Составил В.Г. Каналин 4 страница. Вышеизложенное позволяет сделать вывод о том, что методика гидродинамических расчетов, разработанная ТатНИПИнефть

Вышеизложенное позволяет сделать вывод о том, что методика гидродинамических расчетов, разработанная ТатНИПИнефть, мо­жет быть использована для определения годовых отборов нефти при различных вариантах объединения пластов в эксплуатацион­ные объекты.

Таблица 42

Сопоставление фактических и расчетных отборов нефти при совместной эксплуатации пластов БС₁ +БС_2-3+ БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения

Год	Фактическая добыча нефти, млн. т	Расчетная добыча нефти, млн. т	Разница в добыче нефти, млн. т	Погрешность, %
	0,195	0,24	—0,045	23,07
	0,222	0,32	—0,098	44,14
	1,043	1,2	—0,157	15,05
	2,298	2,46	-0,162	7,92
	3,510	3,78	—0,27	7,69
	4,755	5,02	—0,265	5,57
	5,402	5,64	—0,238	4,46
	5,413	5,84	—0,427	7,89
	5,372	5,66	—0,288	5,36
	5,380	5,36	0,02	0,37
	5,089	4,92	0,169	3,32
	4,700	4,46	0,24	5,11

Таблица 43

Сопоставление фактических и расчетных отборов нефти

при совместной эксплуатации пластов БС₁ +БС_2-3+ БС₁₀

Усть-Балыкского месторождения

Год	Фактическая добыча нефти, млн. т	Расчетная добыча нефти, млн. т	Разница и добы­че нефти, млн. т	Погрешность, %
	0,811	1,066	—0,255	31,44
	2,287	2,594	—0,307	13,42
	5,975	5,5	0,475	7,95
	8,088	7,759	0,329	4,07
	8,570	8,363	0,207	2,41
	9,423	9,198	0,225	2,39
	9,898	9,693	0,205	2,07
	9,357	9,528	-0,171	1,83
	9,325	9,165	0,16	1,07
	8,391	8,528	—0,137	1,63
	8,395	8,024	—0,229	2,72
	8,284	7,726	0,558	6,74

 

20.3 Методика оценки среднего значения коэффициента продуктивности при проектировании совместной эксплуатации нескольких пластов на нефтяных месторождениях, вводимых в разработку

Как отмечалось в предыдущем разделе, при расчете максималь­ных (амплитудных) дебитов нефти, а затем и текущих годовых отборов нефти учитываются коэффициенты продуктивности при раздельной и совместной эксплуатации пластов. На разрабаты­ваемых нефтяных месторождениях обычно производится большой объем промысловых, гидродинамических исследований в эксплуа­тационных и нагнетательных скважинах, поэтому имеется значи­тельная информация о K_i и K_совм. Наличие такой информации позволяет довольно обоснованно рассчитать средний коэффици­ент продуктивности той или иной залежи либо многопластового эксплуатационного объекта. Обычно они рассчитываются как среднеарифметические или средневзвешенные по объему залежи (объекта) величины [15].

На месторождениях, находящихся в разведке и подготавливае­мых к вводу в разработку, такой возможности нет и информация о коэффициентах продуктивности имеется лишь по небольшому ко­личеству разведочных скважин. При эксплуатации одного пласта коэффициент продуктивности рассчитывается как среднеарифмети­ческая величина по данным промысловых исследований скважин и зависимостей, приведенных в табл. 35—38. Гораздо сложнее ре­шается вопрос с оценкой среднего коэффициента продуктивности при совместной эксплуатации пластов, так как при этом должна учитываться степень различия пластов в проектных эксплуатацион­ных и нагнетательных скважинах. Для решения этого вопроса пред­лагается следующий путь.

Установив аналитическое выражение зависимости K_совм=f(λ_i) и зная закон распределения λ_i, можно вычислить количество проект­ных эксплуатационных скважин с заданным отношением λ геолого-промысловых и геофизических признаков, а затем и K_совмi для заданных отношений λ отмеченных признаков. Тогда средняя вели­чина K_совм может быть вычислена как среднеарифметическая из отдельных значений K_совмi:

, (20.35)

где n— количество определений K_совм для интервалов с заданным отношением λ.

