автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Комплексный анализ и повышение эффективности управления системами гидравлически связанных объектов

На правах рукописи

Нассонов Юрий Валерьевич

КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ И ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ СИСТЕМАМИ ГИДРАВЛИЧЕСКИ СВЯЗАННЫХ ОБЪЕКТОВ (НА ПРИМЕРЕ ПРОЦЕССОВ В СИСТЕМАХ ДОБЫЧИ НЕФТИ)

Специальность:

05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка информации (в химической технологии, нефтехимии и нефтепереработке)

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Иваново 2005

Работа выполнена в ЗАО Геоинформационные системы - АСУ проект

(г. Москва).

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Елин Николай Николаевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук,

профессор Мизонов Вадим Евгеньевич

доктор технических наук,

профессор Глебов Михаил Борисович

Ведущая организация: ОАО «Институт Нефтегазпроект», г. Тюмень.

Защита состоится 26 сентября 2005 года в / / часов на заседании диссертационного совета Д 212.063.05 при ГОУ ВПО «Ивановский государственный химико-технологический университет» по адресу: 153460, г. Иваново, пр. Ф. Энгельса, д.7.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ивановского государственного химико-технологического университета.

Автореферат разослан » 2005 г.

Учёный секретарь диссертационного совета,

д.ф.-м. н., профессор * Г.А.Зуева

Р

ММ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации. В системах добычи нефти существует замкнутая система гидравлически связанных объектов (ЗСГСО): «продуктивный пласт» - «добыча» - «нефтесбор» - «подготовка продукции» - «заводнение» - «продуктивный пласт». Существующая практика эксплуатации и управления данными системами, регламенгирусмая нормативными документами, заключается в рассмотрении всех ее элементов без учета их взаимного влияния, обусловленного наличием технологических и экономических связей. При этом отсутствует учет предполагаемой динамики добычи и обводненности продукции, так как технические решения принимаются для условий максимальной добычи жидкости и максимальной ВЯЗКОС1И.

Наиболее перспективным методом повышения эффективности технических решений и управления эксплуатацией нефтяного месторождения с целью достижения наилучших технико-экономических показателей и связанному с этим уменьшению затрат на добычу нефти является системный подход к исследованию ЗСГСО, позволяющий учитывать связи ее подсистем и элементов, прогнозировать изменение их технологических и экономических показателей на весь период разработки объекта добычи нефти. Для этого необходимо определить те элементы системы, для которых затраты на повышение их пропускной способности дадут максимальный эффект для системы в целом.

Целью работы является создание модели сложной системы гидравлически связанных объектов (на примере системы обустройства нефтяного месторождения), позволяющей повысить эффективность управления данной системой с целью достижения наилучших технико-экономических показателей за счет учета связей ее элементов и ретроспективной, текущей и прогнозной информации о режимах их эксплуатации.

Основные задачи исследования.

1. Создать математическую модель системы гидравлически связанных объектов обустройства нефтяных месторождений.

2. Разработать и внедрить в постоянную эксплуатацию комплекс алгоритмов

и программ для гидродинамических расчетов потоков в системе гидравлически

связанных объектов, позволяющий учитывать связи ее

I БИБЛИОТЕКА ]

элементов, а также выбирать режимы их эксплуатации, соответствующие экстремальным значениям технологических и экономических критериев оптимальности (например, максимальной добыче продукции или минимальным совокупным дисконтированным затратам при обеспечении заданной добычи).

3. Разработать методы, алгоритмы и программы для моделирования аварийных ситуаций в элементах системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения и учета связанных с этим материальных затрат в процессах принятия решений и управления ее эксплуатацией.

4. Разработать метод управления многостадийным процессом эксплуатации системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения с использованием ретроспективной, текущей и прогнозной информации о динамике добычи и обводненности продукции.

Научная новизна результатов работы.

1. Разработана математическая модель процесса движения нефгеводогазовой смеси во всех элементах системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения, учитывающая фазовые переходы, процессы расширения и изменения расходных и физико-химических параметров потока по его длине с учетом теплообмена с окружающей средой.

2. Предложен новый подход к управлению процессами эксплуатации системы обустройства нефтяного месторождения, основанный на учете гидродинамических связей ее элементов. Методами вычислительного эксперимента исследованы закономерности изменения дебитов добывающих скважин при изменении устьевого давления и (или) замене оборудования с учетом изменения гидравлических режимов смежных подсистем.

3. Разработан новый метод прогнозирования аварийных ситуаций и учета их влияния на технологические и экономические показатели систем обустройства.

4. На основе вычислительных экспериментов установлено, что наиболее эффективным является повышение пропускной способности подсистемы нефтесбора и предложена методика расчета оптимальных диаметров ее участков.

5. Решена задача оптимизации многостадийного процесса распределения инвестиции в дювдцпение пропускной способности системы гидравлически связанных б$ьект'6Ь_ нефтяного месторождения исхода из ретроспективных,

объектов нефтяного месторождения исходя из ретроспективных, текущих и прогнозных уровней добычи и обводненности продукции с учетом технико-экономических связей ее подсистем и элементов.

Обоснованность результатов обеспечивается применением апробированных методов системного анализа, математического моделирования гидродинамических процессов и численного решения дифференциальных уравнений, использованием рекомендованных нормативными документами методов расчета, а также хорошим совпадением результатов расчетов с фактическими промысловыми данными, полученными на месторождениях 11К «ЮКОС», ОАО «Лукойл-Коми» и ОАО «Лукойл-Пермнефть».

Практическую ценность составляют:

1. Алгоритмы и компьютерные программы расчета процессов движения нефтеводогазовых смесей во всех элементах замкнутой системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения.

2. Методики расчета изменения текущей добычи продукции и совокупных дисконтированных затрат на добычу единицы продукции при изменении гидравлических режимов любых элементов замкнутой системы гидравлически связанных объемов нефтяного месторождения.

3. Использование алгоритмов, методик и компьютерных программ, разработанных в диссертации, при управлении системой обустройства нефтяного месторождения позволяет увеличить текущую добычу нефти и/или сократить затраты электроэнергии; уменьшить аварийность системы и сократить потери продукции при авариях; уменьшить затраты на капитальные и текущие ремонты.

Реализация результатов работы. Разработанные в диссертации алгоритмы, методики и компьютерные программы используются при управлении эксплуатацией систем обустройства нефтяных месторождений: НК «ЮКОС», ОАО «Самара-нефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Томскнефть ВНК», ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», ОАО «Лукойл-Пермнефть».

Апробация работы. Результаты исследований, отражающие основное содержание диссертационной работы, докладывались на Международной конференции «Информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности» в 2002г. (г. Айя-Напа, Кипр), 2003г. (Лимасол, Кипр), на Всероссийской научной

конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (г. Тюмень) Программные продукты, реализующие результаты исследований, демонстрировались на Международных выставках «Нефть и газ - 2003» и «Нефть и газ - 2004», г. Москва.

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 7 работах, в том числе 2 статьях, 3 докладах в материалах конференций и 2 тезисах докладов.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы и приложений, содержит 173 страницы машинописного текста, 15 рисунков, 2 таблицы, список литературы из 99 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, поставлена цель исследования, сформулированы решаемые задачи, отражены научная новизна и практическая ценность полученных результатов, изложены основные положения, защищаемые автором.

В первой главе проанализирована существующая практика проектирования и эксплуатации обустройства нефтяных месторождений, выявлены ее основные сильные и слабые стороны.

Представлен обзор работ отечественных и зарубежных ученых Гвишиани Д.М , Дементьева JI Ф., Никанорова С.П., Квейда Э., Клиланда Д., Кинга В., Стре-калова A.B., Тронова В.П. и др , посвященных развитию методов системного анализа применительно к управлению сложными системами. Рассмотрен опыт построения моделей отдельных элементов системы гидравлически связанных объектов обустройства нефтяного месторождения, структура которой представлена на рис. 1.

Все объекты данной системы являются подсистемами, состоящими из элементов (добывающие и нагнетательные скважины, участки трубопроводных сетей нефтесбора и заводнения, насосные станции, сепараторы и др.), связи которых определяют структуру данной системы.

