WO2019132733A1 - Система интегрированного концептуального проектирования месторождения углеводородов - Google Patents

Система интегрированного концептуального проектирования месторождения углеводородов Download PDF

Info

Publication number
WO2019132733A1
WO2019132733A1 PCT/RU2018/050147 RU2018050147W WO2019132733A1 WO 2019132733 A1 WO2019132733 A1 WO 2019132733A1 RU 2018050147 W RU2018050147 W RU 2018050147W WO 2019132733 A1 WO2019132733 A1 WO 2019132733A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
module
well
data
field
development
Prior art date
Application number
PCT/RU2018/050147
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Ринат Рафаэлевич ИСМАГИЛОВ
Роман Алексеевич ПАНОВ
Артем Федорович МОЖЧИЛЬ
Нафиса Зуфаровна ГИЛЬМУТДИНОВА
Дмитрий Евгеньевич ДМИТРИЕВ
Данила Евгеньевич КОНДАКОВ
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Газпром нефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Газпром нефть" filed Critical Публичное акционерное общество "Газпром нефть"
Publication of WO2019132733A1 publication Critical patent/WO2019132733A1/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
    • G06F17/10—Complex mathematical operations
    • G06F17/18—Complex mathematical operations for evaluating statistical data, e.g. average values, frequency distributions, probability functions, regression analysis
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]

