Задачи оптимизации газового промысла на месторождениях природного газа

Разработка газовых и газоконденсатных месторождений требует существенных капитальных вложений в строительство скважин и наземную инфраструктуру газового промысла [6][9][12]. При этом затраты на создание наземной инфраструктуры не только не уступают, но и зачастую превышают затраты на строительство скважин.

В общем виде объекты инфраструктуры газового промысла обычно включают: внутрипромысловые трубопроводы, газосборные пункты, оборудование промысловой подготовки газа, компрессорные станции, а также вспомогательные сооружения, в числе которых можно указать хозяйственные объекты, механические мастерские, транспортную сеть, объекты водоснабжения и связи [11][10]. Количество, характер и мощность промысловых сооружений зависят от геолого-эксплуатационной характеристики месторождения. При кустовом размещения скважин существенные затраты связаны с сооружением кустовых оснований.

Для обеспечения как экономической, так и технологической эффективности процесса разработки месторождений природных газов требуется оптимизация газового промысла с комплексным подходом к проектированию технологических процессов разработки месторождений природных газов и инфраструктурных решений [8][14][15]. Это предполагает построение объектов инфраструктуры с учетом планируемых технологических решений по разработке месторождений, включая систему размещения скважин и технологические режимы их эксплуатации, климатические и ландшафтные условия, а также требования по экспорту продукции с месторождения. Данная задача представляется довольно сложной ввиду жесткой взаимосвязи принимаемых решений по наземной инфраструктуре и технологических решений непосредственно по размещению устьев и забоев скважин на площади месторождения. Решение указанной задачи может проводиться путем совместной (комплексной) оптимизации размещения объектов инфраструктуры и скважин на месторождении. При этом в качестве критерия оптимизации следует рассматривать экономические показатели эффективности разработки с обеспечением максимально возможной выработки запасов углеводородов (УВ).

Ранее другие авторы в своих работах уже проводили исследования оптимизации размещения скважин и обустройства сети сбора и транспорта.

Так, в своей работе по оптимизации размещения скважин на газовых и газоконденсатных скважинах [7][15] авторы отметили, что важным критерием при выборе расположения скважин является проницаемость коллектора, а также параметры трещин.

В работах А.И. Ермолаева [3][4] рассматривались вопросы расстановки и кустования скважин. Автор привел несколько математических моделей решения данной задачи.

Кроме того, данная работа является продолжением серии работ, связанных с оптимизацией газоконденсатных промыслов. В статье на тему оптимизации режимов работы скважин [13] авторы рассматривали возможные способы для выравнивания объемов дренирования и снижения темпов падения пластового давления с помощью корректного выставления режимов работы скважин.

Алгоритм оптимизации газового промысла

Для оптимизации газового промысла был разработан автоматизированный алгоритм [1], предусматривающий нахождение наиболее оптимального с технологической и экономической точек зрения расположения скважин, кустовых площадок для скважин, установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и дожимной компрессорной станции (ДКС), а также других объектов промысла. Алгоритм направлен на минимизацию издержек строительства инфраструктуры рассматриваемого объекта (эксплуатационный объект, залежь, участок залежи и т.д.) при максимизации добычи газа с соблюдением заданных ограничений, включая географические и технологические условия.

При построении алгоритма оптимизации газового промысла учитывались следующие физические и технологические ограничения:

Географические ограничения

Технологические ограничения

Экономические ограничения

Алгоритм предполагает разбиение газонасыщенной площади пласта на ячейки различного размера в зависимости от конкретной задачи (значение вариативное, в данном конкретном случае приняты размером 500×500 м). Каждая ячейка имеет свои запасы газа, которые определяются по картам плотности запасов газа. В рассматриваемом ниже примере запасы по ячейкам сетки варьируются в диапазоне от 50 до 150 условных единиц1.

Указанные условия были приняты в качестве примера для возможности тестирования предлагаемого алгоритма. Они могут варьироваться в различных диапазонах, не учитываться или могут добавляться новые ограничения в зависимости от конкретных условий реальной залежи.

Этапы реализации алгоритма

Алгоритм состоит из нескольких этапов, на каждом из которых последовательно решаются отдельные задачу проектирования инфраструктуры.

Выбор оптимального количества скважин является первоочередным этапом проектирования газового промысла. Чрезмерное увеличение количества скважин приводит к росту капитальных затрат на бурение, строительство инфраструктуры и эксплуатационные расходы, в то время как недостаточное количество скважин снижает эффективность разработки месторождения и приводит к низким коэффициентам извлечения углеводородов.

Оптимизация выполняется с учетом следующих факторов:

Для выбора наиболее оптимального количества скважин авторами предлагается следующий подход.

Метод оптимизации

Оптимизация количества скважин решается упрощенно как дискретная задача оптимального выбора, в которой целевая функция представляет собой максимизацию прибыли при варьировании количества скважин.

