3, 2022НаукИ о землеНаука. ИнноВацИИ. ТехНологИИ, 3, 2022
 Скачать 0.76 Mb.
|
|
47 № 3, 2022 НаукИ о земле «Наука. ИННоВацИИ. ТехНологИИ», № 3, 2022 25.00.15 (2.8.2) ТЕХНОЛОГИя БУРЕНИя И ОСВОЕНИя СКВАЖИН РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИя НЕФТяНыХ И ГАЗОВыХ МЕСТОРОЖДЕНИй 25.00.17 (2.8.4) РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИя НЕФТяНыХ И ГАЗОВыХ УДК 622.276.344 МЕСТОРОЖДЕНИй Введение. Все больше разрабатываемых на сегодняшний день месторож- дений относятся к категории ТРИЗ, величина коэффициента из- влечения нефти которых напрямую зависит от качества проводки горизонтальной скважины по геологическому разрезу. В статье описывается подход, позволяющий планировать наиболее эффек- тивные траектории скважин с точки зрения накопленной добычи нефти на рассматриваемый период. Также приводится преиму- щества разработанного подхода над существующими инструмен- тами и отмечаются точки роста. Материалы и методы исследования. В статье приводится анализ влияния конкретных геологических параметров на накопленную добычу, используя выводы, получен- ные на данном этапе, построена целевая функция, позволяющая ранжировать траектории на качественном уровне с точки зрения перспективности. Данная логика отражена в разработанном про- тотипе программного обеспечения, который можно использовать совместно с наиболее распространенными гидродинамическими симуляторами. Результаты исследований и их обсуждение. В качестве доказательной базы проведен ретроспективный ана- лиз с перепроводкой фактических скважин в гидродинамической модели и учетом изменения геологической основы. В каждом из расчетов получен эффект дополнительной добычи нефти, при не- изменных уровнях добычи жидкости. Таким образом, можно сде- лать вывод об увеличении коэффициента охвата и вовлечении в разработку ранее не связанных объемов нефти. Выводы. Анализ полученных результатов показал о возможности примене- ния данной методики на проектный фонд скважин, а также возмож- ность тиражирования на другие объекты разработки. Ключевые слова: Аналитический инструмент, определение положения ствола сква- жины, многовариантные расчеты, разработка месторождений, гид- родинамические расчеты. PАЗРАбОТКА АНАлИТИЧЕСКОгО ИНСТРуМЕНТА Для ОпРЕДЕлЕНИя ОпТИМАльНОй ТРАЕКТОРИИ СКВАжИНы Сайфуллин А.А. ООО «Тюменский нефтяной научный центр», г. Тюмень, Россия DOI: 10.37493/2308-4758.2022.3.3 48 Sayfullin A.A. Tyumen Oil Research Center, Tyumen, Russia Analytical Tool Development for Deremining the Optimal well Trajectory Introduction. More and more oil fields being developed today belong to the hard to recover category, the value of the oil recovery coefficient of which directly depends on the quality of the horizontal well placement along the geological section. This article describes an approach that allows planning the most effective well trajectories in terms of cumulated oil production for the period under consideration. The advantages of the developed approach over existing tools are also given. Materials and methods of research. The article provides an analysis of the geological parameters influence on the cumulated production, using the conclusions obtained at this stage, an objective function is constructed that allows ranking trajectories at a qualitative level in terms of prospects. This logic is reflected in the developed software prototype, which can be used in conjunction with the most common hydrodynamic simulators. Research results and their discussion. As an evidence base, a retrospective analysis was carried out with actual wells replacement and taking into account changes in the geological basis. In each of the calculations, the effect of additional oil production was obtained, with unchanged liquid production levels. Thus, it can be concluded that the coverage