Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Особенности нефтедобывающего производства 7
1.1. Состояние нефтедобывающей отрасли России 7
1.2. Методы интенсификации добычи нефти 18
1.3. Использование гидравлического разрыва пласта 23
Глава 2. Модели и методы повышении экономической эффективности разработки нефтяных месторождений
2.1. Экономико-математическая модель разработки месторождения 36
2.2. Обзор теоретических разработок в области повышения экономической эффективности нефтедобычи 46
2.3. Оптимизация типа проппанта 53
2.4. Повышение эффективности нефтедобычи 58
2.4.1. Повышение эффективности нефтедобычи на разбуренном месторождении 63
2.4.2. Повышение эффективности нефтедобычи при планировании разработки нового месторождения 68
2.4.3. Использование математических методов поиска решений при оптимизации нефтедобычи 72
2.4.4. Использование генетического алгоритма для решения задач повышения эффективности нефтедобычи 77
Глава 3. Апробация результатов исследований и рекомендации по их практическому использованию 85
3.1. Оптимизация количества скважин и параметров гидроразрыва пласта 91
3.2. Оптимизация типа проппанта 97
3.3. Оптимизация системы разработки и параметров ГРП 102
3.4. Сравнительная оценка математических методов поиска решений 114
Выводы и рекомендации 117
Библиографический список
- Методы интенсификации добычи нефти
- Использование гидравлического разрыва пласта
- Обзор теоретических разработок в области повышения экономической эффективности нефтедобычи
- Оптимизация типа проппанта
Введение к работе
Актуальность темы исследования. Эффективность эксплуатации нефтяных месторождений во многом зависит от того, насколько правильно происходит планирование комплекса мероприятий по разработке месторождения на первоначальном этапе. Это связано с характерными чертами отрасли, такими как высокая капиталоемкость нефтедобывающего производства и низкая мобильность активов предприятия на этапе эксплуатации месторождения.
Необходимость использования новых технологий интенсификации добычи и методов оптимизации разработки связана с истощением запасов и постоянным ростом спроса на нефтепродукты. В условиях конкурентной среды предприятиям необходимо действовать максимально агрессивно в вопросах снижения себестоимости добычи, увеличения уровня рентабельности и минимизации сроков окупаемости капиталовложений.
Вопросами повышения эффективности нефтедобычи и оптимизацией параметров сетки разработки и параметров гидравлического разрыва пласта занимались и занимаются многие научные работники и организаторы производства, как в России, так и за рубежом. Заметную роль здесь сыграли результаты исследований, опубликованные в трудах Р.Д. Каневской, СВ. Константинова, S.A. Holditch, М. Economides, P. Valko, J. Mach, D. Wolcott и
др.
Переход к рыночным отношениям в России и закономерное истощение запасов углеводородного сырья требует от хозяйствующих субъектов повышения эффективности работы, необходимым условием которого является продолжение исследований в данном направлении.
Анализ динамики капитальных затрат шести крупнейших нефтедобывающих компаний России за период с 2001 по 2005 год выявил нуклонный их рост. Наряду с этим наблюдался рост себестоимости подъема нефти. Это связано с тем, что в предыдущие годы интенсификация добычи проводилась на лучших участках, а эксплуатационное бурение оказывает не
значительное влияние на снижение себестоимости. Для сохранения темпов добычи и контроля над ее себестоимостью необходимо внедрение новых методов оптимизации эксплуатации нефтяных месторождений.
В настоящее время все больше внимания уделяется эффективности используемых систем разработки и эффективности ГРП как одного из элементов этой системы. Однако комплексный экономический подход с техническими особенностями процесса нефтедобычи для решения данных проблем не применялся. Именно решение данных вопросов и определяет актуальность темы исследования.
Цель исследований состоит в разработке моделей и методов повышения экономической эффективности разработки нефтяных месторождений с использованием технологии гидравлического разрыва пласта и на этой основе повышения эффективности функционирования нефтедобывающего предприятия.