Целевая функция расчета количества скважин имеет следующий вид:

 (1)

где nскв — количество эксплуатационных скважин;

Ni — запасы в области дренирования (ячейки) скважины i;

Cпрод — стоимость реализации 1000 м³ газа;

Cбур — стоимость бурения одной скважины.

Дополнительно вводятся ограничения:

d(i, j) ≥ dяч, ∀i, j, i ≠ j,

где d(i, j) — расстояние между центрами двух скважин; dяч — размеры принятых в расчетах ячеек сетки.

nскв · Cбур ≤ Bmax,

где Bmax — капитальные вложения на бурение скважин.

Оптимизация размещения выполняется методом дискретного линейного программирования, где целевая функция формулируется как:

 (2)

Учитываются следующие ограничения:

∑wi = nскв, wi ∈ {0,1}, d(i, j) ≥ 500 м,

где wi — бинарная переменная, принимающая значение 1, если в ячейке размещена скважина.

В результате решения комплекса данных задач получаем оптимальное количество скважин и расположение их забоев для заданных условий и карты плотности запасов.

Необходимо понимать, что при эксплуатации скважин необходимо грамотно подходить к определению режимов работы скважин для их более продуктивной эксплуатации [2][5].

Кустовое расположение скважин позволяет существенно снизить затраты на строительство инфраструктуры, поскольку несколько скважин могут быть объединены в одну кустовую площадку, снижая суммарную протяженность трубопроводов, затраты на строительство дорог, а также упрощают процесс замера продукции и осмотра скважин.

В представленном алгоритме следующим этапом является оптимизация расположения кустов на объекте (залежи, месторождении).

Решение данной задачи основано на следующих ограничениях, накладываемых на расположение кустов и их строительство:

Если для группы скважин невозможно объединение в один куст из-за угла наклона или ограничений по количеству скважин, считается, что скважина является единичной. Кусты, связанные только с одной скважиной, не создаются ввиду экономической нецелесообразности. Вопрос о целесообразности работы с данными удаленными скважинами должен решаться отдельно с учетом экономических расчетов.

В рамках решения задачи учитывается, что куст и забой скважины могут располагаться в пределах одной ячейки (в таком случае тип скважины вертикальный или наклонно-направленный).

На первом этапе решения текущей задачи производится кластеризация скважин на группы с учетом минимизации расстояний между ними. Для этого используется алгоритм K-means, где:

После первичной итерации кустования скважины перераспределяются по кустам так, чтобы минимизировать расстояние до центроида. Проверяется, что в каждом кусте не более 5 скважин. Если в кусте остается только одна скважина, то куст удаляется, а скважина остается самостоятельной.

На следующей итерации происходит поиск новых оптимальных координат куста:

 (3)

где K — координаты кустовой площадки;

Wi — координаты скважины i;

d(K, Wi) — расстояние между кустом и скважиной.

После определения положения кустов:

Предлагаемый автором подход позволяет рационально распределять кустовые площадки на месторождении, сокращая затраты на строительство и эксплуатацию инфраструктуры.

Установки комплексной подготовки газа (УКРГ) и дожимные компрессорные станции (ДКС) являются важными объектами инфраструктуры газовых промыслов и предназначены для поддержания требуемого давления газа, а также обеспечения его транспортировки к пунктам подготовки или магистральным газопроводам.

При снижении пластового давления в процессе разработки месторождения давление на устье скважины становится недостаточным для самопроизвольного транспорта газа по трубопроводам. ДКС компенсирует это снижение, обеспечивая транспортировку газа в систему сбора и далее в магистральные газопроводы. За счет снижения забойного давления компримирование газа способствует повышению дебита скважин и увеличению объема извлекаемых запасов.

УКПГ и ДКС должны быть размещены таким образом, чтобы минимизировать суммарное расстояние до кустов и снизить затраты на транспортировку газа от кустовых площадок и компримирование газа. Оптимизация выполняется путем минимизации целевой функции:

 (4)

где Ki — координаты кустовой площадки i;

D — координаты УКПГ и ДКС.

Решение данной задачи проводится методом градиентной оптимизации (L-BFGS-B) с учетом ограничений:

Пример реализации алгоритма

Разработанный алгоритм был использован для оптимизации размещения на площади залежи скважин с кустовым основаниями и элементов инфраструктуры при проектировании разработки месторождений природного газа при предварительном обосновании вариантов разработки эксплуатационных объектов. На рисунке 1 в качестве примера приведен фрагмент газовой залежи для одного из месторождений УВ в Западной Сибири с оптимизированными схемами размещения скважин на картах плотности запасов газа в варианте с количеством скважин 41 ед. Данная схема размещения скважин в дальнейшем может использоваться при проведении расчетов показателей разработки и проведении их технико-экономической оценки уже с учетом не только распределения начальных запасов газа, но и фильтрационных процессов.