Методы прогнозирования добычи газа по региону при кустовом размещении скважин: на примере месторождений полуострова Ямал тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Неутолимов, Дмитрий Юрьевич

• Неутолимов, Дмитрий Юрьевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Неутолимов, Дмитрий Юрьевич

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Глава 1. Основные принципы разработки газовых и газоконденсатных месторождений полуострова Ямал с позиций системного анализа

1.1 Основные положения системного анализа

1.2 Основные аспекты построения композиционной модели с позиции системного анализа

1.3 Обоснование критерия эффективности разработки региона

1.4 Математическая формулировка выбранного критерия

1.5 Применение критерия оптимальности для месторождений

полуострова Ямал

Глава 2. Комплексное моделирование разработки газового месторождения

2.1 Основные положения комплексного моделирования

2.2 Вероятностный метод оценки нагруженного резерва скважин для газовых промыслов

2.3 Структура расчетного комплекса «ПРОЕКТ»

Глава 3. Прогнозирования рациональных режимов работы скважин при кустовом размещении

3.1. Структура расчетного комплекса «Куст»

3.2 Теоретические основы определения проницаемости прослоев (на основе зависимости данных промысловой геофизики с результатами, полученными по данным газодинамических исследований скважин) и прогноза газоотдающих интервалов для последующей перфорации неоднородного терригенного разреза скважины

3.3 Практическое применение результатов расчетов по программе «РЕШ^ОК»

3.4 Практическое применение результатов расчетов по программе «ЬОКМОП»

3.5 Основные принципы создания локальных гидродинамических моделей (ЛГДМ)

Глава 4. Сравнительные оценки решения пластовой задачи в двумерной

(2Д) и трехмерной постановке (ЗД)

Заключение

Список использованной литературы

Приложение 1

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы прогнозирования добычи газа по региону при кустовом размещении скважин: на примере месторождений полуострова Ямал»

Введение

Актуальность темы. В «Генеральной схеме развития газовой промышленности Российской Федерации до 2030 года» выполненной специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2010 г., месторождения природного газа полуострова Ямал рассматриваются как основные объекты по добыче газа на ближайшие десятилетия. За счет этого региона будет компенсировано падение добычи газа по основным месторождениям Севера Западной Сибири, а так же будет обеспечен неуклонный рост добычи газа в Российской Федерации (РФ) на перспективу.

Обоснование рационального уровня отбора из региона представляет собой сложную технико-экономическую задачу и стратегическое планирование добычи газа по региону должно базироваться на научном прогнозе. Поэтому разработка методов прогнозирования объемов добычи газа по региону является актуальной задачей, решение которой позволит обеспечить рациональную разработку как отдельных месторождений полуострова Ямал, так и региона в целом. Система разработки газового месторождения считается рациональной, если она обеспечивает плановые объёмы добычи газа, при наименьших экономических затратах и максимально возможной газоотдачи пластов.[6] На газовых месторождениях Ямала разработана и применяется уникальная система разработки многопластовых залежей наклонными и горизонтальными скважинами, сгруппированными в кусты, которая не имеет аналогов в мире. Эта система предполагает отработку залежей при одинаковом давлении газа на устьях кустовых скважин, изначально пробуренных на газовые объекты с различными термобарическими характеристиками. Поэтому наряду с применением средств автоматизации и телемеханики при обустройстве кустов эксплуатационных скважин (гиперфлоу и пр.) становиться необходимой и актуальной разработка локальных расчетных моделей и алгоритмов для рационального управления элементами системы добычи газа и, в первую очередь, ее главным звеном

- газовой скважиной.

Целью настоящей работы является совершенствование методической основы проведения прогнозных расчётов по объемам добычи газа из региона для обеспечения рациональной разработки месторождений при кустовом размещении эксплуатационных скважин.

Основные задачи исследований.

Для достижения цели были определены и решены следующие задачи:

1) Анализ существующих методов прогнозирования и решения оптимизационных задач по определению рациональных отборов газа из газодобывающего региона;

2) Обоснование технико-экономического критерия оценки эффективности разработки региона, с позиций системного анализа;

3) Разработка алгоритма для расчёта технологических показателей по скважинам куста вскрывающих различные эксплуатационные объекты, но работающих в общий газосборный коллектор при одинаковом устьевом давлении;

4) Разработка алгоритма, позволяющего дать оценку добычных возможностей скважин до проведения перфорации;

5) Разработка алгоритма для проведения оптимизационных расчетов работы куста скважин с целью минимизации депрессионной воронки в зоне дренирования куста.

