Системный анализ и модели формирования вариантов разработки группы залежей нефти и газа

• Автор: Ермолаев, Александр Иосифович
• Шифр специальности: 05.13.01
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2001
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 286 с. : ил

СОДЕРЖАНИЕ
Введение

1. ЦЕЛЬ, ОБЪЕКТ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Анализ состояния нефтегазодобывающей отрасли России

1.2. Анализ процессов разработки залежей нефти и газа как объектов моделирования.

1.3. Проблемы проектирования разработки системы залежей

1.4. Существующие модели формирования вариантов разработки системы залежей

1.4.1. Применение моделей и методов целочисленного программирования.

1.4.2. Применение моделей и методов нелинейного

программирования и оптимального управления

Выводы к главе 1

2. ОБОБЩЕННАЯ ЗАДАЧА ВЫБОРА ВАРИАНТОВ И МЕТОД ЕЕ РЕШЕНИЯ.
2.1. Обобщенная задача выбора вариантов основная модель
2.1.1. Постановка задачи
2.1.2. Анализ задачи как модели формирования вариантов
разработки системы залежей.
2Л .3. Исследование устойчивости задачи
2.2. Метод решения обобщенной задачи выбора вариантов основной алгоритм
2.3. Исследование основного алгоритма.
2.3.1. Достаточные условия оптимальности решений
2.3.2. Исследование точности и устойчивости алгоритма
2.3.3. Исследование сходимости алгоритма.
2.3.4. Численное исследование алгоритма.
2.4. Обобщенная задача выбора вариантов и основной алгоритм как элементы СПЛР по разработке залежей нефти и газа
2.4.1. Последовательная стратегия формирования вариантов разработки
2.4.2. Формирование предварительных вариантов на основе
агрегированных моделей разработки.
Выводы к главе 2
3. МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ ОТДЕЛЬНОЙ ЗАЛЕЖИ
3.1. Агрегированные модели разработки нефтяных залежей
3.1.1. Анализ существующих агрегированных моделей разработки нефтяных залежей.
3.1.2. Модификация моделей разработки нефтяных залежей
3.2. Агрегированные модели разработки газовых залежей. 1
3.2.1. Анализ существующих агрегированных моделей разработки газовых залежей
3.2.2. Алгоритмы оценки предельного значения конечной газоотдачи.
3.2.3. Модель разработки газовой залежи.
3.3. Алгоритмы оптимизации разработки отдельной залежи
3.3.1. Оптимизация разработки залежи при мгновенном вводе скважин
3.3.2. Возможные обобщения модели оптимизации.
3.4. Алгоритмы расчета динамики технологических параметров
разработки.
Выводы к главе 3
4. МОДЕЛИ И АЛГОРИТМЫ ФОРМИРОВАНИЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ СИСТЕМЫ ЗАЛЕЖЕЙ
4.1. Модель и алгоритм оптимального распределения добычи нефти по залежам
4.2. Модель и алгоритм оптимального распределения добычи газа
по залежам
4.3. Формирование предпроектных вариантов разработки морского месторождения нефти.
4.3.1. Модель и алгоритм оптимального распределения скважин по пластам морского месторождения нефти
4.3.2. Пример формирования предварительных вариантов разработки многопластового морского месторождения.
4.4. Оптимизация и размещение технологий повышения нефтеотдачи пластов по группе залежей.
4.4.1. Модель и алгоритм оптимизации и размещения методов увеличения нефтеотдачи пластов по группе залежей
4.4.2. Пример решения задачи оптимизации и размещения физикохимических методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Выводы к главе 4
5. МОДИФИКАЦИИ ОСНОВНОГО АЛГОРИТМА И ОБЛАСТИ
ИХ ПРИМЕНЕНИЯ.
5.1. Решение сепарабельных задач частичноцелочисленного программирования
5.1.1. Сведение сепарабельных частичноцелочисленных задач к обобщенной задаче выбора вариантов
5.1.2. Алгоритм решения задачи с одним обобщенным ограничением
5.2. Обобщенные модели о назначениях.
5.2.1. Согласование распределения работ и размещения ресурсов
при решении задач о назначениях
5.2.2. Примеры раздельного поиска булевых и непрерывных переменных в обобщенных задачах о назначениях
5.3. Модель и алгоритм оптимального резервирования с выбором типа устройств.
5.3.1. Постановка задачи и алгоритм решения
5.3.2. Пример решения задачи.
5.4. Применение в задачах оптимизации на графах
Выводы к главе 5.
Заключение.
ЛИТЕРАТУРА