coefficient is increasing and previously unrelated volumes of oil are involved in the development. Conclusions. The analysis of the results showed the possibility of applying this technique to the all wells, as well as the possibility of replication to other development facilities. Key words: Analytical tool, determination of the wellbore position, multivariate calculations, oil field development, simulation model. Введение Современная тенденция добычи нефти направле- на на вовлечение в разработку активов, которые характеризуются как трудно извлекаемые. Высокая расчлененность коллекторов, свя- занная с обстановкой осадконакопления, близость контактов, малая мощность нефтеносности, латеральная невыдержанность – данные факторы существенно усложняют добычу углеводородов. При пла- нировании и мониторинге разработки встает вопрос о достижении планового коэффициента извлечения нефти путем увеличения ко- эффициента охвата [1, 9, 10]. Данный процесс требует высокой ква- 49 № 3, 2022 лификации специалиста по сопровождению бурения, использова- ния современного программного обеспечения и больших трудозат- рат. Однако, даже при соблюдении всех вышеперечисленных усло- вий, принятые проектные решения не всегда являются оптималь- ными с точки зрения разработки, ввиду высокой вероятности тех- нических ошибок, а также невозможности перебора всех вариан- тов при многовариантных расчетах (на сегодняшний день основной инструмент подкрепляющий принятие решений) [2, 3]. Автором статьи разработан инструмент, позволяющий с вы- сокой точностью и скоростью определять оптимальную проводку горизонтальной скважины по геологической сетке, при этом учи- тывать буримость предложенной траектории и обеспечивать мак- симизацию накопленной добычи нефти за рентабельный период. В основе инструмента лежит алгоритм, использующий выведен- ные статистические зависимости, теорию графов и представлен в виде прототипа программного обеспечения, которое протестиро- вано при совместном использовании с гидродинамическим симу- лятором. Методика опробована на нескольких месторождениях Рос- сийский Федерации, как в Западной и Восточной Сибири, так и на Дальнем Востоке. Первоначально проведен ретроспективный анализ с доказательной базой алгоритма, после чего было прове- дено опробование на проектных решениях. В каждом из расчетов разработанная методика показывала увеличение накопленной до- бычи на скважину от 10 до 20%, а также быстродействие более чем в 1500 раз в сравнении с текущими используемыми методи- ками. материалы и методы исследования На сегодняшний день выбор траектории скважины происходит экспертным путем с ориентацией на рассчитанные за- пускные дебиты в рейтинге бурения и с применением инструмен- та МВР (многовариантные расчеты) [3]. Данная методика получила повсеместное и широкое применение во многих компаниях. Одна- ко, приятый подход обладает рядом недостатков. В таблице 1 ниже представлена сравнительная характеристика принятого и предлага- емого подходов [6–8]. НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. 50 Таблица 1. СРАВНИТЕЛьНАя ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДХОДОВ Table. 1 Comparative characteristics of approaches Учет распространения тел – + Учет технологических ограничения – + Оперативность расчетов – + Малые трудозатраты – + Исключение многовариантных расчетов – + Большие вычислительные мощности – + Предсказуемость – + Учет азимутального угла + + Количественная оценка + – Учет интерференции скважин + – Существующий подход Существующий подход Предлагаемый подход К основным недостаткам существующего подхода относятся: 1) Сложность или невозможность учета распростране- ния геологических тел по латерали, данный аспект 51 № 3, 2022 не всегда возможно учесть при проводке скважины в модели экспертным путем. 