Ходаков Илья Олегович — руководитель направления центра компетенций по развитию интегрированного моделирования активов
75—79д, наб. реки Мойки, г. Санкт-Петербург 190000
тел.: +7 (812) 448-24-01 (доб. 3366),
+7 (985) 486-06-70
Ilya O. Khodakov — Head of the Competence Center for the Development of Integrated Asset Modeling
75—79D, Moika River Embankment, St. Petersburg 190000
tel.: +7 (812) 448-24-01 (ext. 3366)
+7 (985) 486-06-70
Введение. Эффективное планирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений требует комплексного подхода для достижения максимального экономического эффекта с соблюдением условий рационального использования запасов углеводородов месторождения, включающего не только определение технологических решений по разработке месторождения, включая количество скважин и систему разработки, но и оптимальное проектирование инфраструктуры.
Цель. Разработать методику оптимизации размещения эксплуатационных скважин, кустовых площадок, установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и дожимных компрессорных станций (ДКС) с учетом технологических, экономических и географических ограничений.
Материалы и методы. Предложенный подход основан на математическом моделировании, включающем анализ плотности запасов в пласте для наиболее корректного размещения проектных скважин, учет затрат на строительство инфраструктуры и минимизацию затрат на транспортировку газа. Дополнительно рассматриваются ландшафтные ограничения, влияющие на размещение объектов инфраструктуры.
Результаты. В результате разработана методика, позволяющая максимизировать вовлекаемые в разработку запасы УВ, минимизировать капитальные затраты на строительство инфраструктуры и эксплуатационные расходы, что является ключевым фактором при проектировании месторождений.
Заключение. Разработанная методика и ее программная реализация могут быть использованы при проектировании новых газоконденсатных месторождений, а также для оптимизации схем разработки действующих объектов.
Background. Effective planning of gas and gas-condensate fields requires an integrated approach, which could ensure maximal economic effects while observing the conditions for the rational use of hydrocarbon reserves of the field. This includes not only effective technological solutions for field development, such as the number of wells and development systems, but also the optimal design of the entire infrastructure.
Aim. To develop a methodology for optimizing the placement of production wells, well pads, and booster compressor stations (BCS) taking into account technological, economic, and geographical constraints.
Materials and methods. The proposed approach is based on mathematical modeling, including an analysis of the density of reserves in the reservoir for the most competent placement of design wells, accounting for the costs of infrastructure construction and minimizing the costs of gas transportation. Additionally, landscape constraints affecting the placement of infrastructure facilities are considered.
Results. The developed approach allows the amount of hydrocarbon reserves involved in development to be maximized and the capital costs for infrastructure construction and operating costs to be minimized, which constitutes the key task of gas field planning. Conclusion. The developed methodology and its software implementation can be used in the design of new gas condensate fields, as well as for optimizing the development schemes of existing facilities.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.