Научная новизна работы.

В диссертационной работе предложена и обоснована концептуальная схема построения системы освоения и разработки месторождений полуострова Ямал с позиций системного анализа. Определена и обоснована очередность освоения месторождений региона, которая принята в «Программе комплексного освоения месторождений углеводородного сырья Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края», выполненной

специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗа» в 2010 году.

Научно обоснован технико-экономический критерий оценки эффективности разработки для газодобывающего региона, учитывающий затраты на разработку месторождений и все предпроизводственные затраты связанные с освоением региона, в которые включаются все виды затрат, осуществляемые в регионе до начала разработки месторождений, в том числе затраты других отраслей региона на подготовку и освоение данного вида сырья. Соответственно темпы развития газодобычи в регионе рассчитаны исходя из этого критерия.

Разработан алгоритм для расчета технологических показателей разработки по скважинам при их кустовом расположении, объединенным общим шлейфом, но вскрывающим несколько эксплуатационных объектов с различными термобарическими условиями, позволяющий оптимизировать работу отдельных скважин и куста в целом. Этот алгоритм также даёт возможность получить расчётные данные, позволяющие проводить списание извлеченных запасов по пластам.

Разработан алгоритм и расчётный модуль для определения газоотдающих толщин неоднородного по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) продуктивного разреза по скважинам, до их освоения (перфорации), с использованием корреляционной связи данных первичных геофизических и стационарных гидродинамических исследований скважин. Эта задача особенно актуальна в пусковой период освоения месторождений, когда идет полномасштабное разбуривание и требуется оценить возможность выполнения плана по добыче газа. Даны оценка масштабов возможной кольматации пластов в процессе бурения и рекомендации по режимам освоения скважин, для обеспечения необходимой очистки призабойной зоны. Защищаемые положения.

1. Модифицированный критерий оценки эффективности разработки региона, учитывающего все вложения на развитие инфраструктуры региона до

начала разработки, затраты непосредственно на разработку, а также затраты на наращивание ресурсной базы, обоснованный для месторождений полуострова Ямал и шельфа Карского моря с позиций системного анализа;

2. Алгоритм для прогнозирования рациональных режимов работы скважин при их кустовом расположении, объединенных общим газосборным шлейфом, но вскрывающих несколько эксплуатационных объектов с различными термобарическими условиями, позволяющие эксплуатировать все скважины в кусте с единым устьевым давление, а так же производить списание запасов газа по объектам разработки;

3. Алгоритм, позволяющий еще до перфорации скважины производить построение профиля притока газа к ней и определять её добычные возможности, с использованием корреляционной связи результатов промысловых геофизических и стационарных газодинамических исследований скважин, полученной для терригенных залежей сеноманской и танопчинской свит.

Реализация работы.

Результаты, полученные автором в диссертационной работе, реализованы в следующих научно-исследовательских работах (НИР) ООО «Газпром ВНИИГАЗ»: обоснована новая очередность ввода месторождений в разработку и определены рациональные уровни отборов из них в «Программе комплексного освоения месторождений углеводородного сырья Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края» (2010); выполнены расчёты технологических показателей в «Технологической схеме разработки сеноман-аптских залежей Крузенштернского газоконденсатного месторождения» (2012); в отчетах по авторскому сопровождению «Коррективы к проекту разработки сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ» за 2010-2013гг. на разработанных программных комплексах проводилась оценка добычных возможностей скважин, до их перфорации, проведена обработка гидродинамических исследований, проводимых при освоении вновь пробуренных скважин, проводились расчёты по списанию извлеченных в

первый год эксплуатации запасов по объектам, что является актуальной задачей для газодобывающего предприятия.

Апробация работы. Основные положения диссертации обсуждались на конференциях и семинарах:

1. XVI Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири», ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, май 2010 г.

2. Научно-техническом семинаре «Актуальные проблемы топливной промышленности РФ», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», пос. Развилка, июнь 2012 г.

3. IV Молодежной научно-практической конференции «Новые технологии в газовой промышленности: опыт и преемственность», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», пос. Развилка, октябрь 2012 г.

Публикации.

