Научная статья на тему 'Методика численной оценки эффективности разработки газовых и газоконденсатных объектов'

Методика численной оценки эффективности разработки газовых и газоконденсатных объектов Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
68
25
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ / DEVELOPMENT ANALYSIS / ЧИСЛЕННАЯ ОЦЕНКА / NUMERICAL EVALUATION / ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ / CURRENT DEVELOPMENT STATUS / МАТРИЦА РЕШЕНИЙ / DECISION MATRIX

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Скворцов Д.О., Глумов Д.Н., Жубанов А.Т., Юшков А.Ю., Бучинский С.В.

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений (ГКМ) недропользователь неизбежно встречается с рядом осложняющих факторов, требующих своевременного принятия решений и применения современных подходов к контролю за разработкой эксплуатируемых объектов. В свою очередь, для принятия грамотных и эффективных инженерных решений необходимо ранжировать месторождения по эффективности методов разработки, по полноте и качеству выполняемых работ и обоснованности выбора технологий. Также есть необходимость своевременного выявления отдельных параметров разработки, которым следует уделять повышенное внимание, в особенности способствующих задействованию дополнительных ресурсов для улучшения качества принятия управленческих решений. В статье авторами предпринята попытка разработать численную методику, которая позволит ранжировать месторождения путем выставления баллов по каждому параметру разработки. В основу предлагаемой численной оценки эффективности разработки был положен коэффициентный метод анализа, суть которого заключается в расчете ряда коэффициентов, характеризующих качество разработки объектов на всем цикле - от проектирования до мониторинга. Авторами введено понятие коэффициента эффективности разработки КЭР, а также ряд других коэффициентов.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Скворцов Д.О., Глумов Д.Н., Жубанов А.Т., Юшков А.Ю., Бучинский С.В.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Method of numerical evaluation of the development efficiency gas and gas condensate assets

When developing gas and gas condensate fields (GCF), a mineral developer inevitably faces a number of complicating factors that require timely decisions and application of modern approaches to the control over the development of operating facilities. In its turn, it is necessary to range fields by their development method efficiency, by completeness and quality of works and by justifiability of technology options, in order to adopt intelligent and efficient engineering solutions. There is also a necessity to timely identify separate development parameters, on which a special focus should be put, especially the ones that contribute to the involvement of additional resources to increase the quality of management solutions. The article's authors made an attempt to develop a numerical method which will allow ranging fields by allotting marks on each development parameter. The foundation of the proposed method of numerical evaluation was a coefficient analysis method whose essence lies in the calculation of a number of coefficients that characterize the quality of facility development throughout the whole cycle - from design to monitoring. The authors introduce the concept of a development efficiency coefficient КЭР, as well as a number of other coefficients.

Текст научной работы на тему «Методика численной оценки эффективности разработки газовых и газоконденсатных объектов»

МЕТОДИКА ЧИСЛЕННОМ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ОБЪЕКТОВ

УДК 681.518

Д.О. Скворцов, ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, РФ),

skvortsovdo@rosneft.ru

Д.Н. Глумов, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», dngiumov@rosneft.ru А.Т. Жубанов, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», ATZhubanov@rosneft.ru А.Ю. Юшков, к.т.н., ООО «Тюменский нефтяной научный центр», ayyushkov@rosneft.ru С.В. Бучинский, к.т.н., ООО «Тюменский нефтяной научный центр»,

svbuchinskiy@rosneft.ru

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений (ГКМ) недропользователь неизбежно встречается с рядом осложняющих факторов, требующих своевременного принятия решений и применения современных подходов к контролю за разработкой эксплуатируемых объектов. В свою очередь, для принятия грамотных и эффективных инженерных решений необходимо ранжировать месторождения по эффективности методов разработки, по полноте и качеству выполняемых работ и обоснованности выбора технологий. Также есть необходимость своевременного выявления отдельных параметров разработки, которым следует уделять повышенное внимание, в особенности способствующих задействованию дополнительных ресурсов для улучшения качества принятия управленческих решений.

В статье авторами предпринята попытка разработать численную методику, которая позволит ранжировать месторождения путем выставления баллов по каждому параметру разработки. В основу предлагаемой численной оценки эффективности разработки был положен коэффициентный метод анализа, суть которого заключается в расчете ряда коэффициентов, характеризующих качество разработки объектов на всем цикле - от проектирования до мониторинга. Авторами введено понятие коэффициента эффективности разработки КЭР, а также ряд других коэффициентов.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ, ЧИСЛЕННАЯ ОЦЕНКА, ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ, МАТРИЦА РЕШЕНИЙ.