Для достижения цели в работе определены следующие задачи:
изучение фактического состояния планирования разработки месторождений;
анализ применяемых методов оптимизации нефтедобычи;
оценка потенциальных возможностей для увеличения экономической эффективности нефтедобычи;
создание комплексной экономико-математической модели разработки месторождения;
разработка комплексного подхода к решению задач повышения экономической эффективности нефтедобычи;
адаптация аппарата генетического алгоритма для решения задач оптимизации нефтедобычи;
- апробация результатов исследования.
Объектом исследовании являются нефтедобывающие предприятия планирующие разрабатывать или разрабатывающие нефтяные
месторождения с технической возможностью проведения гидравлического разрыва пласта.
Предметом исследования являются модели и методы решения задач повышения эффективности нефтедобывающего производства за счет оптимизации системы разработки и параметров ГРП.
Теоретической и методической основами исследований послужили работы ученых и практиков в области экономического анализа и организации производства. При решении поставленных задач использовался комплексный подход, методы экономико-математического моделирования и математического программирования, математические методы поиска решений и генетический алгоритм.
Информационная база исследования представлена содержанием научных работ зарубежных и российских специалистов в области нефтедобычи и оптимизации производственных процессов. Значительный информационный материал получен из документов и отчетных материалов ведущих российских нефтедобывающих компаний.
Научная новизна. Диссертация является результатом исследований аспиранта по поставленной проблеме. Новизну ее научного содержания составляют следующие результаты:
- сформулирована задача повышения экономической эффективности
нефтедобывающего производства для всех этапов разработки нефтяных
месторождений;
предложена экономико-математическая модель оптимизации разработки месторождения, учитывающая влияние технологических параметров гидроразрыва пласта на экономические показатели нефтедобычи;
- разработаны модели и методы снижения затрат на разработку
месторождений с использованием технологии гидроразрыва пласта
основанные на принципах оптимизации сетки скважин и стоимости
расходных материалов;
- предложены конструктивные средства, позволяющие использовать
возможности генетического алгоритма для решения многокритериальных
задач оптимизации плана разработки месторождений с применением
технологии гидравлического разрыва пласта.
Практическая значимость. Основные результаты, выводы,
предложения и рекомендации, изложенные в работе, могут быть использованы в нефтедобывающих организациях для повышения эффективности процесса нефтедобычи. Результаты исследований используются в ООО «НК» Аврора Ой л» и в учебном процессе на инженерно-экономическом факультете Самарского государственного технического университета.
Апробация работы. Основные результаты работы были доложены на:
Всероссийской научно-практической конференции «Наука, Бизнес, Образование'2005» (Самара, 2005);
5-й международной научно-практической конференции «Проблемы развития предприятий: теория и практика» (Самара 2005);
- Russian Oil & Gas Technical Conference & Exhibition (Москва 2006).
Публикации. Основные положения диссертации отражены в 11
печатных работах общим объемом 4,68 п.л.
Сірукгура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов и заключения. Содержит 36 рис., 13 табл. Библиографический список включает 104 наименования.
Методы интенсификации добычи нефти
В настоящее время применяется множество методов интенсификации добычи нефти, таких как кислотная обработка пласта, обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами, гидро пес ко струйная (щелевая) перфорация, тепловая обработка призабойной зоны, электромагнитное воздействие на пласт, разрыв пласта ударной волной, гидравлический разрыв пласта и т.д. Кроме этого к методам интенсификации добычи можно отнести бурение горизонтальных скважин. В целях данной работы к методам повышения нефтедобычи мы отнесли те методы, которые позволяют достичь большею дебита но сравнению с типичной вертикальной скважиной.
К основным методам повышения нефтедобычи (интенсификации) относятся: - бурение горизонтальных скважин; - кислотная обработка призабойной зоны скважины; - гидравлический разрыв пласта. Рассмотрим каждый из этих способов с точки зрения возможности наибольшего влияния на повышение эффективности нефтедобычи. В данной работе рассматривался вариант разработки месторождений без поддержания пластового давления. Среднее пластовое давление не должно падать ниже давления насыщения. На конечный коэффициент извлечения нефти влияет только экономически минимальный (рентабельный) дебит нефти. Профиль добычи зависит только от темпов отбора, т.е. только от начального индекса продуктивности. Исходя из такой постановки задачи важными с точки зрения оценки эффективности применения методов интенсификации добычи являются следующие показатели: - коэффициент продуктивности после мероприятия; - стоимость мероприятия. Таким образом, для оценки эффективности проведения мероприятия необходимо определить насколько возможно прирастить в добыче нефти за счет дополнительных вложений в тот или иной метод.