По теме диссертации опубликованы 3 работы, в том числе 2 статьи в журнале, входящем в «Перечень рецензируемых научных журналов и изданий» ВАК Минобрнауки РФ. Благодарности

Автор выражает особую благодарность научному руководителю, к.т.н. Ю.А. Перемышцеву за выбор направлений исследований, ценные советы и предложения в ходе работы. Искренняя признательность и благодарность за ценные советы и консультации к.т.н., П.Г. Цыбульскому, д.т.н., проф. Ю.Н. Васильеву, д.т.н., проф. А.Г. Потапову, д.т.н. H.A. Гужову, д.х.н., проф. В.А. Истомину, а также своим коллегам из Центра разработки и эксплуатации газовых и нефтегазовых месторождений ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Глава 1. Основные принципы разработки газовых и газоконденсатных месторождений полуострова Ямал с позиций системного анализа.

1.1 Основные положения системного анализа.

Разработка многопластовых месторождений в условиях полуострова Ямал является сложной задачей, требующей системного подхода и поэтапного решения для эффективной разработки, как отдельных месторождений, так и региона в целом. Эффективность разработки месторождения, на взгляд автора, заключается в том, чтобы достичь максимального значения коэффициента извлечения газа (КИГ) (требования Государственной комиссии по запасам РФ (ГКЗ РФ) и Минприроды), рационально используя при этом пластовую энергию (проведение многовариантных расчетов). Наиболее эффективный вариант выбирается по технико-экономическим показателям.

Следовательно, процесс проектирования разработки крупного газового месторождения является решением многоцелевой проблемы. Это обстоятельство никогда не отрицалось, но и не изучалось с той степенью детализации, которая необходима для эффективного проектирования и управления. Разработка отдельно взятого месторождения является подсистемой, которая в обязательном порядке должна быть согласована с ограничениями, накладываемыми системой разрабатываемых месторождений региона и Единой Системой Газоснабжения (ЕСГ).

Вопросом становления и развития общей теории систем (ОТС) занимались такие ученые как М. Месарович [1,2], Л. Заде [3], О. Ланге [4], У. Росс Эшби [5] и А.И. Уемов [6]. Они предложили новые варианты ОТС, во многом свободные от недостатков присущих прежним вариантам. Все эти авторы получили много интересных результатов. Но все эти варианты ОТС оказались недостаточными для объяснения глубокого и разностороннего единства живой и неживой природы в отношении поли- и изоморфизма, симметрии и асимметрии их объектов. Это привело Ю.А. Урманцева к

разработке нового варианта ОТС. Еще до построения ОТС мы считали, что, в конечном счете, на выходе, ОТС должна дать в руки исследователей своеобразный перечень того:

1) Что должно быть:

- должна быть создана система освоения и разработки крупнейшего региона, расположенного на п-ве Ямал, не имеющего аналогов по своим природно-климатическим и геологическим условиям во всем мире. Система должна быть:

открытой и предусматривать возможные сценарии (выбытие месторождений, появление других недропользователей, применение альтернативных технологий (сжижение природного газа (СПГ)) и пр.);

- способной динамически изменяться;

- гибко управляемой;

- внутренне не противоречивой;

- единой целой, не противоречивой с отдельными элементами (разработка отдельных месторождений), при этом должна решаться общегосударственная задача обеспечения добычи газа по региону согласованной с ЕСГ страны.

2) Что может быть:

- система разработки крупного региона должна динамично изменяться и развиваться, с учетом выбытия и наращивания ресурсов углеводородов за счет геологоразведки, при этом учитывая интересы как отдельных газодобывающих предприятий (недропользователей), так и развитие газодобычи по региону в целом;

3) Чего не может быть как систем - материальных или идеальных:

- система не может быть жестко ограниченной (закрытой);

- не может не учитывать вопросы экологии, охраны недр и социально-экономические аспекты жизни региона (сохранение мест проживания местного этноса);

- не может быть самостоятельных подсистем. Так, например, подсистема единой системы транспорта Ямал-Центр (ЕСТ Ямал-Центр) (см. рисунок 1) должна быть взаимоувязана с разработкой всего региона и обеспечивать полноту загрузки газотранспортной системы на дальнюю перспективу;

- исходя из структуры запасов углеводородов, регион рассматривается как система, обеспечивающая, прежде всего добычу газа. Эта добыча должна компенсировать как падение добычи газа по основным крупным месторождениям Надым-Пур-Тазовского района Тюменской области (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье), так и дальнейшее наращивание добычи за счет открытия новых месторождений на полуострове Ямал. Поэтому добыча жидких углеводородов должна быть подчинена добыче газа.

