроме того, одиночное ГТМ может быть экономически не окупаемо, в силу того, что большая часть запасов относится к категории трудноизвлекаемых и потребует значительных финансовых затрат при относительно небольших приростах дебита нефти. Планирование же комплекса ГТМ (как единого проекта) на

элементе разработки позволяет добиться высокой экономической эффективности нескольких ГТМ в совокупности (например, зарезка бокового ствола (ЗБС) или вывод из бездействия нецелесообразны без восстановления системы ППД и «расшивки» системы поверхностного обустройства по данной ячейке). Более того, высокоэффективные ГТМ обеспечивают возможность реализации нерентабельных, но необходимых для достижения проектного КИН пласта ГТМ.

Предложенная схема процесса состоит из следующих этапов:

1 Анализ разработки, выявление и ранжирование проблемных зон.

2 Оценка потенциала увеличения продуктивности пласта.

3 Оценка влияния ГТМ на разработку объекта.

4 Выбор и проведение оптимального комплекса ГТМ.

5 Анализ эффективности ГТМ, рекомендации по оптимизации технологий их реализации.

Система комплексного планирования и оптимизации ГТМ базируется на единой системе поддержки базы данных ГТМ, проведённых на месторождении. В качестве источников информации используются: веб-система мониторинга добычи (СМД); система оперативной отчётности; банк данных геолого-технической информации. Отличие разработанной системы заключается в том, что на каждом этапе цепочки создания ценности происходит оптимизация ключевых показателей эффективности за счёт применения наиболее эффективных подходов и инженерных расчётов.

Приведена иерархия методов моделирования пласта для получения достоверного представления пластового давления и основных параметров, определяющих потенциал пласта. Данные методы представлены в зависимости от типа решаемых задач и факторов, связанных с уровнем детализации решения (рисунок 1).

Уровень анализа объекта Условия применимости (класс моделей) Метод решения ПО

1 уровень • Месторождение • Куст « 0-мерная • Изотермическая Матбалакс ПК «ГиД» Модуль «Ма гбаланс»

уровень • Месторождение • Куст • 2-мерцай • 1,2 фазная • 1 слой -1 пласт • Однопоровая • Изотермическая НЕТ-ДА— 20 моделирование 1 фаза 20 моделирование 2 фазы ПК «ГиД* Модуль ■Прокси-модель»

• Скважина

III уровень • 3-х мерная • 3-х фазная • Геологическая детализация « Двойная пористость 30 моделирование ПК воз

• Термическая • Композиционная

ЕсИрзе 300,500

Рисунок 1 - Иерархия моделей, используемых при моделировании

Модели небольшой размерности легки в сопровождении и позволяют наглядно анализировать весь диапазон реализаций, сосредотачиваясь лишь на изучении главных факторов, определяющих процесс разработки. В то же время они неизбежно «огрубляют» описание объекта разработки. Модели больших размерностей детальны, но сложны в сопровождении и анализе. В настоящей работе представлены экспресс-методы расчёта технологического эффекта от реализации ГТМ.

Вторая глава посвящена описанию первого этапа комплексного подхода к оптимизации ГТМ, в основе которого лежит анализ разработки залежи и выявление проблемных с точки зрения выработки запасов зон. Рассмотрены алгоритмы системного управления разработкой месторождений, направленные на повышение нефтеотдачи пластов.

Принцип предложенного подхода заключается в определении проблемных зон месторождения одновременно по нескольким критериям, которые нивелируют недостатки противоречивости исходной информации, выраженной в отсутствии или несогласованности данных о строении пласта и эксплуатации

скважин (динамики дебетов жидкости, нефти, обводнённости, пластового, забойного давлений и т.д.). Представленная в виде единой базы данных информация позволяет определить наиболее эффективный способ воздействия на элемент разработки.

Для определения проблемных зон месторождения разработана база данных по ячейкам - «Технологический режим элементов заводнения» (ТРЭЗ). В ней представлена информация по размерам и свойствам ячеек, запасам, эффективности их выработки, состоянию фонда скважин, проведённым ГТМ с приростами и снижениями дебитов, параметрам текущего состояния разработки, включая компенсацию, динамику пластового давления, темпы падения базовой добычи и др. (всего около 100 показателей). На рисунке 2 представлена структура блоков ТРЭЗ.

Кроме того, ТРЭЗ является основой для планирования и оценки потенциала различных видов ГТМ. Например, мероприятия ЗБС или вывод скважин из бездействия планируются на ячейках, характеризующихся низким коэффициентом охвата пласта заводнением и большими остаточными извлекаемыми запасами; ГРП - в ячейках с низким темпом отбора, низким дебитом нефти добывающих скважин, отсутствием потерь нефти из-за резкого роста обводнённости и т.д. Сравнение ячеек по критерию количества выполненных ГТМ с начала разработки позволяет локализовать участки месторождений с низкой выработкой запасов.

Выявление проблемных участков месторождений и формирование рейтинга ячеек подразумевает обязательное проведение факторного анализа причин снижения дебита жидкости базового фонда скважин, цель которого заключается в корректном выделении основных проблем по ячейке, связанных либо с изменением дебита жидкости, либо с изменением обводнённости добываемой продукции.

Фактический режим

Максимальный _режим

№ ОрОЖА* ИИ»

Начало рмработки.

Вид добиваемой продукции

Площадь «мейки

Плотно сть нефти

ПЛОТНОСТЬ ВОДЫ

Объемный коэффициент нефти

Давление насыщения

Начал»ноя

н ефт е насыще нн ая

толщине

Продуктивность

Суммарный дебит нефти

Суммарный дебит жидкости

Обводненность

Суммарная приемистость

Суммарный

коэффициент

продуктивности

Средний дебит жидкости скважины

Средняя приемистость

Среднее »обойное давление

Добыча нефти по технологическому режиму

Добыче жидкости п< т «хиологич е скиму режиму

технол« гиче с ким у режиму

Добыча нефти по месячному >кс плу ат ациоииому рапорт»

Добыча жидкости по месячному эксплуатационному рапорту

Суммарный дебит нефти по месячному эксплуатационному рапорт»

Суммарный дебит жидкости по месячному

Максимальный дебит нефти

Максимальная добыче жидкости

Проектный коэффициент извлечения нефти

Проектный коэффициент охвата

Балансовые юпасы

Остаточные подвижные эапосы

Проектные начальные имлекаемые к

Текущие

иэвлекаемые вал асы скважину

Текущие

мелекоемые эоловы бе«действ. екв.

Текущие

иэвлекаемые юпосы по всем методам

Текущие

мекаемы* /апаеы методу 1Ы(ВН<>)

Прогиовиый коэффициент охвата

Кратность юпасов,

Габвга системы ПОД Роил Потери Потенциал Экономика

Начально* члостовое Действующий фонд добывающих СКВОЖИИ Потери дебита жидкости по оборудованию Потери Н|.ю плостового девлеинв Затраты на подъем 1 т

Текущее пластовое Действующий Ф4НА Потери добита жидкости по пластовому давлению И|м*иенме добито

давление С1ЮМ и аагрямоим» и«фтии*1ет«.