ЧИСЛЕННАЯ ОЦЕНКА ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

В основу численной оценки текущего состояния разработки газовых и газоконденсатных объектов был положен коэффициентный метод анализа [1], суть которого заключается в расчете коэффициентов, характеризующих отдельные параметры разработки(полнота и качество исходной информации, качество моделей, эффективность проводимых геолого-технических мероприятий и др.) [2]. Все итоговые коэффициенты данной методики

могут принимать значения от 0 до 1. Чем выше значение каждого коэффициента, тем выше эффективность оцениваемого параметра. Основным, итоговым коэффициентом предлагаемой методики, характеризующим текущее состояние разработки объекта, является коэффициент эффективности разработки (КЭР):

К _ К1 + К2 кэр _ ^ .

(1)

Коэффициент эффективности принятия решений К1 включает следующие параметры:

• оценку качества геологической модели (ГМ) - КГМ;

• оценку качества гидродинамической/интегрированной модели (ГДМ/ИМ) - Кгдм/им;

• оценку качества формирования прогнозных вариантов - КПВ.

Коэффициент К вычисляется по формуле:

Данный коэффициент является средним арифметическим двух других базовых коэффициентов: К - коэффициент эффективности принятия решений; К2 -коэффициент эффективности реализации решений.

К _

КГМ + КГДМ/ИМ + КПВ

3

(2)

Коэффициент эффективности реализации решений К2 включает [3]:

• полноту и качество геолого-промысловой информации - КПКИ;

Skvortsov D.O., Tyumen Petroleum Research Center LLC (Tyumen, RF), skvortsovdo@rosneft.ru Glumov D.N., Tyumen Petroleum Research Center LLC, dnglumov@rosneft.ru Zhubanov A.T., Tyumen Petroleum Research Center LLC, ATZhubanov@rosneft.ru

Yushkov A.Yu., Ph.D. in Engineering Science, Tyumen Petroleum Research Center LLC, ayyushkov@rosneft.ru Buchinsky S.V., Ph.D. in Engineering Science, Tyumen Petroleum Research Center LLC, svbuchinskiy@rosneft.ru

Method of numerical evaluation of the development efficiency gas and gas condensate assets

When developing gas and gas condensate fields (GCF), a mineral developer inevitably faces a number of complicating factors that require timely decisions and application of modern approaches to the control over the development of operating facilities. In its turn, it is necessary to range fields by their development method efficiency, by completeness and quality of works and by justifiability of technology options, in order to adopt intelligent and efficient engineering solutions. There is also a necessity to timely identify separate development parameters, on which a special focus should be put, especially the ones that contribute to the involvement of additional resources to increase the quality of management solutions.

The article's authors made an attempt to develop a numerical method which will allow ranging fields by allotting marks on each development parameter. The foundation of the proposed method of numerical evaluation was a coefficient analysis method whose essence lies in the calculation of a number of coefficients that characterize the quality of facility development throughout the whole cycle - from design to monitoring. The authors introduce the concept of a development efficiency coefficient K3P, as well as a number of other coefficients.

KEY WORDS: DEVELOPMENT ANALYSIS, NUMERICAL EVALUATION, CURRENT DEVELOPMENT STATUS, DECISION MATRIX.

• соответствие разработки объекта проектным решениям - КСКР;

• равномерность выработки запасов - КРВЗ;

• эффективность геолого-технических мероприятий (ГТМ) -кэгтм;

• эффективность работы системы сбора и подготовки газа -

КЭРСС1Т

Коэффициент К2 вычисляется по формуле:

2 ■

Таблица 1. Критерии оценки полноты и качества ГМ

К _ 'ПКИ + 'СПР + KPR4+ '

'ЭГТМ + КЭРССП

5

(3)

КОЭФФИЦИЕНТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ К,

Оценка качества ГМ. Численная оценка качества ГМ определяется качеством данных для подготовки модели, полнотой использованных методов моделирования и анализа, а также прогностической способностью созданной модели. Критерии, входящие в оценку качества ГМ, приведены в табл. 1. Оценки в табл. 1 выставляются экспертным путем либо в соответствии с рекомендациями других методик.