Definitions

  • the invention relates to integrated systems and methods for designing hydrocarbon fields, and can be used in the early stages of the project for the development of oil or gas fields.
  • Conceptual design provides the ability to make changes in the early stages of the project, which has a significant impact on the final result with minimal time and resource costs. At later stages, any change requires much greater resources and is not capable of significantly affecting the final result.
  • the claimed technical solution is a decision-making tool in the early stages of planning and designing the development of hydrocarbon deposits.
  • SCHLUMBERGER SCHLUMBERGER.
  • GIS interpretation PetrelTM Geophysics
  • geological data interpretation Geological data interpretation
  • modeling PetrelTM Geology Property 3D
  • mining Deside, Avocet Data Manager, ProdMan, OFM, Pipesim
  • drilling Osprey Risk, Drilling Office, Osprey Reports, DrillDB
  • field development Eclipse
  • interpretation of petrophysical data Interactive Petrophysics
  • economic assessment and risks Merak
  • step (f) if significant risks are identified, adjust the set of production schedules and return to step (d), which ensures the formation of the economic profile of the field,
  • step (h) in case of detection of production risks of the reservoir, adjust the set of production schedules and return to step (d), which ensures the formation of the economic profile of the field,
  • step (j) if environmental risks are identified, adjust the set of production schedules and return to step (d), (k) in the absence of environmental risks, identify alternative development plans with the possibility of economic evaluation,
  • the known technical solution has a similar purpose to the claimed invention and is aimed at obtaining an optimal, from an economic and ecological point of view, a field development project by enumerating various options for calculating the economic profile of a field based on the initial data on the production profile.
  • this technical solution is based only on the analysis of data on existing wells, and not designed ones, and, in fact, is the solution to the problem of choosing the optimal operating option for an existing developed field, and does not contain options for choosing the optimal location of the field sites and the formation of the optimal surface arrangement of the field.
  • the well-known technical solution describes the solution of a narrower task related to estimating capital and operating costs for field development, evaluating operational, environmental risks, using optimization algorithms based on analyzing data on the well production profile.
  • the technical problem addressed by the invention is the need to overcome the drawbacks of analogs, namely, the technical problem is the lack of an integrated system that provides the possibility of forming a single optimal field project based on the use of a set of initial data characterizing the reservoir, well, surface infrastructure , as well as financial performance and economic conditions.
  • the need to create the claimed invention is also dictated by the reduction of proven reserves and the involvement in the development of new areas characterized by a high degree of complexity and uncertainty; development of new fields with underdeveloped infrastructure; involvement in the development of a large number of objects and the need to provide reliable data on the developed field projects in the early design stages in order to minimize the possible costs of making changes to the projects.
  • the technical result achieved with the use of the claimed invention is to improve the efficiency of the design system by: using methods to achieve the optimal result at each separate design stage, which leads to the final optimal result of the system; ensuring the possibility of parallel processing of several variants of the developed projects; simplify and speed up the transfer of source data and the results obtained on each module between the individual functional blocks (modules).
  • the technical result also consists in providing the possibility of interpretation, processing and mutual transformation of heterogeneous source data relating to geological parameters, topographic data, geophysical quantities and economic indicators, which allows create an optimal field design by conducting optimization steps both within each module and during data transfer from one module to another.
  • the claimed invention allows to increase system performance when solving the task, as well as to increase the volume and variability of the data being processed in comparison with the known analogues (ie, it allows processing data with obtaining a result (product) in less time).
  • data processing in accordance with the claimed method requires a smaller amount of computer time and resources to obtain a result, including RAM.
  • the change in the physical state of the processing units (modules) associated with the addition of new functionality provides an opportunity to run the system fewer times to get a result, therefore, to save energy consumed by this system.
  • the use of separate independent units of the system (through the use of a functional that provides a sample of a huge array of external databases and processing according to a certain algorithm using targets) also reduces the likelihood of an error affecting a more accurate and reliable result.
  • Bush site - in the framework of the present invention the project of a special site of a natural or artificial site of the field with wells clusters located on it, as well as technological equipment and production facilities, engineering communications.
  • NPV Net present value
  • PI Profile Index
  • profitability index calculated as the ratio of the sum of discounted cash flows to the initial investment.
  • IRR Internal rate of return
  • VFP Very Flow Performance
  • Geological well rating is the priority of drilling. Wells with high potential for production or injection, which has a greater effect on production, have a higher rating. Based on this rating, the sequence of commissioning the well pads and the drilling schedule is determined.
  • VAT - the direction of movement of the machine on the cluster pad.
  • Well billing the process of determining the number of wells to be drilled at the well site, taking into account the specified distance between the wells.
  • CAPEX Capital expenditure
  • the system of integrated conceptual design of a hydrocarbon field includes a processor, a unit for inputting initial data and economic and technological parameters connected to a processor, a unit for outputting system performance, a processing unit including design modules, a memory unit capable of storing intermediate data. the results of the implementation of the modules, as well as the sets of commands that, when executed by the processor, determine the implementation of the following project modules:
  • development module (1) made with the ability to determine the number and coordinates of the bottom holes, production profiles for wells,
  • module (2) designed to design the optimal placement of cluster pads (KP) and the distribution of wells on KP, the module for determining the production profile (3), made with the ability to determine the order of KP commissioning and scheduling wells,
  • surface equipment module (4) made with the ability to determine the optimal location of well production centers, form KP communications corridors at the field, determine parameters of the well production systems, prepare external transport of well products, utilize associated gas, calculate the power supply system, and extend the network of highways ,
  • card module (6) which is an active database, configured to process topographic maps by displaying intermediate results on the maps obtained from modules (1) and (2) on the one hand, and transferring the processed maps to module 4, on the other hand, while
  • modules (1) - (5) are made with ensuring the sequential transfer of the obtained intermediate results from the previous module to the next one, and modules (1) - (4) are also made with the possibility of determining NPV by the intermediate result of the implementation of each module,
  • the module (1) is made with the ability to process the initial data with obtaining, as a result of the implementation of the module, at least optimistic, basic and pessimistic production profile options for wells or cluster pads and the field as a whole,
  • modules (2) - (4) are configured to process the basic version obtained from the previous module, achieve a local optimal intermediate result, and transfer it to the input of the previous and / or subsequent module, with a cyclic repetition of the processing sequence to obtain the optimal final result, characterized by the achievement of a sustainable solution to the system, which is the raw data for the module (5).
  • the system can additionally contain a Vertical Flow Performance (VFP) module (7), which is a set of correlation tables, made with the possibility of adjusting the average values of the intermediate results of the modules implementation (2), (4) and transmitting the corrected data to the module (1), while as the initial data for the module (7) use the averaged values of the parameters representing the intermediate results of the implementation of the modules (2), (4), namely the average length of the wellbore, the average slope of the well, the wellhead values and effects, the physicochemical properties of the well’s products, and the output parameters are the dependence of downhole pressure values on changes in well production, changes in the gas factor and changes in wellhead pressure.
  • VFP Vertical Flow Performance
  • the module (1) uses the geological data of the projected field, the hydrodynamic model, topographic maps, user settings, namely user data on the field development system patterns, by type of well completion , parameters of hydraulic fracturing (hydraulic fracturing), and the output of the module (1) are the area well distribution project, well coordinates, number, rating, type and coordinates of the bottom holes, as well as Botha data received from the module (3).
  • modules (2) types of drilling machines, a design of a typical cluster pad, limitations on well design and drilling, as well as intermediate results of the implementation of the module (1) can be used as source data, and the output data are the project of optimal placement of cluster blocks their number, coordinates, the distribution of wells in the well pads, the location of wells in the well sites, the geometry and length of the wells.
  • the mobilization / demobilization schedule of drilling rigs use the mobilization / demobilization schedule of drilling rigs, their number, data on the duration of the rigging work, as well as intermediate results of the module implementation (1) or (2), and the output data are the drilling schedule wells, the profile values of production at cluster sites, the schedule for commissioning cluster sites.
