|
|
Разработка алгоритма оценки эффективности применения МУН на месторождениях высоковязкой нефти. Разработка алгоритма оценки эффективности применения МУН на мест. Применяемые в настоящее время традиционные методы нефтеизвлечения и стимулирования производительности скважинв таких условиях не дают желаемого результата, а в ряде случаев становятся неприемлемыми
2.2 Совершенствование методики определения экономической эффективности проведения методов увеличения нефтеотдачи пластов
Во всех случаях промышленного испытания и внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов возникает необходимость оценки их эффективности по промысловым данным. На стадии опытных работ это необходимо для того, чтобы принять решение о целесообразности промышленного применения метода, а на стадии промышленного внедрения, чтобы определить эффективность от затраченных средств. При этом, естественно, требуется объективная, достоверная оценка эффективности метода, чтобы не завысить и не занизить его потенциальных возможностей. При оценке эффективности методов необходимо различать следующие понятия эффективности.
1) Идеальная (И)—истинная, потенциальная (теоретическая) эффективность метода, которую можно было бы достигнуть при самых благоприятных условиях пласта, идеальном проведении процесса, с использованием всех его энергетических и физических возможностей.
2) Возможная (В)—проектная эффективность метода при правильном отражении и использовании всех особенностей егомеханизма и оптимальной технологии процесса для подходящего месторождения.
3) Достигаемая (Д)—фактическая эффективность метода,
реализуемая в пласте при практических условиях осуществления
процесса, с неизбежными отклонениями от проектной технологии,
с несоответствиями качества материально-технических средств и др.
4) Оцениваемая (О) — измеренная или определенная тем
или иным способом по промысловым данным эффективность метода,
зависящая от точности способа, достоверности исходных данных
и объективности определения.
Обычно идеальная или потенциально возможная эффективность метода увеличения нефтеотдачи пластов (И) достигается в лабораторных условиях при высокой степени изученности процесса. На практике такая эффективность недостижима. Например, при смешивающемся вытеснении нефти газом или мицеллярными растворами достигается извлечение 95—98 % нефти из относительно однородных пористых сред. В реальных условиях на такое извлечение нефти рассчитывать не приходится из-за более сложного строения пластов и отличия промышленного процесса от лабораторного. Однако долгое время коэффициент вытеснения нефти водой в лабораториях из моделей пласта называли нефтеотдачей пласта. А некоторые специалисты до сих пор эффективность, полученную в лаборатории, переносят на практические условия, отождествляя ее с конечной нефтеотдачей пласта, предельно достижимой в реальных условиях (В).
Возможная или проектная эффективность метода определяется при проектировании и зависит от адекватности расчетных моделей процессу и достоверности исходных данных. Даже в лучшем случае в проектах происходит завышение эффективности процесса, так как реальные условия разработки пластов зависят от многих неустойчивых факторов и всегда сложнее схематизированных упрощенных расчетных моделей фильтрации жидкостей и вытеснения нефти активными агентами. Фактически достигаемая эффективность метода увеличения нефтеотдачи пласта (Д)—конкретная, однозначная величина, как правило, ниже проектной эффективности в силу неизбежных отклонений от заданной (оптимальной) технологии при реализации процесса, изменении характеристики свойств рабочего агента, условий его нагнетания, эксплуатации скважин и др.
И наконец, оцениваемая эффективность метода (О) по промысловым данным при точном измерении и определении должна быть ниже фактически достигаемой, так как весь объем пласта, подвергнутый воздействию рабочего агента, невозможно измерить, а косвенные определения эффекта через продукцию и исследования скважин искажены запаздыванием его проявления.
Поэтому указанные понятия эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов связаны соотношением
Это всегда необходимо помнить при решении вопроса о применении метода.
Однако практически оценки и определения эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов по промысловым данным неоднозначны и могут быть как заниженными, так и завышенными, по сравнению с достигаемой эффективностью, из-за следующих одновременно действующих причин:
недостаточность, непредставительность промысловой информации или отсутствие необходимых данных;
погрешность, искаженность информации (ошибки в размерах участков);
наложение на результаты побочных эффектов от других проводимых мероприятий (циклическое воздействие, обработка скважин, загрязнение призабойных зон, форсирование отбора и др.);
несоответствие используемого способа оценки эффекта особенностям метода;
неопытность или необъективность технологов, определяющих эффект.