Ишенеине плестовото Экс ПЛ|Г0Т0ЦИ4ИИЫЙ фонд А<>бй9«иающнх Потери добита нефти по оборудованию К»манеиие дебита Затраты на догидоб^иу 1 т

Проектное »абойно* давление на ППД Э кс плуатациониыи фонд иаметвтельмьа Потери добито иофти по пластооому давлению и »аграманиа примбонной

— Потери добито иофти по обводненности )Саракторнв тяческш) добит ямдкости

Накопленное проведенных геолог о-технических Потери дебита жидкости (в прошлого месяца)

Тренды (пластовое

компиеисацив) прошлого м«е*Цв)

Тренды подебитам

Накоплен»»« пв»»рк по пластовому давлению и дегрыноим при»вбовиоЙ

Накопленные потерн по овводмвмносг»

Рисунок 2 - Блок-структура технологического режима элементов заводнения

Потери дебита нефти, связанные со снижением добычи жидкости, определяются выражением:

=с1дж-(1-/1)-с1дж-с1/У1--,—^"'л'/*)—г, (1)

V л,, и. -(1-/^+1 е^-сГ ^

потери, связанные с ростом обводнённости:

(2)

где ¿й"6" - потери по обводнённости, т/сут; - потери по жидкости, т/сут; <21 - дебит жидкости в начальный момент времени, т/сут; ¡1 - обводнённость в начальный момент времени, д.ед.; ¿()ж - изменение дебита жидкости во времени от начального момента до текущего, т/сут; - изменение обводнённости добываемой продукции во времени - от начального момента до текущего, д.ед.

Приведены количественные признаки выявления проблемных элементов разработки. Пример критериев выявления проблемных ячеек приведён в таблице 1. Результатом этапа выявления и ранжирования проблемных зон является сформированный рейтинг ячеек, позволяющий структурировать участки месторождений в зависимости от их свойств, технологических параметров и потенциальных приростов добычи нефти, с целью дальнейшего фокусирования на ключевых из них и дальнейшего планирования ГТМ.

На данном этапе происходит не только локализация приоритетных ячеек по потенциальному приросту добычи нефти, но проводится анализ и контроль «золотого списка» ячеек с целью глубокого мониторинга разработки, предупреждения снижения текущей добычи нефти и потенциальных отборов в будущем.

Приведены практические примеры применения алгоритмов системного контроля разработки на участках Приобского месторождения, эксплуатируемого ОАО «НК «Роснефть».

Третья глава посвящена описанию расчётов по определению потенциала и продуктивности пласта, а также выбора оптимального комплекса ГТМ, направленного на увеличение эффективности системы разработки - «Система повышения производительности пласта с помощью ГТМ», следующего за этапом «Ана-

Таблица 1 - Критерии выявления проблемных ячеек

Проблема Количественные критерии выявления проблемы

Низкое Рпл - среднее пластовое давление Рт < 0.9 • Р^", при отсутствии целевого Рпл. принимается начальным; - средняя текущая обводнённость менее 90 %; -потенциальный прирост при достижении Р^" - в среднем на одну скважину АдЦ™41 > 2.5 и в сумме по ячейке по всем скважинам со снижением ^А^Г™]>5-^; - потенциальный прирост при достижении максимального за историю \карат\>5—в— м сут-скв дебита жидкости: в среднем на одну скважину 11 ив |УЛорЧ>10-а- сумме по ячейке по всем скважинам со снижением ' " 1 сут .

Низкий прогнозный Кохв. - средняя текущая обводнённость в пределах: 50 - 95 %; ,г V-прогноз О-НЮ ) , л О - отклонение от целевого Кохв: Л.„„ =-< и.о; V -к ' бз Л«ыт - потенциальное приращение запасов ^0.8-К"рх°гнт)• кеыт ■ ]>'бз >20тыс.т; - отклонение текущей обводнённости от целевой Уоит /

Примечание. РЩ" - планируемое целевое давление; Ад рап' - расчётное изменение дебита нефти; обводнённость продукции; ВНФ - водонефтяной фактор; НИЗ - начальные извлекаемые запасы; - балансовые запасы; - прогнозный коэффициент охвата; кшт - коэф-

фициент вытеснения нефти; (¡)нт - количество начальных извлекаемых запасов; ОТ*" накопленная добыча нефти.

лиз разработки и выявление проблемных зон». Рассмотрены вопросы оптимизации дизайна и технологии проведения ГТМ на этапе планирования, что является необходимым условием эффективной работы рассматриваемой системы.

Учтён широкий ряд геолого-технических и экономических факторов, влияющих на результат. Решение задачи определения технико-экономического оптимума представлено на примере основных видов ГТМ - ГРП и мероприятий

по интенсификации добычи нефти (ИДН). Приведена методика расчёта технологического эффекта от реализации геолого-технических мероприятий.

Анализ существующих экспресс-методов инженерных расчётов показал, что большинство из них не обладает необходимой точностью прогноза основных параметров разработки месторождений. При этом основной проблемой является необходимость построения детальной геолого-гидродинамической модели, что является трудоёмким и труднореализуемым процессом. Специалистами ООО «РН-УфаНИПИнефть» разработан и автоматизирован наиболее простой и достоверный способ прогноза, основанный на определении двух параметров пласта: проницаемости К(х,у) и пластового давления Р(х,у,1), согласованных с данными о режиме работы добывающих скважин. При этом распределение насыщенности осуществляется с помощью линий тока. Этот метод использовался нами на этапе оценки потенциала и прогноза добычи при реализации комплексной системы повышения производительности пласта.

Представлен процесс выбора оптимального варианта ГТМ для повышения эффективности разработки. Этап разбит на две стадии. На первой - стадии предварительного выбора метода оптимизации разработки, учитывается максимально возможное количество определяющих параметров. Например, увеличение объёмов закачки вытесняющего агента в пласт (ввод новых нагнетательных скважин, ремонт и восстановление бездействующих, стимуляция работающих нагнетательных скважин), при этом основной целью является восстановление пластового давления с последующим увеличением забойного давления в добывающих скважинах и увеличением отборов нефти путём проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти. Учитывается экономическая целесообразность мероприятий от увеличения закачки.

На второй стадии осуществляется выбор оптимального варианта воздействия с учётом критериев соответствия технологии геологическим условиям и показателям разработки участка. Рассматриваются различные варианты (например, при увеличении объёмов закачки для уменьшения риска преждевременного обводнения рассматривается возможность перевода скважин в систему ППД), учи-

тываются технико-экономические параметры, их соответствие требованиям про-ектно-технологической документации. Фактически для каждого проблемного участка осуществляется расчёт нескольких вариантов интегрированных мини-проектов. Окончательное решение принимается с учётом следующих критериев:

1 Максимальный прирост добычи нефти и КИН.

2 Минимизация отношения стоимости работ к расчётному приросту от реализации ГТМ.

3 Минимизация технологических и геологических рисков.