Рис.1. Структура системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения и технологические связи ее подсистем Обозначения: Р - давление. Т- температура. АР, АТ- перепады давления и температуры, Q - расход продукции, V- расход газа, п - обводненность, расход электроэнергии. Индексы:

¡п - вход, оиI - выход, о - нефть, и> - вода, % - газ, т - смесь, /- закачка (и< /' - закачка воды), а - добавочный (»с а. -добавочная вода из сеномана или из реки), р! - пласт, рг - призябойная зона, г - забой, и - устье, gl - газлифт, о g. -нефтесбор, ^ - сепарация Способы эксплуатации скважин подсистемы «Добыча»:

УЭЦН - погружными центробежными насосами, Д1СНУ - штанговыми станками-качалками.

Система имеет выход по готовому продукту в виде нефти и газа из подсистемы «подготовка» и вход в виде воды на подпитку подсистемы «заводнение» Движение нефти, газа и воды от продуктивного пласта до установок подсистемы «подготовка» происходит под действием энергии пласта (разница между пластовым давлением и давлением сепарации) и за счет подвода дополнительной энергии в подсистемах «добыча» и «заводнение».

Наиболее сильные технико-экономические связи имеют следующие подсистемы:

1. «Добыча» и «нефтесбор». Параметр, наиболее сильно влияющий на их взаимосвязь - давление сбора р011, увеличение которого приводит к более или менее значительному снижению дебитов добывающих скважин (в зависимости от способа добычи) либо к увеличению расхода электроэпергаи и (или) газлифтного газа, необходимых для обеспечения заданной добычи.

С другой стороны, капитальные и эксплуатационные затраты на подсистему «нефтесбор» при этом сокращаются, что связано с уменьшением диаметров трубопроводов, обусловленным уменьшением в них объема свободного газа. Выбор величины давления сбора представляет сложную оптимизационную задачу. Влияние некоторых факторов на ее оптимальное значение исследовано в четвертой главе данной работы.

2. «Нефтесбор» и «подготовка продукции добывающих скважин». Параметр, наиболее сильно влияющий на их взаимосвязь - давление на первой ступени сепарации р„ повышение которого позволяет сократить затраты на транспорт продукции от объектов подготовки к потребителю и уменьшить затраты электроэнергии в подсистеме «заводнение». Одновременно повышаются капитальные и эксплуатационные затраты на подсистему «нефтесбор» вследствие увеличения диаметров трубопроводов, обусловленного необходимостью обеспечить заданную пропускную способность при меньшем перепаде давления при постоянной величине давления сбора.

Технологическая связь подсистемы «заводнение» с подсистемами «добыча» и «нефтесбор» не непосредственная, а осуществляется: в первом случае - через продуктивный пласт, во втором - через подсистемы «добыча» и «подготовка». При этом подсистема «заводнение» играет роль «обратной связи»: количество продук-

ции, отобранной из продуктивного пласга и прошедшей через подсистемы «добыча», «нефтесбор» и «подготовка» должно компенсироваться закачкой воды таким образом, чтобы обеспечить заданную по условиям разработки величину пластового давления. Поэтому при подготовке и реализации мероприятий по повышению пропускной способности подсистемы «нефтесбор» с целью увеличения текущей добычи следует учитывать резервы производительности подсистемы «заводнение» в качестве одного из ограничений.

Для обеспечения заданного объема добычи продукции пласта с наименьшими затратами необходимо в каждом конкретном случае сопоставить экономию (перерасход) энергозатрат с перерасходом (экономией) капиталовложений в повышение пропускной способное™ одного или нескольких элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения и, кроме того, выбрать те элементы, для которых затраты на повышение пропускной способности дают максимальный эффект для системы в целом. В этой связи важно иметь информацию о распределении капиталовложений по подсистемам и зависимости энергопотребления каждой подсистемы от основных показателей разработки, способов добычи и других условий.

Обобщение накопленного опыта проектирования и эксплуатации обустройства нефтяных месторождений показывает, что наиболее перспективным является переход к практике непрерывного развития и реконструкции системы гидравлически связанных объектов с учетом накапливаемой информации и меняющихся представлений о предполагаемой динамике добычи, а также с учетом ограничений на величину ресурсов. Это обеспечивается внедрением в практику проектирования и эксплуатации математических моделей таких систем. Учет технологических и экономических связей подсистем и элементов будет наиболее эффективным в том случае, если для описания и расчетов происходящих в них гидродинамических процессов используется единая математическая модель движения нефтеводогазо-вого потока в трубах.

Во второй главе разработана математическая модель гидродинамических процессов в элементах системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения.

Система одномерных дифференциальных уравнений сохранения массы, импульса и энергии для нефтеводогазового потока (двухфазной газожидкостной смеси) в трубах имеет вид:

(1)

Ф 1 ^ Р\ ч , ч ^

аI 20 <р, <р2 <11

+ — Ш

-Р\ +-Рг

К<Р\ 9г

г \

2

(2)

к(Тс= (ад + *2/2) + тс ^[(х, 4 + *2 4) *

ш а1 (р{ <рг

р, 2 <г>2) Л

(3)

С целью замыкания данной системы она дополнена известными расчётными соотношениями для физико-химических и теплофизических свойств жидкой и газовой фаз - энтальпии, плотности, вязкости и других, а также формулами для расчета коэффициентов гидравлического сопротивления Лс, истинных объёмных концентраций фаз <ри ц>2 и термических сопротивлений (коэффициента теплопередачи к) от потока к окружающей среде. При этом величины <р!: Яс определяются в зависимости от структуры течения смеси, а к - в зависимости от конструкции изоляции и способа прокладки трубопровода. Уклон расчетного участка ¿УЛ соответствует реальному рельефу местности или профилю скважины

Система (1) - (3) решается методом последовательных приближений. В качестве граничных условий используются давление и температура в начале либо в конце трубопровода в зависимости от решаемой задачи.

В третьей главе разработан комплекс алгоритмов и компьютерных программ для моделирования элементов и подсистем системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения.

Исходными данными для расчетов являются: структура трубопроводных сетей, дебиты и обводненность для добывающих скважин, а для нагнетательных - приемистость (все эти данные можно загружать из БД 018Р)ре и ОШпй> или вводить вручную), конструкции скважин, уравнение притока (индикаторная кривая), пара-

метры скважинного оборудования, давление на устье, а для газлифтных скважин -расход газлифт ного газа; количество насосов на насосных станциях различного назначения и их напорно-расходные характеристики; физико-химические свойства пластовых флюидов.

Методика расчета добывающих скважин, эксплуатируемых различными способами, заключается в совместном решении уравнения притока (4) и системы уравнений (1) (3), описывающей движение продукции в скважине.

где Кит- коэффициент продуктивности и показатель уравнения притока, значения которых принимаются по результатам регулярно проводимых гидродинамических исследований.

На первом (отладочном) этапе рассчитываются распределение давления, температуры, газосодержания и других параметров потока по «стволу» скважины от устья до забоя и производится оценка достоверности исходной информации и ее уточнение. Это позволяет выявить возможные нежелательные режимы эксплуатации и предложить рекомендации по их устранению.

Задачей второго этапа является оптимизация и управление работой скважин. С этой целью производится корректировка их режимов эксплуатации по результатам первого этапа, а в отдельных случаях - замена оборудования; то же самое выполняется при изменении объемов добываемой продукции, ее обводненности, пластового давления, коэффициента продуктивности и др.

На третьем этапе производятся вычислительные эксперименты для моделирование различных вариантов реконструкции компоненты «добыча - нефтесбор», состоящей из двух подсистем. Для этого решаются следующие задачи:

- расчет изменения дебитов добывающих скважин, подающих продукцию в реконструируемую часть подсистемы нефтесбора;

- оптимизация и управление работой добывающих скважин, подающих продукцию в реконструируемую часть подсистемы нефтесбора;

- расчет изменения дебитов добывающих скважин при подключении одной или нескольких новых скважин или отключении ранее эксплуатировавшихся, подающих продукцию в ту же часть подсистемы нефтесбора.

(4)

Важнейшим параметром, определяемым при решении этих задач, является устьевое давление добывающих скважин (равное давлению сбора), при котором соблюдается условие равенства суммарного дебита скважин и пропускной способности нефтесбора.