Вследствие этих причин иногда возникают большие противоречия в оценке эффективности и даже возможностей методов, особенно малопотенциальных. Например, оценки эффективности заводнения с поверхностно-активными веществами типа ОП-10, проведенные различными специалистами для одних и тех же условий, отличаются в 3—4 раза (от 2—4 до 10—12 % увеличения конечной нефтеотдачи пластов). Чтобы достигнуть достоверной оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, при проведении промышленных опытов необходимо стремиться к устранению всех указанных осложняющих причин.
Для этого требуется следующее.
Из каждой скважины извлекать максимум данных о свойствах пластов, жидкостей, условиях вытеснения нефти и притока нефти, т. е. обеспечивать полный вынос керна, отбирать пробы нефти, газа и воды на анализ, проводить геофизические и гидродинамические исследования, точные замеры дебитов нефти, расходов и добычи воды, газовых факторов, температуры и др.
Размеры опытных участков и размещение скважин должны быть такими, чтобы исключить ошибку в проведении границы зоны, подвергнутой воздействию рабочего агента. Измерения всех величин и параметров должны быть максимально точными.
Во время проведения нового процесса воздействия на пласты надо обеспечить чистоту призабойных зон скважин (не загрязнять), сохранять неизменными условия эксплуатации скважин не только в пределах опытных участков, но и смежных зон. Если же изменения условий разработки залежи (циклическое воздействие, изменение направления потоков жидкости, обработки призабойных зон скважин, повышение депрессий на пласт и др.) неизбежны, то требуется разделение эффектов от нового метода и от других мероприятий. Загрязнение призабойных зон может исказить реальную эффективность метода.
Эффективность разных методов увеличения нефтеотдачи пластов, применяемых в различных геолого-физических условиях, требуется определять различными способами в зависимости от характера проявления эффекта и наиболее представительных показателей.
Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов должны определять специалисты, понимающие механизм процессов, физико-химические и гидродинамические процессы, а также геологическое строение нефтяного пласта.
2.3 Характеристика показателей эффективности методов увеличения нефтеотдачи
При подсчете запасов и проектировании систем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений используется несколько методов определения КИН.
Метод аналогии
Его достоинства – быстрота и простота определения, недостатки – низкая достоверность искомой величины в силу отсутствия в природе одинаковых по строению и условиям разработки залежей нефти и конечных по ним КИН. Широко применяется в Государственной комиссии по запасам и Центральной комиссии по ресурсам для корректировки КИН, обоснованных недропользователями.
Эмпирико-статистические методы
Рекомендованы к применению РД 153-39.1-004-96, им присущи недостатки метода аналогии, в связи с чем они ограниченно использовались до середины 90-х годов в качестве вспомогательных методов.
Эмпирико-аналитический метод
КИН = Квыт • Кохв • Кзав(Кзам) (1)
где Квыт – коэффициент вытеснения;
Кохв – коэффициент охвата;
Кзав(Кзам) – коэффициент заводнения (замещения).
Квыт – это отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом-вытеснителем (в лабораторных условиях) из колонки репрезентативных образцов керна при соблюдении пластовых условий, среднем в системе разработки градиенте давления и «бесконечной» (в выходящем из колонки потоке жидкости нефти нет) промывке, к начальному объему нефти в колонке образцов.
Определяется по ОСТ 39-195-86.
Квыт характеризует влияние микронеоднородности строения коллектора на эффективность вытеснения рабочим агентом нефти из микрообъема пласта и, посути, дает представление о потенциальном значении КИН рассматриваемой технологии нефтеизвлечения с поддержанием пластового давления. Определяют Квыт (в соответствии с отраслевым стандартом) при скоростях продвижения воды 0,5÷3,0 м/сут.