  • the module (4) uses a list of pipeline diameters for calculating communications corridors between KP at the field, restrictions for performing hydraulic calculations and selecting diameters for pipeline sections, user data for calculating the parameters of the field power supply system, physical and chemical properties of the products wells and data on individual types of surface facilities, as well as intermediate results of the implementation of the module (3), and the output data is A list of facilities for surface arrangement of the projected field, a diagram of communications corridors between KP at the field, technical characteristics of areal facilities for surface field development are presented.
  • macroeconomic indicators, economic and geographical data for the field design region, as well as intermediate results of the module implementation (1) - (4) are used as initial data for module (5), and the output data are the values of capital expenditures for the development and development of the field , the dynamics of capital and operating costs, indicators of economic efficiency of the project.
  • inventive system may contain a serial calculation module (8), made with the possibility of multiple runs of calculations on a chain of modules (1) - (4) with subsequent comparison of the obtained intermediate results of the implementation of modules (1) - (4) on the selected parameter, for example, total capital and operating costs of either NPV or PI.
  • the invention is illustrated by the following images.
  • Figure 1-26 presents screenshots of the screen as a means of displaying the results of the system, as a demonstration of the results of the work of the individual stages of the respective modules when the inventive system is working.
  • On Fig presents a data transfer scheme in the inventive system of integrated conceptual design.
  • On Fig presents the algorithm for obtaining the optimal solution of modules 1-4 with obtaining optimistic, basic and pessimistic options for projects.
  • the positions in figures 27-28 are: 1 - development module, 2 - redundancy module, 3 - module for determining the extraction profile, 4 - surface equipment module, 5 - economy module, 6 - card module, 7 - VFP module, 8 - module serial calculations.
  • the system architecture is built according to the modular principle and ensures the phased operation of individual modules, which generally form a single integral model of field design. This raises the system to the rank of a single digital platform for engineering models of various systems considered in the framework of conceptual engineering.
  • Each module of the inventive system is designed to find a local optimal result and is a separate technical solution that can be implemented as a program code.
  • the claimed technical solution can be implemented in the form of a software package that solves the task of integrated field design.
  • the maximum number of wells on a well pad is 12; 2 drilling rigs; 1 product collection center (CA).
  • KP maximum number of wells on a well pad
  • CA product collection center
  • FEM financial and economic model
  • physical and chemical properties of well production initial data on the parameters of the field development system, types of completion and development of wells, restrictions on drilling of wells, time intervals for the execution of the rig and drilling operations, settings for surface field facilities, settings for hydraulic calculations, initial data for the calculation of the field power supply system, parameters of the associated petroleum gas utilization system, the reservoir support system pressure.
  • the specified data in digital form through the data input unit is placed in the memory unit and, if necessary, used in the corresponding modules of the processing unit.
  • the intermediate result of the implementation of module 1 is a set of information, for example, about the number of wells, the type of wells, their geological rating, as well as the coordinates of the bottom holes, etc.
  • the data obtained in a tabular and graphical (for example, bottom map) version is transmitted to module 2, where the calculation of the number and coordinates of placement of well sites, the distribution of wells between the well sites, determine the VAT of the well sites, lead to the dissection of wells and form the geometry of the wells. Additional, necessary for the implementation of module 2, information on wells sent from the memory block.
  • module 2 The result of the implementation of module 2 is a set of information on the number of cluster sites, their coordinates, a map of the distribution and placement of wells on the cluster platforms, as well as information about the geometry and extent of the designed wells.
  • the figure 2 shows the table values characterizing the coordinates of the bottom holes, which are additional input data for module 2.
  • casting in module 2 is calculated iteratively with the change in the maximum number of wells on the well site: 1, 12 (in the the example describes the variant of iterating the values according to the basic variant), 18, 24.
  • the basic variant is the starting set of initial data for all modules of the system, on the basis of which TBE receive the first intermediate result - calculating base case.
  • perform iterations on system parameters iterative parameters are determined by experts for each module and depend on the specifics of a particular project). The results obtained are compared with each other by technical and economic parameters.
  • a common approach in the development of technical solutions for the surface arrangement system at the conceptual design stage is the design for a fixed production profile (module 3).
  • module 3 For this fixed profile, alternative development of technical solutions for systems for collecting and treating oil and gas, systems for maintaining reservoir pressure and utilization of produced water, external transport, associated gas utilization, field power supply, and logistics is carried out.
  • the calculation of economic costs and indicators of economic efficiency For all the obtained options, the calculation of economic costs and indicators of economic efficiency.
  • Module (4) has the ability to load both raster and vector formats for display. At the same time, all cartographic data is displayed on a scale with reference to a given coordinate system, which makes it possible to determine the length of linear objects directly in the system.
  • Module 4 results in data describing the list of surface facilities, their technical characteristics (performance, power, length of linear objects, etc.), commissioning years.
  • engineering indicators are calculated (material balance calculation, hydraulics, electricity consumption, gas utilization) and diameters are selected for pipeline sections of an oil-collecting collector (NSC) and high-pressure water lines (GDH).
  • the most cost-effective option is the arrangement scheme with 3 drilling rigs (NPV 2121 million rubles). It is established that the variability in increasing the number of collection centers leads to a greater reduction in economic efficiency. For close averages of economic indicators, the choice of the recommended option can be made on the basis of data on the variation of the maximum and minimum values of the parameter or on the expected deviation from the average value. This allows you to choose the most stable in relation to the variables technical solution with the most flexible characteristics.
  • the number of considered iterations (variants) is determined by the initial data on the project. On the basis of the calculations made, choose the option with the most optimal technological system and the best indicators of economic efficiency.
  • the system through the implementation of integration between modules with the ability to perform iterative calculations allows you to perform serial calculations for a much larger number of options compared to the options for performing calculations without using the system (using the serial calculation module 8). In this case, the choice of the recommended option will not be based on sample source data, but on the serial multivariate search of parameters for specific cycles. This approach allows a quantitative assessment of the risk associated with changes in the source data.
  • the implementation of the considered example by the claimed method allowed us to significantly increase the number of options developed and at the same time reduce the time for performing the calculations.
  • the VFP module is a set of correlation tables and is designed to calculate pressure losses in the wellbore and then take into account the obtained data on the bottomhole pressure when calculating the hydrodynamic model of the development object.
  • VFP tables The generation of VFP tables is carried out on the basis of the initial data: the physicochemical properties of the well production, the well design, and the boundary conditions for the pressure at the wellhead or bottom hole.
  • the most stable recommended option was obtained, which is characterized by minimal costs or maximum economic efficiency in a potentially possible range of changes in the source data.
  • an analysis of a significant array of technical and economic characteristics of field development schemes was performed while optimizing computing resources.
  • its use has allowed to increase the time for detailed elaboration of solutions for the recommended option.
  • the result of the implementation of the inventive system is an exhaustive set of data on the system development, number of wells and cluster sites, drilling volumes, production and injection profiles for wells, cluster sites, the entire project, data on the drilling schedule, list and characteristics of surface infrastructure facilities.
  • Visualization tools allow you to present on the map a field development scheme with the ability to view the characteristics and operating parameters of all designed objects. For all objects and processes, economic indicators are calculated, which are displayed in the system interface.
  • the use of the inventive system ensures cost reduction when designing a hydrocarbon field, including the development process and field facilities; improving the quality of project implementation by exploring various options with the choice of the best; the ability to control the process of the evolution of the project.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Data Mining & Analysis (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Pure & Applied Mathematics (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Computational Mathematics (AREA)
  • Mathematical Analysis (AREA)
  • Mathematical Optimization (AREA)
  • Algebra (AREA)
  • Probability & Statistics with Applications (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Bioinformatics & Computational Biology (AREA)
  • Evolutionary Biology (AREA)
  • Databases & Information Systems (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Bioinformatics & Cheminformatics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