4 Максимальное увеличение темпов отбора нефти.

5 Анализ эффективности аналогичных работ, проводившихся ранее на этом или близких по характеристикам участках.

После того как определён комплекс оптимального воздействия на пласт в рамках укрупнённого элемента разработки (ГРП, интенсификация добычи за счёт снижения забойного давления (ИДН), зарезка бокового ствола, дострел пласта, вывод из БД и т.д.), проводится технико-экономическая оптимизация каждого мероприятия с целью достижения максимальной эффективности. Предложена технико-экономическая оптимизация наиболее распространённых видов ГТМ - ГРП и ИДН. Так, для оптимизации технологии ГРП представлено решение многопараметрической задачи оптимизации массы закачиваемого проппанта при условии максимизации экономической эффективности с учётом геологических и технологических рисков на основе комплексного подхода, применяемого, в частности, на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть». Отличие предлагаемого подхода заключается в том, что он позволяет определить оптимальное количество проппанта, закачиваемого в пласт, при отсутствии геологических ограничений.

Метод учитывает ограничения, накладываемые на геометрию трещины при определении оптимального дизайна операций ГРП. Предложены зависимости, учитывающие ограничения (минимальная ширина не должна быть меньше 3-х средних диаметров зерна, максимальная ширина зависит от механических

свойств породы и максимального эффективного давления) по определению оптимальной ширины трещины ГРП.

Оценка экономической эффективности операций ГРП для каждого выбранного варианта необходимой массы проппанта учитывает накопленный прирост нефти от ГРП, затраты на его проведение и дальнейшую эксплуатацию скважины, максимальный срок окупаемости. Накопленный прирост нефти определялся исходя из рассчитанного для конкретной массы проппанта оптимального безразмерного индекса продуктивности у«*, темпа падения базового дебита, темпа падения дебита после проведения ГРП и коэффициента эксплуатации (Кэ) для соответствующих месторождений.

Приведены результаты внедрения методики технико-экономической оптимизации ГРП на месторождениях нефти, эксплуатируемых ООО «РН-Юганск-нефтегаз». Индивидуальная для каждой скважины технико-экономическая оптимизация ГРП позволила обеспечить увеличение оптимального параметра J¡¡ на 4 % в 2009 г. относительно 2008 г. При этом количество проппанта, используемого при проведении операций ГРП на данных месторождениях в 2009 г., значительно снизилось.

Предложен комплексный подход для разработки методики планирования мероприятий по интенсификации добычи нефти, основанный на технико-экономической оптимизации ГТМ, являющийся базой данных и инструментом для принятия решений по оптимизации работы скважин, что позволило автоматизировать процесс подбора и ранжирования скважин-кандидатов на проведение мероприятий по ИДН.

Отличие разработанной методики от существующих подходов к планированию мероприятий по ИДН заключается в том, что методика позволяет однозначно определить целесообразность остановки действующего фонда скважин для проведения ИДН, не дожидаясь отказа оборудования и выполнения мероприятия по ИДН лишь после этого. Основой предложенного решения является то, что на дисконтированный срок возврата капитала налагаются следующие условия:

ИРВ < (Тсио -Тфно), если (Тсно -ТФН0) > 0,

ОРВ < 0.5 ■ Таю, если (Таю -ТФН0) < О,

где Таю - среднее время наработки на отказ, сут; ТФН0 - фактическое время наработки, сут; БРВ - дисконтированный срок возврата капитала, сут.

Условия выражения (3) позволяют учесть фактическую наработку оборудования на отказ. Это особенно важно в том случае, когда средняя и фактическая наработки близки. В таком случае предпочтителен выход из строя старого оборудования и проведение всех работ без остановки скважин.

Приведено описание основных этапов планирования мероприятий по ИДИ, описаны методики расчёта прироста дебита во времени, основные факторы, которые необходимо учитывать при расчёте экономической эффективности при реализации мероприятий. Приведены палетки, устанавливающие связь минимально рентабельного прироста и остановочного дебита, согласно которым с увеличением остановочного дебита значение относительного минимального прироста дебита нефти после проведения мероприятий по ИДИ снижается, что соответствует снижению доли затрат на оборудование в общей схеме расходов.

Внедрение комплексного подхода к подбору и ранжированию скважин-кандидатов в технологических режимах позволило снизить риски и повысить эффективность мероприятий по ИДН. Автоматизация процесса значительно снизила трудозатраты, сократила время принятия решений. Благодаря этому удалось добиться увеличения всех основных показателей эффективности ГТМ, снизить количество неэффективных мероприятий по ИДН с 14 до 6 %.

В четвёртой главе приведено описание системы повышения производительности пласта с помощью ГТМ - мониторинг выполнения решений по их оптимизации, анализ причин отклонения фактических результатов от плановых с последующей разработкой рекомендаций по восстановлению уровня добычи нефти.

Разработана методика факторного анализа эффективности ГТМ, позволяющая определять основные причины снижения добычи нефти по скважинам после ГТМ (на примере новых скважин). Факторный анализ позволяет выделить в об-

щих потерях дебита нефти следующее - снижение добычи при выводе скважин на установившийся режим вследствие изменения пластового давления или загрязнения призабойной зоны пласта, роста забойного давления. Алгоритм основан на оценке проницаемости пласта, пластового давления и скин-фактора, методе анализа данных добычи нефти на неустановившемся режиме эксплуатации скважин, расширении метода узлового анализа в нестационарных случаях.

В соответствии с предложенной методикой осуществляется моделирование системы «пласт-скважина» на неустановившемся режиме работы скважин. Наиболее эффективным методом моделирования системы, состоящей из двух элементов (в рассматриваемом случае эти элементы - скважина - пласт) является узловой анализ. При этом коэффициент продуктивности в каждый момент времени можно выразить приближённой формулой:

4-я-к-И

м.вш-+ (4)

где к„Д/) - изменяющийся во времени коэффициент продуктивности; к - проницаемость, мкм2; И - толщина пласта, м; и - вязкость жидкости, 0,1 Па-с; В - объёмный коэффициент; ф - пористость, д.ед.; с, - сжимаемость; Яс - радиус скважины, м; 5 - скин-фактор; / - время, сек.

На практике расчётное изменение дебита не всегда подтверждается фактическим, что обусловлено ошибками в оценке параметров пласта и скважин, заложенными в расчёт. Отличие фактической кривой изменения дебита скважин от прогнозной может быть обусловлено двумя факторами - некорректностью параметров, заложенных в расчёт, а также изменением характеристик эксплуатации оборудования.

Первым шагом при реализации методики факторного анализа является приведение расчётного изменения дебита к фактическому при помощи оценки действительных значений параметров пласта. Задача состояла в том, чтобы варьированием параметров к,5,Рга минимизировать отклонение теоретической кривой изменения дебита от фактических значений добычи нефти. Целесообразно для каждого момента времени сравнивать теоретическое (рассчитанное через забой-

ное давление) и фактическое значения дебита. При отсутствии глубинного манометра расчёт забойного давления скважин представляет собой отдельную задачу. В случае высокого газового фактора градиент давления становится чувствительным к режиму многофазного потока. Пренебрежение этим фактором может привести к большой (десяткам процентов) погрешности расчёта. В особенности это касается начальных моментов работы скважины, когда динамические уровни смеси в затрубном пространстве принимают большие значения. В случае механизированных скважин забойное давление оценивается по замерам затруб-ного давления и динамического уровня.