Применительно к продуктивным пластам месторождений Западной Сибири Квыт зависит от начальной нефтенасыщенности (проницаемости) пород (рис. 1, 2) и линейной скорости фильтрации (рис. 3). Полученные зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной и линейной скорости фильтрации имеют вид:
Для пластов группы Ю
Кон = 19 + (Кн - 30) • (0,244 - 0,286 • lg Vлин), (2)
Для пластов группы Б
Кон = 26 + (Кн - 30) • (0,210 - 0,153 • lg Vлин), (3)
Для пластов группы А
Кон = 20 + (Кн - 30) • (0,312 - 0,415 • lg Vлин), (4)
где Кн – начальная нефтенасыщенность;
Vлин – линейная скорость фильтрации.
Кохв – отношение объема части залежи, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды) к ее общему объему. Характеризует влияние прерывистости (чередования проницаемых и непроницаемых тел) на показатели фильтрации – т. е. степень уменьшения дренируемого объема пласта по сравнению со случаем отсутствия в нем непроницаемых тел.
Применительно к условиям месторождений Западной Сибири Кохвопределяют по методикам В.А. Бадьянова (1971) или А.Н. Юрьева (1987), рис. 4.
Кзав(Кзам) – отношение объема части залежи, занятой вытесняющим агентом, к части, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды). Характеризует степень заполнения дренируемого объема пласта вытесняющим рабочим агентом. Коэффициент заводнения (замещения) зависит от неоднородности фильтрационных потоков (чем она выше, тем он меньше) и доли вытесняющего агента в продукции скважин, устанавливаемой по экономическим соображениям (чем она выше, тем больше Кзав(Кзам). Наиболее просто Кзав(Кзам) определить по аналитической методике В.Д. Лысенко (1975), рис. 5.
Подсчет запасов и проектирование систем разработки месторождений с применением эмпирико-аналитического метода проводились до середины 90-х годов (до момента появления детерминированного метода).
Рис. 1. Зависимость коэффициента вытеснения от начальной нефтенасыщенности
Рис. 2. Зависимость начальной нефтенасыщенности от газопроницаемости
Рис. 3. Изменение содержания текущей нефтенасыщенности в зависимости от объема прокачки воды и линейной скорости фильтрации для двух моделей пластов группы Б
Рис. 4. Зависимость Кохв от коэффициента песчанистости Р и расстояния между зонами отбора и нагнетания
Рис. 5. Зависимость коэффициента заводнения от обводненности отключения скважин и неоднородности строения ЭО
Детерминированный метод
 , (5)
где Qд – добытая из эксплуатационного объекта за срок его разработки нефть;
Qзап – извлекаемые запасы эксплуатационного объекта, числящиеся на государственном балансе.
Метод был рекомендован к применению руководящими документами РД 153-39-007-96 («Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений») и РД 153-39.0-047-00 («Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений»).
Действующим руководящим документом по подсчету запасов и проектированию систем разработки месторождений на базе детерминированного метода являются «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (Приказ МПР РФ от 21.03.2007 г. №61), предусматривающие обоснование КИН с применением цифровых фильтрационных моделей (ЦФМ).
Встает вопрос: возможно ли с применением «Методических рекомендаций...» объективно обосновать КИН?
1. В «Методических рекомендациях...» говорится: «...основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассмотренных, является добыча находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них сопутствующих компонентов и достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов...». Как видно, в критерии рациональности проигнорирована экономическая составляющая нефтеизвлечения. Без учета экономики возможно извлечь сырьевые ресурсы в объеме 100%. Другими словами, при отсутствии экономических ограничений и утверждении коэффициента извлечения нефти государством, объективно обосновать КИН невозможно.
2. Определенную лепту в необъективность утверждаемых КИН вносит решение проводить их обоснование с применением ЦФМ. Как известно, постановка КИН на государственный баланс производится по информации с недоразведанного месторождения, когда в полной мере неизвестно его геологическое строение. К чему это приводит, проследим на гипотетическом примере.
Известно гипотетическое месторождение, общий вид ЦФМ которого представлен на рис. 6. В табл. приведены исходные данные для технологических расчетов. На рис. 7 изображены четыре стадии разбуренности месторождения: от его открытия поисковой скважиной 41 (1) до плотной эксплуатационной сетки (4).