Заявляемое изобретение относится к комплексным системам и способам проектирования месторождений углеводородов, и может быть использовано на ранних этапах реализации проекта по освоению месторождений нефти или газа. Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является необходимость преодоления недостатков, присущих аналогам, а именно, технической проблемой является отсутствие интегральной системы, обеспечивающей возможность формирования единого оптимального проекта месторождения на основе использования комплекса исходных данных, характеризующих продуктивный пласт, скважины, наземную инфраструктуру, а также финансовые показатели и экономические условия. Необходимость создания заявляемого изобретения продиктована также сокращением разведанных запасов и вовлечением в разработку новых участков, характеризующихся высокой степенью сложности и неопределенности; разработкой новых месторождений со слаборазвитой инфраструктурой; вовлечением в разработку большого числа объектов и необходимостью представления достоверных данных о разрабатываемых проектах месторождений на ранних стадиях проектирования с целью минимизации возможных расходов на внесение изменений в проекты.

Description

СИСТЕМА ИНТЕГРИРОВАННОГО КОНЦЕПТУАЛЬНОГО
ПРОЕКТИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ
Область техники
Заявляемое изобретение относится к комплексным системам и способам проектирования месторождений углеводородов, и может быть использовано на ранних этапах реализации проекта по освоению месторождений нефти или газа. Концептуальное проектирование обеспечивает возможность внесения изменений на ранних этапах реализации проекта, что имеет существенное влияние на конечный результат при минимальных временных и ресурсных затратах. На более поздних стадиях любое изменение требует гораздо больших средств и не способно существенно повлиять на конечный результат. Таким образом, заявляемое техническое решение представляет собой инструмент принятия решений на ранних стадиях планирования и проектирования освоения месторождений углеводородов.
Уровень техники
Из уровня техники известны различные системы проектирования месторождений нефти или газа, решающие задачи, возникающие при проектировании: проведение скважин, формирование комплекса объектов поверхностного обустройства месторождения, определение капитальных и операционных затрат и т.д. В большинстве своем, такие решения относятся к компьютерно-реализуемым системам и способам проектирования, который может быть реализован в программном обеспечении.
Известны программные комплексы для проектирования месторождений, разработанные по модульному принципу специалистами компании
SCHLUMBERGER. Для каждого отдельно взятого модуля разработан соответствующий алгоритм, реализованный, в том числе, и в виде программного продукта: интерпретация ГИС (PetrelTM Geophysics), геологическая интерпретация данных, моделирование (PetrelTM Geology Property 3D), добыча (Deside, Avocet Data Manager, ProdMan, OFM, Pipesim), бурение (Osprey Risk, Drilling Office, Osprey Reports, DrillDB), разработка месторождения (Eclipse), интерпретация петрофизических данных (Interactive Petrophysics), экономическая оценка и риски (Merak).
Все перечисленные модули могут быть использованы как по отдельности, так и в составе единого программного комплекса. Однако, данный комплекс не предусматривает возможности его модификации и адаптации к техническим требованиям российских компаний.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является изобретение по патенту ЕР 1701001 «Интегрированная система для оптимизации месторождений», реализующая способ оптимизации и управления общей производительностью месторождения, в виде следующей последовательности действий:
(а) оценивают совокупность капитальных затрат совместно с формированием графика ввода скважин в эксплуатацию, графика добычи, на основании исходных данных, в качестве которых используют проект разработки пласта на основании сведений об объеме добычи и прогнозе запасов,
(б) формируют проект бурения скважин, создают модель капитальных затрат и связанную с ней модель операционных затрат,
(c) вычисляют специальные затраты по проекту, основываясь на экологических данных,
(d) формируют экономический профиль месторождения и сводку денежных потоков для развития месторождения, основываясь на графике ввода скважин в эксплуатацию, графике добычи, модели капитальных затрат, модели операционных затрат и специальных затрат по проекту,
(e) судят о развитии и операционных рисках развития и эксплуатации, связанных с планом развития месторождения,
(f) в случае выявления значительных рисков корректируют набор графиков добычи и возвращаются к этапу (d), который обеспечивает формирование экономического профиля месторождения,
(g) в случае отсутствия значительных рисков определяют эксплуатационные риски месторождения, связанные с геологическими особенностями месторождения,
(h) в случае выявления производственных рисков коллектора, корректируют набор графиков добычи и возвращаются к этапу (d), который обеспечивает формирование экономического профиля месторождения,
(i) в случае отсутствия производственных рисков коллектора, определяют, существует ли экологический риск,
(j) в случае выявления экологических рисков, корректируют набор графиков добычи и возвращаются к этапу (d), (k), в случае отсутствия экологических рисков, определяют альтернативные планы разработки с возможностью экономической оценки,
(l), при выявлении альтернативных планов разработки, повторяют этапы (а) - (к) для каждого из одного из альтернативных планов разработки и генерируют соответствующие экономические профили месторождения.
Известное техническое решение имеет сходное с заявляемым изобретением назначение и направлено на получение оптимального, с экономической и экологической точек зрения, проекта развития месторождения посредством перебора различных вариантов расчетов экономического профиля месторождения на основе исходных данных по профилю добычи. Однако, данное техническое решение основано только на анализе данных о существующих скважинах, а не проектируемых, и, по сути, является решением задачи выбора оптимального варианта эксплуатации существующего разработанного месторождения, и не содержит вариантов выбора оптимального размещения кустовых площадок, формирования оптимального поверхностного обустройства месторождения. Иными словами, известное техническое решение описывает решение более узкой задачи, связанной с оценкой капитальных и операционных затрат на развитие месторождения, оценкой эксплуатационных, экологических рисков, с использованием при этом оптимизационных алгоритмов, основанных на анализе данных по профилю добычи скважин.
Проектирование разработки месторождений углеводородного сырья осуществляется в России на основе известных трехмерных цифровых моделей месторождений с применением преимущественно зарубежного программного обеспечения (ПО) таких компаний, как: Schlumberger (GeoQuest и т. д.), Smedvig Technologies, Roxar Software Solutions, Western Atlas, Landmark Graphics (GeoGraphix, и т. д.), Paradigm Geophysical, CogniSeis, CGG Petrosystems, PGS Tigress, Seismic Microtechnology, GeoMatic, Quick look, Tigress, Western Atlas, DV_Geo и других.
К основным недостаткам использования зарубежного ПО для моделирования месторождений нефти и газа в российских компаниях и проектных институтах следует отнести:
• несоответствие техпроцесса освоения месторождений нефти и газа, заложенного в ПО, регламентам, предусмотренным российским законодательством; • сложность модифицирования программного обеспечения (ПО), например, при необходимости включения дополнительных расчетных модулей;
• высокая стоимость.
Внедрение интегрированного подхода в процесс моделирования месторождений нефти и газа с использованием ПО осложняется существенным увеличением числа прорабатываемых вариантов, использованием различных подходов и методик для пласта, скважины и поверхностного обустройства с обеспечением их взаимосвязи, различных программных продуктов, необходимостью переноса данных из одних модулей в другие.
Раскрытие изобретения
Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является необходимость преодоления недостатков, присущих аналогам, а именно, технической проблемой является отсутствие интегральной системы, обеспечивающей возможность формирования единого оптимального проекта месторождения на основе использования комплекса исходных данных, характеризующих продуктивный пласт, скважины, наземную инфраструктуру, а также финансовые показатели и экономические условия. Необходимость создания заявляемого изобретения продиктована также сокращением разведанных запасов и вовлечением в разработку новых участков, характеризующихся высокой степенью сложности и неопределенности; разработкой новых месторождений со слаборазвитой инфраструктурой; вовлечением в разработку большого числа объектов и необходимостью представления достоверных данных о разрабатываемых проектах месторождений на ранних стадиях проектирования с целью минимизации возможных расходов на внесение изменений в проекты.
Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого изобретения, заключается в повышении эффективности системы проектирования за счет: использования методов достижения оптимального результата на каждом отдельном этапе проектирования, что приводит к итоговому оптимальному результату работы системы; обеспечения возможности параллельной обработки нескольких вариантов разрабатываемых проектов; упрощения и ускорения передачи исходных данных и полученных на каждом модуле результатов между отдельными функциональными блоками (модулями). Кроме того, за счет того, что объектом изобретения является система, реализующая определенную последовательность действий, технический результат также заключается в обеспечении возможности интерпретации, обработки и взаимного преобразования разнородных исходных данных, касающихся геологических параметров, топографических данных, геофизических величин и экономических показателей, что позволяет сформировать оптимальный проект месторождения за счет проведения оптимизационных шагов как внутри каждого модуля, так при передаче данных от одного модуля к другому. Кроме того, заявляемое изобретение позволяет увеличить производительность системы при решении поставленной задачи, а также увеличить объем и вариативность обрабатываемых данных по сравнению с известными аналогами (т.е. позволяет производить обработку данных с получением результата (продукта) за меньшее количество времени). Кроме того, обработка данных в соответствии с заявляемым способом требует меньшего количества машинного времени и ресурсов для получения результата, в том числе оперативной памяти. Кроме того, изменение физического состояния блоков обработки (модулей), связанное с добавлением нового функционала, обеспечивает возможность меньшее количество раз запускать систему для получения результата, следовательно, экономить энергию, потребляемую данной системой. Кроме того, использование отдельных независимых блоков системы (за счет использования функционала, обеспечивающего выборку из огромного массива внешних баз данных и обработку по определенному алгоритму с использованием целевых показателей) снижает и вероятность ошибки, влияющей на получение более точного и достоверного результата.