Концептуальная схема освоения региона приведена на рисунке 1. Как видно из рисунка, основой системы является освоение и разработка месторождений, как реально существующих материальных объектов. Для изучения свойств и функционирования этих объектов должны быть созданы адекватные постоянно действующие газодинамические модели, как для региона, так и для отдельных газовых месторождений. На основе этих моделей создаются алгоритмы и программы, которые должны быть использованы при проведении технологических расчетов на этапе составлении проектной документации.

Рисунок 1-Концептуальная схема построения системы освоения и разработки месторождений полуострова Ямал

1.2 Основные аспекты построения композиционной модели с позиции системного анализа.

Композиционная модель региона.

Система Ямала состоит более чем из 20 газовых и газоконденсатных месторождений, имеющих однотипное строение. Принципиальная схема разреза вскрываемого на полуострове, представлена на рисунке 2. Общие подтвержденные запасы, стоящие на Государственном балансе, составляют

3 Л

порядка 11,3 трлн.м . на суше и около 1 трлн.м\ в шельфовой зоне Карского моря.

Для решения задач развития газодобычи и оценки различных вариантов освоения была создана композиционная балансовая модель для разыгрывания различных вариантов разработки региона с их экономической оценкой.

Г.В. Лейбниц в «Монадологии» [39] писал: «Ни одно явление не может оказаться истинным или действительным, но одно утверждение справедливым, - без достаточного основания, почему именно дело обстоит так, а не иначе...». Использование упрощенных газодинамических моделей при многовариантных расчетах разработки и выбора стратегии развития газодобычи в регионе имеет достаточное обоснование, т.к. прогноз по ним подтверждается при построении и использовании более детальных двумерных и современных трехмерных моделей, применяемых при проектировании конкретных месторождений. В основе расчетов по упрощенной модели региона лежат приближенные методы расчета технологических показателей разработки, широко применяемые и известные в литературе [3, 25, 34, 60]. При использовании их для решения поставленной автором задачи приняты следующие допущения и ограничения:

1. Предположение об аддитивности технологических процессов газодобычи. Иными словами, если возможна добыча (реализация) X] при затратах Уь то технологически возможным является реализация (Х]+Х2) при затратах (У1+¥2).

* - ■ -- ЛУ \ |15 .

Вскрытие залежи к: сеномана 1ШШШШ

Совместное вскрытие пластов ПК9-Ю

Совместное вскрытие пластов ХМ1-2

Вскрытие пластов ТП1-6

Рисунок 2. Принципиальная схема разреза, вскрываемого на месторождениях полуострова Ямал

Исследования по оптимизации таких технологических показателей, как дебиты газовых скважин, диаметры лифтовых колонн (с учетом ограничений при строительстве скважин в мерзлоте) проводились в уже 80-ых годах прошлого столетия такими авторами, как Перемышцев Ю.А., Зотов Г.А. и другими [6,26,41]. Математически задача была сформулирована следующим образом.

Найти Ж, = тах{х, у, г, д, V) , где Ж, - народно-хозяйственный эффект; х е X — дебит; у е У - годовой отбор газа; г е

1 — диаметр лифтовой колонны; д е

в - интенсивность разработки, определяемая д = ' Я е 0 ~

отбор газа за период постоянной добычи; V ЕУ — запасы газа.

Поэтому в региональной модели эти параметры были заложены с учетом ранее полученных зависимостей и конкретизировались с учетом геологического строения месторождений.

2. Такие технологические параметры, как число эксплуатационных скважин и мощность ДКС, так же будут в «региональной» модели обладать свойством аддитивности.

пр = ^1=1пь гДе пр - число скважин на весь регион, п^ - число скважин на отдельное месторождение.

Л/дксрег = где МдКСрег - суммарная мощность ДКС по всем

месторождениям региона, Л^ - мощность ДКС отдельного месторождения.

3. Плановая стратегия, т.е. темп освоения и динамика нарастающей добычи по региону, считается заданной. Предполагается, что она оптимизирована с учетом развития всей отрасли.

Тогда <2г.р. = £Г=1 , где (?г р - годовая добыча из региона, (1Л - годовая добыча из отдельного месторождения.

4. Обоснование очередности освоения газовых месторождений региона.