Для расчета трубопроводных сетей систем нефтесбора, напорных нефтепроводов и водоводов произвольной конфигурации, в том числе содержащих замкнутые контуры, разработан программный комплекс 018Р1ре «Расчет».

Достоинствами данного программного продукта является то, что он работает на постоянно обновляемой и связанной с системами телемеханики, базой данных Это позволяет оперативно сравнивагь результаты расчетов с фактическими данными по режимам работы всей системы нефтесбора. В результате расчетов, заключающихся в численном интегрировании системы уравнений (1) - (3) с соответствующими замыкающими соотношениями, определяются потери давления, скорости продукции и другие технологические параметроы для каждого участка, а также давления во всех узлах трубопроводной сети. Кроме того, производится расчет максимальной скорости коррозии по РД 39-0147323 - 89-Р, определяется пропускная способность любого участка или группы участков, выполняется подбор оптимального диаметра простого участка, соответствующего минимуму удельных энергозатрат или совокупных затрат.

Построенная расчетная схема может быть сохранена на диске для повторных расчетов или отредактирована. При редактировании можно добавлять и/или удалять: узлы и участки расчетной схемы, параллельные нитки к существующим участкам. Можно также изменять узлы начала и конца, диаметры, толщины стенок и другие параметры.

В четвертой главе рассмотрены вопросы использования моделей подсистем и элементов системы гидравлически связанных объектов при управлении эксплуатацией нефтяных месторождений.

Для обеспечения заданного объема продукции пласта с наименьшими затратами необходимо выбрать элементы системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения, для которых затраты на повышение их пропускной способности дадут максимальный эффект для системы в целом. В таблице 1 представ-

лены данные по 12 месторождениям Западной Сибири и Республики Коми, взятые из их проектов обустройства.

Таблица 1

Распределение капиталовложений и энергозатрат по элементам систем

Элемент СГСО Капиталовложения, % Энергозатраты, %

Добыча 55...70 53...63

Заводнение 25...40 35...45

Подготовка 2...5 ок. 2

Нефтесбор 1...4 входят в «добычу»

Основными причинами перерасхода энерг ии и/или снижения добычи для самого капитало- и энергоемкого элемента системы - добывающих скважин, являются эксплуатация в неэкономичных режимах, а также повышенные устьевые давления, обусловленные перегрузкой подсистемы нефтесбора. В первом случае необходимо провести оптимизацию режимов эксплуатации (см. третью главу данной работы), а во втором - разгрузку подсистемы нефтесбора.

Повышенные энергозатраты в подсистеме «заводнение» могут иметь место в случае неравномерной загрузки участков сложной трубопроводной сети высоконапорных водоводов, что приводит к большим потерям напора на устьевых дросселях нагнетательных скважин. Кроме того, на перегруженных участках существует опасность возникновения аварийных ситуаций вследствие гидроударов, а на недогруженных - образование парафино-асфальтовых отложений или гидратов, увеличивающих их гидравлические сопротивления. Другой причиной перерасхода энергии является эксплуатация насосных станций с глубоким дросселированием потоков на нагнетательных коллекторах. Сокращение энергозатрат достигается оптимизацией и управлением распределением потоков воды и наладкой режимов эксплуатации насосного оборудования насосных станций с учетом его совместной работы с сетью высоконапорных водоводов.

Подсистема «подготовка продукции» может оказывать влияние на пропускную способность системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения только за счет изменения качества выходящих из нее потоков продукции (количества остаточной воды в нефти и содержания взвешенных частиц в воде).

При увеличении содержания остаточной воды возрастают затраты на транспорт нефти на центральные пункты подготовки (ЦППН), обусловленные увеличением расхода и вязкости, а также увеличивается подпитка системы заводнения пресной водой Увеличение содержания взвешенных частиц в воде приводит к повышению сопротивления призабойной зоны нагнетательных скважин.

Повышение пропускной способности подсистемы нефтесбора является наиболее перспективным для уменьшения энергозатрат в системе гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения в целом по следующим причинам:

- как правило, подсистема нефтесбора имеет наибольшие резервы увеличения пропускной способности, так как она загружена наиболее неравномерно, что обусловлено низкой точностью исходной информации по прогнозным дебитам скважин, использовавшейся при ее проектировании;

- уменьшение устьевых давлений добывающих скважин путем разгрузки подсистемы нефтесбора позволяет значительно уменьшить энергозатраты в подсистеме добычи (самой энергоемкой, см. табл. 1);

- затраты на увеличение пропускной способности подсистемы нефтесбора сравнительно не велики (см табл 1).

Результаты оптимизации режимов эксплуатации подсистем добычи и нефтесбора с целью увеличения добычи продукции представлены в табл. 2 и 3.

Увеличение пропускной способности системы нефтесбора КСП-23 путем строительства дополнительного трубопровода на перегруженном участке системы диаметром 426 мм длиной 2750 м позволило снизить устьевые давления на 51 кусте скважин, на 0,1 .0,7 МПа, что дало возможность увеличить дебиты, а в некоторых скважинах - заменить ЭЦН на более производительные (см. табл. 2).

Оптимизация распределения газа высокого давления (ВД) между газлифт-ными скважинами, подключенными к системе нефтесбора КСП-11 Самотлорского месторождения при ограничении на общий расход газа ВД, производилась в два этапа. На первом этапе использовался метод, не учитывающий влияние загрузки системы нефтесбора на устьевые давления (следовательно, дебиты) добывающих скважин, в том числе эксплуатируемых другими способами. На втором этапе это влияние учитывалось. Результаты оптимизации представлены в таблице 3. Увеличение добычи, достигнутое за счет роста дебитов газлифтных скважин, превышает

снижение добычи на насосных скважинах, обусловленное перераспределением газ а ВД и связанным с этим изменением давлений в системе нефтесбора.

Таблица 2

Изменение технологических режимов подсистем добычи и нефтесбора КСП-23 Самотлорского месторождения ___в результате оптимизации ее режима эксплуатации_

X» п/ п Показатели До оптимизации (исходный режим) После 01ТГИ-мизации без учета влияния системы нефтесбора После оптимизации с учетом влияния системы нефтесбора Прирост при учете влияния системы нефтесбора

1. Добыча жидкости, м3/суг 34794 35574 40169 + 4595

2. В том числе: - скважин, в которых поменяли УЭЦН - остальных скважин 4636 30158 5312 30262 5423 34746 + 111 +4484

3 Добыча нефти, м7сут 10195 10464 10811 + 347

4. В том числе: скважин, в которых поменяли УЭЦН остальных скважин 1458 8737 2134 833Т) 2105 8706 -29 +376

5 Потери мощности на нсфтесбо-ре, кВт 2248 2369 2008 -361

Таблица 3

Изменение технологических режимов подсистемы «добыча - сбор» КСП-11 Самотлорского месторождения в результате оптимизации распределения газа ВД в _ фонде газлифтных скважин__

№ п/ п Показатели До оптимизации (исходный режим) После оптимизации без учета влияния системы нефтесбора После оптимизации с учетом влияния системы нефтесбора Прирост при учете влияния системы нефтесбора

1 Добыча жидкости, м^сут 86267 88562 88981 + 419

2. В том числе: газлифтных скважин насосных скважин 32024,5 54242,5 35847,8 52714,2 37896,2 51084,8 + 2048,4 - 1629,4

3. Добыча нефти, м3/сут 14814,7 15208,9 15304,8 + 95,9

4. В том числе: газлифтных скважин насосных скважин 5001,5 9813,2 5511.4 9697.5 5754,5 9550,3 + 243,1 -147,2

5. Расход газа ВД, тыс нм3/сут 1695 1694 1696 + 2

6. Потери мощности на нефтесборе, кВт 2248 2369 2108 -261

Весьма важным при оптимизации и управлении эксплуатацией системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения является учет динамики загрузки ее элементов исходя из ретроспективной, текущей и прогнозной инфор-

мации о добыче и обводненности продукции. Наиболее актуален такой учет для подсистемы нефтесбора, так как в других подсистемах существует возможность управления режимами их эксплуатации за счет регулирования технологического оборудования или его включения/выключения На рис. 2 показан типичный пример изменения во времени удельных потерь давления и скорости коррозии на участке подсистемы нефтесбора, рассчитанные с помощью ПК ОГ8Р1ре Расчет.