2) Проведение многовариантных расчетов требует больших трудозатрат для подготовки и обработки результатов расчета. Также необходимы значитель- ные вычислительные мощности и достаточное ко- личество времени для проведения расчета. Что не всегда является возможным в рамках задач по со- провождению бурения и необходимости оператив- ного принятия решения. Предлагаемый же инструмент частично позволяет решить данные проблемы, алгоритм проводит все возможные тра- ектории скважин на рассматриваемом участке моделирования с уче- том технологических возможностей бурения (например, угол крив- ления горизонтального участка скважины на 100 м) [5], применяет к каждой из них целевую функцию, которая выведена автором, и ран- жирует траектории в порядке их перспективности на потенциаль- ную накопленную добычу в рентабельный период разработки без произведения гидродинамического расчета. Таким образом получа- ется аналитическая оценка с определением некоторых траекторий скважин из всего возможного набора для проведения гидродинами- ческого расчета только для них. Основным подходом при разработке алгоритма была поста- новка и решение обратной задачи. А именно: какие параметры в геолого-гидродинамической модели имеют наибольший вклад в ве- личину коэффициента охвата и накопленную добычу нефти [1]. В качестве объектов для тестирования были выбраны несколь- ко объектов разработки в рамках одного месторождения, находяще- гося в Восточной Сибири. Месторождение характеризуется высо- кими значениями проницаемости до 1Д, малой мощностью нефте- насыщенных толщин, невыдержанностью коллектора по латерали и высокой неоднородностью, которая связана с обстановкой осадко- накопления, определенная как меандрирующие реки, тела коллек- торы – бары, русловые отложения [9, 11]. Месторождение введено в пробную эксплуатацию в 2017 году, несмотря на то, что отсутст- НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. 52 Рис. 1. Геологический разрез. Fig 1 Cross-section вует достаточная история разработки, некоторые тренды динамики уже понятны: ввиду обширных газовых шапок и близости водоне- фтяного контакта, происходит стремительный рост газового факто- ра и обводненности. Для месторождений подобного типа основным видом геоло- го-технических мероприятий является ввод новых скважин. Таким образом вопрос размещения фонда скважин является ключевым и ост рым. 53 № 3, 2022 На имеющийся геолого-гидродинамической модели опреде- лен участок, отражающий основные концептуальные особенности объекта разработки и проведен многовариантный расчет с вариа- цией траектории скважины по геологическому разрезу. Количество расчетов равно 2500, по каждому стволу скважины собрана накоп- ленная статистика по вскрытым ячейкам. Данная статистика необ- ходима для определения каким образом каждый геологический па- раметра повлиял на накопленную добычу нефти. Ниже на рисунке 1 представлен геологический разрез по проницаемости и кубу свя- занных тел. Необходимо отметить, что выделяется 2 тела (Тело №1 и Тело №2) из пяти, выделенных различными цветами, которые обладают наилучшими коллекторскими свойствам и размерами. Для опреде- ления потенциала связанных тел с точки зрения разработки постро- ена относительная статистика величины запасов (STOIIP) и значе- ния проводимости (kh) (рис. 2), а также построено облако распреде- ления результатов расчета (рис. 3). Рисунок 3 демонстрирует, что все расчеты разбились на три облака точек, которые характеризуются вскрытием пласта: 1) Совместное вскрытие Тела №1 и №2 способствует максимальной накопленной добычи нефти за рас- сматриваемый период, который в рамках данной за- дачи предполагался как среднесрочный и был при- нят 20 годам. 2) При самостоятельном вскрытии Тела №1 отмеча- ется значительное снижение накопленной добычи нефти. 