В математическом смысле задача сводится к минимизации функции ошибок, определяемой выражением

где I s (l...n) - номер временного шага, j - номер набора параметров, по которым проводится минимизация; Pres - пластовое давление, Па; к - проницаемость пласта, мкм2; Q - дебит нефти, т/сут.

Очевидно, что расширение интервалов поиска в пространстве (Pra,k,S) ведёт к уменьшению минимального возможного е. Однако, с другой стороны, расширение интервалов приводит к увеличению неопределённости полученного решения. В случае решения обратных задач, один и тот же результат можно получить различной комбинацией входных параметров. Следовательно, целесообразно вести поиск решения в окрестности первоначально заданных значений параметров. Такими опорными значениями могут являться данные исследований соседних скважин, геофизических исследований, дополнительная информация. Ширина интервалов поиска для каждого параметра определяется степенью уверенности в заданном первоначальном значении этого параметра. В дальнейшем производилось распределение потерь дебита нефти по факторам. Основными факторами, приводящими к снижению дебита новых скважин, являются: - неустановившийся режим;

- потери, вызванные изменением дебита жидкости, которые, в свою очередь, подразделяются на потери, вызванные изменением пластового и забойного давления, коэффициента продуктивности, обводнённости добываемой продукции.

На рисунке 3 приведён пример реализации данной методики. На скважине № 5919 Приобского месторождения неустановившийся режим продолжался 70 сут. После расчётного окончания неустановившегося режима снижение дебита жидкости продолжилось. Было установлено, что отклонение представленных на рисунке 3 теоретической и фактической кривых снижения дебита связано с ухудшением свойств призабойной зоны пласта. После проведения кислотной обработки значение дебита жидкости восстановилось до расчётного.

Скважина 5919

- Дебит жидкости факт, мЗ/сут

Дебит жидкости при постоянном Кор, мЗ/сут

Д Дебит нефти факт, мЗДсут ■ — • Прогноз дебита нефти без обработки, т/суг

Рисунок 3 - Пример факторного анализа на примере новых скважин

Предложенная методика была реализована в виде алгоритма для проведения факторного анализа изменения добычи скважин месторождений, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», после проведения операций ГТМ. В соответствии с выявленными причинами были разработаны и реализованы следующие мероприятия: проведение обработки призабойной зоны, перевод окружающих скважин в систему ППД, интенсификация добычи нефти. Кроме того, посредством определения фактического значения эффективной проницаемости пласта,

результаты факторного анализа являлись основой для уточнения геологической модели месторождения.

В пятой главе представлены результаты применения разработанного комплексного подхода к оптимизации выработки остаточных запасов на примере месторождений, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», отличающихся геологией, системами и стадиями разработки. Обоснован и реализован набор ГТМ, что позволило не только увеличить добычу нефти по ячейкам и месторождениям, но и коэффициент охвата пласта заводнением. Так, по Вахскому месторождению (ОАО «Томскнефть ВНК») детально описан процесс оптимизации разработки (от анализа выработки и ранжирования до реализации ГТМ' и их анализа) на примере конкретной ячейки. Был сформирован ТРЭЗ, ранжированы проблемные ячейки, определены зоны с большими остаточными запасами нефти. Создана и адаптирована к фактическим данным добычи прокси-модель, предложены ГТМ для эффективной выработки остаточных целиков нефти, реализован комплекс ГТМ по проблемным ячейкам. В итоге, например на одной из проблемных ячеек были проведены следующие операции - 1 операция ГРП, 2 перевода скважин в систему ППД, 1 вывод из бездействия. В результате за 2009 г. дополнительная добыча нефти составила 80 тыс.т, прогнозный коэффициент охвата увеличился на 15 %.

Результаты повышения эффективности разработки Мамонтовского месторождения представлены с точки зрения увеличения потенциала добычи нефти и коэффициента охвата участков месторождений ГТМ, на основании рейтинга элементов разработки по состоянию на 01.01.09 г. В результате реализации комплекса мероприятий (29 операций ГРП, 4 ОПЗ, 7 переводов скважин в систему ППД) только по данным 5 ячеек в 2009 г. удалось увеличить добычу нефти на 28 % (с 1789 до 2496 т/сут), при этом обводнённость по этим зонам после ГТМ снизилась на 3 % (с 88 до 85 %), что свидетельствует о дополнительном вовлечении ранее недренируемых запасов. После операций ГРП средняя обводнённость не увеличилась, а прирост дебита нефти составил 36 т/сут (более чем трёхкратное увеличение остановочного дебита нефти в 11 т/сут). Перечень ГТМ, проведён-

ных в 2009 г., направленных на оптимизацию выработки запасов, с указанием суммарного и среднего приростов по ячейкам, приведён в таблице 2.

Таблица 2- Результаты проведения ГТМ, направленных на оптимизацию выработки запасов по проблемным ячейкам Мамонтовского месторождения за 2009 г.

Дающий фонд Фонд ППД

Итого Итого Вовлечение запасов, ТЫС.Т.

Ячейка Количество скважин Суммарный запускной дебит нефти, т/сут Средний запускной дебит нефти, т/сут Количество скважин Суммарная запускная приемистость, мЗ/сут Средняя запускная приемистость, мЗ/сут

5,7 11 412 37 1 310 310 382

5,8 8 519 65 4 667 167 453

6,6 6 304 51 2 535 268 176

9,4 5 169 34 1 380 380 675

10,4 6 150 25 2 398 199 422

Общий итог 36 1553 43 10 2290 229 2108

Работа по данной схеме на Усть-Балыкском месторождении является примером возможности повышения добычи нефти на старых месторождениях за счёт комплексного подхода к повышению производительности пласта. На месторождении было выполнено 58 операций ГРП с суммарным запускным приростом ~ 2000 т/сут (до ГРП: дебит нефти 3 т/сут, обводнённость 77 %, 14 скважин находилось в консервации, 16 скважин в бездействующем фонде). После проведения операций ГРП дебит нефти составил 41 т/сут, обводнённость 82 %, все скважины в работе. Таким образом, суточная добыча нефти по месторождению была увеличена на 13 % (с 6132 до 7055 т/сут за 2009 г.) - рисунок 4.