Для вычисления K_совмi и необходимо провести следующие расчеты. Определив функцию распределения F(α) (17.9) и (17. 11) для двух продуктивных пластов с параметрами , , можно рассчитать величину

. (20.36)

Интеграл I не берется и находится численно. Для конкретных участков кривой распределения пределы интегрирования будут из­меняться от α₀ до α₁, от α₁ до α₂, т.е. пределы интегрирования α₀ и α₁, , могут быть любыми. Следовательно, зная общее количество проектных эксплуатационных скважин, планируе­мых в соответствии с технологической схемой разработки по двум соседним пластам, можно рассчитать число скважин с заданными соотношениями геолого-промысловых признаков (М)путем вычис­ления интервала при заданных пределах интегрирования α₀, α₁:

. (20.37)

В том случае, когда проектируется для совместной эксплуата­ции более двух продуктивных пластов, функция распределения f(α) определяется выражением (17.6).

Многомерный интеграл I можно вычислить следующим образом:

. (20.38)

Тогда количество проектных эксплуатационных скважин (от об­щего их числа) с заданными отношениями геолого-промысловых признаков можно определить по формуле

. (20.39)

Таким образом, зная количество проектных эксплуатационных скважин в заданными отношениями геолого-промысловых признаков первого и второго множеств и зная зависимость К_совм от λ можно вычислить объем добычи нефти для каждой группы скважин с заданным λ, т.е. получить зависимости λ=f(K_совм); λ=f(Q) и т.д. По описанному алгоритму составлена программа для ЭВМ, реализующая вычисление n-кратных интегралов.

20.4 Оценка годовых отборов нефти при рассмотрении различных вариантов объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты на многопластовых нефтяных месторождениях, вводимых в разработку

Оценив среднее значение коэффициентов продуктивности и при различных вариантах объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты, последовательно производят следую­щие операции. Вначале рассчитывается возможный максимальный (амплитудный) дебит нефти q_0разд при раздельной (последователь­ной) и q_0совм при совместной эксплуатации сравниваемых пластов

; (20.40)

; (20.41)

Затем вычисляются дебиты нефти за каждый год эксплуатации залежи

(20.42)

или многопластового эксплуатационного объекта

, (20.43)

где Q_0зал и Q_0э.о —соответственно извлекаемые запасы залежи или многопластового эксплуатационного объекта.

Разница в добыче нефти ∆q при раздельной и совместной эксплуатации пластов t-го года будет определяться из выражения

∆q_(t)=(q_1разд+q_2разд+…q_nразд) – q_совм(t), (20.44)

где q_1разд, q_2разд, q_nразд —добыча нефти из первого, второго, n-го пластов при раздельной эксплуатации в t-м году.

Далее рассчитывается дебит жидкости (т.е. совместно нефти и вытесняющего агента, прорвавшегося в эксплуатационные сква­жины) при раздельной и совместной эксплуатации:

; (20.45)

. (20.46)

Весовой дебит жидкости при раздельной и совместной эксплуа­тации определяем из соотношений:

; (20.47)

. (20.48)

Величины μ_* и γ_* рассчитываются как средневзвешенные по мощности или объему многопластового эксплуатационного объекта, а затем определяется μ_0совм. Определив динамику добычи нефти и жидкости по годам, можно вычислить обводненность продукции соответственно при раздельной и совместной эксплуатации пластов. После этого рассчитывается динамика закачки агента и динамика фонда работающих скважин.

Установив все технологические показатели разработки в ди­намике, сравнивают добычу нефти при раздельной эксплуатации и различных вариантах объединения продуктивных пластов в эк­сплуатационные объекты. Разница в добыче ∆q позволяет оценить величину снижения добычи нефти при совместной эксплуатации по сравнению с раздельной эксплуатацией пластов для различных вариантов их объединения в эксплуатационные объекты на место­рождениях, вводимых в разработку.