3) Минимальная же добыча нефти наблюдается при проводке скважины только по Телу №2. Таким образом проведенный анализ показал, необ- ходимость ранжирования связанных тел по их коллекторскому по- тенциалу для определения наиболее перспективных зон для буре- ния в них скважины. Также стоит отметить, что для максимизации накопленной добычи нефти не всегда необходимо максимизировать накопленную величину проницаемости по стволу. НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. 54 Рис. 2. Коллекторский потенциал. Fig 2 Reservoir potential Тело № 1 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 Тело № 2 Относительный STOIIP Относительный kh Тело № 3 Тело № 4 Тело № 5 55 № 3, 2022 НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. Рис. 3. Облако накопленной добычи нефти. Fig 3 Cumulated oil production distribution 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 3,2 3,4 2,7 2,5 2,3 2,1 1,9 1,7 1,5 1,3 1,1 0,9 0,7 0,5 ∑STOIIP*k, м 3 *мД Тела № 1, 2 Вскрытие тел № 1, 2 Вскрытие тела № 1 Вскрытие тела № 2 Тело № 1 Тело № 2 Нак опленная добыча неф ти, тыс т 56 Рис. 4. Интерфейс прототипа ПО. Fig 4 Software GUI Данная логика отражена в разработанной целевой функции, которая заложена в прототип ПО. где: -N – количество связанных тел на рассматриваемой к бу- рению цели; 57 № 3, 2022 – относительная величина kh × Soil по рассматривае- мому связанному телу; – относительная величина извлекаемых запасов по рассматриваемому связанному телу; l n – проходка ствола скважины по рассматриваемому связанному телу; L – проектная длина горизонтального участка скважи- ны. Алгоритм можно обобщить следующими ключевыми шагами: 1) Запуск прототипа ПО, выбор гидродинамической модели, ниже на рисунке 4 представлен интерфейс, в котором пользователь выбирает модель, вводит ко- ординаты Т2 и Т3, угол кривления ствола скважины. А также дополнительные параметры выгрузки дан- ных. 2) Далее происходит инициализация модели считы- вание во входные данные алгоритма всех необхо- димых кубов свойств и построение всевозможных траекторий скважины. При построении геологичес- кая сетка скважины представляется алгоритмом как связанный граф с вершинами графа в виде самих ячеек, наличие ребра между вершинами определя- ется возможностью бурения из одной ячейки в дру- гую с учетом ранее введённого угла кривления [4, 12–14]. 3) Следующий шаг – построение куба связанных тел и расчет относительной статистики по выделенным телам. 4) После производится построение всех возможных траекторий с применением целевой функции со сле- дующим ранжированием траекторий по их перспек- тивности. 5) Заключительный шаг – выгрузка data-файлов и со- ставление отчета о работе программы. НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. 58 Результаты исследования и их обсуждения Продолжением работы после получения зависимос- тей и реализации алгоритма была выполнена серия расчётов на раз- ных месторождениях и объектах разработки с целью доказательс- тва корректной работы методики. В данной статье будут рассмотре- ны три варианта расчетов: 1) ретроспективный анализ, 2) проектное решение, 3) сопоставление с многовариантными расчетами. Рассмотрим ретроспективный анализ. В 2018 го- ду на месторождении РФ был рассмотрен кандидат на уплотня- ющее бурение [15]. Используя геологическую модель ревизии 18 (Rev18) проведены расчеты и обоснование траектории скважин. По окончанию бурения и обновлении геологической основы на факт бурения (Rev21), выяснилось, что свойства коллектора оказа- лись хуже, что привело к меньшим запускным дебитам и меньшим уровням добычи. В анализе использовались обе геолого-гидроди- намические модели для оценки профиля в случае бурения траек- тории, рассчитанной алгоритмом. Ниже в таблице 2 представлены описание расчетов. Также на рисунках 4 и 5 ниже представлены разрезы по ку- бу kh*Soil (Rev18) и кубу разниц kh*Soil (Rev21–Rev18). Черным цветом