Обоснование очередности освоения газовых месторождений региона является нетривиальной задачей, решение которой возможно только с учетом принятой «Генеральной схемы развития газовой отрасли на период до 2030 года». Принятая стратегия развития газодобычи по региону может быть обеспечена различными способами. С позиций системного анализа требуется выделение главных системообразующих объектов для организации добычи газа в регионе. Основными критериями выделения первоочередных объектов разработки являются:

- утвержденные запасы газа месторождений и степень их подготовленности (разведанности) к освоению;

- наличие проектной и рабочей документации по вновь вводимым в разработку месторождениям (проекты разработки и обустройства);

- напичие лицензий у недропользователя;

- согласованность в развитии газодобычи по региону между различными недропользователями, включая и альтернативные технологии (строительство СПГ).

Таким образом, очередность ввода месторождений требует их ранжирования с учетом выше обозначенных основных критериев. Так как несколько лицензий на месторождения Тамбейской группы были переданы в ОАО «НОВАТЭК» на нужды ООО «Ямал СПГ», а планы по добыче из региона не изменились, для месторождений полуострова Ямал была разработана новая очередность освоения месторождений, представленная на рисунке 3, которая была принята в «Программа комплексного освоения месторождений Ямала и прилегающих акваторий», выполненной специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2010 году и утвержденной в Министерстве Энергетики РФ.

Русановское

Ленинградское

Группа из 9 месторождений

Харасавейское

Ввод Харасавзйского ГКМ 2018

Бованенковское

Рисунок 3. Прогноз добычи газа по месторождениям полуострова Ямал.

1.3 Обоснование критерия оценки эффективности разработки региона.

Профессор ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Ю.Н. Васильев, в своей книге [11] приводит следующее определение критерия: «Критерий может характеризовать степень достижения цели». Так, для цели «наиболее полно извлечь запасы газа из месторождения», критерием будет коэффициент промышленной газоотдачи. По его значению можно будет судить, как далеко процесс реальной разработки месторождения отклоняется от эталонного, возможного при данном уровне развития науки и техники. Так же критерий характеризует затраты ресурсов (стоимости) на достижение цели.

Обоснование рационального уровня отбора газа из региона представляет собой сложную технико-экономическую задачу и ее решение должно осуществляться с позиции системного подхода. Газовая промышленность, являющаяся составной частью в иерархической структуре топливно-энергетического комплекса (ТЭК), представляет собой сложную многоуровневую и динамично развивающуюся систему.

Объемы годовой добычи газа на каждом уровне неразрывно связаны друг с другом и имеют свои объективные верхние границы. Так рациональные уровни добычи по отдельным месторождениям изменяются в пределах 3,0-4,5 % (от первоначальных запасов газа), составляя в среднем 4%, и определяются условиями рентабельности эксплуатации за весь период разработки, оптимальной продолжительностью постоянной добычи (при запланированном проценте отбора газа), затратами на производственную и общую инфраструктуру и сроком функционирования газодобывающего предприятия.

Конкретные уровни отборов из месторождений зависят от их расположения (относительно действующих или планируемых трасс газопровода), роли в регионе (базовое или малое по запасам месторождение) и очередности освоения. Они могут быть оценены, например, по методике, в

основу которой положен критерий максимума чистого дисконтированного дохода (ЧДД), применяемый для композиционной модели региона (KOMP).

Однако определить верхние границы рациональных объемов добычи газа из региона с помощью этого метода невозможно в силу того, что с увеличением добычи газа наблюдается почти синхронный рост удельных затрат в разработку (зависимость удельных затрат от добычи газа носит почти линейный характер). В этой ситуации классический метод поиска решений с точки зрения экономики требует рассмотрения таких вариантов по добыче газа из региона, при которых недостающая добыча по какому-либо варианту компенсировалась бы за счет других газодобывающих регионов или районов с другим уровнем удельных затрат в разработку. При отсутствии последних, необходимо вводить в рассмотрение другие альтернативные источники сырья ТЭКа, задача переходит на другой иерархический уровень. Поэтому автором для решения ее предлагается использовать не только затраты в разработку, но и все «предпроизводственные» затраты, связанные с освоением региона. Под предпроизводственными затратами будут пониматься все виды затрат, осуществляемые в регионе до начала эксплуатации месторождений, в том числе затраты других отраслей региона на подготовку и освоение данного вида сырья. Такой подход будет наиболее полно отражать реально понесенные затраты на освоение региона, начиная с открытия и кончая исчерпанием данного вида сырья.