Критерии для оценки прогностической способности ГМ приведены в табл. 2. Формулы для расчета приведены ниже:

Критерий Вес Оценка*

Полнота и согласованность исходных данных 4,0

Петрофизическая основа и материалы ГИС 3,5

Сейсмическая основа модели 3,8

Концептуальная ГМ 3,9

Технология создания 3D-модели 4,0

Точность построения 3D-ГМ 3,5

Обоснование принятой категорийности и оценка точности подсчета запасов 3,3

Оценка рисков и неопределенностей 4,0

качество 0,75

* Расчет оценок параметров произведен по методике [4]. Таблица 2. Критерии оценки прогностической способности ГМ

Критерий Вес Прогноз Факт Оценка

Высота залежи, м 120 140 0,857

Общая мощность, м 80 95 0,842

Эффективная мощность, м 50 56 0,893

Газонасыщенная толщина, м 40 38 0,950

Коэффициент пористости, доли ед. 0,23 0,21 0,913

Коэффициент газонасыщенности, доли ед. 0,8 0,7 0,875

Коэффициент проницаемости, мкм2 58 37 0,638

к прогноз 0,85

^ГМ 0,8

Таблица З.Критерии оценки качества ГДМ. Пример расчета оценки

Критерий Вес Оценка*

Качество ремасштабирования 4,0

Соответствие типа и параметров модели условиям разработки месторождения 4,2

Адекватность задания начального состояния и граничных условий 3,8

Адекватность задания фильтрационных свойств (ОФП) 3,7

Точность адаптации модели в целом 4,1

Точность адаптации скважин 3,9

Согласованность прогнозных вариантов с адаптацией модели 3,7

качество 0,86

прогноз 0,86

КГДМ 0,86

• Расчет оценок параметров произведен по методике [4].

Кп

Кк.

к

качество

+ Кп

роп

кп,

где:

2

¿(т, х V) 5 хЗД) ,

х V,)

' ад ,

(4)

(5)

Кт

ti _ КШ™ (если Кплан < КфакТ);

Кфакт

ti _ (если Кплан > Кфакт);

' »п па и

I,

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

5 Коценка; -; (6)

п

где КГМ - коэффициент качества ГМ; Ккачество - оценка качества построения ГМ (5-балльная шкала); Кпропноз - оценка прогностической способности ГМ (5-балльная шкала); т, - значение критерия качества модели; v¡ - вес оценки, принимается экспертно (в статье для расчетов по всем параметрам вес принят равным 1); п - число скважин для оценки прогностической способности модели; значение критерия прогностической способности; Кплан - плановое значение свойства модели; Кфакт -фактическое значение свойства; Коценка - оценка качества критерия (табл. 1).

Оценка качества ГДМ и интегрированной модели. Анало-

К

качество

ГДМ ■

проп

К — ;_1

качество

2

5 (т, х V)

Кп

5 хЗД)'

ДобыЧа модель

з, (7)

(8)

Добыча факт

(если ДобЫЧЭмодель < ДобЫЧЭфакт);

Кп

Добыча,

факт

Добычам

модель

(если Добычамодель > ДобыЧафЛ (9)

где Ккачество - оценка качества построения ГДМ; Кпропноз - оценка прогностической способности ГДМ; Добычафакт, Добы/чамодель -фактическая и прогнозная (ретроспективная) добыча углеводородов на месторождении за рассматриваемый год.

Оценка качества формирования прогнозных вариантов. Оценка качества формирования прогнозных вариантов разработки объекта складывается из трех коэффициентов:

К _ КОПТ + КИМ + КАН

Кпв _ 3

(10)

гично оценке ГМ оценка качества ГДМ определяется качеством подготовки модели и ее прогностической способностью.

Как и в случае ГМ, качество построения ГДМ оценивается согласно критериям оценки качества ГДМ (табл. 3). Оценки в табл. 3 выставляются экспертным путем либо в соответствии с рекомендациями других методик.

Оценка прогностической способности ГДМ осуществляется следующим способом:

• проводится ретроспективный расчет добычи углеводородной продукции за рассматриваемый год на ГДМ без донастройки модели на фактические данные за год;

• проводится сравнение фактической добычи с расчетной.