представлена траектория, построенная алгоритмом, фиоле- товым – фактическая. Далее на рисунках 7 и 8 и таблице 3 и 4 приведены результа- ты расчетов. Таблица 2. ОПИСАНИЕ РАСчЕТОВ Table 2. Calculations description Rev18 Case1 Case3 Rev21 Case2 Case4 Траектория / Гео-основа Факт Алгоритм 59 № 3, 2022 НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. Рис. 5. Rev18 карта kh*Soil. Fig 5 Rev18 kh*Soil map Rev21-Rev18 (сечение) 2500,00000 1900,00000 1300,00000 1 700,00000 1 100,00000 200 200 200 200 1000 1200 1400 м 16 12 8 4 0 4 м 360 270 180 90 0 90 1950 2000 1990 1980 1970 1960 60 Рис. 6. Rev21-Rev18 карта kh*Soil. Fig 6 Rev21-Rev 18 kh*Soil map 200 200 200 200 1000 1200 1400 Rev21-Rev18 (сечение) –12 0,00000 –125,00000 –225,00000 –325,00000 –500,00000 –125,00000 м 16 12 8 4 0 4 м 360 270 180 90 0 90 1950 2000 1990 1980 1970 1960 61 № 3, 2022 Рис. 7. Добыча нефти тыс. тонн. Fig 7 Oil production thousand tons 50 100 150 200 0 2019 Case 1 Case 3 Case 2 Case 4 2020 2021 2022 2023 НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. 62 Рис. 8. Накопленная добыча нефти, тыс. тонн. Fig 8 Cum oil production thousand tons 500 1000 1500 2000 0 ∑2019-23 Case 1 Case 3 Case 2 Case 4 452 783 1298 637 1094 1739 392 691 1164 488 846 1370 ∑2019-44 ∑2019-29 63 № 3, 2022 НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. Таблица 3. СОПОСТАВЛЕНИЕ РАСчЕТОВ Table 3. Calculations comparison Из графиков видно, что уровни добычи нефти при построении траектории скважины с помощью алгоритма выше как в варианте расчета на геологической основе Rev18, так и на обновленной моде- ли на факт бурения Rev21. Также необходимо отметить факт, что в случае бурения скважины по траектории, построенной алгоритмом, удалось бы избежать невыполнения уровней. Таким образом мож- но говорить о работоспособности методики. Она опробована на ря- де скважин со схожей ситуацией, в каждом из вычислительных экс- периментов доказана ее эффективность. В результате проведения вычислительного эксперимента мож- но отметить увеличение накопленной добычи нефти на 18% в пе- Таблица 4. ОТНОСИТЕЛьНОЕ СРАВНЕНИЕ РЕЗУЛьТАТОВ РАСчЕТА Table 4. Relative comparison of calculation results Rev18 +41% +40% +34% Rev21 +25% +22% +18% ∑19-29 ∑19-44 Период / Геология ∑19-23 Case3-Case1 17 29 62 43 34 185 311 411 Case4-Case1 9 3 39 26 19 96 155 206 2020 2021 2022 2023 ∑2019 2044 ∑2019 2029 ∑2019 2023 Добыча нефти, тыс. тонн 2019 64 риод полного планирования и 25% в период бизнес планирования. Опираясь на данные результаты, можно говорить о тиражировании методологии и ее применимости на проектные решения. Следую- щий пример результатов – сопоставление расчетов проектной сква- жины, построенной алгоритмом и утвержденной существующими способами. Также, как и в предыдущем примере рассматривается кандидат на уплотняющее бурение. Предположим, что условный за- пуск скважины в 2021 году, рассматривается среднесрочный вари- ант планирования на 20 лет. Геологический разрез месторождения характеризуется высокими значениями проницаемости и неодно- родностями. Ниже на рисунке 9 представлен геологический разрез по кубу проницаемости вдоль скважины, черным цветом представ- лена траектория, построенная алгоритмом, синим – утвержденное планируемое решение. В результате проведения вычислительного эксперимента при контроле скважины по дебиту жидкости, получены более вы- сокие показатели запускного дебита нефти и как следствие более низкая обводненность. Таким образом в период бизнес планирова- ние расчет показал увеличение накопленной добычи нефти на 45 тыс. тонн и на период полного развития 47 тыс. тонн (+ 10%). Более подробные результаты представлены на рисунке 10 и в таблице 5. Таблица 5. СОПОСТАВЛЕНИЕ ДОБычИ Table 5. Oil production comparison Алгоритм 11 86 62 50 41 251 393 494 Решение 8 65 51 44 37 205 332 447 ∆ 3 