автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему: Оценка эффективности и оптимальное планирование геолого-технических мероприятий на нефтяных месторождениях
Автореферат диссертации по теме "Оценка эффективности и оптимальное планирование геолого-технических мероприятий на нефтяных месторождениях"
на правах рукописи
КОЛТУН Александр Александрович
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ И ОПТИМАЛЬНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Специальность 05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка информации (по отраслям)
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Работа выполнена в Институте проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН
Научный руководитель - доктор технических наук, в.н.с.
Першин Олег Юрьевич
Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор
Цвиркун Анатолий Данилович
- кандидат технических наук, доктор экономических наук Слепян Макс Аронович
Ведущая организация - кафедра АСУ Российского государственного
университета нефти и газа им. И.М. Губкина
Защита состоится «10» октября 2005 г. в 14:00 часов на заседании Диссертационного совета № 1 (Д 002.226.01) Института проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН по адресу: 117997, Москва, ул. Профсоюзная, 65.
Автореферат разослан «_» _ 2005 г.
Ученый секретарь Диссертационного совета, доктор технических наук
Общая характеристика работы
Актуальность темы. При эксплуатации нефтяного месторождения основным способом воздействия на нефтяной резервуар является проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ). Под геолого-техническими мероприятиями понимается либо выполнение последовательностей технологических операций на существующих скважинах (капитальные и текущие ремонты, смены насосов, воздействия на призабойную зону скважин для улучшения притока нефти и т.п.), либо бурение новых скважин. Классификаторы мероприятий в различных нефтяных компаниях насчитывают от нескольких сотен до тысяч различных видов ГТМ. ГТМ являются основным инструментом по выполнению планов по добыче нефти, а затраты на их проведение составляют основную часть затрат на эксплуатацию месторождения. Поэтому мониторинг эффективности проведения ГТМ и оптимальное планирование ГТМ являются очень актуальными задачами для нефтегазодобывающих предприятий.
Цель работы. Целью работы является разработка комплексной методики и ее информационного, математического и программного обеспечения для оценки фактической и прогнозной эффективности ГТМ и выбора оптимального множества планируемых ГТМ на заданном интервале планирования в условиях ограниченных ресурсов и плановых заданий по объему дополнительной добычи нефти.
Основные задачи работы. Для осуществления цели работы оказалось необходимым решить следующие основные задачи:
1. Разработать компьютерную методику оценки результатов фактически проведенных геолого-технических мероприятий.
2. Разработать компьютерную методику прогноза эффективности планируемых геолого-технических мероприятий.
3. Дать постановку, провести исследование математических особенностей и разработать метод решения оптимизационной задачи выбора множества геолого-технических мероприятий из альтернативного списка планируемых ГТМ на заданный плановый период при экономических и произвоп<^^ну^1Д^гщ1ничениях.
4. Разработать типовую корпоративную многопользовательскую распределенную компьютерную информационно-управляющую систему (КИУС), реализующую алгоритмы методик оценки эффективности и оптимального планирования ГТМ и осуществляющую сбор и обработку необходимых данных.
Методы исследований. Для решения вышеперечисленных задач использовались численные методы решения алгебраических уравнений, методы целочисленного программирования, математические модели фильтрации жидкости в пластах, методы проектирования многопользовательских реляционных баз данных.
Научная новизна. Разработана комплексная методика оценки эффективности и оптимального планирования геолого-технических мероприятий на нефтяных месторождениях, разработаны ее математическое, программное и информационное обеспечение. В процессе создания методики предложена и исследована оптимизационная задача выбора множества ГТМ. Разработан алгоритм ее решения.
Практическое значение работы. Разработана типовая корпоративная компьютерная система для нефтедобывающей компании для оценки эффективности и оптимального планирования проведения геолого-технических мероприятий на месторождении. Система реализована для одной из ведущих нефтяных компаний России в среде Oracle.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Второй международной конференции по проблемам управления (г. Москва, 2003 г.), на Научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу» (г. Москва, 2004 г.) и на расширенном семинаре в лаборатории многосвязных систем Института проблем управления РАН (г. Москва, 2005 г.).
Публикации по теме диссертации. По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ.
Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и двух приложений.
Работа содержит 112 страниц, 38 рисунков, 10 таблиц. Список литературы включает 56 наименований.