Отмечено снижение обводнённости добываемой продукции, что свидетельствует о вовлечении в разработку ранее недренируемых запасов нефти. Анализ запасов по методу Ьп(ВНФ) показал увеличение извлекаемых запасов месторождения на 1 % или на 2500 тыс. т нефти после реализации комплексной программы ГТМ. Таким образом, внедрение системы повышения производительности пласта с помощью ГТМ обеспечило в 2009 г.:

Балыкском месторождении

- увеличение объёма высокоэффективных ГТМ на базовом фонде скважин (ИДН, ОПЗ, ремонтно-изоляционные работы, дострел перфорации скважин). Было проведено 5,4 тыс. ГТМ (в 1,4 раза больше, чем в 2008 г.) с суммарным запускным приростом 65 тыс. т/сут (на 20 тыс. т/сут больше, чем в 2008 г.). Это привело к увеличению достижения потенциала действующего фонда скважин с 74 % в 2007 г. до 78 % в 2009 г.; повышение достижения расчётного прироста дебита нефти в результате проведения ГТМ в 2009 г. в среднем на 15 % (относительно 2008 г.);

- в итоге проведения 763 операций ГРП (дополнительно 323 операции к бизнес-плану) дополнительно добыто 2293 тыс.т. нефти (+ 977 тыс.т. к бизнес-плану). Дополнительная добыча нефти от реализации операций ГРП на 28 % выше относительно 2008 г. (один из лучших показателей данного вида ГТМ среди российских нефтяных компаний - по данным ЦДУ ТЭК). Также было выполнено 908 операций перевода скважин на вышележащий горизонт (ПВЛГ) (+ 420 ПВЛГ относительно бизнес-плана) с дополнительной добычей нефти 1610 тыс.т. (+ 909 тыс.т. к бизнес-плану). При этом, дополнительная добыча нефти от реали-

задии мероприятий ПЛВГ в 2009 г. в 1,5 раза выше относительно результатов 2008 г.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Разработана и внедрена система оптимизации режима эксплуатации пластов, основанная на комплексном подходе к анализу разработки и планирования ГТМ, в основе которой лежит оптимизация каждого этапа бизнес-процесса путём выбора и применения эффективных методик и алгоритмов.

2 Разработан метод выделения проблемных, перспективных с точки зрения оптимизации добычи нефти и увеличения КИН зон, основанный на ранжировании участков месторождений по многокритериальной оценке.

3 Разработаны алгоритмы технико-экономической оптимизации основных видов ГТМ (ГРП, ИДН), основанные на оптимизации геометрии трещины (ГРП) и погружного оборудования (ИДН) при условии максимальной экономической эффективности с учётом технологических и геологических рисков.

4 Разработан алгоритм проведения факторного анализа эффективности проведения ГТМ. Обосновано применение метода узлового анализа на неустановившемся режиме работы эксплуатационных скважин в приближении последовательной смены стационарных состояний течения. На основе метода узлового анализа на неустановившемся режиме работы разработана аналитическая модель, позволяющая определить оптимальные показатели насосного оборудования (дебит и забойное давление), и методика, позволяющая определять основные причины изменения дебита скважины после проведения операций ГТМ.

5 Реализован полный цикл комплексного подхода к повышению эффективности разработки на месторождениях нефти, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», что позволило в 2009 г. в 1,4 раза увеличить объёмы ГТМ (+ 1 млн.т относительно 2008 г.) и дополнительно вовлечь в разработку около 10 млн.т нефти.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях:

1 Тимонов A.B. Оптимизация технологий ГРП на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» / Тимонов A.B., Загуренко А.Г. // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 11. - С. 68 - 73.

2 Тимонов A.B. Совершенствование унифицированной методики расчёта прогноза уровней добычи I Тимонов A.B., Соколов С. В., Мухамедшин Р.К. и др. // Геология и разработка месторождений: материалы конф. (2007; Геленджик). - С. 69 - 70.

3 Пасынков А. Г. Повышение эффективности разработки бурением горизонтальных скважин на примере Лемпинской площади Салымского месторождения / Пасынков А. Г., Тимонов A.B., Прудников А. А. и др. // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 11. - С. 78 - 80.

4 Кудряшов С.И. Технология управления заводнением на месторождениях в ОАО «НК «Роснефть» / Кудряшов С.И., Сергейчев A.B., Тимонов A.B. и др. // Нефтяное хозяйство. -2008.-№11.-С.20-24.

5 Тимонов A.B. Технико-экономический подход к планированию мероприятий по интенсификации добычи нефти / Тимонов A.B., Шустров О. А., Соколов С. В.и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 11. - С. 51 - 53.

6 Загуренко А. Г. Технико-экономическая оптимизация дизайна гидроразрыва пласта I Загуренко А. Г., Коротовских В. А., Тимонов A.B. и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 11. - 54 - 57.

7 Судеев И.В. Факторный анализ изменения добычи новых скважин с использованием метода нестационарного узлового анализа / Судеев И.В., Тимонов A.B. и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 11.-С. 58-62.

8 Загуренко А.Г. Комплексная система планирования и проведения гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» / Загуренко А.Г., Коротовских В.А., Тимонов A.B. и др. // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 4. - С. 78 - 80.

9 Тимонов A.B. Комплексный подход к оптимизации ГРП на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» / Тимонов A.B., Загуренко А.Г., Хасанов М.М. и др. // SPE 104355.

Подписано в печать 08.04.10. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 71.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Тимонов, Алексей Васильевич

Список сокращений.

Введение.

1. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ОПТИМИЗАЦИИ

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ПЛАСТА.

1.1. Существующие подходы к планированию ГТМ.

1.2. Система управления разработкой месторождений с помощью ГТМ.

1.3. Точечная оценка технологической эффективности ГТМ.

1.4. Интегральная оценка технологической эффективности ГТМ.

1.5. Неопределённость данных и выделение главных факторов.

Выводы.

2. РАНЖИРОВАНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ РАЗРАБОТКИ ПО ВЫРАБОТКЕ И НАЛИЧИЮ ПОТЕНЦИАЛА УВЕЛИЧЕНИЯ КИН И ДОБЫЧИ НЕФТИ.

2.1. Бизнес-процесс оптимизации заводнения.

2.2. Формирование элементов заводнения.

2.2.1. Выявление и ранжирование проблемных зон.

2.2.2. Обоснование оптимального варианта воздействия.

2.3. Расчёт технологического эффекта от поведения ГТМ.

2.4. Выбор оптимального варианта воздействия.

2.4.1. Контроль выполнения решений по оптимизации системы заводнения.

2.4.2. Анализ причин отклонения результатов добычи нефти от плановых показателей.

2.5. Пример системной работы по оптимизации системы заводнения.

2.6. Оценка причин снижения базовой добычи по данным технологических режимов работы скважин.

2.7. Алгоритм разделения потерь в добыче нефти по скважинам базового фонда.

Выводы.

3.1. Определение потенциала пласта на основе прокси-моделирования.

3.2. Постановка задачи.

3.2.1. Расчёт проницаемости.

3.2.2. Расчёт давления.

3.2.3. Расчёт насыщенности по линиям тока.

3.3. Технико-экономическая оптимизация дизайна ГРП.

3.3.1. Определение оптимального безразмерного индекса продуктивности

3.3.2. Выбор оптимальной массы проппанта для ГРП - экономическое обоснование выбора массы проппанта.

3.4. Технико-экономическая оптимизация интенсификации добычи нефти 99 Выводы.

