автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.18, диссертация на тему:Разработка методики и прикладных средств для оптимизации и контроля размещения скважин в нефтегазовых пластах

На правах рукописи

Ларионов Андрей Сергеевич

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ И ПРИКЛАДНЫХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ И КОНТРОЛЯ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН В НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛАСТАХ

Специальность: 05.13.18 -- Математическое моделирование, численные методы и комплехсы программ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2006

Диссертация выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Кульчицкий Валерий Владимирович

Официальные оппоненты доктор технических наук

Шеберстов Евгений Викторович

кандидат технических наук Баталова Марина Николаевна

Ведущая организация ООО «РуссНефть - Научно-технический Центр»

Защита состоится 26 декабря 2006 г. в 1022 часов в ауд. 308 на заседании диссертационного совета Д 212.200.14 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, г. Москва, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан 23 ноября 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

А. В. Егоров

" ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ'•'" : ' " Актуальность темы. Эффективность извлечения ресурсов из недр во "многом определяется расположением нефтегазовых скважин. В случае разработки небольших и сложных по форме залежей с вертикальными и зональными неоднородностями принятие проектных решений на интуитивном уровне затруднительно и зависит от множества факторов.

Кроме того, для рациональной разработки неоднородного пласта необходимо избирательное вскрытие продуктивных зон с помощью горизонтальных скважин с пространственной траекторией. При гидродинамическом обосновании конструкций таких скважин потребуются дополнительные согласования с возможностями технологий бурения искривленных стволов. За ограниченное время проектировщикам необходимо создать и проанализировать множество вариантов разработки залежи с различной конфигурацией скважин, привлекая для этого большое количество моделей и методов. ' ' '

Актуальность работы заключается в разработке эффективных математических алгоритмов и прикладных программ, используемых для поддержки принятия решений при оптимизации размещения скважин с пространственными траекториями в продуктивном пласте. Для решения этой нелинейной мультимодальной задачи применены стохастические эволюционные методы оптимизации и гидродинамическое моделирование сценариев разработки залежи. , • • :•

Практика показывает, что нахождение рационального расположения скважины в коллекторе на этапе моделирования разработки пласта еще не гарантирует запроектированный уровень добычи. Ориентированная'на практическое применение методика проектирования должна включать современные методы по контролю выполнения принятых решений на промысле. Кроме того, для построения адекватных моделей необходима объективная информация о свойствах исследуемых 'объектов оптимизации. Для этого потребуется разработка нового методического и информационного обеспечения.

Мировая нефтегазовая наука стоит перед задачей промышленной разработки небольших и сложных по геологическому строению месторождений нефти и газа. В этой связи разработка эффективных методов поиска расположения скважин' и оптимизации их траекторий с учетом индивидуальных особенностей таких залежей являются актуальной задачей. • .....'

Цель работы. Совершенствование генетического алгоритма и создание на его основе новой методики поиска рационального расположения скважин в продуктивном пласте с использованием в едином вычислительном комплексе математических оптимизационных методов, гидродинамических моделей залежи и банка данных о размещении скважин.

Основные задачи исследования:

1. Разработка и реализация эффективных алгоритмов поиска рациональных траекторий скважин в продуктивном пласте с использованием гидродинамических моделей пласта.

2. Создание новой методики и прикладных программных средств для оптимизации расположения и траекторий горизонтальных скважин на модели продуктивного пласта.

3. Изучение возможности использования разработанной методики, алгоритмов и прикладных программ в вычислительных экспериментах по оптимизации расположения скважин на различных моделях залежей.

Научная новизна. На основании выполненных в диссертации исследований и разработок получены следующие научные результаты:

1. Разработана новая модификация гибридного генетического алгоритма, которая применена в методике поиска рациональных траекторий скважин на модели пласта.

2. Предложенные математические методы позволяют не только оптимизировать размещение скважин, но и находить рациональные пространственные траектории горизонтальных стволов индивидуально для каждой скважины.

3. Впервые объединена работа оптимизационного алгоритма по размещению скважин с программой моделирования разработки месторождений и модулем расчета пространственной траектории скважины, что позволило на одной стадии проектирования получать гидродинамически и технологически обоснованную конструкцию скважины.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решены на основе теоретических исследований, математических экспериментов и промысловых испытаний с использованием общих принципов системного анализа, теории и технологии проектирования разработки газовых месторождений, методов теории фильтрации, численных методов решения нелинейных дифференциальных уравнений, теории вероятностей, теории информации и экспертного анализа, стохастических и эволюционных методов решения оптимизационных задач.

Достоверность полученных результатов обеспечивается использованием современных методов оптимизации нелинейных дискретных задач, разработкой вычислительных алгоритмов на базе эволюционных методов, проведением тестовых расчетов, результаты которых согласуются с экспериментальными исследованиями и удовлетворяют апробированным критериям в области проектирования размещения скважин.