 

Глава 21. МЕТОДИЧЕСКИЙ ПОДХОД К ОЦЕНКЕ ВАРИАНТА ОПТИМАЛЬНОГО ОБЪЕДИНЕНИЯ НЕСКОЛЬКИХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ОДИН ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ

21.1 Вводные замечания

В настоящее время большое внимание уделяется вопросам оп­тимизации процесса разработки нефтяных месторождений и, в частности, выбору оптимального варианта выделения эксплуатаци­онных объектов в их разрезе. Проектные показатели разработки залежи каждого пласта зависят от большого числа факторов, ко­торые могут быть представлены в самых различных сочетаниях. Последние обусловливают технико-экономические показатели раз­работки. Задача оптимизации состоит как раз в том, чтобы в этой совокупности факторов найти такую комбинацию, при кото­рой обеспечивается оптимальная разработка всех эксплуатаци­онных объектов в разрезе нефтяного месторождения.

При решении общей задачи оптимизации в процессе проекти­рования разработки нефтяных месторождений необходимо прежде всего создать надежную математическую модель изучаемых пластов, которая учитывала бы их неоднородность как по мощности, так и по простиранию, особенности изменения проницаемости, раз­личные режимы работы залежей пластов и т.д. [41, 42]. Поэтому одним из важнейших вопросов оптимизации разработки месторож­дения нефти, а следовательно, и оптимального варианта объеди­нения различных пластов в эксплуатационный объект является вопрос о способе оценки и учета геолого-геофизических особен­ностей продуктивных пластов и о методе их сопоставления по комплексу геолого-промысловых признаков и их отношений.

Таким образом, решение вопроса об оптимальном варианте объединения нескольких пластов в эксплуатационный объект свя­зано с необходимостью предварительного решения задач, которые рассмотрены нами выше. Решение этих задач позволило объективно установить степень различия продуктивных пластов многопласто­вого нефтяного месторождения по геолого-промысловым признакам. После того как на основе такого сравнения установлена возмож­ность объединения нескольких пластов в один эксплуатационный объект, вопрос о рациональном варианте такого объединения может решаться с помощью гидродинамических расчетов, которые могут быть проведены при различных вариантах объединения пластов, числа и особенностей размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, величин суммарных отборов и сроков разработки. Выбор рационального варианта может производиться по трем направлениям, на характеристике которых мы остановим­ся ниже.

21.2 Выбор оптимального варианта выделения эксплуатационных объектов на основе решения задач оптимизации в нефтедобыче

Выделение эксплуатационных объектов требует привлечения математических методов, методов оптимизации. Эти вопросы обычно решаются с помощью задач оптимизации в нефтедобы­че, где должны комплексно учитываться все факторы, рассмотрен­ные нами в гл. 13. В качестве критерия оптимальности разработки нефтяного месторождения Б.Ф. Сазонов предлагает использование максимальной прибыли, получаемой обществом от разработки неф­тяной залежи (или эксплуатационного объекта), что будет полностью соответствовать «задаче удовлетворения потребности страны в нефти при минимальных народнохозяйственных издерж­ках и возможно полной, экономически оправданной нефтеотдаче пласта». Он справедливо отмечает, что проблема критерия опти­мальности в нефтедобывающей промышленности еще оконча­тельно не решена.

Проблема оптимизации нефтедобычи ставилась многими иссле­дователями [7, 15, 21, 25, 27, 28, 33, 41], однако этот вопрос в настоя­щее время все еще слабо разработан. Как известно, при постанов­ке оптимальной задачи необходимо решить две проблемы: 1) выб­рать критерий оптимума, обеспечивающий достижение поставлен­ной цели; 2) представить основные характеристики изучаемого процесса в виде ограничивающих условий. При решении оптимальных задач, возникающих в процессе разработки нефтяных месторождений, такими условиями являются ограничения на дебиты и на забойные давления скважин. Учитывая ограничения по каждой скважине, устанавливают такой дебит, который смог бы обеспечить максимум суммарной добычи нефти из залежи. Этими же критериями, веро­ятно, следует руководствоваться при выделении эксплуатационных объектов, правда, здесь должны быть выбраны дополнительные ограничивающие условия.