Вопросам учета затрат на инфраструктуру посвящена литература [6,43]. Следует отметить, что по этим вопросам в научном и методическом плане имеются противоречивые и спорные мнения. Автором предложено предпроизводственные затраты учитывать как начальные капитальные (и частично в первые годы освоения - инфраструктура), которые необходимо компенсировать в процессе разработки региона с учетом эффективности капвложений и фактора времени.

1.4 Математическая формулировка выбранного критерия.

Математическая постановка задачи заключается в нахождении верхней оптимальной границы добычи газа по региону, при которой суммарные общие приведенные затраты за весь период разработки (или за время Т) будут

минимальны, т.е. необходимо найти QR = Y.\JlJ Qij => SUP, при котором имеет

^ j—'Y

место minZ =YJj=1

1=П;

Ъ^яц

(1 + ЕУ

-0-1)

(1)

где qiJ ; К^^ ; Эу - соответственно годовые отборы газа, приведенные капитальные затраты и эксплуатационные затраты по г-му месторождению в ом году; (¿к — отбор газа из региона; Е — коэффициент дисконтирования затрат; Е0 — коэффициент эффективности капвложений; Пу — число месторождений, вводимых в разработку при выходе региона на постоянный уровень отбора при заданном темпе освоения ( ^ = а ); Тп — период нарастающей добычи по

региону; Т — период разработки всего региона; Кп — общие капитальные предпроизводственные затраты; Кп = (КР + Ки + Крек) • V, где V — запасы газа по региону (разведанные и перспективные), КР — стоимость геологоразведочных работ, руб./ЮОО м3, Ки — затраты на создание инфраструктуры, руб./ЮОО м3, АГрек - затраты на реконструкцию системы сбора иУКПГ, руб./ЮОО м3.

Кроме этого, по каждому месторождению заданы технико-экономические нормативы и технологические параметры (дебиты, конструкция скважин, диаметры и протяженность лифтовых колонн, шлейфов, коллекторов, производительность УКПГ, режим эксплуатации и пр.).

1.5 Применение критерия оптимальности для месторождений полуострова Ямал.

Результаты расчета при разных уровнях предпроизводственных затрат приведены на примере месторождений Ямала, состоящего из двух газодобывающих районов - суша и шельф Карского моря. Использование в функционале (1) только затрат на разработку не дает минимума суммарных приведенных затрат и задача не имеет решения, кроме вырожденного: чем меньше отборы газа, тем меньше затраты. Введение в задачу с ограниченными ресурсами дисконтированных предварительных затрат в освоение позволяет получить решение. При этом, несмотря на различный их уровень, решение получается устойчивым (рисунок 4).

0,9

<и

¡3

В

я

<и

Ч

а>

са

К

а,

с

о

к о-

<и

3

СЦ со а> Ш

N Н

2 °<4 н се СХ

Й го

0

1,75 1,8 1,85 1,9 1,95 2 2,05 2,1 Безразмерная добыча газа от начальных запасов региона

(ОАО,%

Рисунок 4 . Определение величины оптимального отбора газа по региону.

Смысл полученного решения в том, что рациональные (оптимальные) отборы конечного ресурса не могут быть определены вне связей всей системы с

предысторией её освоения и учёта всех видов затрат. Анализ результатов полученных при решении оптимизационной задачи показывает, что величина оптимального отбора газа по региону может быть оценена по формуле (2):

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Неутолимов, Дмитрий Юрьевич, 2013 год

Список литературы:

1) Азиз А., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: 1982;

2) Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1988;

3) Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Печора. Печорское время, 2002. 894с.;

4) Амелин И.Д., Андриасов P.C., Гиматудинов Ш.К., Коротаев Ю.П., Левыкин Е.В., Лутошкин Г.С. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1978, 378с.;

5) Андреев О.Ф., Зотов Г.А. и др. Оптимизация уровней годовых отборов газа. - Газовая промышленность, 1982г., №10, с. 24-26;

6) Андреев О.Ф., Зотов Г.А., Перемышцев Ю.А., С.М. Шейкин Оптимизация уровней годовых отборов газа. Газовая промышленность, 1982.-№10.-с. 24-26;

7) Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006, 488с.;

8) Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. Учебник для ВУЗов. Москва. Недра, 1993г. 632с.;