Эффективность применения горизонтального бурения основана на увеличении площади ствола скважины в продуктивной зоне пласта. Очень много работ посвящено применению горизонтальных стволов для различных условий нефтедобычи. Однако экономическая эффективность данного вида бурения по сравнению с другими способами повышения нефтедобычи была рассмотрена лишь несколькими авторами.
В работе [74] Д. Браун и М. Экономидес провели сравнение возможности достижения индекса продуктивности после ГРП и с помощью горизонтальной скважины (рис. 1.10 за исключением пунктирной линии). На рисунке представлена зависимость необходимой длины горизонтального ствола скважины для достижения такого индекса продуктивности, который будет достигнут при создании трещины на вертикальной скважине полудлина, которой отложена на оси абсцисс.
В ходе проведенных исследований было установлено, что примерная стоимость бурения скважины со 100 метрами горизонтального ствола примерно в 1.4 раза выше стоимости бурения вертикальной скважины с последующим созданием трещины полудлиной 100 метров. Конечно это оценочная и очень приблизительная цифра, которая однако позволяет качественно сравнить эффективность і оризонталыюго бурения с ГРП.
Пунктирной линией на рис. 1.10 изображена эквивалентная стоимость горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной с ГРП. Очевидно, что площадь ниже пунктирной линии соответствует более эффективному использованию горизонтального бурения. Из рисунка видно, что площадь соответствующая экономически более эффективному использованию ГРП намного выше, чем площадь для горизонтальных скважин.
Исходя из проведенных исследований видно, что использование гидравлического разрыва пласта как метода интенсификации добычи является более эффективным по сравнению с бурением горизонтальных скважин. Однако существуют совершенно объективные технические и технологические причины отсутствия возможности применять ГРП. Однако в целях этой работы такие ситуации не рассматриваются.
Производительность скважины может быть увеличена за счет повышения проницаемости пород призабойной зоны. Для этого необходимо искусственно увеличить число и размеры каналов фильтрации, повысить трещиноватость пород, а также очистить стенки поровых каналов от грязи, смол и парафинов.
Кроме того планирование и применение в больших масштабах данной технологии осложнено тем, что практически невозможно предсказать эффект от мероприятия. В настоящее время сложилась практика, когда закачивают небольшие объемы кислотного раствора с целью стимулировать приток из пласта после проведения ремонтных работ на скважине. В терригенных пластах применение кислотной обработки обусловлено воздействием на загрязненную часть призабойной зоны.
Использование гидравлического разрыва пласта
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - это нагнетание жидкости в скважину при давлении достаточном для разрушения породы пласта и создания в нем искусственных трещин. Целью ГРП является увеличение добычи за счет увеличения притока в скважину углеводородов. Основными достоинствами использования ГРП с экономической точки зрения является: - снижение себестоимости добычи нефти; - увеличение чистого дисконтированного дохода (NPV); - увеличение конечного коэффициента извлечения нефти (накопленной добычи) при разработке пласта на истощение.
Снижение себестоимости добычи происходит за счет увеличения дебита скважины после стимуляции притока и как следствие снижение удельных постоянных и условно-постоянных затрат на тонну добываемой нефти. К затратам такого рода относятся затраты на обслуживание скважины, на поддержание инфраструктуры, на погружное и поверхностное оборудование и т.д.
Увеличение NPV происходит за счет увеличения скорости отборов нефти (акселерация проекта), в следствии увеличения индекса продуктивности после ГРП. Большее количество положительных денежных потоков в начале проекта позволяет уменьшить потери доходов за счет дисконтирования.
Увеличение продуктивности скважин после ГРП позволяет увеличить конечный коэффициент извлечения нефти при разработке месторождений на истощение. Это связано с тем, что экономически минимальный дебит будет достигнут при меньшем пластовом давлении, а соответственно накопленная добыча к этому моменту будет выше.