Следует напомнить, что еще лет назад средняя величина коэффициента нефтеотдачи коэффициента извлечения нефти КИН равнялась примерно КИН определяется как отношение объема добытой нефти к балансовым запасам залежи. В настоящее время коэффициент нефтеотдачи для российских месторождений приближается к . Существенное снижение одного из основных показателей эффективности процессов разработки продуктивных пластов вызывает необходимость в расширении масштабов внедрения новых технологий добычи 2. К таким технологиям, прежде всего, следует отнести применение горизонтальных скважин, методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин. Следует отметить, что улучшение системы разработки за счет применения более совершенных технологий разработки залежей, компьютерных технологий дает возможность повысить КИП, в некоторых случаях, на 2. Кроме проблем технологического характера, нефтедобывающая отрасль столкнулась с трудностями, связанными с экономическим регулированием производства нефтяных ресурсов. Очевидно, что для эффективного освоения новых залежей и доразработки эксплуатируемых месторождений необходимо реализуемые в последние годы технологии и созданные на их основе производственные мощности привести в соответствие с рыночными принципами экономического управления, особенно в области налогооблажения и инвестирования. Экономическая ситуация в газовой промышленности более благоприятна по сравнению с состоянием дел в нефтяной отрасли. Газовая промышленность России за последние десятилетия заняла лидирующее положение в российском топливноэнергетическом комплексе и является наиболее благополучным его звеном 6. В отличие от рынка нефти Россия играет ключевую роль на зарубежных рынках газа, обеспечивая приблизительно мирового экспорта природного газа . Одна из основных задач российской энергетической политики определена как увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергетических ресурсов и расширение его использования. С учетом компенсации вероятного падения добычи нефти и угля в ближайшие годы природный газ должен обеспечить весь прирост производства первичных энергоресурсов страны. Предполагается, что доля газа в суммарном производстве первичных энсргоресурсов России возрастет до к г. Очевидно, что обеспечение таких высоких уровней производства возможно лишь за счет стабильного развития газодобывающей отрасли, вовлечения в разработку новых, в том числе, малых и средних месторождений. По расчетам специалистов ОАО Газпром, на долю которого приходится около всей добычи газа в стране , мировые потребности в природном газе в г. В первом десятилетии XXI века темпы роста мирового потребления природного газа сохранятся примерно на уровне предыдущих лет . Это означает, что к г. Потребление газа в России к г. Как и для нефтедобычи, важнейшим условием развития газодобывающей отрасли России является ее сырьевая база. Разведанные запасы газа составляют ,9 трлн. В России открыто 5 газовых, газоконденсатных. Из них в разработку вовлечено 0 месторождений с запасами ,5 трлн. В ближайшие годы должно начаться освоение месторождений Ямала. На полуострове осуществлена разведка месторождений, из которых к промышленному освоению подготовлено 4 . Приведенные данные подтверждают надежность сырьевой базы Iазодобывающей отрасли России. Однако следует учитывать, что значительные ресурсы газа, выявленные в районах Восточной Сибири и на севере Ямала, необходимо рассматривать как пассивные в связи с их удаленностью и отсутствием инфраструктуры. Следует также отметить, что в перспективе намечается уменьшение среднего объема открываемых залежей снижение числа крупных месторождений в основных газодобывающих районах и увеличение глубин залегания газоносных пластов. Увеличение глубины залегания продуктивных пластов повышает долю месторождений, сложенных плотными низкопроницаемыми коллекторами. Такая ситуация вызывает необходимость в применении горизонтальных и наклоннонаправленных скважин, в использовании методов интенсификации притока газа и конденсата к забоям скважин.