Для наилучшего понимания сущности заявляемой системы составлен перечень определений и терминов, используемых в настоящем описании, а также краткое описание используемых алгоритмов и методов со ссылкой на общедоступные источники информации.
Кустовая площадка - в рамках настоящего изобретения - проект специальной площадки естественного или искусственного участка территории месторождения с расположенными на ней кустами скважин, а также технологическим оборудованием и эксплуатационными сооружениями, инженерными коммуникациями.
NPV (Net present value) - чистая приведённая стоимость (чистая текущая стоимость, чистый дисконтированный доход). PI (Profitability Index) - индекс рентабельности, рассчитывается как отношение суммы дисконтированных денежных потоков к первоначальным инвестициям.
IRR (Internal rate of return) - процентная ставка, при которой чистая приведённая стоимость равна нулю.
VFP (Vertical Flow Performance) - таблица работы по подъему продукции скважины.
Геологический рейтинг скважин - приоритет бурения. Скважины с большим потенциалом по добыче или с закачкой, которая в большей степени влияет на добычу, имеют более высокий рейтинг. На основе данного рейтинга определяется последовательность ввода кустовых площадок в эксплуатацию и график бурения скважин.
НДС - направление движения станка на кустовой площадке.
Расслотирование скважин - процесс определения порядкового номера бурения скважины на кустовой площадке с учетом задаваемого расстояния между скважинами.
CAPEX (Capital expenditure) - капитальные затраты.
ОРЕХ (Operating expenses) - эксплуатационные затраты.
БУ - буровая установка.
Поставленная задача решается тем, что система интегрированного концептуального проектирования месторождения углеводородов, включает процессор, соединенные с процессором блок ввода исходных данных и экономико- технологических параметров, блок вывода результатов работы системы, блок обработки, включающий проектные модули, блок памяти, выполненный с возможностью хранения промежуточных результатов реализации модулей, а также наборов команд, которые при выполнении их процессором, обуславливают реализацию следующих проектных модулей:
модуля разработки (1), выполненного с возможностью определения количества и координат забоев скважин, профилей добычи по скважинам,
модуля кустования (2), выполненного с возможностью проектирования оптимального размещения кустовых площадок (КП) и распределения скважин по КП, модуля определения профиля добычи (3), выполненного с возможностью определения порядка ввода КП в эксплуатацию и составления графика бурения скважин,
модуля поверхностного обустройства (4), выполненного с возможностью определения оптимального размещения центров сбора продукции скважин, формирования коридоров коммуникаций КП на месторождении, определения параметров системы сбора продукции скважин, подготовки внешнего транспорта продукции скважин, утилизации попутного газа, расчета системы энергоснабжения, протяженности сети автомобильных дорог,
модуля экономики (5), выполненного с возможностью определения капитальных и операционных затрат на разработку и обустройство месторождения, NPV, PI, IRR месторождения в целом,
а также модуля - карты (6), представляющего собой активную базу данных, выполненную с возможностью обработки топографических карт посредством отображения на картах промежуточных результатов, полученных от модулей (1) и (2) с одной стороны, и передачей обработанных карт в модуль 4, с другой стороны, при этом
модули (1) - (5) выполнены с обеспечением последовательной передачи полученных промежуточных результатов от предыдущего модуля к последующему, а модули (1) - (4) выполнены также с возможностью определения NPV по промежуточному результату реализации каждого модуля,
при этом модуль (1) выполнен с возможностью обработки исходных данных с получением, в качестве результатов реализации модуля, по меньшей мере, оптимистичного, базового и пессимистичного вариантов профиля добычи по скважинам или кустовым площадкам и месторождению в целом,
модули (2) - (4) выполнены с возможностью обработки базового варианта, полученного из предыдущего модуля, с достижением локального оптимального промежуточного результата, и его передачи на вход предыдущего и/или последующего модуля, с циклическим повторением последовательности обработки до получения оптимального итогового результата, характеризующегося достижением устойчивого решения системы, которое представляет собой исходные данные для модуля (5).
Под устойчивым решением системы понимают решение, соответствующее заданным экономико-технологическим параметрам, а именно: максимальная экономическая эффективность, техническая реализуемость проекта, внешние технико-технологические ограничения, капитальные вложения, коэффициент истечения нефти (КИН).
Система дополнительно может содержать модуль Vertical Flow Performance (VFP) (7), представляющий собой набор корреляционных таблиц, выполненный с возможностью корректировки усредненных значений промежуточных результатов реализации модулей (2), (4) и передачи скорректированных данных в модуль (1), при этом в качестве исходных данных для модуля (7) используют усредненные значения параметров, представляющих собой промежуточные результаты реализации модулей (2), (4), а именно среднюю протяженность ствола скважины, средний наклон скважины, значения устьевого давления, физико-химические свойства продукции скважины, а выходными параметрами являются зависимость значений забойных давления от изменения дебита скважин, изменения газового фактора и изменения устьевого давления скважин.
В качестве исходных данных для заявляемой системы, в целом, и для модуля (1), в частности, используют геологические данные проектируемого месторождения, гидродинамическую модель, топографические карты, пользовательские настройки, а именно пользовательские данные по шаблонам систем разработки месторождения, по типу заканчивания скважин, параметры гидроразрыва пласта (ГРП), а выходными данными модуля (1) являются проект площадного распределения скважин, координаты скважин, их количество, рейтинг, тип и координаты забоев скважин, а также обработанные данные, поступившие от модуля (3).
В качестве исходных данных дополнительно для модуля (2) могут быть использованы типы буровых станков, проект типовой кустовой площадки, ограничения по конструкции скважины и бурению, а также промежуточные результаты реализации модуля (1), а выходными данными, являются проект оптимального размещения кустовых площадок, их количество, координаты, распределение скважин по кустовым площадкам, размещение скважин на кустовых площадках, геометрия и протяженность скважин.
Дополнительно, в качестве исходных данных для модуля (3) используют график мобилизации/демобилизации буровых станков, их количество, данные по продолжительности вышкомонтажных работ, а также промежуточные результаты реализации модуля (1) или (2), а выходными данными являются график бурения скважин, значения профиля добычи по кустовым площадкам, график ввода кустовых площадок в эксплуатацию.
Дополнительно, в качестве исходных данных для модуля (4) используют перечень диаметров трубопроводов для расчета коридоров коммуникаций между КП на месторождении, ограничения для выполнения гидравлических расчетов и подбора диаметров по участкам трубопроводов, пользовательские данные для расчета параметров системы электроснабжения месторождения, физико-химические свойства продукции скважин и данные по отдельным типам объектов поверхностного обустройства, а также промежуточные результаты реализации модуля (3), а выходными данными являются перечень объектов поверхностного обустройства проектируемого месторождения, схема коридоров коммуникаций между КП на месторождении, технические характеристики площадных объектов поверхностного обустройства месторождения.
Дополнительно, в качестве исходных данных для модуля (5) используют макроэкономические показатели, экономические и географические данные по региону проектирования месторождения, а также промежуточные результаты реализации модуля (1) - (4), а выходными данными являются значения капитальных затрат на разработку и обустройство месторождения, динамика капитальных и операционных затрат, показатели экономической эффективности проекта.
Дополнительно заявляемая система может содержать модуль серийных расчетов (8), выполненный с возможностью многократного запуска расчетов по цепочке модулей (1) - (4) с последующим сравнением полученных промежуточных результатов реализации модулей (1) - (4) по выбранному параметру, например, по суммарным капитальным и операционным затратам или NPV, или PI.
Краткое описание чертежей
Заявляемое изобретение поясняется следующими изображениями.
На фиг.1-26 представлены скриншоты экрана, как средства вывода результатов работы системы, в качестве демонстрации результатов выполнения работы отдельных этапов соответствующих модулей при работе заявляемой системы.
На фиг.27 представлена схема передачи данных в заявляемой системе интегрированного концептуального проектирования. На фиг.28 представлен алгоритм получения оптимального решения модулей 1-4 с получением оптимистичного, базового и пессимистичного вариантов проектов.
Позициями на фигурах 27-28 обозначены: 1 - модуль разработки, 2 - модуль кустования, 3 - модуль определения профиля добычи, 4 - модуль поверхностного обустройства, 5 - модуль экономики, 6 - модуль- карта, 7 - модуль VFP, 8 - модуль серийных расчетов.
Осуществление изобретения
Архитектура системы построена по модульному принципу и обеспечивает поэтапную работу отдельных модулей, в целом формирующих единую интегральную модель проектирования месторождения. Это возводит систему в ранг единой цифровой платформы для инженерных моделей различных систем, рассматриваемых в рамках концептуального инжиниринга. Каждый модуль заявляемой системы предназначен для поиска локального оптимального результата и представляет собой отдельное техническое решение, которое может реализовано в виде программного кода.
Интеграция модулей между собой по определенной схеме (алгоритму) позволяет решать оптимизационные задачи в масштабе проекта. Объединение модулей в единую систему - интегратор - обеспечивает взаимосвязь модулей и позволяет реализовать итерационный подход к решению оптимизационной задачи снижения суммарных затрат на бурение и инфраструктуру.
Ниже представлено подробное описание изобретения. Специалисту понятно, что нижеприведенное описание осуществления изобретения носит исключительно пояснительный характер и не ограничивает объем притязаний, заявленных в формуле изобретения.