Рис. 2. Влияние давления транспорта нефтеводогазовой смеси на основные эксплуатационные параметры нефтесборного трубопровода а) изменение во времени удельных потерь давления; б) изменение во времени скорости коррозии металла нефтегазосборных трубопроводов.

Результаты таких расчетов используются, например, для поиска оптимальных диаметров трубопроводов, а также для определения остаточного ресурса трубопроводов различного назначения При поиске оптимальных решений необходимо учитывать прогнозный ущерб от аварий, все составляющие которого (потери продукции, экологический ущерб) зависят от расхода продукции через порыв и времени ликвидации аварии. Разработаны алгоритм и компьютерная программа расчета массового расхода продукции (нефтеводогазовой смеси) через отверстие (порыв), являющиеся составной частью OlSPipe. Расчет.

В пятой главе разработана методика оптимизации распределения инвестиций в многостадийный процесс повышения пропускной способности системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения. В качестве критерия оценки эффективности каждого мероприятия (инвестиционного проекта) приняты совокупные затрата.

Критический анализ известных методик отбора наиболее эффективных инвестиционных проектов из нескольких альтернативных (работы Ставровского Е.С., Кукукиной И.Г., Дулесова A.C., Лекомцевой Ю.Г., Бернса В., Райкова Г., Брусевой М.К. и др.) показал, что они не позволяют учесть случаи сильного влияния возмущающих воздействий (в нашем случае - значительные отклонения фактических показателей разработки месторождения от прогнозных) на технико-экономические показатели оптимизируемого объекта.

Задача заключается в создании методики расчета объемов финансирования каждого мероприятия ('(/' = 1, ... , Г), включенного в инвестиционную программу для каждого года расчетного периода t (t - 1, ... , Т), который равен сроку разработки месторождения, определяемым проектом разработки, с учетом ограничений на объем средств. Решением поставленной задачи является двухмерный массив значений хи, соответствующих долям проектов, профинансированных к концу каждою года рассматриваемого периода.

Разработана математическая модель многостадийного процесса управления инвестициями при эксплуатации неф!ян0го месторождения (рис. 3). Состояние отдельной стадии процесса I характеризуется «выходом» стадии х('\ управлением и1'' и возмущающими воздействиями v(,).

Описание каждой стадии / многостадийного процесса управления инвестициями в проекты представляется системой уравнений:

х('> = ^"(Ю^'Л Л"-", В(,л\ «<", у("), /= 1,..., Т (5) где КV " " 2" Л ('" " - векторы соответственно капитальных вложений, эксплуатационных затрат и результатов от реализации инвестиционных проектов на (?-1) шаге расчета, тыс. руб.; В '' - вектор объемов денежных средств в источниках инвестиций, оставшихся в конце (/-1) шага расчета, тыс. руб.

Рис. 3. Многостадийный процесс управления инвестициями *"> - выходные параметры (переменное состояние) стадии V, и'1' - управляющие воздействия на стадии /; у(,) - возмущающие воздействия на стадии /.

Управляющие воздействия г/'' представляют собой долю каждого проекта г, финансируемого на данном этапе /. Величины возмущающих воздействий Vм при разработке стратегии управления не являются заданными. По мере разработки месторождения поступает дополнительная информация об отклонения фактических показателей от прогнозных, величины этих отклонений и рассматриваются как возмущающие воздействия. Кроме того, к ним можно отнести годовой темп инфляции для расчетного периода, норму дисконта, курсы основных валют. В качестве целевой функции принимается минимум суммы произведений совокупных затрат на реализацию /-го проекта (За) на долю этого проекта, финансируемую в /-ом году(х„).

-19т I

<2> = minXZV*„ (6)

/=! 1=1

При решении задачи учитываются ограничения:

/

Т,К» ~ Bi> (7)

м

где К„ - капитальные вложения в z'-ый проект, осуществляемые в f-ом году; В, -объем средств 1-ом году, и

0^х„<1 (8)

(=i

Для одного этапа расчетного периода (Т = 1) двумерная задача распределения средств из различных источников для финансирования отобранных проектов решается симплекс-методом линейного программирования. Решением задачи является вектор значений определяющих долю проекта, финансируемую в t-ом ГОДУ-

Оптимизации многостадийного процесса управления инвестициями в проекты производится методом динамическою программирования. Задачу (5)-(8) можно сформулировать как задачу отыскания оптимальной стратегии управления

и = (и{1) и(г) и(7Ъ Г9)

Town v uimm' uonm» " ■ > uonm ' ^ '

Если через fT обозначить максимальное значение критерия Ф, которое можно получить при использовании оптимальной стратегии управления ит<яя, то математическая формулировка принципа оптимальности будет:

/г(*(0))= rrjin К,(*(0). «(1)1 (10)

где к'1') - состояние выхода первой стадии дг(|).

Состояние выхода оптимизируемой стадии х''' = ^'"'(х''-1', м(,)) рассчитывается с использованием математических моделей элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения и технико-экономических связей между ними.

По предложенным алгоритмам написана компьютерная программа Dislnvest 1.0 на языке Pascal в программной среде Delphi, с помощью которой разработаны

рекомендации по управлению инвестициями в программу оптимизации системы обустройства (на примере Ван-Еганского месторождения, для которого отобраны 15 мероприятий). Рассчитаны объемы финансирования включенных в программу мероприятий из отобранных источников инвестиций на весь период действия программы. В результате получен двухмерный массив значений, соответствующих долям проектов, финансируемых в каждом году расчетного периода.

Таблица 4

Интегральные показатели программы оптимизации системы обустройства Ван-Еганского месторождения.

Показатель Ед. измерения Значение

Требуемое Расчетное

Длительность(D) лет <10 6,99

Срок окупаемости (РВ) лет <D 5,08

Дисконтированный срок окупаемости (DPB) лет < D 6,17

Средняя норма рентабельности (ARR) % >0 175,58

Чистый дисконтированный доход (NPV) тыс. руб. >0 419 430

Индекс прибыльности (PI) o.e. >1 6,92

Внутренняя норма рентабельности (IRR) % > 15 58,16

Модифицированная внутренняя норма рентабельности (MIRR) % > 15 29,51

Расчет проводился с учетом факторов риска и неопределенности, при этом использовался метод формализованного описания неопределенности.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

Результаты работы заключаются в создании комплекса методов, алгоритмов и программ для моделирования сложной системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения с учетом их технико-экономических связей, позволяющего повысить эффективность принятия решений и управления происходящими в ней процессами на основе оптимизации многостадийного процесса эксплуатации нефтяного месторождения исходя из ретроспективной, текущей и прогнозной информации, и могут быть представлены в виде следующих основных выводов:

1. Разработан комплекс алгоритмов и программ для гидродинамических расчетов потоков в элементах системы гидравлически связанных объектов на основе единой модели нефтеводогазового потока, позволяющий учитывать технико-экономические связи ее подсистем и элементов. Разработаны численные методы расчета изменения дебитов добывающих скважин при изменении их устьевых давлений и (или) замене оборудования с учетом изменения гидравлических режимов подсистемы нефтесбора для различных способов эксплуатации и разработан метод выбора оптимальных режимов эксплуатации различггых элементов системы гидравлически связанных объектов по технологическим и экономическим критериям на основе системного анализа.

2. Разработаны методы, алгоритмы и программы для моделирования аварийных ситуаций в подсистемах и элементах системы гидравлически связанных объектов и учета связанных с этим затрат в процессах принятия решений и управления эксплуатацией нефтянт о месторождения.

3. Разработан метод управления многостадийным процессом эксплуатации системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения на основе оптимизации распределения инвестиций в повышение ее пропускной способности с учетом технико-экономических связей подсистем и элементов исходя из ретроспективной, текущей и прогнозной информации о динамике показателей разработки.

4. Созданы и внедрены в постоянную эксплуатагщю математические модели систем гидравлически связанных объектов нефтяных месторождений.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Измаилов И.О., Нассонов Ю.В., Коротенко A.A. Автоматизированная система планирования и учета результатов ремонта скважин. - Нефтяное хозяйство, №10, 2002г., с. 120- 121.