Идея создавать искусственные трещины в продуктивном пласте с целью увеличения его продуктивности принадлежит Р.Ф.Фаррису из Stanolind Oil and Gas Corp. В 1947г этой компанией был проведен первый экспериментальный ГРП после которого заметного улучшения продуктивности скважины не произошло. Однако технология оказалась многообещающей, и компанией Halliburton был проведен первый коммерческий ГРП в 1949г. К 1955 году уже 3000 сважин подвергались ГРП ежемесячно, а к 1968 было проведено более чем полмиллиона ГРІ I [79].
Во время нагнетания жидкости в пласт растет трещина. Чтобы не допустить закрытия трещины посредством сил сжатия в пласте, используют нагнетание жидкости несущей специальный песок определенного размера -проппант.
Технологию выполнения ГРП принято делить на три поколения: Первое поколение. Единственной целью ГРП было создание трещины такой длины, которая вышла бы за пределы призабойной зоны загрязнения. Такой подход соответствует задачам применения кислотной обработки пласта. Стимуляция притока с помощью ГРП проводилась, используя малые объемы закачки проппанта и как следствие малые расходы, что не требовало особо аккуратного дизайна для успешного и эффективною выполнения операции.
Второе покоіение. Начиная с 1979 года в США возникла нехватка природного газа. Увеличение цен на газ вызвало необходимость увеличивать продуктивность пластов с низкой проницаемостью и как следствие необходимость создавать длинные трещины. Значительное увеличение объемов расходуемых материалов и усложнение технологических процессов потребовали более четкого контроля над непосредственным дизайном ГРП и над самими процессом проведения работы. Третье покоіеиие. К этому поколению относятся ГРП высокопроницаемых пластов. Особенностью данного вида ГРП является необходимость создания широких трещин. Изначально эффективность применения ГРП предполагалась только на пластах с низкой проницаемостью. Однако в настоящее время получила широкое применение технология концевого экранирования (TSO - Tip Screen Out), позволяющая получать значительный эффект от ГРП на пластах высокой проницаемости. Таким образом внедрение технологии концевого экранирования позволило использовать ГРП на пластах любой проницаемости.
Для общего представления о факторах влияющих на экономический эффект от проведения ГРП рассмотрим основные составляющие его стоимости: 1) Затраты связанные с сервисной компанией. Хотя структура цены для каждой сервисной компании будет разной, составляющие стоимости ГРП будут примерно следующими: - Проппант. Стоимость зависит от типа и объема проппанта. В некоторых работах стоимость проппанта может составлять больше 70% от общей стоимости ГРП. - Насосное оборудование. Сюда входит стоимость единицы оборудования и его мощности. - Затраты на использование блэндера. Эти затраты зависят от скорости закачивания жидкости, а также от наличия дополнительного оборудования: плотномер, различные типы мешалок и т.д. - Затраты связанные с концентрацией рабочей жидкости. - Затраты связанные с различными химическими добавками. Их тип и количество может зависеть от параметров планируемой трещины, типа и количества проппанта и др. - Вспомогательное оборудование. В эту статью расходов может входить оборудование для фильтрации песка, дополнительные превентора, дебитомсры, дополнительные датчики давления, емкости и другое оборудование необходимое для успешного проведения работ. - Техническое обеспечение ГРП. Сюда могут входить стоимость передвижных лабораторий, стоимость лабораторных исследований, дизайн ГРП, консультационные услуги и т.д. - Затраты на транспортировку. 2) Затраты непосредственно добывающей компании. Сюда могут входить стоимость подготовки куста, спускоиодъемных операций, аренда емкостей, доставка воды, затраты на материалы, не поставляемые сервисной компанией, дополнительная перфорация, геофизические исследования, гидродинамические исследования и конечно потери связанные с простоем скважины.
Обзор теоретических разработок в области повышения экономической эффективности нефтедобычи
В работе [95] предложено пять методов оптимизации типа проппаита, из которых для нас только два представляют интерес: 1) основан на минимизации затрат на проводимость трещины; 2) выбор на основе технических параметров проппаита. Остальные три метода основаны на использовании гидродинамического симулятора для определения степени влияния типа проппаита на разработку газового месторождения при фиксированных параметрах ГРП. Следует отметить, что эта работа была посвящена разработке газовых месторождений, что подразумевает сильное снижение пластового давления к концу разработки.