21 11 6 4 45 61 47 ∑2021 2040 ∑2021 2030 ∑2021 2025 2025 2024 2023 2022 Добыча нефти, тыс. тонн 2021 65 № 3, 2022 НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. Рис. 9. Сопоставление траекторий. Fig 9 Trajectories comparison 5200,00000 1088,00000 1 228,00000 12 47,00000 12 10,00000 66 Рис. 10. Дебиты добычи нефти, обводненность. Fig 10 Oil production, WC 50 150 250 350 100 200 300 400 450 0 ∑2019-23 20 60 100 40 80 120 0 2022 2026 2030 2034 2024 2028 2032 2036 2021 2025 2029 2033 2023 2027 2031 2035 2037 Дебит нефти, тонн/сутки Обводненность, % 67 № 3, 2022 НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. Рис. 11. Сравнение с многовариантными расчетами. Fig 11 Comparison with MVC 1200 1000 1400 1600 1800 2000 2200 2400 tij 1 tij 12 tij 22 tij 33 tij 44 tij 55 tij 66 tij 77 tij 88 tij 99 tij 110 tij 121 tij 132 tij 143 tij 154 tij 165 tij 176 tij 187 tij 198 tij 209 tij 220 tij 231 tij 242 tij 253 tij 264 tij 275 tij 286 tij 297 МВР 20 Лет Алгоритм Накопленная нефть, тыс. тонн 68 Серой линией представлены показатели для решения, предло- женного алгоритмом, желтый – утвержденное проектное решение. Заключительный пример в серии – сопоставление с многова- риантными расчетами. На месторождении в Восточной Сибири с помощью многовариантных расчетов (300 расчетов) подобрана тра- ектория скважины. Также проведено сравнение и сравнение с раз- работанным инструментом. По результатам гидродинамического моделированная отмечается достаточно высокое качество работы инструмента. Результат попадает в 3% лучших от всех траекторий. Стоит отметить, что на данный момент ведутся работы по улучше- Таблица 6. СРАВНЕНИЕ ТРУДОЗАТРАТ НА РЕШЕНИЕ ЗАДАчИ Table 6. Comparison of labor costs for solving the problem Таблица 7. ОСНОВНыЕ ДОПУЩЕНИя Table 7. Main assumptions Время расчета 7,5 ч 20 сек Подготовка к расчету 2–5 ч 2 мин Количество расчетов 300 1 Память 68 Гб 227 Мб Буримость траекторий ± + Ставка дисконта % 15 Годовая инфляция % 5 Стоимость барреля нефти $ 93.47 Курс доллара 75.76 Бурение скважины тыс. /м 554.0 Показатель Показатель МВР Ед. изм. Значение Алгоритм 69 № 3, 2022 НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. Рис. 12. Динамика дисконтированного денежного потока. Fig 12 DCF dynamics + 297,3 млн. – 3 года к окупаемости скважины Дисконтированный CF 1000 500 –500 –1000 –1500 0 Алгоритм Решение Алгоритм Решение Накопленный дисконтированный CF 2022 2026 2030 2034 2024 2028 2032 2036 2038 2021 2025 2029 2033 2023 2027 2031 2035 2037 70 нию алгоритма и базовой целевой функции для устранения при- чин, ввиду которых на сегодняшний день не удается достичь луч- шего результата. Также будет и доуточнено влияние нагнетательных скважин. Результат расчета представлен на рисунке ниже. С другой стороны, необходимо также отметить, что для до- стижения данного результата потребовалось гораздо меньше рас- четного времени и трудозатрат. Сравнение представлено ниже, дан- ный факт несомненно является преимуществом над существующи- ми подходами. При разработке месторождений нефти и газа одним из важ- ных показателей эффективности проекта является его экономичес- кая составляющая. На ранее рассмотренном примере (расчет пла- новой траектории) проведен анализ экономической эффективности. Оценивались различные параметры, которые позволяют судить об устойчивости решения к различным экономическим факторам. Ни- же в таблице 7 приведены основные допущения, принятые при рас- чете экономической модели. IRR % 27,3 20,9 6,4 NPV млн. 642,6 345,3 297,3 DPP лет 6 9 –3 DPI д. ед. 0,44 0,24 0,2 Капитальные затраты млн. 1 468,1 1 468,1 0 Эксплуатационные расходы млн. 842 723 –119 Доход государства млн. 5 483 4 711 772 Таблица 8. ЭКОНОМИчЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ Table 8. Economic indicators Показатель Ед. изм. Решение Алгоритм ∆ 71 № 