Рис. 6. Общий вид модели
Рис. 7. Степень разведанности
Табл. Исходные данные для технологических расчетов
В зависимости от разбуренности месторождения представление о его геологическом строении изображено на рис. 8. На рис. 9 показана динамика отбора нефти, из которой видно, что обоснование КИН по информации из недоразведанного месторождения завысило реальный КИН на 35 %. И этот КИН был бы поставлен на государственный баланс.
Рис. 8. Геологический разрез по линии скважин 37–45
Рис. 9. Динамика отбора нефти без учета прерывистости
3. На месторождении, разбуренном конечной сеткой скважин, реальный масштаб неоднородности может быть меньше расстояний между скважинами, что, естественно, приведет к завышению КИН. Завышает КИН также трансформация более детальной геологической модели в менее детальную (сглаженную) фильтрационную.
Таким образом, с применением действующего руководящего документа по подсчету запасов и проектированию разработки месторождений невозможно объективно обосновать ни рациональную систему разработки месторождения, ни КИН. Как результат в 2010 г. было приращено в России за счет увеличения КИН и поставлено на государственный баланс
750 млн тонн фантомных извлекаемых запасов нефти.
Как быть и что делать дальше?
Наши предложения следующие.
1. В соответствии со статьями 22, п.1 и 24 Закона «О недрах» незамедлительно ввести в действие взамен «Методических рекомендаций...» Национальный стандарт Российской Федерации «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки» (ГОСТ Р 53710 – 2009), в котором устранены все недостатки «Методических рекомендаций...».
2. Просить Министерство природных ресурсов и экологии РФ выступить с инициативой замены плоской системы налогообложения добычи нефти на предложенную нами на конференции 9 – 10 ноября 2010 г. в ЦКР Роснедр по УВС, максимизирующую доходы государства и недропользователя.
3. Запретить обоснование КИН недоразведанных месторождений с применением зарубежных и отечественных ЦФМ, не учитывающих реальную неоднородность продуктивных отложений.
В качестве примера на рис. 10 представлено моделирование разработки рассмотренного выше гипотетического месторождения с применением ПК «Техсхема». Из рисунка видно, что даже по результатам бурения только поисковой скважины получена несмещенная оценка КИН.
4. На период разработки недоразведанных месторождений целесообразно реанимировать обоснование КИН с применением эмпирико-аналитических методов.
Рис. 10. Влияние прерывистости на добычу нефти (КИН)
Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75 %).
В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность - Qизвл. к балансовым запасам нефти залежи Qбал.
КИН = Оизвл/ Q6ал.
Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды .На величину КИН оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.
Конечный и текущий коэффициент
Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.
Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти различают текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам. В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной из рассмотренных ниже методов определения коэффициента извлечения.
Применение новых методов воздействия на лласт и более совершенной технологии разработки способствует увеличению конечного коэффициента извлечения нефти. В этой связи запасы нефти и газа, относящиеся к забалансовым, должны сводиться к минимуму. К этой группе могут быть отнесены запасы лишь какой-то отдельной залежи месторождения, если окажется, что ее следует разрабатывать самостоятельной сеткой скважин, а затраты на выполнение этих работ не окупаются ожидаемой комплексно извлекаемой и комплексно перерабатываемой продукцией в виде углеводородного сырья. Но нельзя выделять забалансовые запасы как часть запасов одной залежи ( на отдельных участках ее площади или вертикального разреза), если разработка залежи или месторождения в целом признается рентабельной. Нефть и газ - подвижные флюиды, и при разработке одной части залежи могут приходить в движение флюиды и во всех других ее частях. Неоднородность пласта по площади и разрезу должна учитываться коэффициентом извлечения.
Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН:
1) статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами;
2) покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;
3) основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных математических моделях конкретной залежи нефти.
Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов - вытеснения (Квыт), охвата процессом вытеснения (Кохв) и заводнения (Кзав):
КИН = КвытКохв. Кзав.
Коэффициент вытеснения ‑ это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочей агента. Значения Квыт, как правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием модельных пластовых жидкостей. При удовлетворительной выборке керна, принятого для эксперимента, получают значение Квыт, характеризующееся высокой степенью надежности.
Коэффициент охвата Кохв ‑ это отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. Кохв можно рассчитать по картам распространения коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статистических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными залежами нефти.