2. Елин H.H., Нассонов Ю.В., Белоусов О.В., Ворожцова Л.С., Попов А.П. Программный комплекс OIS PIPE для математического моделирования сложных трубопроводных систем промыслового обустройства. - Нефтяное хозяйство, 2002, №12. - с.91-93.

3. Нассонов Ю.В. Управление геоло1,о-промысловой информацией в нефтяной компании и интернет-технологии. - Сб. материалов 2-ой Всероссийской конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна». -Тюмень. - 2000, с. 68-71.

4. Нассонов Ю.В. Автоматизация службы ЦИТС нефтяных компаний. - Сб. материалов 2-ой Всероссийской конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», ч.2. - Тюмень. - 2002, с. 13 -15.

5 Нассонов Ю.В. Комплексный анализ гидродинамических процессов в системах добычи и обустройства для повышения эффективной эксплуатации нефтяных месторождений. Материалы международной научно-технической конференции, посвященной 40-леггию Тюменского государственного нефтегазового университета (Индустриального института) «Нефть и газ Западной Сибири», том 2, г. Тюмень, 12-13 ноября 2003г., с. 109 - 110.

6. Нассонов Ю.В. Линейка продуктов OIS. Материалы 31-й конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности», Кипр, Айя-Напа, 2-9 ноября 2002г., секция 1 «Оборудование, технологии и программные средства корпоративных информационных систем», http://new.oil-índustry.ru/static.asp?id=94.

7. Нассонов Ю.В. Система мониторинга наземных сооружений - основа эффективного управления и планирования развития обустройства месторождений. Материалы 32-й конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности», Кипр, Лимасол, 1-8 ноября 2003г., секция 1 «Моделирование и мониторинг разработки месторождений», http://new.oil-industry.ru/static.asp?id=16.

Подписано в печать 09.08.2005г. Заказ № 12549 Формат бумаги 60X84/16. Тираж 80 экземпляров. Усл. печ. л. 2,0

Изготовлено по технологии и на оборудовании фирмы XEROX The Document Company Центром документации XEROX г. Иваново, ул. Степанова, 17, тел. 41-00-33 Лицензия серия ПД № 5-0053 от 1 июля 2000г.

Iii 50 63

РНБ Русский фонд

2006-4 12208

к

Условные обозначения. к> Введение.

1. Основные направления повышения эффективности принятия решений и управления в системах добычи нефти.

1.1. Анализ существующей практики эксплуатации систем добычи нефти.

1.2. Взаимосвязь подсистем и элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения «продуктивный пласт — добывающие скважины — нефтесбор — подготовка продукции — заводнение - продуктивный пласт».„•.

1.3. Влияние динамики показателей разработки нефтяного месторождения на режимы эксплуатации элементов системы гидравлически

0 связанных объектов и выбор оптимальных технических решений.

1.4. Критический анализ используемых методик расчета элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения.

1.5. Постановка задач исследования.

Выводы по первой главе.

2. Модель гидродинамических процессов в элементах системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения.

2.1. Критический анализ результатов исследования гидродинамики газожидкостных потоков и методов их расчета.

2.2. Система уравнений, описывающая движение газожидкостного потока в трубах.

2.2.1. Закон сохранения массы.

2.2.2. Закон сохранения импульса.

-32.2.3. Закон сохранения энергии.

2.3. Замыкающие соотношения.

2.3.1. Расчет физико-химических свойств компонентов газожидкостной смеси.

2.3.2. Расчет гидравлических характеристик нефтеводогазового потока.

2.3.3. Расчет теплопотерь от потока продукции в окружающую среду.

2.4. Численное интегрирование системы уравнений, описывающей движение газожидкостного потока в трубах.

Выводы по второй главе.

3. Комплекс алгоритмов и программ для моделирования элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения.

3.1. Подсистема «добыча» (добывающие скважины).

3.1.1. Фонтанный способ эксплуатации.

3.1.2. Газлифтный способ эксплуатации.

3.1.3. Эксплуатация погружными центробежными насосами.

3.1.4. Эксплуатация штанговыми насосами.

3.2. Подсистема «нефтесбор».

3.3. Компонента «заводнение».

3.3.1. Подсистема водоводов.

3.3.2. Подсистема насосных станций.

3.3.3. Подсистема нагнетательных скважин.

3.3.4. Подсистема водозаборных скважин.

Выводы по третьей главе.

4. Внедрение моделей подсистем и элементов системы гидравлически связанных объектов в практику эксплуатации нефтяных месторождений.

-44.1. Сравнительная оценка эффективности мероприятий по повышению пропускной способности различных элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения.

4.2. Учет влияния ретроспективы, текущего состояния и предполагаемой динамики показателей разработки месторождения на интегральные технико-экономические показатели подсистем и элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторожде

4.3. Прогнозирование аварийных ситуаций и учет их влияния на технологические и экономические показатели элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения.

Выводы по четвертой главе.

5. Методы повышения эффективности технических решений и управления эксплуатацией системы гидравлически связанных ^ объектов нефтяного месторождения на основе системного подхода.

5.1. Постановка задачи оптимизации распределения инвестиций в многостадийный процесс повышения пропускной способности системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения.

5.2. Методика решения задачи оптимизации распределения инвестиций в многостадийный процесс повышения пропускной способности системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторожде

5.3. Практика использования комплекса методов, алгоритмов и программ для моделирования системы гидравлически связанных объектов при управлении эксплуатацией нефтяных месторождений.

Выводы по пятой главе.

Основные результаты работы.

Потребности экономики РФ в углеводородном сырье, включая экспортные поставки, практически не снижаются, причем значительная доля прироста добычи нефти и газа в ближайшие годы будет обеспечиваться за счет месторождений с необычными для отечественной практики геологическими характеристиками и физико-химическими свойствами продукции, расположенных в районах со сложными природно-климатическими условиями и слабо развитой -инфраструктурой. Для сохранения высоких уровней добычи при недопущении значительного увеличения затрат необходимо иметь перечень всех элементов замкнутой системы гидравлически связанных объектов (ЗСГСО) «продуктивный пласт — добывающие скважины - нефтесбор - подготовка продукции - заводнение — продуктивный пласт», для которых затраты на повышение их пропускной способности дадут максимальный эффект для системы в целом. Очевидно, что это невозможно без использования новых высокоэффективных методов принятия решений и управления процессами эксплуатации объектов и систем добычи и обустройства.

Проведенный анализ существующей практики проектирования и эксплуатации систем добычи и обустройства нефтяных месторождений позволил выявить ее основные недостатки:

1. Все элементы системы добычи и обустройства рассматриваются по отдельности, без учета их взаимного влияния, обусловленного наличием технологических и экономических связей.

2. Отсутствует учет предполагаемой динамики добычи и обводненности продукции, так как, согласно нормативным документам, технические решения принимаются для условий максимальной добычи жидкости и максимальной вязкости. При этом наибольший перерасход капитальных и эксплуатационных затрат имеет место в тех случаях, когда фактические параметры работы элементов и подсистем системы гидравлически связанных объектов значительно отличаются от проектных.

Наиболее перспективным методом повышения эффективности технических решений и управления эксплуатацией нефтяного месторождения с целью достижения наилучших технико-экономических показателей и связанному с этим уменьшению затрат на добычу нефти является системный подход к исследованию ЗСГСО, позволяющий учитывать технологические и экономические связи ее элементов, прогнозировать изменение их технологических и экономических показателей на весь период разработки.

Целью работы является создание модели сложной системы гидравлически связанных объектов (на примере системы обустройства нефтяного месторождения), позволяющей повысить эффективность управления данной системой с целью достижения наилучших технико-экономических показателей за счет учета связей ее элементов и ретроспективной, текущей и прогнозной информации о режимах их эксплуатации.

Для достижения поставленной цели необходимо решение следующих задач:

1. Создать и внедрить в постоянную эксплуатацию математические модели систем гидравлически связанных объектов обустройства нефтяных месторождений.