9) Браташ Б.В., Рыжов А.Е., Савченко Н.В., Шеберстов Е.В. Комплексное моделирование участка залежи восточного купола Оренбургского месторождения. В сборнике научных трудов ВНИИГАЗа «Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть 2. М.: 1996, с.56-67;

10) Бухтияров A.M., Маликова Ю.П., Фролов Г.Д. Практикум по программированию на ФОРТРАНЕ. М.: Наука, 1988. 288с.:

11) Васильев Ю.Н., Дубина Н.И. Применение системного подхода и методов системного анализа при проектировании и разработке газовых месторождений. Москва, Недра, 2011 г, 208с.;

12) Вентцель Е.С. Теория вероятностей. Москва, Наука, 1964г.;

13) Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. Под редакцией В.М. Запорожца. Москва, Недра, 1983, 591с.;

14) Глоговский М.М., Крылов А.П., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Москва-Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2004, 416с.;

15) Гриценко А.И, Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. Москва. Наука, 1995г.;

16) Гриценко А.И., Дмитриевский А.Н., Ермилов О.М. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа. Москва. Недра. 1992г., 369с.;

17) Гриценко А.И., Ермаков В.И., Жабрев И.П., Зотов Г.А., Ступаков В.П. Определение уровней добычи газа на длительную перспективу. Газовая промышленность, 1982. - №10. - с. 8-10;

18) Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1985. 310с.;

19) Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Недра, 1982. 448с.;

20) Емеличев В.А., Комлик В.И. Метод построения последовательности планов для решения задач дискретной оптимизации. Москва. Наука, 1981г.;

21) Ермолаев А.И., Ахметзянов А.В, Гребенник О.С. Оптимизация и выбор систем разработки группы залежей нефтяных и газовых месторождений. В журнале «Проблемы управления», 2010г., №6, с.38-44.;

22) Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Москва. Недра, 1986г.;

23) Заде Л. От теории цепей к теории систем. - «Труды Ин-та радиоинженеров», т.50, №5, ч.1., Москва, Прогресс, 1962г, 490с.;

24) Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений. Москва. Струна, ] 998г., 628с.;

25) Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. Москва, Недра, 1974 г.;

26) Зотов Г.А., Перемышцев Ю.А. Обоснование рационального уровня добычи газа из региона. В сборнике научных трудов «Повышение эффективности систем разработки месторождений природных газов», с. 4-10, Москва, ВНИИГАЗ, 1988 г;

27) Зотов Г.А., Тверковкин С.М. Газогидродинамические методы исследования газовых скважин. Москва, Недра, 1970г, с. 5-50;

28) Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под редакцией Зотова А.Г., Алиева З.С. Москва. Недра, 1980г.;

29) Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006, 780с.;

30) Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидромеханических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002, 140с.;

31) Катц Д.Л., Корнелл Д., Кобаяши Р., Поетманн Ф.Х. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. Москва, НЕДРА, 1965г.;

32) Коноплев Ю.В. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986, 225с.;

33) Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. Москва, Недра, 1975г., с. 3-50;

34) Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Москва, Недра, 1981, 294с.;

35) Коротаев Ю.П., Леонтьев H.A., Журавлев И.Г. Обоснование оптимального нагруженного резерва скважин для газовых промыслов. «Газовая промышленность». Москва 1992г, №10., с.47-50.;

36) Коротаев Ю.П., Сенюков Р.В., Сурков Г.И. Методика установления рациональных отборов из месторождений газоносной провинции (на примере группы месторождений севера Тюменской области). - Труды МИНХ и ГП, 1978г., вып. 121, с. 20-27;

37) Ланге О. Целое и развитие в свете кибернетики. В кн. Исследования по общей теории систем. Москва, Прогресс, 1969г, 512с.;

38) Лапук Б.Б., Байбаков Н.К. и др. Комплексное решение проблемы разработки группы газовых и газоконденсатных месторождений. Москва. Недра, 1970г.;

39) Лейбниц Г.В. Избранные философские сочинения. Москва, типография А. Гратцука, 1890г, 366с.;

40) Леонтьев И.А. Основы надежности систем добычи газа. Москва. Недра, 1975г., 208с.;

41) Лютомский С.М., Перемышцев Ю.А. Распределение температуры потока газа в стволе работающей скважины. Сборник трудов «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1973, №10, с. 20-24.;

42) Мак-Кракен Д.Д., Дорн У.С. Численные методы и программирование на ФОРТРАНЕ. М.: Мир, 1977. 584с.;

