Технико-экономическая оптимизация кустования скважин при интегрированном концептуальном проектировании

А.Ф. Можчиль, С.В. Третьяков, Д.Е. Дмитриев, к.х.н., Н.З. Гильмутдинова, С.В. Есипов, А.А. Карачев, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

На стадии концептуального проектирования систем разработки и обустройства нефтегазового месторождения, когда инженерные решения максимально влияют на экономические результаты всего проекта, ключевыми задачами являются определение наиболее эффективного варианта кустования, рейтинга ввода скважин в экплуатацию и формирование профиля добычи на месторождении.

Данные задачи должны решаться в комплексе с выбором оптимальной системы разработки, определением технологии добычи, разработкой схемы поверхностного обустройства месторождения, так как технические решения, принимаемые по каждому из перечисленных блоков, влияют на всю систему в целом.

Постановка задачи

В настоящее время в ПАО «Газпром нефть» реализуется проект по разработке информационной системы интегрированного концептуального проектирования [1] по новым месторождениям компании. Информационная система объединяет функционалы по выбору системы разработки, расчету профиля добычи, определению параметров объектов поверхностного обустройства, оценке капитальных вложений и экономических показателей проекта.

Одной из задач, которую планируется решать с помощью данной системы, является выбор оптимальной системы кустования скважин, определение рекомендуемого типа и числа буровых станков, расчет темпов бурения. С этой целью рассматривались варианты интеграции системы с различными коммерческими программными продуктами, но ни один из них не смог удовлетворить функциональным требованиям в полном объеме. С учетом накопленного опыта выполнения концептуальных проектов кустования скважин [2] и имеющейся в ООО «Газпромнефть-НТЦ» методической базы было принято решение о создании собственного алгоритма в рамках разрабатываемой информационной системы.

На первом этапе выполнения работ задача кустования скважин была решена методом кластеризации с использованием алгоритма k-средних (k-means), точнее его современной версии k-means++, которая направлена на оптимальный выбор начальных значений центров кластеров. Алгоритм предложен в 2007 г. Д. Артуром и С. Вассильвитским. Пример автоматического кустования наклонно направленных скважин по алгоритму k-means++ показан на рис. 1.

Рис. 1. Пример кустования наклонно направленных скважин с использованием алгоритма k-means++ (КП — кустовая площадка)

Однако были выявлены серьезные ограничения применения данного метода. Алгоритм k-means++ может быть использован для решения задачи кустования наклонно направленных скважин, тогда как все больше месторождений разрабатывается скважинами с горизонтальными окончаниями. При бурении таких скважин имеются более существенные технические ограничения, которые не могут быть учтены при использовании алгоритма k-means++.

В связи с этим потребовалась разработка собственной методики реализации алгоритма. Задачу определения оптимальной системы кустования скважин можно разделить на два блока:

— расчет профилей скважин (или их геометрии) исходя из ограничений по бурению;

— выбор числа и координат размещения кустовых площадок на основе допустимых профилей скважин.

Построение профилей скважин

Построение профилей скважин выполняется с целью определения возможных положений устья скважины относительно заданного забоя. При этом необходимо решить так называемую обратную задачу проектирования профиля скважины с началом расчета от ее забоя [3]. Профиль скважины был рассчитан методом минимальной кривизны [4] на основе следующих исходных данных:

— глубина залегания пласта — расстояние по вертикали до точки установки эксплуатационной колонны, которая может совпадать с кровлей целевого интервала (точка Т1), м;

— максимальная протяженность скважины до точки Т1 по стволу скважины, м;

— минимальная глубина вертикального участка от устья скважины до точки начала набора параметров кривизны, м;

— максимально допустимый зенитный угол на участке (интервале) установки глубиннонасосного оборудования (ГНО), градуc;

— расстояние от точки Т1 до интервала установки ГНО по вертикали, м;

— длина участка для установки ГНО, м;

— интенсивность набора параметров кривизны, градус/10 м;

— максимальный зенитный угол на участке стабилизации, градус;

— для наклонно направленных скважин:

• максимальный зенитный угол на кровлю продуктивного пласта, градус;

• зона успокоения механических примесей флюида (ЗУМПФ), м;

— для горизонтальных скважин:

• длина горизонтального участка скважины, м;

• угол наклона горизонтального участка, градус.