Практическая значимость.

1. Создан единый комплекс прикладных программных средств для проектирования сценариев разработки залежи, работы с гидродинамическими моделями пластов, автоматизации поиска рационального размещения скважин, анализа выполнения проектных решений по траектории скважины, накопления промыслового опыта.

2. Разработанные методики протестированы на гидродинамических моделях фрагментов месторождений. Показано, что структура алгоритма поиска не зависит от отличительных свойств различных моделей залежей. Полученные результаты оптимизации размещения скважин хорошо объяснимы с позиций известных в практике проектирования технологических критериев.

3. Внедрение результатов диссертации в производственной деятельности ОАО «Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий» более чем на 100 объектах 17 месторождений Западной Сибири и Европейского Севера обеспечило дополнительный экономический эффект в размере 2 млн. руб.

Защищаемые положения:

1. Методика поиска оптимального расположения ствола вертикальной или горизонтальной скважины в продуктивном пласте с гидродинамическим и технологическим обоснованием ее траектории.

2. Гибридный генетический алгоритм, включающий локальный поиск решений в пределах текущей итерации с определением значения целевой функции на основе анализа истории поиска, что замещает трудоемкие вычисления на гидродинамической модели залежи.

3. Результаты применения разработанной методики при проектировании и оптимизации расположения скважин на моделях продуктивных пластов.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

— научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО

«ТюменНИИгипрогаз» «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», г. Тюмень, 2002;

— 5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 23-24 января 2003;

— ежегодной научной конференции издательского дома «Нефть и Капитал», г. Москва, 28 января 2003;

— 5-й Всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва, 23-26 сентября 2003;

— научной конференции «Молодежная наука — нефтегазовому комплексу», г. Москва, 30-31 марта 2004;

— научно-технической конференции «Оренбургский газохимический комплекс. Современное состояние, проблемы и перспективы развития», г. Оренбург, 2004 г.;

— 4-м Международном семинаре «Горизонтальные скважины», г. Москва, 22-23 ноября 2004;

— научно-практической конференции «Строительство многозабойных, направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ: современные информационно-технологические решения» издательского дома «Нефть и Капитал» и ВНИИБТ, г. Москва 24 июня 2005;

— VI конференции «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва 2730 сентября 2005;

— Всероссийском конкурсе инновационных проектов аспирантов и студентов по приоритетному направлению «Информационно-телекоммуникационные системы» в рамках Федеральной целевой научно-технической программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» на 2002-2006 годы (2006-РИ-18.0/007/018). ФГУ ГНИИ ИТТ «Информика». 2006;

— 10-й Европейской конференции «Mathematics in Oil Recovery» (EAGE ECMOR X), Амстердам, 4-8 сентября 2006;

— Международной нефтегазовой конференции и выставке SPE «Мир технологий для уникальных ресурсов», г. Москва, 3-6 октября 2006;

— технических советах научных, проектных и производственных предприятий ОАО «НИПЦ ГНТ», ВНИИГАЗ, ООО «Юрхаровнефтегаз», ЗАО НЛП «Сагор», ОАО «Новатэк», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «ЛУКойл», научно-технических семинарах кафедры РиЭГГКМ и кафедры ПМиКМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Публикации. По результатам всех исследований автора опубликована 21 работа, включая 2 патента на полезную модель и 2 свидетельства об официальной регистрации программы для ЭВМ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы из 223 наименований и 2-х приложений. Содержание диссертации изложено на 161 страницах машинописного текста, включая 48 рисунков и 6 таблиц.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Кульчицкому В.В. за помощь в работе над диссертацией.

Автор выражает признательность д.т.н. Ермолаеву А.И., д.т.н. Калинину А.Г., а также К.Т.Н. [Королько Е.И.|, к.э.н. Сазонову A.A., к.т.н. Бронзову A.C., Кузнецову Б.П. за поддержку и ценные советы в написании научной работы, к.т.н. Нифантову A.B. за помощь и участие в создании гидродинамических моделей месторождений, Александрову В. Л. за консультации по разработке прикладных программ, к.т.н. Иткину В.Ю. за практические советы по математическому обеспечению работы.

Автор благодарит сотрудников предприятий, участвовавших во внедрении положений диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложены актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи и методы исследований, научная новизна и защищаемые положения.

В первой главе диссертационной работы выполнен анализ известных подходов к проектированию разработки месторождений нефти и газа применительно к поиску рациональных конструкций и мест расположений скважин в продуктивном пласте. Рассмотрены возможные пути совершенствования технологий проектирования, одним из которых является разработка и внедрение автоматизированных систем поддержки принятие решений.