В работах В.Д. Чугунова, С.Ф. Короткова задача оптими­зации нефтедобычи в общем виде формулируется следующим образом.

Найти max(min)Ф(ω), при условиях φ_j(n_i; q_ij; d_s≤0), (j=1, 2,…, l; s=1, 2,…, m), где ω— решение краевых задач, Ф, φ_j —некоторые операторы; Ф(ω) - функция цели, которая, по мнению авторов, на стадиях разработки может представлять различные требования.

Функциями цели могут быть, например, минимум капитальных затрат на обустройство и разбуривание эксплуатационных объектов, максимум суммарного отбора нефти, минимальный срок разработки всего месторождения, максимальный коэффициент нефтеотдачи, мини­мальные удельные капитальные вложения, себестоимость нефти.

Ограничения решаемой задачи по выбору эксплуатационных объектов можно подразделить на несколько групп.

К первой группе можно отнести геолого-промысловые признаки, от которых зависит выбор эксплуатационных объектов, объедине­ние нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Это, например, различная проницаемость пластов, их неоднородность, свойства нефти, литологический состав коллекторов, дебиты неф­ти, пластовые давления, расстояния между пластами.

Вторая группа ограничений связана с путями технического и технологического подхода к выбору объектов эксплуатации. К ней относят диаметр эксплуатационных колонн, диаметр НКТ, тип насосов, нижний предел фонтанирования, план добычи нефти по месторождению.

Третья группа ограничений непосредственно зависит от реше­ния краевой задачи, а значит и от выбранной модели пласта. Авторы относят сюда ограничения на забойные дав­ления в эксплуатационных и нагнетательных скважинах, на сред­невзвешенное пластовое давление, перемещение контура нефтенос­ности, условия фонтанирования скважин, текущий и конечный коэффициент нефтеотдачи.

Четвертая группа ограничений связана с экономическим под­ходом к выбору объектов эксплуатации. Это ограничения на уровень капитальных и удельных капитальных затрат, на себе­стоимость нефти.

Общая задача оптимизации нефтедобычи и, в частности, вы­деления эксплуатационных объектов довольно сложная. Решение ее требует, например, создания математической модели пласта или многопластового эксплуатационного объекта, которая учитывала бы изменение всех геолого-промысловых признаков как по площа­ди, так и по разрезу. Разработка подобных вопросов весьма тру­доемка, сложна и должна проводиться на уровне физико-матема­тических наук. Эта задача из-за сложности математических расчетов не решена, поэтому выбор оптимального варианта выде­ления эксплуатационных объектов на основе решения задач опти­мизации в нефтедобыче пока невозможен.

21.3Расчет оптимальных технологических показателей разработки по безразмерному времени

Для правильного выбора эксплуатационных объектов на много­пластовых месторождениях необходимо знать оптимальные техно­логические показатели разработки каждого продуктивного пласта в отдельности. С этой целью для каждого пласта намечают, как правило, какое-либо число расчетных вариантов (30—50) и по каждому из них выполняют гидродинамические расчеты, выбирая из возможных решений наиболее эффективное.

Однако даже в этом случае не гарантировано то, что выбран­ный вариант будет действительно оптимальным, так как сам выбор расчетных вариантов не всегда бывает удачным. Поэтому возни­кает потребность в таком методе расчета, который позволил бы определить действительно оптимальный вариант и исключил необ­ходимость выбора расчетных вариантов. Этого можно достигнуть, решив в какой-либо постановке задачу оптимизации, т.е. выбрав критерий оптимума и записав важнейшие характеристики изучае­мого процесса (диапазон изменения дебитов, забойных давлений, числа скважин в рядах и др.) в виде ограничивающих условий.

В качестве критерия оптимума задачи можно выбрать максимум суммарной добычи нефти за какой-либо период эксплуатации (на­пример, за первые 10—15 лет) или же минимальный срок разра­ботки залежи, в течение которого будет достигнут запланирован­ный объем добычи. При формировании ограничений следует учесть техническую характеристику установленного оборудования и спо­соб эксплуатации скважин.