4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОПЕРАЦИЙ ГРП.

4.1. Факторный анализ определения причин снижения дебита после ГРП.

4.1.1. Факторный анализ изменения добычи на примере новых скважин с использованием метода нестационарного узлового анализа.Ю

4.1.2. Метод факторного анализа на неустановившемся режиме.

Выводы.

5. ПРИМЕРЫ ПРИМЕНЕИЯ СИСТЕМЫ КОМПЛЕКСНОГО ПОДХОДА К ОПТИМИЗАЦИИ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

5.1. Оптимизация доразработки Вахского месторождения.

5.1.1. Адаптация прокси-модели.

5.2. Оптимизация доразработки Мамонтовского месторождения.

5.3. Оптимизация доразработки Усть-Балыкского месторождения.

5.4. Реализация комплексной программы ГТМ.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Системный подход к выбору геолого-технических мероприятий для регулирования разработки нефтяных залежей"

Одной из основных задач разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений является эффективное извлечение запасов - достижение максимальной продуктивности скважин и коэффициента извлечения нефти (КИН) пласта при минимальных капитальных вложениях и затратах на эксплуатацию скважин / 23 /. Решение задачи осложняется низким качеством и ограниченностью достоверной информации, особенно на «старых» месторождениях. При этом, как правило, решения, принятые в начале разработки при проектировании, нуждаются в оптимизации по результатам фактической работы пласта при выбранной системе разработки / 60 /. Основным инструментом повышения эффективности разработки месторождения являются геолого-технологические мероприятия (ГТМ). Только эффективное планирование ГТМ даёт возможность достижения поставленной задачи по повышению добычи нефти из залежи / 5,6,24,38,43-52,62,70-72 /.

Интерес к работам, связанным с использованием комплексного подхода к оптимизации режима работы пласта, обусловлен следующими факторами:

- сокращением «качественных» разведанных запасов и вовлечением в разработку всё более сложных объектов с трудноизвлекаемыми запасами;

- разбалансированностью системы разработки (разные системы разработки и плотности сетки скважин на одном месторождении);

- разработкой месторождений с недостаточно развитой или «старой» инфраструктурой;

- сложностью локализации остаточных запасов в активно разрабатываемых пластах;

- отсутствием низкозатратных ГТМ;

- возможностью синергетического эффекта при оптимизации каждого звена «цепочки» ГТМ.

В настоящее время очевидно, что точечный (поскважинный) подход к анализу эффективности разработки, а также оценке потенциала увеличения добычи нефти, не может обеспечить эффективное вовлечение запасов месторождения в разработку и увеличить добычу нефти из пласта / 7,8,41 /. Необходим комплексный подход к оценке текущего состояния разработки различных участков месторождения на основе интеграции геолого-промысловой информации и инженерных методов расчёта и прогнозирования.

При комплексном подходе для оптимизации режима работы пласта и эффективного планирования ГТМ необходимы:

- выделение основных факторов, характеризующих недостаточно эффективную выработку месторождения и наличие потенциала увеличения добычи с использованием фактических данных эксплуатации и моделей, адекватных качеству и объёму информации;

- подготовка комплексной программы по повышению производительности, с учётом влияния на добычу и выработку пласта в целом;

- оптимизация процессов планирования и анализа эффективности ГТМ с учётом экономики и поверхностного обустройства.

Создание комплексного подхода к оптимизации разработки месторождений, учитывающего перечисленные положения, составляет содержание диссертационной работы.

Цель работы

Совершенствование комплексного подхода к повышению эффективности эксплуатации нефтяных залежей с помощью ГТМ.

Задачи исследований:

- разработка методов эффективного анализа и ранжирования проблемных и наиболее перспективных зон месторождения с точки зрения увеличения добычи нефти и КИН;

- выбор наиболее эффективных методик инженерных расчётов на каждом этапе процесса «Повышение производительности пласта с помощью ГТМ»;

- разработка алгоритмов достижения максимальной технологической и экономической эффективности основных видов ГТМ;

- разработка алгоритмов факторного анализа эффективности ГТМ;

- реализация полного цикла комплексного подхода к повышению эффективности разработки на месторождениях нефти, эксплуатируемых, в частности, ОАО «НК «Роснефть».

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путём экспериментальных и аналитических исследований, при этом использованы апробированные методики. Обработка результатов исследований осуществлялась с использованием современных математических методов и вычислительной техники.

Научная новизна

1 Разработана комплексная схема реализации ГТМ, основанная на многокритериальной оценке эффективности разработки залежи по участкам месторождений, включающая в себя построение карт пластового давления, проницаемости, изменения поля насыщенности, учитывающая неоднородность геологического строения разрабатываемых пластов, показатели работы скважин. На основе метода узлового анализа эксплуатации скважин на неустановившемся режиме разработана аналитическая модель, позволяющая определить оптимальные показатели эксплуатации насосного оборудования.

2 Разработан алгоритм достижения максимальной технологической и экономической эффективности ГТМ с учётом технологических и геологических рисков, факторного анализа причин снижения дебита нефти базового фонда скважин и ГТМ, основанный на математических моделях, учитывающих физические процессы, происходящие в пласте при эксплуатации скважин, что позволило реализовать формальную процедуру принятия обоснованных решений в условиях «неопределённости» фактических данных.

Практическая ценность

Разработанное программное обеспечение используется в ОАО «НК «Роснефть» в качестве методических указаний «Планирование и мониторинг мероприятий по оптимизации заводнения элементов разработки месторождений», «Факторный анализ причин снижения дебита новых скважин по данным технологических режимов работы скважин», стандарта компании «Планирование и анализ эффективности перевода скважины на другой горизонт».

Апобация работы

Содержание диссертации докладывалось на научно-технической конференции «Геология и разработка месторождений», г. Геленджик, 2007г.

Публикации

По результатам исследований опубликовано 9 печатных работ, в том числе 8 работ в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ.

Структура и объём диссертации

Диссертация состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и списка использованных источников из 92 наименований. Изложена на 144 страницах машинописного текста, содержит 50 рисунков, 10 таблиц и 3 приложения.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Тимонов, Алексей Васильевич

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Разработана и внедрена система оптимизации режима эксплуатации пластов, основанная на комплексном подходе к анализу разработки и планирования ГТМ, в основе которой лежит оптимизация каждого этапа бизнес-процесса путём выбора и применения эффективных методик и алгоритмов.

2. Разработан метод выделения проблемных, перспективных с точки зрения оптимизации добычи нефти и увеличения КИН зон, основанный на ранжировании участков месторождений по многокритериальной оценке.

3. Разработаны алгоритмы технико-экономической оптимизации основных видов ГТМ (ГРП, ИДН), основанные на оптимизации геометрии трещины (ГРП) и погружного оборудования (ИДН) при условии максимальной экономической эффективности с учётом технологических и геологических рисков.