Во введении приводится обзор литературы по теме диссертации, обосновывается актуальность диссертационной работы, определяется цель работы и формулируются задачи, описывается структура работы.
В первой главе работы разрабатываются методики оценки эффективности ГТМ как фактических, так и прогнозных. Проводится сравнение прогноза добычи, полученного на основе двух предложенных методик, и полученного с использованием математической гидродинамической модели пласта.
Первый параграф посвящен вопросам оценки эффектов от фактически проведенных ГТМ.
Проведение ГТМ на скважине приводит к смене режима ее работы и, как следствие, к изменению добычи нефти и жидкости. Принципиально возможны два подхода к оценке эффекта: использование математической гидродинамической модели пласта и использование данных по истории разработки (метод базовой кривой). В работе используется второй подход. Он заключается в том, что эффект от ГТМ определяется как разница между фактическим и базовым дебитом. Под базовым дебитом понимается такое значение дебита на скважине в месяц после ГТМ, которое было бы на ней в этот месяц, если бы ГТМ не проводилось. Таким образом, для определения эффекта необходимо построить базовые кривые — зависимости значений базовых дебитов от времени - по дебиту нефти и по дебиту жидкости на скважине, где проводилось ГТМ.
Обычно отклик на проведенное ГТМ наблюдается не только на скважине, где это мероприятие проводилось, но и на окружающих скважинах. Чтобы учесть это влияние, в работе вводится понятие псевдомероприятия, под которым понимают изменение режима работы скважины, вызванное проведением мероприятия на ней самой или на другой скважине. Таким образом, проведение мероприятия не некоторой скважине можно рассматривать как совокупность псевдомероприятай на некоторой группе
скважин. Эта группа скважин определяет зону влияния исходной скважины. В работе предполагается, что зоны влияния задаются экспертным путем.
Для построения базовых кривых в работе предлагаются два метода. Первый основан на использовании физических зависимостей дебита нефти от времени и накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости, рекомендованных Министерством топлива и энергетики РФ.
кривая падения дебита нефти 6« = /овШж) -криваяобводнения
Второй метод использует физические зависимости дебита нефти от времени и дебита жидкости от времени.
Ч„ =/т(г) -кривая падения дебита нефти Я ж
/*ж(Т) -кривая падения дебита жидкости
В каждом из методов фактические физические зависимости аппроксимируются аналитическими кривыми на интервале времени, предшествующем проведенному ГТМ. Продолжительность интервала аппроксимации выбирается таким образом, чтобы он не превышал два года, и чтобы на него не приходилось проведение других ГТМ. Если продолжительность интервала аппроксимации, удовлетворяющего этим условиям, оказывается меньше полугода, то это слишком короткий промежуток времени для того, чтобы аппроксимирующая кривая корректно отразила тенденции в пласте. Поэтому в такой ситуации в качестве базовых кривых выбираются константные уровни дебита нефти и жидкости, равные значению дебитов в последний месяц до проведения оцениваемого ГТМ, такой, что скважина проработала в этот месяц более 15 суток. Если такой месяц не может быть найден в промежутке между оцениваемым ГТМ и предыдущим, то значения базовых уровней дебита берутся в последний месяц перед проведением оцениваемого ГТМ.
Во всех остальных случаях, когда интервал аппроксимации оказывается не менее полугода, в качестве аналитических аппроксимационных кривых в работе используются следующие функции:
У = fs(x) = ^e*'* +Csx + D,, где x-T-T0, y = q„
для зависимости дебита нефти от времени (оба метода); X
Для зависимости накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод 1); х = Т-Т0, у = qx - для зависимости дебита жидкости от времени (метод 2); Г0 - последний месяц до начала интервала аппроксимации, а QM и - накопленные добычи нефти и жидкости на скважине на конец месяца Т0.
Коэффициенты А, В, С, D находятся методом наименьших квадратов. Первые четыре функции линейны относительно коэффициентов, поэтому коэффициенты разрешаются аналитически. Последняя функция нелинейна относительно В, поэтому для нахождения ее коэффициентов используется квазиньютоновский метод Бройдена-Флетчера-Шенно.