Существенный вклад в проектирование разработки месторождений углеводородов внесли Б.Б. Лапук, А.И. Ширковский, В.Д. Лысенко, С.Н. Закиров, З.С. Алиева, Ю.П. Коротаев, Ю.П. Желтов, А.Х. Мирзаджанзаде, P.M. Терр-Саркисов, В.И. Васильев, А.И. Гутников, Л.Г. Коршунов, C.B. Колбиков, Э.С. Закиров, М.Н. Баганов, О.Н. Ермилов, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский и др. Исследования научно-технических задач, связанных с горизонтальными и многоствольными скважинами достаточно хорошо раскрыты в работах З.С. Алиева, Б.Е. Сомова, В.Ф. Чекушина, В.В. Черных, В.В Шеремета, О.И.

Борозняка, М.Б. Панфилова, Ю.П. Борисова, В.П. Пилотавского, В.П. Табакова, В.Г. Григулецкого, А.И. Ибрагимова, А.Е. Юдина, A.A. Некрасова, И.Н. Хакимзянова и др.

Имеется обширное количество теоретических работ, посвященных проблеме рационального размещения вертикальных и горизонтальных скважин в продуктивном пласте. Известны гидродинамически равномерные и неравномерные системы размещения скважин, а также расположение скважин в соответствии с квадратными и треугольными сетками. Согласно общепринятым критериям скважины размещаются в зонах с благоприятной проницаемостью и максимальной мощностью продуктивного пласта. В случае водонапорного режима эксплуатации неоднородной залежи критериями является равномерное падение пластового давления и дренирование вскрытых пропластков с постепенным подтягиванием водяного фронта к перфорационным отверстиям скважины.

Для решения задачи о поиске рационального расположения скважин необходимо определить число добывающих и нагнетательных скважин, места их размещения и порядок ввода в эксплуатацию, а также найти оптимальные режимы работы скважин. При этом необходимо учитывать экономические, технико-технологические и экологические ограничения. В качестве меры эффективности вариантов обычно рассматривают показатель газоотдачи, чистый дисконтированный доход и др. В различных применениях и постановках эту задачу решали А.И. Ермолаев, В.А. Белитченко, С.Н. Бузинов, Г.С. Крапивина, А.Л.Ковалев, С.С. Гаццулаев, В.Ф. Канашук, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, Н.Б. Умрихин, Г.Д. Маргулов, В.Н. Турниер, Р.В. Сенюков, М.В. Панков, Г.И. Солдаткин, Степанов, В. Г. Тагиев, C.B. Колбиков, Е.Б. Губанова, М.Р. Назыров, В.З. Баишев, Т.Г. Кривина, H.A. Левина, А.Ю. Дмитриев и др.

В сложившейся практике создания проектов в основном полагаются на опыт и квалификацию проектировщика. В работах Ю.Н. Васильева, И.С. Никоненко, A.C. Деркача, Ю.А. Куликова, В.Г. Тагиева, А. Гулермо, Н. Колли, С. Конелли, К. Гринса, К. Пирса, Дж. Дениса, П. Хайнама, С. Дюрбека, Л. Гутмана, Д. Симса, С. Жардина, Т. Джервиса, Р. Смита и Р. Майлза анализируются возможности и преимущества применения информационных технологий в разработке месторождений нефти и газа.

Использование математических методов и компьютеров сокращает сроки разработки проектов, трудовые затраты на проектирование и повышает качество проектных решений. Поэтому сейчас наблюдается большой интерес к проблеме оптимизации размещения скважин на основе сопряжения различных математических

оптимизационных методов с гидродинамической моделью пласта. Теоретическими и экспериментальными исследованиями в этой области занимались Р.Н. Хорн, Л.Ж. Дурлофский, X. Азиз, A.C. Биттенкурт, Л. Роджерс, Дж. Розеншвейг, Б. Гюягулер, У. Пан, Б. Йетен, Р. Пападзакос, Т. Херринг, Р. Мартинсен, С. Скьявеланд, С. Алиев, А. Нистад, В. Бангерз, X. Клие, В. Матоссиан, М. Парашар, М. Вилер, О. Бадру, С. Аанонсен, А. Эйде, Л. Холден, В. Сейферт, Дж. Льюис, С. Херн, Б. Беккнер, X. Сонг, В. Джонсон.

Разработка математических методов по нахождению не только места расположения скважин, но и оптимизации их траекторий было предпринято в единственной работе Б. Йетена. Однако в работе сделано допущение о том, что стволы скважин могут представлять собой только прямые линии, задаваемые двумя точками в поисковом пространстве. Большой научный интерес представляет задача по доработке методики Б. Йетена для скважин с искривленным профилем.