2. Разработать комплекс алгоритмов и программ для гидродинамических расчетов потоков в системе гидравлически связанных объектов, позволяющий учитывающий технико-экономические связи ее элементов, а также выбирать режимы их эксплуатации, соответствующие экстремальным значениям технологических и экономических критериев оптимальности (например, максимальной добыче продукции или минимальным совокупным дисконтированным затратам при обеспечении заданной добычи).

3. Разработать методы, алгоритмы и программы для моделирования аварийных ситуаций в элементах системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения и учета связанных с этим затрат в процессах принятия решений и управления ее эксплуатацией.

-124. Разработать метод управления многостадийным процессом эксплуатации системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения исходя из ретроспективной, текущей и прогнозной информации о динамике добычи и обводненности продукции.

В первой главе представлен анализ существующей практики проектирования и эксплуатации систем добычи и обустройства нефтяных месторождений и выявлены ее основные недостатки.

Показано, что на нефтяном месторождении существует замкнутая система гидравлически связанных объектов (ЗСГСО) «продуктивный пласт - добывающие скважины подсистемы «добыча» - трубопроводы подсистемы «нефтес-бор» - технологическое оборудование подсистемы «подготовка» - компонента «заводнение» (низконапорные водоводы — кустовые насосные станции (КНС) -высоконапорные водоводы - нагнетательные скважины) - продуктивный пласт». Данная система имеет выход по готовому продукту в виде нефти и газа из подсистемы «подготовка» и вход в виде воды на подпитку компоненты «заводнение».

Обобщение накопленного опыта проектирования и эксплуатации систем добычи и обустройства нефтяных месторождений показывает, что наиболее перспективным является переход к практике непрерывного развития и реконструкции этих систем с учетом накапливаемой информации и меняющихся представлений о предполагаемой динамике добычи, а также с учетом ограничений на величину ресурсов. Переход к такой практике обеспечивается внедрением в практику проектирования и эксплуатации математических моделей систем гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения. Учет технологических и экономических связей элементов ЗСГСО будет наиболее эффективным в том случае, если для описания и расчетов происходящих в них гидродинамических процессов используется единая математическая модель движения нефте-водогазового потока в трубе.

Во второй главе разработана математическая модель гидродинамических процессов в элементах ЗСГСО.

Для этого используется система одномерных дифференциальных уравнений сохранения массы, импульса и энергии для нефтеводогазового потока (двухфазной газожидкостной смеси). С целью замыкания данной системы она дополнена известными расчётными соотношениями для физико-химических и теплофизических свойств жидкой и газовой фаз - энтальпии, плотности, вязкости и других, а также формулами для расчёта коэффициентов гидравлического сопротивления, истинных объёмных концентраций фаз и термических сопротивлений (коэффициента теплопередачи) от потока к окружающей среде.

В третьей главе разработан комплекс алгоритмов и компьютерных программ для моделирования элементов ЗСГСО.

Для добывающих скважин, эксплуатируемых различными способами, на первом (отладочном) этапе рассчитывается распределение давления, температуры, газосодержания и других параметров потока по «стволу» скважины от устья до забоя и производится оценка достоверности исходной информации и ее уточнение, что позволяет выявить возможные нежелательные режимы эксплуатации. Задачей второго этапа является оптимизация и управление работой скважин. С этой целью производится корректировка их режимов эксплуатации по результатам первого этапа: изменение расхода газлифтного газа, глубины подвески скважинного оборудования, а в отдельных случаях - его замена; то же самое выполняется при изменении объемов добываемой продукции, ее обводненности, пластового давления, коэффициента продуктивности и др.

На третьем этапе производится моделирование различных вариантов реконструкции системы «добыча - нефтесбор». Для этого решаются следующие задачи:

- расчет изменения дебитов добывающих скважин, подающих продукцию в реконструируемую часть системы нефтесбора;

-14- оптимизация и управление работой добывающих скважин, подающих продукцию в реконструируемую часть системы нефтесбора;

- расчет изменения дебитов добывающих скважин при подключении одной или нескольких новых скважин или отключении ранее эксплуатировавшихся, подающих продукцию в ту же часть системы нефтесбора (например, фонтанная добыча газа из газовой шапки).

Для расчета трубопроводных сетей систем нефтесбора и водоводов систем заводнения произвольной конфигурации, в том числе содержащих замкнутые контуры, разработан программный комплекс OlSPipe «Расчет».

В результате расчетов определяются потери давления, скорости продукции и ряд других технологических параметров для каждого участка, а также давления во всех узлах трубопроводной сети. Кроме того, программа позволяет производить расчет максимальной скорости коррозии по РД 39-0147323 - 89-Р, определять пропускную способность любого участка или группы участков, выполнять подбор оптимального диаметра простого участка, соответствующего минимуму удельных энергозатрат или совокупных затрат.

В четвертой главе рассмотрены вопросы использования моделей элементов ЗСГСО при эксплуатации нефтяных месторождений.

Для обеспечения заданного объема продукции пласта с наименьшими затратами предлагается выбрать элементы ЗСГСО нефтяного месторождения, для которых затраты на повышение их пропускной способности дадут максимальный эффект для системы в целом. Показано, что чаще всего наиболее перспективным для уменьшения энергозатрат в ЗСГСО в целом является повышение пропускной способности системы нефтесбора.

Поскольку при оптимизации и управлении эксплуатацией нефтяного месторождения весьма важным является учет динамики загрузки элементов ЗСГСО исходя из ретроспективной, текущей и прогнозной информации о добыче и обводненности продукции, в диссертации разработаны методы и программные средства, позволяющие обеспечить такой учет.

Получены расчетные зависимости для процесса истечения продукции (нефтеводогазовой смеси) через отверстие (порыв), позволяющие учитывать прогнозный ущерб от аварий, все составляющие которого (потери продукции, экологический ущерб) зависят от расхода продукции через порыв и времени ликвидации аварии.

В пятой главе разработана методика повышения эффективности принятия решений по управлению эксплуатацией нефтяного месторождения путем оптимизации распределения инвестиций в многостадийный процесс повышения пропускной способности ЗСГСО. В качестве объекта оптимизации рассматривается ЗСГСО, в качестве критерия оценки эффективности каждого мероприятия (инвестиционного проекта) приняты дисконтированные совокупные затраты. Решением поставленной задачи является двухмерный массив значений, соответствующих долям проектов, профинансированных к концу каждого года рассматриваемого периода.

Разработана математическая модель многостадийного процесса управления инвестициями при эксплуатации нефтяного месторождения.

Научная новизна работы

1. Разработана математическая модель процесса движения нефтеводогазовой смеси во всех элементах системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения, учитывающая фазовые переходы, процессы расширения и изменения расходных и физико-химических параметров потока по его длине с учетом теплообмена с окружающей средой.

2. Предложен новый подход к управлению процессами эксплуатации системы обустройства нефтяного месторождения, основанный на учете гидродинамических связей ее элементов. Методами вычислительного эксперимента исследованы закономерности изменения дебитов добывающих скважин при изменении устьевого давления и (или) замене оборудования с учетом изменения гидравлических режимов смежных подсистем.

3. Разработан новый метод прогнозирования аварийных ситуаций и учет их влияния на технологические и экономические показатели систем обустройства.

4. На основе вычислительных экспериментов установлено, что наиболее эффективным является повышение пропускной способности подсистемы неф-тесбора и предложена методика расчета оптимальных диаметров ее участков.

5. Решена задача оптимизации многостадийного процесса распределения инвестиций в повышение пропускной способности системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения исходя из ретроспективных, текущих и прогнозных уровней добычи и обводненности продукции с учетом технико-экономических связей ее подсистем и элементов.

Обоснованность результатов. Обеспечивается применением общеизвестных апробированных методов системного анализа, математического моделирования гидродинамических процессов и численного решения дифференциальных уравнений, фундаментальных законов сохранения массы, импульса и энергии, использованием методов расчета, рекомендованных нормативными документами, а также хорошим совпадением результатов расчетов по разработанным методикам с фактическими промысловыми данными, полученными на месторождениях различных нефтяных компаний.

Практическая ценность

1. Алгоритмы и компьютерные программы расчета процессов движения нефтеводогазовых смесей во всех элементах замкнутой системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения.

2. Методики расчета изменения текущей добычи продукции и совокупных дисконтированных затрат на добычу единицы продукции при изменении гидравлических режимов любых элементов замкнутой системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения.