4. Разработан алгоритм проведения факторного анализа эффективности проведения ГТМ. Обосновано применения метода узлового анализа на неустановившемся режиме работы эксплуатационных скважин в приближении последовательной смены стационарных состояний течения. На основе метода узлового анализа на неустановившемся режиме работы разработана аналитическая модель, позволяющая определить оптимальные показатели насосного оборудования (дебит и забойное давление), и методика, позволяющая определять основные причины изменения дебита скважины после проведения операций ГТМ.

5. Реализован полный цикл комплексного подхода к повышению эффективности разработки на месторождениях нефти, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», что позволило в частности, в 2009 г. в 1,4 раза увеличить объёмы ГТМ (+ 1 млн.т относительно 2008 г.), дополнительно вовлечь в разработку около 10 млн.т. нефти. I 5

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Тимонов, Алексей Васильевич, Уфа

1. Айткулов А.У. Повышение эффективности процесса регулирования разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 272 с.

2. Акульшин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1998. - 240 с.

3. Амелин И.Д., Сургучёв М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994. - 308 с.

4. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин С.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978. - 178 с.

5. Бачин С.И. Анализ интенсификации добычи нефти на Мамонтов-ском месторождении / Бачин С.И., Тян Н.С. // Нефтяное хозяйство. 2005. -№8.

6. Бачин С.И. Определение физико-гидродинамических характеристик для проектирования разработки нефтяных месторождений / Бачин С.И., Скороход А.Г., Хакимов A.M., Телин А.Г. // Нефтепромысловое дело. -1998.-№4-5.-С. 40-45.

7. Бачин С.И. Текущее состояние разработки нефтяных месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» / Бачин С.И., Николенко В.В., Седых A.M. и др. // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 5. - С. 17-22.

8. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи / Под ред. Лайонза У., Плизга Г. Спб.: «Профессия», 2009.

9. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М.: Недра, 1970.

10. Буторин О.И. Текущее состояние разработки нефтяных месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» / Буторин О.И., Седых A.M., Николенко В.В., Бачин С.И. // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 5. - С. 17 - 22.

11. Гильманова Р.Х. Методы уточнения базы данных для формирования ГТМ. М.: ВНИИОЭНГ, 2002. - 168 с.

12. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1983. - 463 с.

13. Гусев С.В. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз» / Гусев С.В., Коваль Я.Г., Кольчугин И.С. //Нефтяное хозяйство. 1991. - № 7. - С. 15-18.

14. Гусев С.В., Бриллиант JI.C., Янин А.Н. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Западной Сибири / Совещание «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений», г. Альметьевск, 1995. М.: ВНИИОЭНГ. - 1996. - С. 291 - 303.

15. Дементьев Л.Ф. Статистические методы обработки и анализа про-мыслово-геологических данных. М.: Недра, 1981. - 237 с.

16. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. - 668 с.

17. Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. ООО «Центрлитнефтегаз», 2004.

18. Жданов .С.А. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин / Жданов С.А., Константинов С.В. // Нефтяное хозяйство. 1995.-№9.- С. 24-25.

19. Загуренко А.Г. Комплексная система планирования и проведения гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» / Загуренко А.Г., Коротовских В.А., Тимонов А.В. и др. // Нефтяное хозяйство. -2009. № 4. - С. 78 - 80.

20. Загуренко А. Г. Технико-экономическая оптимизация дизайна гидроразрыва пласта / Загуренко А. Г., Коротовских В. А., Тимонов А.В. и др. // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 11. - 54 - 57.

21. Казаков А.А. Пути повышения эффективности форсированного отбора жидкости // Обзорная информация. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. - 1988.

22. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 1999. - 213 с.

23. Касов А.С., Вашуркин А.И., Свинцев М.Ф. Фильтрационные характеристики пород-коллекторов месторождений Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ. - 1981.-37 с.

24. Коноплёв Ю.В., Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И. и др. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М.: Недра.- 1986.

25. Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом // Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1985. - 61 с.

26. Косентино JI. Системные подходы к изучению пластов. Москва-Ижевск, 2007.

27. Крейг В.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: Недра, 1974. - 479 с.

28. Кудряшов С.И. Гидроразрыв пласта как способ разработки низкопроницаемых коллекторов на месторождениях РЖ «Роснефть» /Кудряшов С.И., Бачин С.И., Пасынков А.Г. и др. // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 7. С. 80- 83.

29. Кудряшов С.И. Технология управления заводнением на месторождениях в ОАО «НК «Роснефть» / Кудряшов С.И., Сергейчев А.В., Тимо-нов А.В. и др. // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 11. - С. 20 - 24.

30. Кудряшов С.И. Шаблоны применения технологий эффективный способ систематизации знаний / Кудряшов С.И., Хасанов М.М., Краснов В.А., Хабибуллин Р.А., Семёнов А. А. // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 11.- С. 7 - 9.

31. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000, 517 с.

32. Маскимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделированиепроцессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976, 264 с.

33. Манапов Т.Ф. Результаты и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи на Тепловском месторождении / Манапов Т.Ф., Скороход А.Г., Бачин С.И. и др. // Нефтепромысловое дело. 1995. - № 8. -С. 48-53.

34. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. -М.: Недра, 1977.-214 с.

35. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравномерность, неоднородность. Уфа. : Гилем, 1999. - 464 с.

36. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Изд. Нефть и газ, 1996, 190 с.

37. Николенко В.В., Бачин С.И., Манапов Т.Ф., Разяпов Р.К., Ягофа-ров Э.Х. Состояние и пути повышения эффективности использования фонда добывающих скважин Приобского месторождения // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 8. - С. 12 - 16.

38. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Форсированный отбор жидкости. -М.: Недра. 1967.- 132 с.

39. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра. - 1970. - 336 с.

40. Пасынков А. Г. Повышение эффективности разработки бурением горизонтальных скважин на примере Лемпинской площади Салымского месторождения / Пасынков А. Г., Тимонов А.В., Прудников А. А. и др. // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 11. - С. 78 - 80.

41. Пасынков А.Г. Системное применение методов интенсификации добычи нефти (на примере месторождений Юганского региона). Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук. Уфа, УГНТУ. 2005. - 149 с.

42. Пат. РФ 1487546, МКИ Е 21 В 43/20 И.Д. Способ разработки нефтяных месторождений / И.Д. Амелин, А.В. Давыдов // Бюл. Изобретения. -1994.-№ 12.-С. 200.

43. Пат. РФ 2078913, МКИ Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтегазового месторождения / С.В. Сердюков, Б.Ф. Симонов, Е.Н. Чередников //Бюл. Изобретения. 1997. - № 13. - С. 136.

44. Пат. № 2087687 Российская Федерация. Способ разработки нефтяного месторождения / Латыпов А.Р., Манапов Т.Ф., Бачин С.И. и др.; за-явл. 27.07.1995; опубл. 20.07.1997, Бюл. № 23.

45. Пат. № 2093669 Российская Федерация. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения системой горизонтальных скважин / Хисамутдинов Н.И., Буторин О.И., Бачин С.И. и др.; заявл. 13.06.1995; опубл. 20.10.1997, Бюл. № 29.

