Модели и методы оптимизации разработки нефтяных месторождений на основе управления темпами добычи

• Автор: Нехаев, Сергей Александрович
• Шифр специальности: 08.00.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 158 с. : ил.

Оглавление
Введение
Глава 1. Экономико-технологические проблемы оптимизации темпа разработки нефтяного месторождения

1.1. Типы экономических задач проектирования разработки нефтяных месторождений

1.2. Подходы к решению задачи оптимизации темпа разработки нефтяного месторождения

1.3. Выводы по главе

Глава 2. Моделирование затрат на освоение месторождения

2.1. Концептуальная модель процесса нефтедобычи

2.2. Анализ подходов, используемых для оценки затрат

2.3. Методы количественной оценки удельных нормативов затрат

2.4. Регрессионная зависимость нормативов затрат от технологических параметров месторождения
2.5. Выводы по главе
Глава 3. Технико-экономическая модель нефтяного месторождения
3.1. Основные предпосылки модели
3.2. Методы оценки уровней добычи
3.3. Моделирование экономических показателей нефтяного месторождения
3.4. Методы оценки оптимальных параметров разработки для моделей добычи «плато» и «пик»
3.5. Примеры оценки оптимального темпа разработки месторождения
3.6. Выводы по главе
Глава 4. Экспериментальный анализ оптимизации темпа разработки нефтяного месторождения
4.1. Модель численной оптимизации разработки месторождения
4.2. Анализ влияния темпа падения добычи нефти от скважины на оптимальные параметры разработки месторождения

4.3. Анализ влияния коэффициента дисконтирования на технологические решения
4.4. Аппроксимация зависимостей оптимальных параметров разработки от локальных и инфраструктурных затрат
4.5. Выводы по главе
Заключение
Перечень сокращений и условных обозначений
Список литературы

Введение
Актуальность темы исследования.
Практика освоения нефтяных месторождений свидетельствует о том, что экономическая эффективность их разработки в значительной степени обусловлена режимом нефтедобычи, характеризующимся показателями интенсивности извлечения углеводородного сырья: общим числом скважин на месторождении, динамикой их ввода в эксплуатацию и объемами добычи с каждой из них. Вместе с тем при обосновании проектов нефтедобычи весьма распространенным является мнение о преждевременности решения задач управления темпом отбора сырья на ранних стадиях разработки проекта, которые должны рассматриваться в рамках нефтяного инжиниринга без учета экономических аспектов [87, 97, 109, 110, 129. 131, 132, 143, 162]. Это часто приводит к снижению эффективности всего проекта из-за невозможности управления режимом нефтедобычи на его поздних стадиях.
Выход из подобной ситуации видится в обосновании решения по режиму извлечения сырья на предпроектной стадии и его дальнейшего уточнения на последующих этапах проектирования с учетом не только геологических, гидродинамических и технологических параметров месторождения, но и экономических результатов освоения месторождения в целом.
Особенно значима такая постановка задачи для новых регионов нефтедобычи. Перспективные объемы ресурсов углеводородов сосредоточены в труднодоступных регионах: Восточная Сибирь, Ямал, шельфы замерзающих арктических и субарктических морей, глубоководные шельфы. Данные регионы характеризуются суровыми природно-климатическими условиями, отдаленностью от существующей инфраструктуры, необходимостью разработки инновационных технологий для освоения перспективных месторождений [31]. Сочетание перечисленных факторов позволяет отнести такие участки к группе высокой степени сложности. Если для хорошо изученного нефтегазового региона ошибка в выборе темпа добычи сырья может оказаться не столь критичной, то для новых месторождений в неосвоенных регионах стоимость ошибки может кратно превышать экономический эффект от реализации всей добываемой нефти [103].

нефтепроводы для транспорта товарной нефти от центрального пункта сбора до системы магистрального транспорта;
газопроводы для транспорта нефтяного газа от сепарационных установок до установок подготовки газа и газотурбинных генераторов;
газопроводы для транспорта нефтяного газа от центрального пункта сбора до сооружений магистрального трубопровода.
Резервуарные парки рассчитываются для сырья - на суточный объем продукции, поступающий на установку подготовки нефти, для товарной нефти -на объем суточной производительности установки подготовки нефти по товарной нефти при трубопроводном транспорте, для резервуарного парка, используемого для нужд центрального пункта сбора и головных сооружений магистрального трубопровода суммарный объем резервуарных емкостей и их количество определяется с учетом их совмещенного графика работы.
Типовая схема наземного обустройства, связывающая перечисленные объекты в единый промысловый комплекс нефтяного месторождения, может быть представлена в виде схемы, представленной на рисунке 2.2 [18].
Процессы, связанные с добычей углеводородов заключаются в следующем. По завершению строительства объектов обустройства начинается процесс добычи, сопровождаемый текущими издержками. Описание процессов, связанных с добычей широко представлено во многих источниках [23, 44, 24].
Продукция эксплуатационных скважин для замера поступает на замерные установки. Далее по внутрипромысловым трубопроводам продукция скважин поступает на площадочные сооружения локального обустройства.
На дожимных насосных станциях производится первая ступень сепарации нефтяного газа. Нефтяной газ, отделяемый на первой ступени, направляется на установку подготовки газа, далее газ направляется в трубопроводную систему внешнего транспорта. Установка подготовки нефти объединяет в себе комплекс последовательных технологических процессов: полное разгазирование нефти, обезвоживание нефти, обессоливание товарной нефти до требуемой нормы качества, стабилизация товарной нефти.