Формула расчета коэффициента качества ГДМ КГДМ приведена ниже:

К + К

■ »|/аийлтол *п[

где КОПТ - индикатор использования оптимизационных алгоритмов при поиске рекомендуемого варианта разработки (если используется оптимизация, то КОПТ = 1, в другом случае Копт = 0,27); Ким -индикатор использования интегрированной модели, включающей как фильтрационную модель залежи и скважин, так и модель наземной инфраструктуры (если используется интегрированная модель, то КИМ = 1, в ином случае КИМ = 0,27); КАН - индикатор использования методик анализа неопределенностей и рисков (если такие методики используются, то КАН = 1, в остальных случаях Кан= 0,27).

КОЭФФИЦИЕНТ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ РЕШЕНИЙ К2

Полнота и качество информации по мониторингу разработки. Коэффициент полноты и качества информации по мониторингу разработки (КПКИ) определяется как среднее арифметическое коэффициентов исполнения запланированных исследований скважин (КИСПоЛН9НИЯ) и качества исследований (Ккачества). В табл. 4 приведены примеры критериев для оценки полноты исходной информации для расчета К

исполнения■

Кп

к + к

•^исполнения ' '^качество

исполнения

N

N

2

(11)

^ (если Мфакт > ^

исполнения

проект

= 1 (если N

факт — ^проект), (12)

Кка

I (т)

/=1

-; т, --

I кс

1=1

оценка

, (13)

Кс

I Р/

1=1 1

Р,

Р

Р

■ (если Р,

факт

< Р

проект ' факт,

(14)

);

Рф

проект > Рфакт); (15)

К = Кдрен + Кк

КРВЗ =

3

(16)

Таблица 4. Критерии оценки полноты информации по мониторингу разработки. Пример расчета оценки

Ьп ' п

исполнения характеризует сте-

где К

пень выполнения запланированных исследований; Ккачества определяет достоверность полученных результатов исследований. Примеры выставления оценки качеству проведенных исследований скважин приведены в табл. 5; Коценка - оценка качества каждого из типов исследований скважин (принимается экспертно); Мфакт - фактическое число проведенных исследований; Мпроект - планируемое число исследований; т, - значения критериев качества исследований; п - число исследований.

Соответствие разработки объекта проектным решениям. Коэффициент соответствия проектным решениям Кспр характеризует степень достижения проектных технологических показателей. Пример сопоставления проектных и фактических показателей за рассматриваемый период приведен в табл. 5.

Критерий План Факт Процент Оценка

выполнения качества

КВД, шт. 10 8 80 4,1

ИД, шт. 12 11 92 4,Ь

ПГИ, шт. 7 6 86 3,7

PVT, шт. 2 2 100 3,2

Статические замеры рпл и Тпл, шт. 2Ь 23 92 4,7

ГИС, шт. 10 7 70 3,8

Трассерные исследования, шт. Ь 4 80 4,1

к исполнения 0,86

К качество 0,80

КПКИ 0,83

Таблица 5. Пример сравнения проектных и фактических показателей разработки

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Год Оценка (P,)

Показатель Проектное Фактическое

значение значение

Годовой отбор пластового газа, млн м3/год 5600 Ь300 0,9Ь

Отбор конденсата, тыс. т/год 24Ь 220 0,90

Добыча воды, тыс. м3/год Ь0 000 6Ь 000 0,77

Ввод скважин, шт. 1Ь 12 0,80

Фонд скважин на конец года, шт. Ь7 Ь3 0,93

Выбытие добывающих скважин 1Ь 19 0,79

всего, шт.

Коэффициент эксплуатации скважин 0,9Ь 0,93 0,98

Коэффициент использования фонда скважин 0,9 0,8Ь 0,94

Годовая закачка агента в пласт*, млн м3 14 14 1,00

КСПР 0,90

* В случаях применения методов ППД или воздействия на пласт путем обратной закачки газа.

Р = Р^- (если Рп

проект

где Рпроект, Рфакт - проектный и фактический показатель разработки; п - число показателей.

Равномерность выработки запасов. Коэффициент равномерности выработки запасов Крвз -среднее арифметическое между коэффициентом дренирования запасов, коэффициентом извлечения конденсата и коэффициентом неравномерности подъема ГВК (для водоплавающих газовых залежей):

^КИК + кгвк

К = ^дрен. дрен. п.