Первый метод основан на изменении проводимости проппаита в зависимости от давления закрытия трещины. В данном случае проводимость определяется как произведение проницаемости трещины на ее ширину. Проводимость проппаита определяется в лабораторных исследованиях и является его неотъемлемой характеристикой.
Суть метода состоит в определении стоимости единицы проводимости проппаита в зависимости от давления закрытия трещины. Необходимо построить график с использованием всех имеющихся типов проппаита, который позволит определять при использовании какого проппаита удельные затраты на его проводимость будут минимальными для фиксированного давления закрытия трещины.
Исходными данными для данного метода служат: стоимость проппаита и зависимость проводимости проппаита от давления закрытия трещины. Достоинствами данного метода являются: - оптимизация основана на минимизации стоимости проппаита; - возможность формирования политики компании по закупкам проппаита в зависимости от региона (пласта, месторождения) применения. Недостатками данного метода являются: - использование проводимости в качестве основною технического свойства проппанта; - не учитывает снижение пластового давления в ходе разработки месторождения, которое приводит к ухудшению проводимости трещины.
Второй предложенный в работе [95] метод основан па технической возможности проппанта сохранять проводящие свойства в течении всею срока разработки месторождения. На основании проницаемости пласта определяются оптимальные значения длины и проводимости трещины. Затем на основании минимального и максимального давления закрытия выбирают проппант, который позволит достичь оптимальные параметры трещины. - основан только на оптимизации технических параметров; - не учитывает экономическую целесообразность и эффективность использования того или иного проппанта; - оптимизация проппанта происходит после выбора оптимальных параметров трещины.
Достоинствами данного метода являются: - простота использования в случае подготовленной базы используемых проппантов; - большая вероятность правильного решения при проведении единичных ГРП с несколькими видами проппанта на выбор.
Следует отметить, что первый метод предложенный в работе [95] формирует принципиально правильное представление о процессе оптимизации проппанта, но требует небольшой коррекции в связи с внедрением новых методов оптимизации параметров гидравлического разрыва пласта. Он был взят за основу при создании методики определения оптимального типа проппанта, предложенной в этой работе. Как будет показано далее основным свойством проппанта в процессе оптимизации является его проницаемость, а не проводимость. Опттштция параметров ГРП
В работе [79] предложено решать задачу максимизации индекса продуктивности для фиксированного объема проппанта. Пели резервуар, свойства проппанта и объем проппанта зафиксированы остается только найти оптимальное соотношение между длиной и шириной трещины, чтобы получить максимальную продуктивность в скважине с ГРИ. В работе было предложено использовать такую величину как число проппанта (Nprop), которая позволяет учесть оба эти ограничения в процессе оптимизации параметров трещины. Основные положения данной методики изложены в первой главе (1.3).
Опишем дизайна ГРП для фиксированного типа и массы проппанта при помощи методики и типовой кривой предложенной в данной работе.
Требуется закачать в пласт определенный тип проппанта и определенную массу, и при этом достичь максимальною индекса продуктивности. Так как не весь пронпант будет находится в продуктивном интервале, а часть будет задействована на рост трещины в высоту, необходимо ввести поправку на объемную эффективность закачиваемою проппанта. Этот показатель можно определить из геофизики и из дизайна развития трещины на фрак симуляторе.
Оптимизация типа проппанта
В ходе проведенного исследования было установлено, что выбранный тип проппанта не является оптимальным, хотя стоимость единицы объема является наименьшей в данной группе. В таблице 3.7 представлены данные по типам проппанта, которые компания рассматривала как соответствующие по стрессу в регионе их использования. В последней колонке таблицы представлены значения стоимости проницаемости проппанта (Ерр).
Предложенный в этой работе показатель стоимости прницаемости проппанта позволяет оптимизировать тип используемого проппанта вне зависимости от объемов проводимого ГРП. Чем меньше этот коэффициент тем меньше затраты на объем проппанта для достижения необходимого числа проппанта. Из таблицы видно, что выбранный тип проппанта (№1) является наихудшим из представленных. Наилучшим типом проппанта является третий, который позволяет минимизировать затраты на стоимость расходных материалов (проппант). Из таблицы видно, что пятый тип проппанта, который является самым дорогим по данной группе, также является более выгодным чем первый и лишь немного уступает третьему.