Заявляемое техническое решение может быть реализовано в виде программного комплекса, решающего поставленную задачу интегрального проектирования месторождения.
Детальная работа системы в дальнейшем поясняется на конкретном примере.
В качестве исходных данных для реализации работы системы в заявляемом примере использованы следующие: максимальное количество скважин на кустовой площадке (КП) равное 12; 2 буровых установки (БУ); 1 центр сбора продукции (ЦС). В общем случае, в зависимости от объема решаемых задач (от поставленной задачи проектирования) в качестве таких исходных данных могут быть использованы также финансово-экономическая модель (ФЭМ), физико-химические свойства продукции скважин, исходные данные по параметрам системы разработки месторождения, типы заканчивания и освоения скважин, ограничения по бурению скважин, временные интервалы по выполнению вышкомонтажных и буровых работ, настройки по объектам поверхностного обустройства месторождения, настройки по гидравлическим расчетам, исходные данные для расчета системы энергоснабжения месторождения, параметры системы утилизации попутного нефтяного газа, системы поддержания пластового давления. Указанные данные в цифровом виде через блок ввода данных помещают в блок памяти и при необходимости используют в соответствующих модулях блока обработки.
На основе указанных исходных данных с помощью модуля 1 выполняют формирование сетки скважин, определение уровней добычи/закачки по скважинам с использованием гидродинамической модели (Фигура 1 - сетка скважин).
Промежуточным результатом реализации модуля 1 является набор сведений, например, о количестве скважин, типе скважин, их геологическом рейтинге, а также координаты забоев скважин и др. Полученные данные в табличном и графическом (например, карта забоев) варианте передают в модуль 2, где производят расчет количества и координат размещения кустовых площадок, распределение скважин между кустовыми площадками, определяют НДС кустовых площадок, ведут расслотирование скважин и формируют геометрию скважин. Дополнительную, необходимую для реализации модуля 2, информацию по скважинам направляют из блока памяти. Результатом реализации модуля 2 является набор сведений по количеству кустовых площадок, их координатам, карта распределения и размещения скважин по кустовым площадкам, а также сведения о геометрии и протяженности проектируемых скважин. На фигуре 2 приведены табличные значения, характеризующие координаты забоев скважин, являющиеся дополнительными исходными данными для модуля 2. Для построения наиболее экономически выгодной схемы обустройства месторождения, кустование в модуле 2 рассчитывают итерационно с изменением максимального количества скважин на кустовой площадке: 1, 12 (в приведенном примере описан вариант перебора значений по базовому варианту), 18, 24. Под базовым вариантом понимают стартовый набор исходных данных по всем модулям системы, на основе которого в качестве промежуточного результата получают первый - базовый вариант расчета. Далее выполняют итерации по параметрам системы (итерируемые параметры определяются специалистами по каждому модулю и зависят от специфики конкретного проекта). Получаемые результаты сравниваются между собой по техническим и экономическим параметрам.
Результат кустования для каждого из вариантов максимального количества скважин на кустовой площадке представлен на фигурах 3-4 (Фигура 3 - Кустование скважин, 1 скважина на одну КП, Фигура 4 - Кустование скважин, 12-24 скважины на одну КП). Подробную информацию по каждой кустовой площадке передают в модуль 3 (Фигура 5). Из модуля 6 в рассматриваемом примере в модуль 3 была направлена топографическая основа (карта) (Фигура 6). В модуле 3, исходя из геологического рейтинга скважин, определяют рейтинг кустовых площадок. Далее определяют даты ввода скважин в эксплуатацию на основе графика мобилизации буровых установок и рейтингов кустовых площадок. Для расчета профилей кустовых площадок суммируют профили скважин, принадлежащие данным кустовым площадкам. Результат расчета дат ввода скважин по базовому варианту кустования скважин отображен на Фигуре 7.
Общепринятым подходом при разработке технических решений по системе поверхностного обустройства на этапе концептуального проектирования является проектирование для фиксированного профиля добычи (модуль 3). Для этого фиксированного профиля выполняют вариантную проработку технических решений по системам сбора и подготовки нефти и газа, системам поддержания пластового давления и утилизации подтоварной воды, внешнего транспорта, утилизации попутного газа, энергоснабжения месторождения, логистики. По всем полученным вариантам выполняют расчет экономических затрат и показателей экономической эффективности.
Однако, при таком подходе не учитываются риски, связанные с неопределенностями по геологии и системе разработки месторождения. Изменение значения профиля добычи может привести к необходимости пересмотра всех решений. В заявляемой системе реализована возможность выполнения расчетов для набора исходных данных по профилю добычи (как классически для трех вариантов Р90 (пессимистичный) - Р50 (базовый) - Р10 (оптимистичный), так и для любого другого количества). Также реализована возможность задавать вероятность для каждого из вариантов профилей. Это позволяет выполнить вариативный расчет по профилю добычи для фиксированной схемы обустройства месторождения и определить наиболее устойчивый к изменениям по исходным данным вариант. Таким образом, в заявляемой системе реализована возможность определения оптимального варианта исходя из неопределенностей по добыче и ожидаемых затрат по проекту.
Для моделирования систем поверхностного обустройства месторождений, включая системы сбора продукции скважин, подготовки и внешнего транспорта нефти, системы поддержки пластового давления (ППД), энергоснабжения месторождения, утилизации попутного газа, объектов вспомогательного назначения, возможно построение схем проведения соответствующих коммуникаций в автоматическом режиме в модуле 4, либо их прорисовка в ручном режиме в модуле 6. Для корректного расчета схем поверхностного обустройства из модуля 6 в модуль 4 направляют картографические данные. В модуле (4) реализована возможность загружать для отображения данные как растровых, так и векторных форматов. При этом все картографические данные отображаются в масштабе с привязкой к заданной системе координат, что позволяет определять протяженность линейных объектов непосредственно в системе.
Результат построения схем обустройства по вариантам кустования, полученным из модуля 2, отображен на Фигурах 8-9 (Фигура 8 - Схема поверхностного обустройства, 1 скважина на одну КП, Фигура 9 - Схема поверхностного обустройства, 12-24 скважины на одну КП). Результатом работы модуля 4 также являются данные, характеризующие перечень объектов поверхностного обустройства, их технические характеристики (производительность, мощность, протяженность линейных объектов и др.), годы ввода в эксплуатацию. После построения схемы обустройства в модуле (4) последовательно рассчитывают инженерные показатели (расчет материального баланса, гидравлики, потребления э/э, утилизации газа) и осуществляют подбор диаметров для участков трубопроводов нефтесборного коллектора (НСК) и водоводов высокого давления (ВВД). В качестве дополнительных исходных данных для расчета экономики в модуле (5) (капитальные и операционные затраты, динамика капитальных затрат, показатели экономической эффективности: NPV, IRR, PI) используют финансово- экономическую модель (ФЭМ). Импорт ФЭМ осуществляют непосредственно в модуль 5. Данный модуль выполнен с возможностью отображения результатов экономических расчетов в соответствующих вкладках (Фигура 10). Выбор оптимальной схемы обустройства определяется на основе полученных капитальных и операционных затрат. Детальная информация по экономике для каждой из схем обустройства отображена на рисунках 11-14 (Фигура 11 - Показатели экономической эффективности, 1 скважина на одну КП, Фигура 12 - Показатели экономической эффективности, 12 скважин на одну КП, Фигура 13 - Показатели экономической эффективности, 18 скважин на одну КП, Фигура 14 - Показатели экономической эффективности, 24 скважины на одну КП). Итоговая таблица экономической эффективности по всем рассчитываемым в примере вариантам обустройства представлена в таблице 1.
Таблица 1 - Итоговая таблица показателей экономической эффективности
Figure imgf000016_0001
Исходя из полученных результатов, можно сделать вывод, что наиболее привлекательным вариантом в экономическом плане является схема обустройства с 18 скважинами на одну кустовую площадку (NPV 1341 млн. руб.).
В связи с этим был произведен пересчет сетки скважин, уровней добычи/закачки по скважинам в модуле 1 с учетом изменения параметра по максимальному количеству скважин на кустовую площадку с 12 на 18. Результаты расчетов дат ввода скважин по диапазону ввода буровых установок от 1 до 5 представлены на фигурах 15-19 (Фигура 15 - Профиль добычи/закачки, 1 БУ, Фигура 16 - Профиль добычи/закачки, 2 БУ, Фигура 17 - Профиль добычи/закачки, 3 БУ, Фигура 18 - Профиль добычи/закачки, 4 БУ, Фигура 19 - Профиль добычи/закачки, 5 БУ). Был зафиксиррван показатель по максимальному количеству скважин на одну кустовую площадку на значении 18, после чего выполнен перебор вариантов по количеству буровых установок - от одного до 5 БУ (модуль 3). Соответственно, был выполнен пересчет схем поверхностного обустройства для каждого из вариантов БУ. Результат представлен на фигурах 20-21 (Фигура 20 - Схема поверхностного обустройства, 1-4 БУ, Фигура 21 - Схема поверхностного обустройства, 5 БУ) (модуль 4). Затем выполняли пересчет детальной информации по экономике для каждой из полученных схем обустройства, см. фигуры 22-26 (Фигура 22 - Показатели экономической эффективности, 1 БУ, Фигура 23 - Показатели экономической эффективности, 2 БУ, Фигура 24 - Показатели экономической эффективности, 3 БУ, Фигура 25 - Показатели экономической эффективности, 4 БУ, Фигура 26 - Показатели экономической эффективности, 5 БУ). Итоговая таблица экономической эффективности по всем вариантам скорректированного расчета поверхностного обустройства представлена в таблице 2.
Таблица 2 - Итоговая таблица показателей экономической эффективности, вторая итерация
Figure imgf000017_0001
Из Таблицы следует, что самым экономически эффективным вариантом является схема обустройства с 3 буровыми установками (NPV 2121 млн. руб.). Установлено, что вариативность по увеличению количества центров сбора ведет к большему снижению экономической эффективности. Для близких средних значений экономических показателей выбор рекомендуемого варианта может быть выполнен на основе данных по разбросу максимального и минимального значения параметра или по ожидаемому отклонению от среднего значения. Это позволяет выбрать наиболее устойчивое по отношению к переменным параметрам техническое решение с наиболее гибкими характеристиками.