^НГЗ

Ккик = КИКдост. (если КИК КИК КИК„Тв ^ '

дост. > КИКутв,

то Ккик = 1),

(17)

К = ^СКВ ^СКВ.ОТКЛ>ст; Кгкв = N >

I (ГКВ - ГКВ)2

ст = К

(если ст = 0, КГВК = 1), (18)

где Кдрен - коэффициент дренирования запасов газа, характеризует степень дренирования начальных геологических запасов газа. Значение дренируемых запасов

определяется по известным методикам [4]; Ккик - коэффициент эффективности извлечения конденсата (КИК), характеризует степень достижения утвержденного коэффициента извлечения конденсата; Кгвк - коэффициент неравномерности внедрения фронта подошвенной воды, характеризует неравномерность подъема газоводяного контакта (ГВК). Он рассчитывается как отношение числа скважин с подъемом ГВК в пределах среднеквадратичного подъема (ст) к общему числу скважин; Одрен. - дрениру-

п

Таблица 6. Оценка эффективности ГТМ. Пример

Вид ГТМ План Факт Процент Прирост добычи Оценка*

выполнения План Факт

РИР, шт. 15 13 87 1 000 000 800 000 0,80

ГРП, шт. 18 14 78 1 500 000 1 200 000 0,80

Дострел, шт. 7 5 71 800 000 650 000 0,81

Обработка (закачка ШФЛУ, ГКО, СКО), шт. 9 7 78 500 000 250 000 0,50

КЭФФ 0,73

К ■^выполнения 0,84

КЭГТМ 0,78

* Оценка не может быть больше 1. Таблица 7. Оценка текущего состояния разработки двух ГКМ

Исходная 5-балльная

Наименование критерия оценка шкала

М1 М2 М1 М2

Коэффициент эффективности принятия решений 0,580 0,818 2,900 4,088

Оценка качества ГМ 0,640 0,820 3,200 4,100

Оценка качества ГДМ/ИМ 0,600 0,800 3,000 4,000

Оценка качества формирования прогнозных вариантов 0,500 0,833 2,500 4,165

Коэффициент эффективности реализации решений 0,607 0,840 3,033 4,200

Полнота и качество исходной информации 0,300 0,900 1,500 4,500

Соответствие проектным решениям 0,700 0,900 3,500 4,500

Равномерность выработки запасов 0,833 0,700 4,165 3,499

Эффективность ГТМ 0,500 0,900 2,500 4,500

Эффективность работы системы сбора и подготовки 0,700 0,800 3,500 3,999

Коэффициент эффективности разработки 0,593 0,829 2,967 4,144

емые запасы; ОНГЗ - начальные геологические запасы; КИКдост. -достижимый коэффициент извлечения конденсата; КИКутв. -утвержденный коэффициент извлечения конденсата; Мскв. - число скважин; МСКВ.ОТ|<Л>а - число скважин с подъемом ГВК выше, чем среднеквадратичное отклонение ГВК по всем скважинам; а - среднеквадратичное отклонение в подъеме ГВК по всем скважинам.

Эффективность геолого-технических мероприятий (ГТМ). Эффективность ГТМ определяется как среднее арифметическое между коэффициентом эффек-

тивности ГТМ и коэффициентом выполнения ГТМ (формат оценки коэффициента приведен в табл. 6):

К + К

К _ **ЭФФ. ^выполнения

^эгтм - 2

К _ Одоп.факт ПЭФФ/ _ о

Одоп .проект

, (19)

(6С.ПИ Одоп.факт > Одоп.проект

. то Кэфф, _ 1);

Кэ,

5 К,

п

Квы

N

факт

ыт

^выполнения(

'^проект

(если Мфзкт > МПр0ект , то КЕ

*факт — ' * проект '

п

2 К

'выполнения

(20) _ 1);

Кв

выполнения,

выполнения

где КЭФФ - характеризует эффект от реализации ГТМ, степень достижения проектной дополнительной добычи от применения ГТМ. Данный коэффициент является среднеарифметическим по всем видам рассматриваемых ГТМ; КвЬтолнения - характеризует степень выполнения проектных объемов ГТМ. Данный коэффициент - среднеарифметическое по всем видам рассматриваемых

- Одоп.факт - проектная

ГТМ; Од0„ и фактическая дополнительная добыча от ГТМ; Мпр^т, ^т - планируемое и фактическое количество ГТМ; п - число рассматриваемых ГТМ.