Коэффициент заводнения Кзав. характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета Кзав не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно. Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределенность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутствием надежных методов определения степени влияния каждого из них. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соответствие применяемой системы разработки конкретным геолого-физическим условиям.
2.4 Вопросы текущего и оперативного планирования проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи
Одной из характерных особенностей поздних (поздней и завершающей)
стадий разработок нефтяных месторождений является качественно иной состав
остаточных запасов. Остаточные извлекаемые запасы, как правило, приурочены
к малопродуктивным и водонефтяным зонам крупных месторождений, которые
имеют неблагоприятные геолого-физические и гидродинамические факторы,
снижающие эффективность разработки. Кроме того, добыча на этой стадии
осуществляется из большого числа мелких месторождений. Эти месторождения.
во многих случаях низкопродуктивны, содержат нефть повышенной вязкости.
Все это приводит к уменьшению темпов отбора нефти в 3-ей стадии и ухудше
нию всех технико-экономических показателей деятельности НГДП.95 В сочета
нии с естественным снижением годовых объемов добычи нефти требуется все
больше затрат на извлечение нефти и закачку, а затем отбору воды, что приво
дит к снижению рентабельности НГДП, уменьшению прибыли и ухудшению
финансовых показателей.
Процесс управления НГДП на любых стадиях разработки месторождений
складывается из ряда последовательных и взаимосвязанных функций: прогно
зирование и планирование; организация; координация и регулирование; учет,
контроль и анализ; активизация и стимулирование, - причем центральной явля
ется функция «прогнозирования-планирования» и особенно важна для НГДП.96
Функция планирования служит основой для принятия управленческих
решений и представляет собой управленческую деятельность, которая преду
сматривает выработку целей и задач управления производством, а так же опре
деление путей реализации планов для достижения поставленных целей. Про
гнозирование в управленческом цикле предшествует планированию и ставит
своей задачей научное предвидение развития производства, а также поиск ре
шений, которые обеспечивают развитие производства в оптимальном режиме.
Следует отметить, что управление НГДП обязано добиваться выполнения
планов и обязательств и строго соблюдать плановую дисциплину. Для этого
необходимо обеспечить комплексность и научную обоснованность планов, ко
торые достигаются путем их составления на основе технико-экономических
расчетов, в процессе которых используются экономические методы и отрасле
вые методики определения количественного уровня всех показателей плана и
научно обоснованные технико-экономические нормы и нормативы.
При планировании технико-экономической эффективности НГДП, необ
ходимо учитывать, что наиболее важным и специфическим проявлениями при-
9 3 ВалуПскова Т.Н. Инвестиционная стратегия разработки месторождения в поздней стадии эксплуатации //Нефть, газ и бизнес. - 2001. - N4. - с.16-
18.
9 6 Ильин Л.И , Синица Л.М. Планирование на предприятии. В 2 ч. 4.2 Тактическое планирование. - Мн.: ООО «Новое знание», 2000. - 416 с.
40
родного фактора, присущим лишь нефтегазодобыче, являются размытость по
нятия «проектная мощность» и существующие ограничения по росту нефтедо
бычи. Эта исключительная особенность свойственна в принципе добывающим
отраслям промышленности, но столь очевидно и жестко она проявляется лишь
в нефтегазодобыче. В связи с указанными особенностями, при разработке
планов НГДП первостепенное значение отводится методам прогнозирования
показателей разработки месторождений.
На рис. 1.13 представлена общая схема разработки плана технико-
экономической эффективности НГДП. Как видно из рис. 1.13, при разработке
плана НГДП основным блоком является блок прогнозирования добычи нефти,
которому предшествуют отдельные взаимосвязанные блоки прогнозирования
по источникам нефтедобычи и результаты которого будут определять многие
прогнозные параметры 4-го блока прогнозирования. При этом необходимо от
метить, что особенности планирования НГДП характеризуются стадией разра
ботки большей части разрабатываемых месторождений. Планирование добычи
нефти на поздних стадиях разработки нефтегазовых месторождений характери
зуется тем, что добыча нефти от новых и переходящих скважин постепенно со
кращается, а добыча нефти за счет МУН наоборот увеличивается. Следователь
но, как отмечают Карпов В.Б. 9 8
, Larry W. Lake", Rose Peter R.100
от эффектив
ности планирования МУН на этой стадии зависит технико-экономического со
стояние НГДП.