3, 2022 НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. Экономическая модель показала уменьшение периода окупае- мости капитальных затрат на строительство скважины, увеличение показателей NPV и большую устойчивость решения, что показыва- ет коэффициент IRR Выводы Автором статьи проведен анализ существующих ме- тодологий по принятию решения об оптимальности положения ство- ла горизонтальной скважины по геологическому разрезу. В результа- те анализа отмечены положительные стороны применяемых методо- логий, однако отмечены и значительные недостатки, опираясь на по- лученные выводы разработана новая методология, в которой учтен данный опыт. Методика, основанная на статистике и теории графов, позволяет оперативно принимать решения при сопровождении буре- ния и может быть использована совместно с многовариантными рас- четами для кратного сокращения времени расчетов. В статье приведено краткое описание принципов работы алго- ритма и вывод статистической целевой функции. Были проведены серии ретроспективных вычислительных экспериментов, доказав- ших эффективность методики, после чего она была тиражирована на проектные решения аналогичных объектов разработки. Расчеты показали возможность увеличения накопленной добычи нефти при неизменных уровнях добычи жидкости за счет увеличения коэффи- циента охвата как в период бизнес-планирования, так и на пери- од полного планирования. Методология позволит увеличить добы- чу нефти до 20% и NPV проекта до 46% за счет более низкой запус- кной обводненности и большей добычи нефти на начальных этапах работы скважины. Алгоритм имеет большой потенциал к развитию и примене- нию при решении производственных задач, и уже прошел научно- технический совет в Компании, однако экспертами и автором ра- боты были отмечены и вышеупомянутые точки роста развития и внедрения работа над которыми в данный момент ведется. Таким образом данная статья является одной из предстоящего цикла ста- тей по разработке и внедрению инструмента в производственную деятельность. 72 Библиографичесий список 1 Костюченко С В Прямой расчет коэффициента охвата вы- теснением при геолого-гидродинамическом моделирова- нии // Нефтяное хозяйство, 2006 №10 С 112–115 2 Степанец Л Ю , Акопян Э А Анализ развития внедрения цифровизации в нефтегазовую отрасль // Инновационная наука, 2018 №7–8 С 69–72 3 Магизов Б Р , Зинченко К З , Девяшина А С , Лознюк О А Универсальный метод выбора оптимального заканчива- ния при бурении боковых горизонтальных стволов на га- зовых скважинах // Научный журнал российского газового общества, 2020 №3 С 22–29 4 Алгоритм Дейкстры Поиск оптимальных маршрутов на графе [Электронный ресурс] // https://habr com/ru/ post/111361/ (дата обращения: 28 02 2022) 5 Положение компании геологическое сопровождение буре- ния горизонтальных скважин и боковых стволов // № П2- 10 Р-0218 6 Rodman D W , Security DBS, and G Swietlik, Pilot Drilling Control Ltd Extended Reach Drilling Limitations: A Shared Solution // SPE 38466 7 Xin Li and Deli Gao, China University of Petroleum; Chang Wen, ADNOC Drilling Company; Hui Zhang and Yue Gu, Chi- na University of Petroleum Study on World Drilling Limit Enve- lope and Break its Limitations // SPE/IADC-189352-MS 8 Xin Li and Deli Gao, China University of Petroleum; Zhenxin Jiang, Engineer Technology Research iInstitute of Xinjiang Oilfield Company; He Li and Hui Zhang, China University of Petroleum World Drilling Limit Envelope: Why it Shows an Ir- regular Triangle? // SPE-188622-MS 9 Борисов Ю П , Воинов В В , Рябинина З К Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородностей М : Недра, 1976 285 с 10 Костюченко С В , Зимин С В Количественный анализ эф- фективности систем заводнения на основе моделей ли- ний тока // Нефтяное хозяйство, 2005 №1 С 56–60 11 Крэйг Ф Ф Разработка нефтяных месторождений