43) Малых A.C., Перемышцев Ю.А. Новый метод расчета добывных возможностей горизонтальных газовых скважин. Монография. Москва, ВНИИГАЗ, 2002 г.;

44) Маргулов Р.Д. Разработка месторождений со сложным раствором газа. Москва. Недра, 1988г., 265с.;

45) Маргулов Р.Д. Разработка многопластового газового месторождения. Москва, Недра, 1984 г.;

46) Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 640с.;

47) Месарович М.Д. Основания общей теории систем. В кн. Общая теория систем. Москва, Наука, 1966г, 189 стр.;

48) Месарович М.Д. Такахара Я. Общая теория систем: математические основы. Москва. Мир, 1978г.;

49) Минский Е.М., Бурштейн M.J1. Приближенный расчет притока газа к скважине, дренирующей одновременно несколько газоносных пластов. Труды ВНИИНЕФТБ, М., 1956, вып. 2 III, с. 2-10, Москва, Мир, 1978г, 312 стр.;

50) Наренков Ю.С., Перемышцев Ю.А., Гереш Г.М. Стратегия разработки Бованенковского месторождения и его значение при освоении углеводородных ресурсов полуострова Ямал. Сборник научных трудов «Разработка месторождений углеводородов». М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008;

51) Облеков Г.И., Гордеев В.Н. Характерные особенности разработки сеноманских залежей ЯН АО. Обз. информ. Серия: «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО ИРЦ Газпром, 2002, 47с;

52) Ортега Дж., Рейнболт В. Итерационные методы решения нелинейных систем уравнений со многими переменными. Москва. Мир, 1975г.;

53) Перемышцев Ю.А. Оптимизация количества эксплуатационных скважин в кустах, производительности и числа установок УКПГ на газовом месторождении (на примере решения модельной задачи для газового месторождения). - Сборник трудов ВНИИГАЗа: «Теория и практика разработки месторождений Западной Сибири», с. 75-85. Москва, ВНИИГАЗ, 1985г;

54) Перемышцев Ю.А. Особенности подготовки исходных данных для проектирования разработки северных газовых месторождений. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н., Москва, 1979г.;

55) Перемышцев Ю.А. Схема разработки многопластового газового месторождения. Сборник научных трудов «Научно-технические проблемы освоения месторождений природного газа Западной Сибири», с.57-61, Москва, ВНИИГАЗ, 1983г.;

56) Перемышцев Ю.А., Грон М.И., Андреев О.Ф., Фиш Е.Г. Оптимизация показателей разработки северных месторождений на стадии проектирования. Сборник «Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений западной Сибири», с. 1-50. Москва, ВНИИГАЗ, 1982г.,

57) Перемышцев Ю.А., Зотов Г.А., Степанов Н.Г. Теория и опыт использования степенной формулы для обработки результатов испытания газовых скважин. Москва, ВНИИГАЗ, 1999 г;

58) Перемышцев Ю.А., Старшов A.B., Габриэлянц М.Г., Наренков Ю.С. Расчет профиля притока и определение рациональных интервалов перфорации кустовых скважин. Сборник научных трудов «Основные технические решения по освоению газоконденсатных месторождений полуострова Ямал», с. 20-27, Москва, ВНИИГАЗ, 1990 г.;

59) Системный анализ и научное знание. Коллективный труд. Под редакцией Горский Д.П., Ветров A.A., Уемов А.И., Черняк B.C. М. : Наука, 1978;

60) Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. Москва - Ижевск: институт компьютерных исследований, 2003г.;

61) Уемов А.И. Системы и системные параметры. В кн. Проблемы формального анализа систем. Одесса, Высшая школа, 1968г, 169с.;

62) Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной промышленности, 1963, 397с.;

63) Шейдеггер А.Э. Физика течения жидкостей через пористые среды. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008, 254с.;

64) Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1987. 309с.;ъ

65) Шмыгля П.Т. разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М. : Недра, 1967;

66) Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2001, 736с.;

67) Эшби У. Росс. Теоретико-множественный подход к механизму и гомеостазису. В кн. Исследования по общей теории систем. Москва, Прогресс, 1969г, 512с.;

68) Amyx J., Bass D., Whiting R. Physical properties. The Agricultural and Mechanical College of Texas. McGraw-Hill Book Company, INC. New-York - Toronto - London, 1960;

69) Badu D.K., Oden A.S. Productivity of a horizontal well. SPE 18927, 1988;