Анализ современных подходов к внутрифирменному планированию в
НГДП позволяет выявить ряд аспектов, исследованиям которых уделено недос
таточно внимания. Так, учитывая безусловно важнейшую роль планирования,
авторы ряда работ1 0 1
'1 0 2
'1 0 3
'1 0 4
'1 0 5
'1 0 6
уделяют недостаточно внимания вопросам
повышения точности прогнозирования при составлении планов. Применение
традиционных методов текущего планирования в нефтедобыче, может позво
лить достичь определенной точности только в том случае, если на предприятии
не применяются новшества и нововведения направленные улучшение рыноч
ной позиции фирмы, в том числе и за счет внедрения новых технологий произ
водства. В случаях, когда прогнозирование осуществляется по отдельным, не
достаточно хорошо изученным направлениям деятельности фирмы рассмот
ренные инструменты планирования не могут быть эффективно использованы.
Соответственно, требуется разработка новых инструментов прогнозирования,
позволяющих повысить его точность.
Для улучшенного использования нефтяных ресурсов на стадии планиро
вания необходимо проводить не только качественную, но и количественную
оценку влияния различных факторов на уровень нефтедобычи в плановом году.
Необходимо выявлять предпосылки для экономической оценки планируемых
геолого-технических мероприятий (в т.ч. МУН) и определить пути по выявле
нию резервов роста объемов НГДП с целью обоснования целесообразности и
масштабов их применения.
При планировании технико-экономической эффективности МУН в НГДП
основываются на прогнозных значениях технологического эффекта, сделанные
на принципиально различных инструментальных подходах, от выбора которых
будут зависеть планы основного и вспомогательных производств:
1. С помощью постоянно-действующих гидродинамических математических
моделей процесса вытеснения нефти водой из неоднородного пласта.107
2. На основе использования инструментов множественного корреляционно-
регрессионного анализа по фактически проведенным МУН на объектах разра
ботки НГДП.1 0 8
3. На основе использования метода потенциальных функций, составленные по
скважинам с известной эффективностью МУН. 0 9
4. На основе точечных статистических оценок (как правило, среднего значе
ния) по фактически проведенным МУН на объектах разработки НГДП.1 1 0
5. На основе использования методов нелинейного прогнозирования (нейрон
ных сетей, генетических алгоритмов) по фактически проведенным МУН на
объектах разработки Н Г Д П .
Следует отметить, что при планировании МУН нельзя ограничиваться
только получением технологического эффекта, так как успешность проведения
мероприятий непосредственно влияет на эффективность нефтедобывающего
производства. Изменение каждой технологической составляющей мероприятия
по-разному влияет на экономическую эффективность применяемого метода,
поэтому расчет экономических показателей эффективности должен предусмат
ривать оценку влияния каждой составляющей технологического эффекта на
экономический результат. Следовательно, одной из главных проблем при пла
нировании технико-экономической эффективности МУН является выбор кри
терия оценки эффективности МУН.
В общем, алгоритм оценки плановой технико-экономической эффектив
ности проведения МУН проводится следующим образом:
1. Перед проведением МУН определяется прогнозный технологический эф
фект по какому-либо методу прогнозирования: увеличение добычи нефти, за
качки воды, уменьшение обводненности добываемой продукции, сокращение
непроизводительно закачиваемой воды и др. Отметим, что прирост добычи
нефти оказывает наибольшее влияние на величину технико-экономического
эффекта среди других факторов и поэтому его правильное определение будет
способствовать объективной оценке технико-экономической эффективности
планируемого мероприятия. При этом, как видно из рис. 1.14, прирост добычи
нефти за счет проведения одного и того же мероприятия по увеличению нефте
отдачи на разных объектах значительно варьируется, что существенно затруд
няет планирование этих мероприятий.
2. С использованием прогнозных или нормативных значений экономических
показателей проводятся расчеты технико-экономической эффективности пла
нируемых методов увеличения нефтеотдачи и на его основе делается заключе
ние о их проведении.
|
|
|
Скачать 1.77 Mb.