В целях конкретизации расчетов рассмотрим задачу о макси­мальной суммарной добыче нефти из залежи за время t,в течение которого обводненность добываемой продукции достигнет 60%. Следует отметить, что различие в добыче нефти и попутной воды при различных системах и вариантах разработки на данном этапе зависит от неоднородности продуктивных пластов.

В связи с этим при формировании функционала и ограничений задачи необходимо выбрать такую расчетную схему неоднородного пласта, которая позволила бы учесть влияние этого фактора на общий ход процесса обводнения залежи и на текущую нефте­отдачу.

Воспользуемся расчетной схемой неоднородного пласта, предложенной М.М. Саттаровым. Расчеты будем производить для четырех рядов скважин – трех эксплуатационных и одного нагнетательного. При большем числе рядов скважин математическая модель задачи не изменится. При решении данной задачи будут определяться: 1) распределение суммарного числа скважин по рядам; 2) дебиты скважин в рядах; 3) забойные давления в скважинах каждого ряда; 4) время появления воды в скважинах; 5)продолжительность периода эксплуатации t; 6)текущая и суммарная добыча нефти и жидкости за время t; 7) динамика обводнения скважин в процессе разработки.

В отличие от задач, рассмотренных ранее В.Д. Чугуновым, Ф.М. Муха-метьяновым, В.И. Пикузой и др., в нашей задаче определяется не суммарный отбор с площади, а максимум суммарной добычи нефти за какой-либо промежуток времени t. Эту задачу можно решить одним из методов нелинейного программирования.

Предложенный нами метод расчета может применяться и для выявления уровня добычи нефти при объединении нескольких пластов для совместной эксплуатации, но для этого следует определить средние значения отдельных параметров по этому многопластовому объекту. Кроме того, необходимо ввести дополнительные ограничения, регулирующие отбор нефти из каждого пласта и определяющие их долю в общей добыче. При этом делается и ряд упрощений по залежам каждого пласта в многопластовом эксплуатационном объекте, например схематизация залежей, усреднение дебитов, забойных давлений и т.д.

Однако, как нами было отмечено выше, средние значения геолого-промысловых признаков продуктивных пластов, объединенных в один эксплуатационный объект, не отражают характера изменения их неоднородности как по площади, так и по разрезу. Оценка степени различия пластов по усредненным геолого-промысловым признакам не позволяет объективно оценить взаимовлияние пластов, определенную потерю добычи нефти при совместной эксплуатации по сравнению с раздельной их эксплуатацией. Отсюда, вероятно, можно сделать вывод, что метод определения оптимальных технологических показателей разработки по безразмерному времени может быть использован только для первоначальных, ориентировочных расчетов. Для выявления оптимального варианта выделения эксплуатационных объектов, а также объединения нескольких пластов для совместной эксплуатации он не может быть использован.

 

21.4 Выбор оптимального варианта на основе технологических и технико-экономических расчетов

Выбор оптимального варианта выделения эксплуатационных объектов по этой методике основывается прежде всего на учете геолого-промысловых особенностей продуктивных пластов, отношений геолого-промысловых признаков в каждой разведочной скважине, а также на гидродинамических расчетах, позволяющих получить объем добычи при раздельной и совместной эксплуатации сравниваемых пластов за 10-30 лет и весь срок эксплуатации месторождения [25]. Для проведения гидродинамических расчетов были использованы следующие показатели: количество эксплуатационных и нагнетательных скважин, время разработки, объем добычи нефти, объем закачиваемой воды, число водозаборных скважин, обводненность продукции на определенную дату и т.д.

Экономическая оценка каждого варианта производится путем сопоставления и анализа показателей: уровня добычи нефти, общего объема капитальных вложений, удельных капитальных вложений на 1 т нефти, удельных капитальных вложений на 1 т прироста добычи нефти, себестоимости нефти, прибыли и т.д. Капитальные вложения на бурение скважин и промысловое обустройство определяются на основании типовых смет и укрупненных нормативов с применением поправочных коэффициентов, учитывающих удорожание строительства объектов нефтедобычи на территории Западной Сибири в связи со сложными природно-климатическими условиями.