при за- воднении М : Недра, 1974 190 с 12 От обхода в ширину к алгоритму Дейкстры [Электронный ресурс] // https://habr com/ru/post/259295/ (дата обраще- ния: 28 02 2022) 13 Алгоритм А* и его реализация на Python [Электронный ре- 73 № 3, 2022 сурс] // https://pythonist ru/algoritm-a-star-i-ego-realizacziya- na-python/ (дата обращения: 01 03 2022) 14 Нахождение кратчайших путей от заданной вершины до всех остальных вершин алгоритмом Дейкстры [Электрон- ный ресурс] // http://e-maxx ru/algo/dijkstra (дата обраще- ния: 28 03 2022) 15 Желудков А В , Мишагина В Ф Анализ бурения боковых горизонтальных стволов по пласту ЮВ11 на примере од- ного из месторождений Западной Сибири // Наука Инно- вации Технологии, 2022 №1, с 7–20 References 1 Kostyuchenko S V Direct calculation of the displacement cov- erage coefficient in geological and hydrodynamic modeling // Oil economy, 2006 No 10 Р 112–115 2 Stepanets L Yu , Akopyan E A Analysis of the development of digitalization implementation in the oil and gas industry // Innovative science 2018 No 7–8 Р 69–72 3 Magizov B R , Zinchenko K Z , Devyashina A S , Loznyuk O A The universal method of choosing the optimal completion when drilling lateral horizontal shafts in gas wells // Scientific Journal of the Russian Gas Society, 2020 No 3 Р 22–29 4 Dijkstra’s algorithm Search for optimal routes on the graph [Electronic resource] // https://habr com/ru/post/111361 / (ac- cessed: 02/28/2022) 5 The position of the company geological support of drilling hori- zontal wells and lateral shafts // № P2-10 R-0218 6 Rodman D W , Security DBS, and G Swietlik, Pilot Drilling Control Ltd Extended Reach Drilling Limitations: A Shared Solution // SPE 38466 7 Xin Li and Deli Gao, China University of Petroleum; Chang Wen, ADNOC Drilling Company; Hui Zhang and Yue Gu, Chi- na University of Petroleum Study on World Drilling Limit Enve- lope and Break its Limitations // SPE/IADC-189352-MS 8 Xin Li and Deli Gao, China University of Petroleum; Zhenxin Jiang, Engineer Technology Research iInstitute of Xinjiang Oilfield Company; He Li and Hui Zhang, China University of Petroleum World Drilling Limit Envelope: Why it Shows an Ir- regular Triangle? // SPE-188622-MS 9 Borisov Yu P , Warriors V V , Ryabinina Z K Features of de- signing the development of oil fields taking into account their heterogeneities M : Nedra, 1976 285 p НаукИ о земле Pазработка аналитического инструмента для определения траектории скважины Сайфуллин А.А. 74 10 Kostyuchenko S V , Zimin S V Quantitative analysis of the ef- fectiveness of flooding systems based on current line mod- els // Oil industry, 2005 No 1 Р 56–60 11 Craig F F Development of oil fields during flooding M : Nedra, 1974 190 p 12 From the breadth bypass to the Dijkstra algorithm [Electron- ic resource] // https://habr com/ru/post/259295 / (accessed: 02/28/2022) 13 Algorithm A* and its implementation in Python [Electronic re- source] // https://pythonist ru/algoritm-a-star-i-ego-realizaczi- ya-na-python / (accessed: 03/01/2022) 14 Finding the shortest paths from a given vertex to all other ver- tices by Dijkstra’s algorithm [Electronic resource] // http://e- maxx ru/algo/dijkstra (date of reference: 03/28/2022) 15 Zheludkov A V , Mishagina V F Analysis of drilling of lateral horizontal shafts along the UV11 formation on the example of one of the deposits of Western Siberia // Science Innovation Technologies 2022 No 1 Р 7–20 Поступило в редакцию 10.08.2022, принята к публикации 15.09.2022. об авторе Сайфуллин Аскар Айдарович, ведущий специалист, ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Тел 89969381624 E-mail: aasaifullin@tnnc rosneft ru аbout the author Sayfullin Askar Aidarovich, Leading Specialist, Tyumen Oil Research Center LLC Tel 89969381624 E-mail: aasaifullin@tnnc rosneft ru |