В приведенном примере использования заявляемой системы показан один из вариантов взаимной передачи данных между модулями, ведущий к получению оптимального результата, определенного по максимальной экономической эффективности (строка 3 таблицы 2).
Количество рассматриваемых итераций (вариантов) определяется исходными данными по проекту. На основе выполненных расчетов выбирают вариант с наиболее оптимальной технологической системой и лучшими показателями экономической эффективности. Система за счет реализации интеграции между модулями с возможностью выполнения итеративных расчетов позволяет выполнять серийные расчеты для значительно большего количества вариантов по сравнению с вариантами выполнения расчетов без использования системы (с использованием модуля серийных расчетов 8). В таком случае выбор рекомендуемого варианта будет основан не на выборочных исходных данных, а на серийном многовариантном переборе параметров по определенным циклам. Такой подход позволяет провести количественную оценку риска, связанного с изменением исходных данных. Осуществление рассматриваемого примера по заявляемому способу позволило существенно повысить количество проработанных вариантов и при этом сократить время выполнения расчетов.
Модуль VFP представляет собой набор корреляционных таблиц и предназначен для расчета потерь давления в стволе скважины и последующего учета полученных данных по забойному давлению при расчете гидродинамической модели объекта разработки.
Генерация VFP таблиц выполняется на основе исходных данных: физико- химические свойства продукции скважины, конструкция скважины, граничные условия по давлению на устье или забое скважины.
В результате выполнения описанного выше примера реализации работы заявляемой системы был получен максимально устойчивый рекомендуемый вариант, характеризующийся минимальными затратами или максимальной экономической эффективностью в потенциально возможном коридоре изменения исходных данных. С помощью заявляемой информационной интегральной системы был выполнен анализ значительного массива техническо-экономических характеристик схем обустройства месторождения при оптимизации вычислительных ресурсов. Помимо этого, ее применение позволило увеличить время на детальную проработку решений для рекомендуемого варианта.
Результатом реализации заявляемой системы является исчерпывающий набор данных по системе разработке, количеству скважин и кустовых площадок, объемам бурения, профилям добычи и закачки по скважинам, кустовым площадкам, всему проекту, данные по графику бурения, перечню и характеристикам объектов поверхностной инфраструктуры. Средства визуализации позволяют представить на карте схему обустройства месторождения с возможностью просмотра характеристик и параметров работы всех спроектированных объектов. По всем объектам и процессам рассчитываются экономические показатели, которые отображаются в интерфейсе системы.
Использование заявляемой системы обеспечивает снижение затрат при проектировании месторождения углеводородов, включая процесс разработки и обустройства месторождения; повышение качества выполнения проектов за счет проработки различных вариантов с выбором оптимального; возможность контроля процесса эволюцию проекта.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Система интегрированного концептуального проектирования месторождения углеводородов, включающая процессор, соединенные с процессором блок ввода исходных данных и экономико-технологических параметров, блок вывода результатов работы системы, блок обработки, включающий проектные модули, блок памяти, выполненный с возможностью хранения промежуточных результатов реализации модулей, а также наборов команд, которые при выполнении их процессором, обуславливают реализацию указанных проектных модулей:
модуля разработки (1), выполненного с возможностью определения количества и координат забоев скважин, профилей добычи по скважинам,
модуля кустования (2), выполненного с возможностью проектирования оптимального размещения кустовых площадок (КП) и распределения скважин по КП,
модуля определения профиля добычи (3), выполненного с возможностью определения порядка ввода КП в эксплуатацию и составления графика бурения скважин,
модуля поверхностного обустройства (4), выполненного с возможностью определения оптимального размещения центров сбора продукции скважин, формирования коридоров коммуникаций КП на месторождении, определения параметров системы сбора продукции скважин, подготовки внешнего транспорта продукции скважин, утилизации попутного газа, расчета системы энергоснабжения, протяженности сети автомобильных дорог,
модуля экономики (5), выполненного с возможностью определения капитальных и операционных затрат на разработку и обустройство месторождения, NPV, PI, IRR месторождения в целом,
а также модуля - карты (6), представляющего собой активную базу данных, выполненную с возможностью обработки топографических карт посредством отображения на картах промежуточных результатов, полученных от модулей (1) и (2) с одной стороны, и передачей обработанных карт в модуль 4, с другой стороны, при этом
модули (1) - (5) выполнены с обеспечением последовательной передачи полученных промежуточных результатов от предыдущего модуля к последующему, а модули (1) - (4) выполнены также с возможностью определения NPV по промежуточному результату реализации каждого модуля,
при этом модуль (1) выполнен с возможностью обработки исходных данных с получением, в качестве промежуточных результатов реализации модуля, по меньшей мере, оптимистичного, базового и пессимистичного вариантов профиля добычи по скважинам или кустовым площадкам и месторождению в целом,
модули (2) - (4) выполнены с возможностью обработки базового варианта, полученного из каждого предыдущего модуле, с достижением локального оптимального промежуточного результата, и его передачи на вход предыдущего и/или последующего модуля, с циклическим повторением последовательности обработки до получения оптимального итогового результата, характеризующегося достижением устойчивого решения системы, которое представляет собой исходные данные для модуля (5).
2. Система по п.1, характеризующаяся тем, что под устойчивым решением системы понимают решение, соответствующее заданным экономико- технологическим параметрам, а именно: максимальная экономическая эффективность, техническая реализуемость проекта, внешние ограничения, капитальные вложения, коэффициент истечения нефти (КИН).
3. Система по п.1, характеризующаяся тем, что она дополнительно содержит модуль Vertical Flow Performance (VFP) (7), представляющий собой набор корреляционных таблиц, выполненный с возможностью корректировки усредненных значений промежуточных результатов реализации модулей (2), (4) и передачи скорректированных данных в модуль (1), при этом в качестве исходных данных для модуля (7) используют усредненные значения параметров, представляющих собой промежуточные результаты реализации модулей (2), (4), а именно среднюю протяженность ствола скважины, средний наклон скважины, значения устьевого давления, физико-химические свойства продукции скважины, а выходными параметрами являются зависимость значений забойных давления от изменения дебита скважин, изменения газового фактора и изменения устьевого давления скважин.
4. Система по п.1, характеризующаяся тем, что в качестве исходных данных для заявляемой системы, в целом, и для модуля (1), в частности, используют геологические данные проектируемого месторождения, гидродинамическую модель, топографические карты, пользовательские настройки, а именно пользовательские данные по шаблонам систем разработки месторождения, по типу заканчивания скважин, параметры гидроразрыва пласта (ГРП), а выходными данными модуля (1), являются проект площадного распределения скважин, координаты скважин, их количество, рейтинг, тип и координаты забоев скважин, а также обработанные данные, поступившие от модуля 3.
5. Система по п.1, характеризующаяся тем, что дополнительно, в качестве исходных данных для модуля (2) используют типы буровых станков, проект типовой кустовой площадки, ограничения по конструкции скважины и бурению, а также промежуточные результаты реализации модуля (1), а выходными данными являются проект оптимального размещения кустовых площадок, их количество, координаты, распределение скважин по кустовым площадкам, размещение скважин на кустовых площадках, геометрия и протяженность скважин.
6. Система по п.1, характеризующаяся тем, что дополнительно, в качестве исходных данных для модуля (3) используют график мобилизации/демобилизации буровых станков, их количество, данные по продолжительности вышкомонтажных работ, а также промежуточные результаты реализации модуля (1) или (2), а выходными данными являются график бурения скважин, значения профиля добычи по кустовым площадкам, график ввода кустовых площадок в эксплуатацию.
7. Система по п.1, характеризующаяся тем, что дополнительно, в качестве исходных данных для модуля (4) используют перечень диаметров трубопроводов для расчета коридоров коммуникаций между КП на месторождении, ограничения для выполнения гидравлических расчетов и подбора диаметров по участкам трубопроводов, пользовательские данные для расчета параметров системы электроснабжения месторождения, физико-химические свойства продукции скважин и данные по отдельным типам объектов поверхностного обустройства, а также промежуточные результаты реализации модуля (3), а выходными данными являются перечень объектов поверхностного обустройства проектируемого месторождения, схема коридоров коммуникаций между КП на месторождении, технические характеристики площадных объектов поверхностного обустройства месторождения.
8. Система по п.1, характеризующаяся тем, что дополнительно, в качестве исходных данных для модуля (5) используют макроэкономические показатели, экономические и географические данные по региону проектирования месторождения, а также промежуточные результаты реализации модуля (1) - (4), а выходными данными являются значения капитальных затрат на разработку и обустройство месторождения, динамика капитальных и операционных затрат, показатели экономической эффективности проекта.
9. Система по п.1, характеризующаяся тем, что она дополнительно содержит модуль серийных расчетов (8), выполненный с возможностью многократного запуска расчетов по цепочке модулей (1) - (4) с последующим сравнением полученных промежуточных результатов реализации модулей (1) - (4) по выбранному параметру, например, по суммарным капитальным и операционным затратам или NPV или PI.
PCT/RU2018/050147 2017-12-29 2018-11-20 Система интегрированного концептуального проектирования месторождения углеводородов WO2019132733A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017147019 2017-12-29
RU2017147019A RU2670801C9 (ru) 2017-12-29 2017-12-29 Система интегрированного концептуального проектирования месторождения углеводородов