Расчет выполняется как для наклонно направленных, так и для горизонтальных скважин. Для разработанного алгоритма построения профиля скважин выполнена проверка на соответствие получаемых результатов расчетам в ПО Landmark (Compass), получена полная сходимость.

Изменение параметров кривизны в допустимых пределах позволяет рассчитать область допустимых значений параметров размещения устья относительно забоя для каждой скважины. Данная область затем используется для выбора варианта кустования скважин.

Изменение максимальной протяженности скважины по стволу до точки Т1 дает возможность рассчитать различные варианты областей возможного размещения устья скважин относительно забоя и, следовательно, провести вариантную проработку по определению рекомендуемого типа буровой установки.

Кустование скважин

На основе заданных целей проектной системы размещения забоев скважин и рассчитанных областей возможного размещения устьев скважин относительно их забоя формируется интегральная карта возможного размещения кустовых площадок на поверхности (рис. 2).

Рис. 2. Карта возможного размещения кустовых площадок

При формировании данной карты реализована возможность задания зон запрета на размещение кустовых площадок для учета поверхностных ограничений, таких как существующие или запроектированные объекты обустройства, гидрография, природоохранные зоны и др.

Исходя из пересечения зон возможного размещения устьев скважин определяется число кустовых площадок и распределяются скважины между ними. Реализованная методика позволяет выполнять расчет по следующим алгоритмам:

— расчет минимального числа кустовых площадок при условии минимизации суммарной проходки при бурении с целью сокращения капитальных вложений;

— кустование скважин с учетом их геологического рейтинга и максимизацией темпов добычи на начальном этапе разработки месторождения за счет ввода в эксплуатацию в первую очередь наиболее перспективных скважин.

В обоих вариантах расчета сначала выполняется первое приближение по размещению кустовых площадок с последующей оптимизацией с учетом соответствующего критерия оптимальности.

Для алгоритма с минимизацией суммарной проходки в качестве основного критерия для получения первого приближения принято условие, что каждая скважина должна быть привязана к кустовой площадке. Оптимизация проводится двумя циклами:

— последовательным перебором всех скважин с поиском варианта строительства скважины с меньшей проходкой относительно текущего профиля;

— последовательным перебором всех кустовых площадок с поиском варианта размещения кустовой площадки с меньшей суммарной проходкой по всем относящимся к ней скважинам относительно текущего положения (процедура реализована по алгоритму Нелдера — Мида, хорошо зарекомендовавшему себя для решения задачи оптимизации негладких функций с большим числом переменных).

После выполнения оптимизации размещения кустовых площадок и распределения скважин между ними рассчитывается рейтинг бурения скважин и определяется последовательность строительства кустовых оснований. Пример кустования скважин по алгоритму с минимизацией суммарной проходки представлен на рис. 3.

Рис. 3. Пример кустования скважин по алгоритму минимизации суммарной проходки при бурении

При сравнении результатов расчетов по данному алгоритму и расчетов, выполненных в специализированном ПО Landmark для определения схем кустования DSD WellPlanning, получены сопоставимые координаты размещения кустовых площадок и расчетная проходка.

Кустование скважин с учетом их геологического рейтинга подразумевает, что в первую очередь на кустовую площадку добавляются скважины с большим рейтингом, который рассчитывается исходя из значений проницаемости, эффективной нефтенасыщенной толщины и начальной нефтенасыщенности по каждой добывающей скважине. Рейтинг для нагнетательных скважин рассчитывается через коэффициент влияния, определяемый как отношение числа нагнетательных скважин к общему числу скважин. Таким образом, при кустовании скважин по данному алгоритму одновременно формируются рейтинг бурения скважин и последовательность строительства кустовых площадок.