Эффективность работы системы сбора и подготовки газа. Эффективность работы системы сбора и подготовки газа определяется как среднеарифметическое между коэффициентом потерь, коэффициентом режима и коэффициентом гидратообра-зования:

Кэ,

К + К + К

потерь режим гидрат (21)

3

Кпо

Дп,

(если Дфакт > Д Кр

о

"факт

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

ж то Кп0терЬ _ 1), (22)

режим _ СТ + dPi)/2;

_ 5 dT — 5 СР

СТ: _ '

п

-; dPl_

п

где dPi Р

Р

план;

(если Рплан, < Рф

СР. _ -

Р

план

dт _ Тплан;

Рфакт,

Факт; (если Рплан , > Рфакт ^

факт

(23)

);

сТ. ■■

т факт, Тфакт;

(если Тплан , < Тфакт ,

Кги

Д _1 — •

гидрат

(если Тплан, > Тфакт,

Д + Д

гидрат м

N

участков_с_гидр.

N

0бщее_к0П-Е0_участк0Е

д _ ^метанол_факт "мет "" I/

^метанол_план

(24)

(25)

метанол_план

(если ^метанол_факт > ^ме то Дмет _ 1), (26)

где Кпотерь - коэффициент потерь, характеризующий объемы потерь УВ (сжигание на факеле, продув-

Т

2

п

ка и др.); Крежим - коэффициент режима, характеризующий температурный и гидравлический режимы работы системы сбора и подготовки; Кгидрат - коэффициент гидратообразования, характеризующий работу системы в условиях гидратообразования на участках сети и эффективность использования ингибиторов(метанол); Яфакт, Яплан - фактический и плановый объем потерь газа; Рфакт, Рплан - фактическое и планируемое давление в системе сбора и подготовки; Тфакт, Тплан - фактическая и планируемая температура в системе сбора и подготовки; Ягидрат - коэффициент работы системы в условиях гидратообразования; Ямет - коэффициент степени использования ингибитора (метанола); с гидр. - число

участков системы сбора с признаками гидратообразования;

Мобщее кол-во участков - обЩее число

участков системы сбора; i - номер ступени/участка сети; п - число ступеней/участков сети.

ОЦЕНКА ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ДВУХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Апробация методики выполнена на примере двух ГКМ. Первое месторождение (М1) расположено в Оренбургской обл. Второе месторождение (М2) - в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской обл. Как видно из табл. 7, при разработке месторождения М1 отмечается ряд слабых мест:

это программа исследовательских работ, моделирование, выполнение проектных решений, качество проведения ГТМ. По месторождению М2, исходя из проведенного анализа, сделан вывод, что недропользователю необходимо уделить особое внимание равномерности выработки запасов, предусмотреть мероприятия по вводу в разработку сла-бодренируемых и недренируемых участков залежей.

ВЫВОДЫ

Рассмотренная в статье методика оценки эффективности

разработки газовых и газокон-денсатных залежей позволяет ранжировать месторождения по качеству проектных решений и по эффективности их реализации, выявлять слабые моменты в реализуемых на месторождениях объемах работ, что при управлении несколькими активами может позволить сбалансировать затраты на разработку и повысить эффективность реализуемых проектов. Методика будет полезна для использования в корпоративных центрах крупных нефтегазодобывающих компаний. ■

ЛИТЕРАТУРА

1. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. М.: Высшая школа, 2003. 480 с.

2. Алтунин А.Е., Семухин М.В. Расчеты в условиях риска и неопределенности в нефтегазовых технологиях. Тюмень: Тюменский гос. ун-т, 2004. 47 с.

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

4. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. Ижевск: Ин-т комп. исследований, 2008. 668 с.

REFERENCES

1. Gmurman V.E. Probability Theory and Mathematical Statistics. Moscow, Vysshaya Shkola, 2003, 480 pp. (In Russian)

2. Altunin A.E., Semukhin M.V. Calculations in the Presence of Risk and Uncertainty in Oil and Gas Technologies. Tyumen, Tyumen State University, 2004, 47 pp. (In Russian)

3. Aliev Z.S., Bondarenko V.V. Guidelines on Development Design of Gas and Oil and Gas Fields. Pechora, Pechorskoe Vremya, 2002, 894 pp. (In Russian)

4. Deik L.P. Practical Reservoir Engineering. Izhevsk, Institute of Computer Research, 2008, 668 pp. (In Russian)

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.