После аппроксимации для каждой физической зависимости из пяти аналитических кривых выбирается наилучшая в смысле наименьшего значения суммы квадратов отклонений от фактических значений за последние полгода интервала аппроксимации.
где Ткошр - последний месяц интервала аппроксимации.
Выбранная наилучшая аналитическая кривая экстраполируется в будущее. Из экстраполированной кривой находится соответствующая базовая кривая. В случае зависимостей дебитов нефти и жидкости от времени они непосредственно являются базовыми кривыми. В случае зависимости накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости базовая кривая дебита жидкости находится из базового значения дебита нефти через функцию, обратную аналитической кривой, аппроксимирующей зависимость наколенной добычи нефти от жидкости. Обратная функция для /, /2, /3 или /4 может быть записана в аналитическом виде. В случае с /5 значение обратной функции
находится численно комбинированным методом, объединяющим метод хорд и метод касательных.
Физические зависимости, аппроксимируемые в работе аналитическими кривыми, обладают рядом свойств, отражающих природу этих зависимостей. В диссертационной работе проведено исследование этих свойств, и они формализованы в виде ограничений, накладываемых на аналитические кривые. Получены условия на коэффициенты А, В, С, О аналитических кривых. Показано, что для части аналитических кривых эти условия всегда выполняются. Для остальных аналитических кривых выполнение условий проверяется после аппроксимирования, и кривые, не удовлетворяющие им, исключаются из дальнейшего рассмотрения.
В работе проводится сравнение базовых кривых, полученных двумя изложенными выше методами на данных с одного из месторождений Западной Сибири. При использовании первого метода зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости в большинстве случаев аппроксимируется прямой, в результате чего базовая кривая дебита жидкости оказывается связанной с базовой кривой дебита нефти домножением на константу, что не позволяет базовой кривой дебита жидкости адекватно отразить процессы в нефтяном пласте.
Базовые кривые, построенные вторым методом, очень хорошо продолжают соответствующие им физические зависимости. Поэтому в работе сделан вывод о том, что для месторождений, находящихся в схожей стадии разработки, что и исследуемое, не рекомендуется использование первого метода базовых кривых, в то время как второй метод дает хорошие результаты.
Второй параграф первой главы посвящен задаче построения прогнозной оценки эффективности планируемых ГТМ. Оценка строится как усреднение фактических эффектов по множеству подобных ГТМ. Такое множество строится для каждого планируемого ГТМ и состоит из фактических ГТМ, проведенных на том же объекте разработки, что и планируемое к проведению мероприятие, и удовлетворяющих следующему условию. Такие параметры, как дебит жидкости, обводненность, коэффициент продуктивности и забойное давление на скважинах в месяц до проведения ГТМ должны попадать в дельта-
окрестности значения этих параметров на скважине, где планируется проведение оцениваемого ГТМ.
После построения множества подобных ГТМ прогнозный эффект определяется как среднее значение фактических эффектов множества подобных ГТМ. При этом прогнозный эффект за первый месяц после планируемого ГТМ есть среднее значение фактических эффектов в первый месяц после проведения соответствующих фактических ГТМ. Прогнозный эффект за второй месяц после планируемого ГТМ есть среднее значение фактических эффектов во второй месяц после проведения соответствующих ГТМ и так далее. То есть время для каждого ГТМ отсчитывается от момента его окончания независимо от других ГТМ.
В третьем параграфе первой главы диссертации проводится сравнение прогнозов, получаемых с помощью метода базовых кривых и с помощью геологической модели пласта.
Базовые кривые можно рассматривать как прогноз добычи нефти и жидкости на скважине в отсутствие на ней ГТМ. Математическая геологическая модель пласта также используется для прогнозирования добычи. С этой точки зрения они сравниваются в данной работе. Для этого используется модель, разработанная в лаборатории Многосвязных систем управления Института проблем управления РАН. Это двухфазная двумерная математическая модель, описывающая изменение во времени и пространстве функций распределения давления Р(и нефтенасыщенности а(х,г) (где х = (х„х2) - вектор в пространстве Дг) в предположении несжимаемости жидкости и в пренебрежении капиллярным скачком.
где Ка(х) - абсолютная проницаемость коллектора пласта, в котором происходит двухфазная фильтрация нефти и воды; Ки (сг(х, г)) = с, (<х - <ттш) и К,