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019132733A1 true WO2019132733A1 (ru) 2019-07-04

Family

ID=63923471

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2018/050147 WO2019132733A1 (ru) 2017-12-29 2018-11-20 Система интегрированного концептуального проектирования месторождения углеводородов

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2670801C9 (ru)
WO (1) WO2019132733A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112819198A (zh) * 2020-12-31 2021-05-18 中国石油大学(北京) 一种基于成本分析模型的工厂化钻井优化配置方法和系统
CN113610446A (zh) * 2021-09-29 2021-11-05 中国石油大学(华东) 一种复杂分散断块油田群投产顺序的决策方法
US11875371B1 (en) 2017-04-24 2024-01-16 Skyline Products, Inc. Price optimization system

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1701001A1 (en) * 2000-02-22 2006-09-13 Schlumberger Technology Corporation Integrated reservoir optimization
EA013694B1 (ru) * 2003-06-25 2010-06-30 Шлумбергер Текнолоджи Корпорейшн Способ, система и запоминающее устройство для автоматизированного проектирования скважин
US20130246032A1 (en) * 2010-12-09 2013-09-19 Amr El-Bakry Optimal Design System for Development Planning of Hydrocarbon Resources
US9292633B2 (en) * 2012-05-14 2016-03-22 Landmark Graphics Corporation Method and system of displaying a graphical representation of hydrocarbon production parameters
US20170177764A1 (en) * 2015-12-17 2017-06-22 Total Sa Method for exploitation of hydrocarbons from a sedimentary basin by means of a basin simulation taking account of geomechanical effects
RU2639649C2 (ru) * 2017-03-17 2017-12-21 Джемма Павловна Земцова Компьютерная система для обработки и анализа геофизических данных

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1701001A1 (en) * 2000-02-22 2006-09-13 Schlumberger Technology Corporation Integrated reservoir optimization
EA013694B1 (ru) * 2003-06-25 2010-06-30 Шлумбергер Текнолоджи Корпорейшн Способ, система и запоминающее устройство для автоматизированного проектирования скважин
US20130246032A1 (en) * 2010-12-09 2013-09-19 Amr El-Bakry Optimal Design System for Development Planning of Hydrocarbon Resources
US9292633B2 (en) * 2012-05-14 2016-03-22 Landmark Graphics Corporation Method and system of displaying a graphical representation of hydrocarbon production parameters
US20170177764A1 (en) * 2015-12-17 2017-06-22 Total Sa Method for exploitation of hydrocarbons from a sedimentary basin by means of a basin simulation taking account of geomechanical effects
RU2639649C2 (ru) * 2017-03-17 2017-12-21 Джемма Павловна Земцова Компьютерная система для обработки и анализа геофизических данных

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11875371B1 (en) 2017-04-24 2024-01-16 Skyline Products, Inc. Price optimization system
CN112819198A (zh) * 2020-12-31 2021-05-18 中国石油大学(北京) 一种基于成本分析模型的工厂化钻井优化配置方法和系统
CN112819198B (zh) * 2020-12-31 2023-11-14 中国石油大学(北京) 一种基于成本分析模型的工厂化钻井优化配置方法和系统
CN113610446A (zh) * 2021-09-29 2021-11-05 中国石油大学(华东) 一种复杂分散断块油田群投产顺序的决策方法
CN113610446B (zh) * 2021-09-29 2021-12-21 中国石油大学(华东) 一种复杂分散断块油田群投产顺序的决策方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2670801C9 (ru) 2018-11-26
RU2670801C1 (ru) 2018-10-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10767448B2 (en) Multistage oilfield design optimization under uncertainty
RU2002122397A (ru) Всеобъемлющая оптимизация пластового резервуара
CN100530167C (zh) 固体矿床三维可视化储量计算系统及计算方法
CN102750739B (zh) 三维地质模型的构建方法
RU2670801C1 (ru) Система интегрированного концептуального проектирования месторождения углеводородов
CN105117809B (zh) 海上丛式井组钻井顺序优化方法
US20120059634A1 (en) Method for optimizing the positioning of wells in an oil reservoir
CN105956928A (zh) 一种金属露天矿5d时空动态排产计划模型构建方法
WO2017011469A1 (en) Ensemble based decision making
RU2684501C1 (ru) Способ проектирования поверхностного обустройства месторождения
Pershin et al. Operational control of underground water exploitation regimes
CN105205864A (zh) 基于多源数据的地质结构面三维模型自动建模方法和系统
RU2685005C1 (ru) Способ и компьютерная система для проектирования размещения кустовых площадок на месторождении
Salehian et al. Robust integrated optimization of well placement and control under field production constraints
Sales et al. A genetic algorithm integrated with Monte Carlo simulation for the field layout design problem
CN117745968B (zh) 一种创建地质模型的方法及系统
CN117574755B (zh) 页岩储层井工厂水平井压裂参数分层多级优化方法
CN116097267A (zh) 模块化烃设施安置规划系统
CN114862609A (zh) 一种特高含水油田的油藏开采方法
van Wees et al. Accelerating geothermal development with a play-based portfolio approach
CN115373028A (zh) 一种碳酸盐岩缝洞型油藏放空漏失井段测井曲线重构方法
Wang et al. Use of retrospective optimization for placement of oil wells under uncertainty
Lerza et al. Maximizing Project Value in Vaca Muerta Shale Formation, Part 2: Simultaneous Optimization of Well Spacing and Completion Design-Case of Study
CN111852466A (zh) 一种用于页岩气井规模配产与管网运行优化的方法
Tilke et al. Automated field development planning for unconventional shale gas and tight oil

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 18894734

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 18894734

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1