Для выбора оптимального варианта объединения продуктивных пластов в эксплуатационный объект нам представляется целесообразным в качестве критерия оптимальности использовать предлагаемый Б.Ф. Сазоновым критерий народнохозяйственной эффективности, являющийся интегральным показателем, комплексно учитывающим основные факторы, влияющие на эффективность разработки [34].

Прибыль, получаемую государством от добычи нефти по каждому эксплуатационному объекту и по месторождению, принято называть народнохозяйственным эффектом, который от добычи 1 т нефти составляет

Э=С_пр – С, (21.1)

где С_пр – замыкающая цена нефти в нефтяной промышленности, С – себестоимость добываемой нефти.

Народнохозяйственный эффект от добычи нефти в количестве Q₁, Q₂,…, Q_t в течение t лет разработки и с учетом фактора времени равен

. (21.2)

При решении задач разработки нефтяных месторождений автор предлагает пользоваться понятием чистого народнохозяйственного эффекта, т.е. за вычетом капитальных затрат. Тогда чистый народнохозяйственный эффект ∆Д от разработки отдельного эксплуатационного объекта или в целом нефтяного месторождения рекомендуется подсчитать по следующей формуле:

, (21.3)

где Q— добыча нефти в i-ом году разработки залежи; Э_i— народнохозяйственный эффект от добычи 1 т нефти в i-ом году разработки залежи; t-срок разработки залежи; и - срок капитальных вложений до начала эксплуатации залежи и после него.

Использование максимальной прибыли в качестве критерия оптимальности разработки нефтяного месторождения позволяет наиболее оптимальным вариантом объединения нескольких про­дуктивных пластов в один эксплуатационный объект считать тот, при котором будет наблюдаться максимальное значение приведенного народнохозяйственного эффекта ∆Д [34]. Кривые такого эффекта дают наиболее полную технико-экономическую характеристику любого варианта разработки нефтяной залежи по сравнению с такими показателями, как себестоимость, удельные капитальные вложения, приведенные затраты и т.д. [34].

Таким образом, на основании сравнения уровней добычи неф­ти, сроков разработки, удельных капитальных вложений и себе­стоимости 1 т нефти при каждом варианте делаются выводы об оптимальном объединении пластов в эксплуатационные объекты в разрезе каждого месторождения, который может быть рекомен­дован производственным организациям при проектировании раз­работки в целом всего месторождения. Методика и порядок про­ведения технико-экономических расчетов приведены в следующем разделе.

 

21.5 Технико-экономические расчеты при оценке варианта оптимального объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты

Объединение пластов в эксплуатационные объекты для их сов­местной эксплуатации, являющееся прогрессивным направлением в экономическом отношении, ввиду многих геолого-промысловых особенностей продуктивных пластов не всегда возможно. В слу­чае положительного решения задачи, как правило, имеет место несколько различных вариантов. Для экономического обоснова­ния эффективности объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты и выбора наиболее рационального вариан­та производятся расчеты различных экономических показателей.

Разработка нефтяных месторождений требует больших капи­тальных вложений. В основу методики экономического обоснова­ния эффективности объединения пластов в эксплуатационные объекты была положена «Типовая методика оценки эффектив­ности капитальных вложений», а также РД 153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (Москва, 1996г).

Вычисленные в процессе гидродинамических расчетов такие показатели, как объем добычи нефти, жидкости, обводненность продукции, объем закачки, количество среднедействующих эксп­луатационных, нагнетательных скважин и их дебиты и ряд дру­гих, являются основой для расчета экономических показателей. Выбор варианта оптимального объединения пластов может быть осуществлен либо по одному из таких показателей, как при­веденные затраты с учетом фактора времени, рентабельность разработки месторождения, удельные общие затраты на разработку, величина народнохозяйственного эффекта, либо по их группе (два, три первостепенной значимости показателя берутся за основу). Для расчета перечисленных экономических показателей необходимо прежде вычислить величины капитальных и эксплуатационных затрат.

При определении капитальных вложений учитывались следую­щие их направления:

1) бурение эксплуатационных скважин и обустройство их устьев.