46. Пат. РФ 2112868, МКИ Е 21 В 43/16, Е 21 В 43/00. Способ разработки нефтегазовых залежей / С. Н. Закиров, Э.С. Закиров // Бюл. Изобретения. 1998. - № 16. - С. 352.

47. Пат. РФ 2135749, МКИ Е21В43/00. Способ разработки нефтяного месторождения / Т.Ф. Манапов, С.И. Бачин, Р.З. Урманов, В.Н. Шаблов-ский // Бюл. Изобретения. 1999. - № 24. - С.451.

48. Петухов С.Б. Особенности геологического строения залежи пласта БСю Мамонтовского месторождения / Петухов С.Б., Тян Н.С., Бачин С.И., Шабловский В.Н. // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 2. - С. 18 - 21.

49. Подготовка интегрированных проектов разработки месторождений. Методические указания ОАО «НК «Роснефть» №П1-01 СЦ-061 М-001.-Москва, 2008.

50. Рамазанов Р.Г. и др. Оценка влияния основных параметров системы разработки на нефтеотдачу. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений. Бугульма.: Татнефть, ТатНИПИнефть. - 1988. -№ 62. - С. 40 - 46.

51. Судеев И.В: Факторный анализ изменения добычи новых скважин с использованием метода нестационарного узлового анализа / Судеев И.В., Тимонов А.В. и др. // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 11. - С. 58 - 62.

52. Теленков В.М. Технология определения текущей нефтенасыщен-ности коллекторов при контроле разработки нефтегазовых месторождений Нижневартовского района // НТВ Каротажник, Тверь. 2002. - № 98. - С. 72 - 94.

53. Тимонов А.В. Комплексный подход к оптимизации ГРП на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» / Тимонов А.В., Загуренко А.Г., Хасанов М.М. и др.//SPE 104355.

54. Тимонов А.В. Оптимизация технологий ГРП на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» / Тимонов А.В., Загуренко А.Г. // Нефтяное хозяйство. 2006 - № 11.-С. 68 - 73.

55. Тимонов А.В. Совершенствование унифицированной методики расчёта прогноза уровней добычи / Тимонов А.В., Соколов С. В., Муха-медшин Р.К. и др. // Геология и разработка месторождений: Материалы конференции. Геленджик, 2007 г. С. 69 - 70.

56. Тимонов А.В. Технико-экономический подход к планированию мероприятий по интенсификации добычи нефти / Тимонов А.В., Шустров О. А., Соколов С. В. и др. // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 11. - С. 51 - 53.

57. Тэйлор Дж. Введение в теорию ошибок. М.: «Мир», 1985.

58. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986. 165с.

59. Хасанов М., Краснов В., Гук В. Оценка параметров пласта методом анализа данных добычи // SPE-117406.

60. Хасанов М.М. Применение унифицированной методики многофазных гидравлических расчётов для мониторинга и оптимизации режимов работы скважин в ОАО «НК «Роснефть» / Хасанов М.М., Краснов В.А., Пашали А.А., Хабибуллин Р.А. // Нефтяное хозяйство. 2006. № 5.

61. Хасанов М.М. Решение задачи о взаимодействии пласта со скважиной в условиях нестационарного режима притока / Хасанов М.М., Краснов В.А., Мусабиров Т.Р. // Научно-технический Вестник ОАО «НК «Роснефть». 2007. - № 2.

62. Хасанов М.М. Системная работа по повышению нефтеотдачи на месторождениях НК «Роснефть» / Хасанов М.М., Антоненко Д.А., Загуренко А.Г. // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 3. - С. 12 - 15.

63. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В. и др. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том 1. Геология и разработка залежи в поздней стадии. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. - 252 с.

64. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. и др. Разработка нефтяных месторождений. Издание в 4 т. Том II. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. М.: ВНИИОЭНГ. - 1994. - 272 с.

65. Хисметов Т.В. К проблеме реализации «упущенных» возможностей на длительно разрабатываемых месторождениях Западной Сибири / Хисметов Т.В., Джафаров И.С., Шаруфуллин Ф.А. и др. // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 6. - С. 43 - 48.

66. Щелкачев В.Н. Форсированный отбор жидкости как метод интенсификации добычи нефти. М.: Гостоптехиздат. - 1946.

67. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. Москва-Ижевск: «Институт компьютерных исследований», 2007.

68. Ahmed Т., McKinney D.: Advanced reservoir engineering. Elsevier,2000.

69. Baykov V.A. et. Al. Analytical methods of layer pressure calculation. //SPE 2003.

70. Bierman H., Smidt S. The Capital Budgeting Decision. Economic Analysis of Investment Projects. 8th ed. - NY: Macmillan Publishing Company, 1993.

71. Bratvedt, F., Bratvedt, K., Buchholz, C., Holden, L., Holden, H., N.H. Risebro. A New Front-Tracking Method for Reservoir Simulator'7/SPE Reservoir Engineering. Feb. 1992. - P.107 - 116.

72. Brown K.E., James F.L. Nodal Systems Analysis of Oil and Gas Wells. J. Pet. Tech. (October 1985), 14714.

73. Dafermos, С. M., Polygonal approximations of solutions of the initial value problem for a conservation law//J Math. Anal. Appl. 1972. - № 38. - P. 33-41.

74. Glimm J., Lindquist В., McBryan O.A, Plohr В., Yaniv S. Front Tracking for Petroleum Simulation//In proceedings of the 1983 Reservoir Simulation Symposium, San Fransisco, CA, November 15-18. SPE 13338.

75. Holden H., Lie K.A.,. Risebro N.H. An unconditionally stable method for the Euler equations//Journal of Computational Physics. 1999. - № 150. - P. 76 - 96.

76. Howell A., Szatny M., Torrens R. From reservoir through process, from today to tomorrow the integrated asset model. // 2006, SPE 99469.

77. Juanes and K.-A. Lie. A front-tracking method for efficient simulation of miscible gas injection processes /In Proceedings of the SPE Reservoir Simulation Symposium, The Woodlands, Texas, January February. // 2005, SPE 93298.

78. Pollock D.W. Semi-analytical computation of path lines for finite difference models. Ground Water, 26(6):743 750, 1988.

79. Risebro N.H., Tveito A.A. Front tracking method for conservation laws in one dimension //J. Comput. Phys. 1992. - № 101. - P. 130 - 139.

80. Rueda J., Voronkov A., Match J.M. «Optimum Fracture Design Under Transient and Pseudosteady Conditions Using Constant Fracture Volume Concept», paper SPE 94157 presented at the SPE Europec/EAGE Annual Conference held in Madrid, Spain, 13-16 June 2005.

81. Schlumberger FrontSim Technical Description 2004A.

82. Schindler, M.H.: Dynamic Nodal Analysis in Well Testing Interpretation, SPE 107239.

83. Thiele M.R., Batycky R.P., Blunt M.J., Orr F.M. Simulating Flow in Heterogeneous Media Using Streamtubes and Streamlines / SPE Reservoir Engineering. 1996. - № 10. - P. 5 - 12.