Из рисунка видно, что чем больше число проппанта тем больше относительная разница в стоимости ГРП между оптимальным типом проппанта и остальными. Так для использованного в расчетах компании типа проппанта (1-ый тип) затраты на ГРП достигают 160% в сравнении с оптимальным для числа проппанта 1000.
Сложившаяся практика закупок расходных материалов подразумевает единовременное создание материальной базы. В условиях Западной Сибири доступ к месторождению и скважинам ограничен большую часть года. Таким образом менеджеры нефтедобывающих компаний принимают решение о типе проппанта, который будет использован в течении всего года один раз. Это лишает компанию возможности адаптироваться к изменяющимся условиям. Поэтому оптимизация типа проппанта влияет не только на показатели добычи, но и на капитальные расходы компании.
Использования более оптимального типа проппанта позволило сократить капитальные затраты на 2.1 % или 1.7 млн. долларов США. Минимизация затрат на проппапт позволила уменьшить объем закачиваемого проппанта в 2.4 раза, что привело к увеличению индекса рентабельности. Кроме этого снизились капитальные затраты несмотря на увеличение количества скважин с 65 до 70.
Таким образом оптимизация используемої о типа проппанта, а также оптимизация количества скважин одновременно с параметрами ГРП позволила достичь следующих результатов: - увеличение чистого дисконтированного дохода на 4%; - увеличение индекса рентабельности в 2.6 раза; - снижение капитальных затрат в 2.5 раза. Исходя из всего вышесказанного можно сделать следующие выводы: - для больших объемов закачки проппанта необходимо использовать показатель стоимости проницаемости проппанта при выборе типа проппанта; - чем меньше фиксированная составляющая в общей стоимости ГРП тем выше эффект от оптимизации типа проппанта; - оптимизация типа проппанта снижает капитальные затраты предприятий не только на проведение ГРП, но и на бурение новых скважин; - оптимизация типа проппанта увеличивает рентабельность ГРП и разработки месторождений в целом. Следующим этапом повышения эффективности нефтедобычи является внедрение метода оптимизации системы разработки с помощью прямоугольных ячеек разработки.
В ходе исследования было установлено, что использование ячеек прямоугольной формы при разработке месторождения с использовнием ГРП позволяет повысить эффективность нефтедобычи. Эффект от использования таких ячеек основан на том, что при использовании того же числа проппанта достигается больший индекс продуктивности чем на ячейках квадратной формы. Это означает, что при том же объеме проппанта безразмерный индекс продуктивности выше и как следствие начальный дебит выше.
В отличие от оптимизации с использованием квадратиыхх ячеек в ходе этой оптимизации подбираются не только общее количество скважин и параметры ГРП на каждой, но также, исходя из формы месторождения, подбирается оптимальная сетка в каждом из направлений, соотношение сторон в каждой ячейке сетки и оптимальные параметры ГРП исходя из формы ячейки. В целях работы форма месторождения принималась как правильный четырехугольник, симметричный по оси абсцисс (юризонтшіьная) и ординат (вертикальная). Направление развития трещины только по направлению оси ординат.
Разбиение на блоки по обеим осям определяет количество скважин, которые будут участвовать в разработке и соответственно какие будут капитальные затраты в целом по проекту. Затем находятся значения функции в узловых точках (4 значения). Это означает, что для фиксированного количества скважин должны быть подобраны коэффициенты пропорциональности для каждой скважины и параметры ГРП для каждой скважины такие, что бы чистый дисконтированный доход был максимальным. Последовательность оптимизации этих параметров выглядит следующим образом. Сначала выбираются коэффициенты пропорциональности, а затем для каждого из них подбираются такие параметры ГРП, при которых NPV будет максимальным.
Так как месторождение является однопластовыч изотропным, то очевидно, что не имеет смысла разбиение на ячейки разного размера. Все ячейки в блоке вплоть до предпоследней ячейки (Л\,_і) должны быть одинаковыми как по размеру, так и по параметрам ГРП. Соответственно, фактически происходит только оптимизация одной ячейки. Однако разбиение на равные ячейки не обязательно дасг оптимальные параметры разработки для достижения максимального NPV.