Оптимизация кустования по второму варианту рассчитывается, так же как и по первому, с учетом дополнительного ограничения изменения срока ввода скважин в эксплуатацию: при оптимизации строительство скважины с более высоким рейтингом не может быть отнесено на более поздний период, чем строительства скважин с меньшим рейтингом.

К преимуществам данного подхода следует отнести то, что уже на стадии кустования скважин учитываются наиболее перспективные зоны на месторождении, и в кусты на начальном этапе объединяются те скважины, которые позволяют максимизировать темпы добычи, к недостаткам — то, что в результате расчета суммарная проходка и число кустовых площадок могут увеличиться относительно расчета по первому варианту кустования (с минимизацией суммарной проходки).

На результаты расчета по принципу максимизации темпов добычи существенно влияют следующие исходные параметры:

— число буровых установок;

— общее число скважин;

— динамика ввода скважин;

— динамика добычи скважин;

— сценарные условия (ставка дисконтирования, цена нефти).

Пример кустования скважин с использованием алгоритма, учитывающего рейтинг скважин, представлен на рис. 4.

Рис. 4. Пример кустования скважин с учетом их геологического рейтинга

Рекомендуемый вариант кустования выбирается на основе вариантной проработки и сравнения технических и экономических параметров по вариантам. Варианты формируются исходя из двух алгоритмов расчета и на основе следующих параметров:

— тип бурового станка (варианты, учитывающие максимальную протяженность скважин);

— ограничение максимального числа скважин на кустовой площадке.

Выводы

1. Объединение представленной методики кустования скважин с системой выбора оптимального варианта разработки месторождения и системой расчета схем поверхностного обустройства позволит выполнять разработку интегрированных концептуальных моделей месторождений.

2. С помощью данных моделей и при использовании модуля кустования скважин можно решить следующие задачи:

— определение оптимального числа кустовых площадок на месторождении;

— выбор рекомендуемого типа бурового станка и числа буровых станков, расчет оптимального темпа бурения;

— формирование профиля добычи на месторождении.

При этом будет анализироваться влияние числа кустовых площадок на экономику проекта, когда с уменьшением их числа снижаются затраты на обустройство, но кратно повышаются затраты на бурение и, наоборот, при увеличении числа кустовых площадок снижаются затраты на бурение, но повышаются затраты на обустройство (рис. 5).

Рис. 5. Влияние числа кустовых площадок на структуру капитальных вложений по проекту

3. При кустовании скважин будут учитываться неоднородность территории, глубины залегания пластов, изменение стоимости кустовой площадки в зависимости от изменения числа скважин на ней.

4. Объединение разработанной методики с инструментами стоимостного инжиниринга5, 6 повышает точность выполняемых расчетов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, что обеспечивает принятие наиболее эффективных решений с точки зрения экономики проекта.

Список литературы

1. Интегрированная модель для комплексного управления разработкой и обустройством месторождений/Р.Р. Исмагилов, Ю.В. Максимов, О.С. Ушмаев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — № 12. — 2014. — С. 71–73 с.

2. Оптимизация капитальных вложений в строительство скважин при концептуальном проектировании разработки месторождений/В.А. Карсаков, С.В. Третьяков, С.С. Девятьяров, А.Г. Пасынков//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — C. 33–35.

3. Харламов К.Н., Шешукова Г.Н., Кушманов П.В. Особенности профилирования стволов горизонтальных и многоствольных скважин при автоматизированном проектировании схем кустования их устоев//Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 4. — С. 30–32.

4. Amorin R., Broni-Bediako E. Application of minimum curvature method to wellpath calculations//Res. J. Appl. Sci. Eng. and Technol. — 2010. — № 2(7). — Р. 679–686.

5. Развитие кост-инжиниринга в ОАО "Газпром нефть"/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, О.С. Ушмаев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — С. 14–16.

6. Повышение точности оценки капитальных затрат на ранних стадиях реализации проектов/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, А.В. Жагрин [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 12. — С. 22–27.

Возврат к списку