3. Использование алгоритмов, методик и компьютерных программ, разработанных в диссертации, при управлении системой обустройства нефтяного месторождения позволяет увеличить текущую добычу нефти и/или сократить затраты электроэнергии; уменьшить аварийность системы и сократить потери продукции при авариях; уменьшить затраты на капитальные и текущие ремонты.

Реализация результатов работы. Разработанные в диссертации алгоритмы, методики и компьютерные программы используются при управлении эксплуатацией систем обустройства нефтяных месторождений: НК «ЮКОС», ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Томскнефть В РЖ», ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», ОАО «Лукойл-Пермнефть».

Апробация работы. Результаты исследований, отражающие сущность диссертационной работы; докладывались на Международной конференции «Информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности» в 2002 (г. Айя-Напа, Кипр), 2003 (г. Дубровник, Хорватия), на Всероссийской научной конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассей-на» (г. Тюмень) в 2000 и 2002 г., на кафедре Гидравлики, водоснабжения и во-доотведения Ивановской Государственной архитектурно-строительной академии в 2005 г.г., на технических советах НК «ЮКОС», ОАО «Лукойл-Коми», ОАО «Лукойл-Пермнефть», ОАО «ННП», ОАО «СНГ». Программные продукты, реализующие результаты исследований, демонстрировались на Международных выставках «Нефть и газ - 2003» и «Нефть и газ - 2004», г. Москва.

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 7 работах, в том числе 2 статьях, 3 докладах в материалах конференций и 2 тезисах докладов.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы, содержит 147 страниц машинописного текста, 17 рисунков, 10 таблиц, список литературы из 99 наименований трех приложений общим объемом 33 страницы.

Результаты работы заключаются в создании комплекса методов, алгоритмов и программ для моделирования замкнутой системы гидравлически связанных объектов с учетом их технико-экономических связей, позволяющего повысить эффективность управления происходящими в ней процессами на основе оптимизации процесса эксплуатации нефтяного месторождения исходя из ретроспективной, текущей и прогнозной информации, и могут быть представлены в виде следующих основных выводов:

1. Разработан комплекс алгоритмов и программ для гидродинамических расчетов потоков в ЗСГСО на основе единой модели нефтеводогазового потока, позволяющий учитывать технико-экономические связи добывающих скважин, систем нефтесбора, подготовки продукции и заводнения.

2. Разработаны численные методы расчета изменения дебита добывающих скважин при изменении устьевого давления и (или) замене оборудования с учетом изменения гидравлических режимов системы нефтесбора для различных способов эксплуатации

3. Разработан метод выбора оптимальных режимов эксплуатации различных элементов ЗСГСО по технологическим и экономическим критериям на основе системного анализа.

4. Разработаны методы, алгоритмы и программы для моделирования аварийных ситуаций в системе добычи и обустройства и учета связанных с этим затрат в процессах принятия решений и управления эксплуатацией месторождения.

5. Разработан метод управления многостадийным процессом эксплуатации нефтяного месторождения на основе оптимизации распределения инвестиций в повышение пропускной способности ЗСГСО с учетом технико-экономических связей ее элементов исходя из ретроспективной, текущей и прогнозной информации о динамике показателей разработки.

6. Созданы и внедрены в постоянную эксплуатацию математические модели систем обустройства нефтяных месторождений.

-173

1. Акофф Р. Л., Планирование в больших экономических системах, пер. с англ., М., 1972;

2. Баканов М.И., Шеремет А.Д. Теория экономического анализа. -М.: Финансы и статистика, 1994. 146 с.

3. Беллман Р., Энджел Э. Динамическое программирование и уравнения в частных производных. М.: Мир, 1974. - 207 с.

4. Берне В., Хавранюк П.М. Руководство по оценке эффективности инвестиций. М.: АОЗТ «Интерэксперт», 1995. - 124 с.

5. Борщевский Ю.Т. Вопросы механики многокомпонентных сред / Под ред. A.M. Полунина. Новосибирск: Зап.-Сиб. кн. изд-во, 1967. — 139 с.

6. Бояринов А.И., Кафаров В.В. Методы оптимизации в химической технологии. М.: Химия, 1975. - 575 с.

7. ВНТП-3-85. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. М.: Миннефтепром, 1986. - 324 с.

8. ВСН 2.38-85. Миннефтепром. Проектирование промысловых стальных трубопроводов. -М.: Миннефтепром, 1986. 100 с.

9. Габасов Р., Кириллова Ф.М. Методы оптимизации. — Минск: Изд-во БГУ, 1975.-279 с.

10. Гвишиани Д. М., Организация и управление, 2 изд., М., 1972;

11. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, Н.И. Семенов, Н.А. Точигин. М.: Недра, 1969. - 208 с.

12. Геолого технические комплексы в нефтегазодобыче / Л.Ф. Дементьев, Н.А. Туренков, А.Г. Заворыкин, A.M. Свечников. М.: Недра, 1992. -281 с.

13. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация. М.: Мир, 1985.-509 с.

14. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973.-279 с.- 17415. ГОСТ 27854-88. Насосы динамические. Ряды основных параметров. М.: Изд-во стандартов, 1989. - 4 с.

15. Движение газожидкостных смесей в трубах / Мамаев В.А., Оди-шария Г.Э., Клапчук О.В., Точигин А.А., Семенов Н.И. М.: Недра, 1978. -270 с.

16. Дейч М.Е. Техническая газодинамика. M.-JL: Госэнергоиздат, 1953.-544 с.

17. Дейч М.Е., Филиппов Г.А. Газодинамика двухфазных сред. М.: Энергоиздат, 1981. - 472 с.

18. Делайе Дж., Гио М., Ритмюллер М. Теплоомен и гидродинамика в атомной и тепловой энергетике. М.: Энергоатомиздат, 1984. — 421 с.

19. Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысло-вой технологии. М.: Недра, 1988. — 204 с.

20. Джонсон Р., Каст Ф., Розенцвейг Д., Системы и руководство, пер. с англ., М., 1971;

21. Донец К.Г. Гидроприводные струйные компрессорные установки.1. М.:Недра, 1990. -174 с.

22. Дулесов А.С. Оценка инвестиционных проектов развития предприятий энергетики, Промышленная энергетика, 1998, № 10, - с. 2-4.

23. Дюнин А.К., Борщевский Ю.Т. Яковлев Н.А. Основы механики многокомпонентных потоков. Новосибирск: Изд. АН СССР, 1965. — 215 с.

24. Елин Н.Н. Область существования, истинные объемные концентрации фаз и гидравлические сопротивления при кольцевой структуре течения газожидкостной смеси в трубах. // ИФЖ, 1984. т. 46. - №1. - с. 64-70.

25. Елин Н.Н. О коэффициенте сопротивления при кольцевом течении газожидкостных смесей в трубах. // Изв. ВУЗов СССР, Энергетика, 1984.- №7. с. 83-87.

26. Елин Н.Н. Метод расчета коэффициента сопротивления газожидкостного потока. // ИФЖ, 1988. т. 55. - №4. - с. 662-663.-17528. Елин Н.Н. Исследование пульсаций давления в горизонтальном газожидкостном потоке. // ИФЖ, 1989. т. 56. - №1. - с. 28-32.

27. Елин Н.Н., Нассонов Ю.В., Белоусов О.В., Ворожцова JI.C., Попов А.П. Программный комплекс OIS PIPE для математического моделирования сложных трубопроводных систем промыслового обустройства. Нефтяное хозяйство, 2002, №12. - с.91-93.

28. Елин Н.Н., Васильев С.В. Потери давления в местных сопротивлениях при движении двухфазных смесей // ИФЖ. 1985. - т. 49. - №4. - с. 681-682.

29. Елин Н.Н., Елина Т.Н. Оптимизация инвестиций при финансировании комплекса энергосберегающих мероприятий из различных источников. Промышленная энергетика, 2001, № 12. - с. 7-12.

30. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986.-332 с.

31. Закономерности двухфазного кольцевого течения в вертикальных трубах. / А.Д. Беркута, И.М. Федоткин, М.Н. Чепурной, В.Э. Шнайдер. // Докл. АН УССР, 1976. №1. - с. 32-34.

32. Зысин В.А., Китанин Э.Л. Гидравлика парожидкостных потоков. Л.: ЛПИ, 1973.-76 с.

33. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача. М.: Энергоиздат, 1981. - 416 с.

34. Исследование по механике и теплообмену двухфазных сред. (Сб. статей под ред. И.Т. Аладьева) М.: Энергия, 1974. 260 с.

35. Квейд Э., Анализ сложных систем, пер. с англ., М., 1969;

36. Клиланд Д., Кинг В., Системный анализ и целевое управление, пер. с англ., М., 1974;

37. Корабельников А.В. Экспериментальное исследование распространения возмущений давления в парожидкостных средах. // В сб. «Тепло-физические исследования». — Новосибирск: ИТФ СО АН СССР, 1977. с. 4751.

38. Кутателадзе С.С. Основы теории теплообмена. Новосибирск: Наука, Сибирское отд., 1970. - 659 с.

39. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М.: Энергия, 1976. - 296 с.

40. Лекомцева Ю.Г., Клюев Ю.Б., белоусов B.C. Критерии быстрой оценки эффективности инвестиционных проектов в энергетике с учетом инфляции. Промышленная энергетика, 1996, № 6. - с. 13-15.

41. Лойтер М.Н. Эффективность капитальных вложений в охрану природной среды. Вопросы экономики, 1976, № 1.-е. 28-30.

42. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. — М.: Недра, 1979.-319 с.

43. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования / Утв. Госстрой России, Мин. экономики РФ, Мин. финансов РФ, Госкомпром РФ от 31 марта 1994 г., № 7-12147.-М.: Наука, 1994.-71 с.

44. Методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке. М.: Энергия, 1997. — 81 с.

45. Методические указания по проведению энергетических обследований предприятий и организаций. — Киров: Мир, 1999. 37 с.-17751. Мищенко И.Т. и др. Сборник задач по технологии и технике добыче нефти. -М.: Недра, 1984.- 120 с.

46. Нигматулин Б.И. К гидродинамике двухфазного потока в дисперсно-кольцевом режиме течения. // ПМТФ. 1971. - № 6. — 141-153.

47. Нигматулин Р.И. Основы механики гетерогенных сред. М.: Наука, 1978.-336 с.

48. Никаноров С. П., Системный анализ и системный подход. В кн.: Системные исследования. Ежегодник. 1971, М., 1972;

49. Одишария Г.Э., Точигин А.А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. М. - Иваново: ВНИИПГ и ГТ, ИГЭУ, 1998. - 400 с. 59. Оптнер С. Л., Системный анализ для решения деловых и промышленных проблем, пер. с англ., М., 1969;

50. Предельно-допустимые концентрации вредных веществ в воздухе и в воде. М.: Химия, 1987. - 32 с.

51. Райков Г., Брусева М.К. К вопросу оптимизации рентабельности инвестиций, направляемых на повышение эффективности использования энергии, Промышленная энергетика, 1998, № 7, - с. 41-43.

52. Руководство пользователя. Project Expert 6. Книга первая. Модель компании. М.: Про-Инвест Консалтинг, 1998. - 433 с.

53. Сибикин Ю., Сибикин М. Важнейшие направления энергосберегающей политики Российской Федерации. Промышленная энергетика, 1999, № И.-с. 12-14.

54. Ставровский Е.С., Кукукина И.Г. Оценка привлекательности инвестиционных проектов. Иваново: ИвГУ, 1997. — 108 с.

55. Теория и практика газлифта / Ю.В. Зайцев, Р.А. Максутов, О.В. Чубанов, и др. М.: Недра, 1987. - 256 с.

56. Техника и технология добычи нефти / А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, A.M. Хасаев, В.И. Гусев. М.: Недра, 1986. - 382 с.

57. Топливно-энергетический комплекс России на пороге 21 века. -Энергетик, 2000, № 6. с. 2-5.

58. РД 39-0147103-362-86. Руководство по применению антикоррозийных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. -109 с.

59. РД 39-0147103-349-89. Методика промысловых испытаний систем защитных покрытий нефтегазопроводов и водопроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.-110 с.

60. РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. М.: НПО ОБТ, 1994. -130 с.

61. РД 39-0147323-339-89-Р. Инструкция по проектированию и эксплуатации антикоррозионной защиты трубопроводов систем нефтегазосборана месторождениях Западной Сибири. Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1989. - 102 с.

62. РДС 39-01-040-081. Руководство по выбору и применению насосов нефтяных центробежных в системах сбора, подготовки и транспорта продукции нефтяных скважин. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981.-90 с.

63. РДС 39-01-024-78. Насосы двухвинтовые. Руководство по выбору и применению в системах сбора, подготовки и транспорта продукции нефтяных скважин. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981.-80 с.

64. Coy С. Гидродинамика многофазных систем. Пер. с англ. B.C. Данилина и др. (Под редакцией М.Е. Дейч). М.: Мир, 1971. - 536 с.

65. Телетов С.Г. Новые исследования по общим уравнениям гидродинамики и энергии двухфазных течений. М.: Атомиздат, 1970. — 63 с.

66. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.: Мир, 1972.440 с.

67. Хьюитт Дж., Холл-Тейлор Н. Кольцевые двухфазные течения. -М.: Энергия, 1974.-408 с.

68. Центробежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти/ А.Г.Гумеров, Л.Г.Колпаков, Г.С. Бажайкин, М.Г.Векштейн. -М.: Недра, 1999. 295 с.

69. Чисхолм Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках. М.: Недра, 1986. - 216 с.

70. Янг С., Системное управление организацией, пер. с англ., М.,1972;

71. Baker О. Simultaneous flow of oil and gas. // The Oil and Gas Journal, July, 1954.-p.p. 185-195.

72. Beattie D.R.H. A note on the calculation of two-phase pressure losses // Nucl. Eng. Des., 1973. v. 25. - p.p. 395-402.

73. M.R. Davis. Pressure fluctuations in vapour-liquid mixture flow. // Int. J. Heat and Mass Transfer, 1973. v. 16. - №11. - p.p. 2043-2054.

74. Drew D.A., Segel L.A. Averaged equations for two-phase flows. // Stud. Appl. Math., 1971. v. 50. - №3. - p.p. 205-231.

75. Evans R.G., Gouse S.W., Jr. and Bergles A.E. Pressure wave propagation in adiabatic slug-annular- mist two-phase gas-liquid flow. // Chem. Eng. Sci, 1970.-v. 25.-p.p. 569-582.

76. Harshe В., Husain A., Weisman J. Two-phase pressure drop across restrictions and other abrupt area changes, NUREG 0062, 1976.

77. Hein M.A. Pipeline hydraulics and heat-transfer programs. Penn-WellBooks, Tulsa, 1984, 272 p.

78. Hoos 1. R., Systems analysis in public policy. A critique, Berk., 1974.

79. Multi-phase technology studies to improve profitability, efficiency // Gas World. 1987. - IX. - v.192, N 4825 - p. 13.

80. Polomik E.E. Irreversible pressure losses in two-phase flow systems // Nucl. Eng. and Design, 1975. v. 35. - №1. - p.p. 29-40.

81. Rivett P., Principles of model building. The construction of models for decision analysis, Chichester., 1972;

82. Systems thinking, ed. by F. E. Emery, Harmondsworth, 1969;

83. Tarasova N.V., Leontiev A.I., Tragova L.A. Investigation of the boundaries of various flow pattern regions of steam-water mixtures at high pressure. "Future Energy Prod. Syst. Heat and Mass Transfer Processes, vol I." New Work e.a., 1976. p.p. 205-213.

84. Two-phase flow and heat transfer. / Ed. by D. Butterworth and G.F. Hewitt. Oxford University Press, 1977. 515 p.

85. Whitaker S. The transport equations for multi-phase systems. // Chem. Eng. Sci., 1973. v. 28. - p.p. 139-147.

86. Watts J. Gas utilities focusing on 3 Rs. Pipeline and Gas J, 1985, № 12.-53 p.

87. Yadigaroglu G., Lahey R.T. On the various forms of the conseiva-tion equations in two-phase flow. // Int. J. Multiphase flow, 1976. v. 2. — № 5-6. -p.p. 477-494.