Проектирование траекторий наклонных и горизонтальных скважин, строительство которых возможно с помощью современных технологий бурения, включает в себя сложные вычисления и итерационные процедуры для расчета плоских и пространственных профилей стволов скважин. Созданию таких методик и программ уделяли внимание Р.И. Алимбеков, В.И. Васильев, И.Ф. Нугаев, В.В. Кульчицкий, В.Ю. Иткин, З.В. Агзамов, A.C. Шулаков, Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, В.Г. Гераськин, A.A. Захаров, A.B. Злоказов, В.М. Стрельцов, А.М. Черненко, В.К. Ивашев, Д.Н. Плавский, А.Г. Архипов, Л.Я. Сушон, З.П. Мельницер, Г.Н. Шешукова и др.

В соответствии с принятой последовательностью этапов проектирования разработки месторождений, расчет траекторий и конструкций скважин (с позиций бурения) происходит после того, как определены целевые места расположения и профилей скважин с помощью моделирования сценариев разработки залежи. В этой связи возможны несоответствия между траекториями скважин, заданными на дискретизированной гидродинамической модели пласта, и множеством пространственных профилей скважин, допустимых с точки зрения бурения. В итоге могут быть приняты проектные решения, нереализуемые в бурении. В случае сглаживания траекторий перфорации скважин могут попасть в другие ячейки гидродинамической модели, что изменит показатели разработки и ухудшит достоверность прогноза.

Как показала практика, выполнение проекта на строительство технически сложных горизонтальных многозабойных скважин с пространственной траекторией невозможно без технико-технологического сопровождения промысловых работ. Следует отметить, что достоверность и наличие исходной информации является одним из критериев успешного проектирования и адекватного моделирования. Васильев Ю.Н. по результатам многолетнего опыта в своих работах отмечает, что внедрение систем автоматизированного принятия решений с использованием методов системного анализа позволяет сократить сроки разработки проектов и выдачи рекомендаций в 2-10 раз, повысить производительность труда в проектировании и управлении от 20 до 50 %, сэкономить 5-15 % капитальных вложений, стимулировать развитие научных работ.

Это подтверждает актуальность разработки эффективных математических моделей и методов в виде прикладных инструментов для проектирования и оптимизации размещения скважин в продуктивном пласте.

Во второй главе предложена постановка оптимизационной задачи, приведена методика ее решения, описан и обоснован алгоритм оптимизации и вид целевой функции. Предложена оригинальная гибридизация вычислительных алгоритмов, описана использованная математическая модель пространственной траектории скважин и гидродинамическая модель расчета показателей разработки залежи.

Математическая постановка задачи: рассматривается залежь произвольной формы, заданная ограниченной сеточной областью ячеек гидродинамической модели 5. Каждая скважина \У„ определяется координатами кеБ точек (центров перфорации) в продуктивном пласте (ячейках модели) \У=[Р1,Р2,..., Р¿/. Необходимо определить рациональное количество скважин п<Мтах и их расстановку хп=[1У], \У2,..., IV„] путем максимизации заданного критерия оптимизации/(.хп).

Кроме того, траектория скважины, проходящая через точки Р^Р2,..., Рь должна удовлетворять технологическим ограничениям бурения по длине и интенсивности искривления ствола скважины (т.е. расстановка х„ должна принадлежать множеству допустимых расстановок ТУ"). тах/(хп)

кеБ • п < Л,шв

Л е 1У"

и

Критерий оптимизации f(x„) представлен в виде экономической модели, которая включает в себя учет стоимости бурения скважин, доход от реализации добываемой продукции и затраты на утилизацию воды при попутной добыче:

f(xn) = oj(i+>T dt~n'c^ -i-chom,

где ад, и awp - стоимость газа и затраты на утилизацию попутно добываемой воды (руб.), qgpft.xj, qwp(t,x„} — дебиты добычи газа и попутно добываемой воды (м3/сут), п -количество вертикальных стволов скважин, Cprod(t) — средние эксплутационные затраты на одну скважину в сутки (руб.), Cvert — стоимость бурения вертикального ствола скважины (руб.), Choriz — стоимость бурения 1 м горизонтального участка ствола скважины (руб.), / — общий метраж бурения горизонтальных участков стволов (м), г -годовая процентная ставка (%), Т— период разработки месторождения (суток), t - время (суток). В процессе дополнительных исследований в работе были использованы и чисто технологические критерии, такие как показатель газоотдачи и коэффициент извлечения газа.

Критерий оптимизации f(xJ зависит от динамических показателей разработки qgp(t,x„) и qWp(t,Xn). Поэтому для расчета целевой функции использована гидродинамическая модель залежи, рассматривающая двухфазную, двухкомпонентную изотермическую фильтрацию газа и воды в трехмерном пространстве с учетом анизотропии коллекторских свойств пласта. Система нелинейных уравнений фильтрации решается с помощью численных методов. Пространство и время представляются в дискретном виде. Модель залежи задается в виде сетки с конечным числом ортогональных ячеек, в которых определяются средние значения давлений и насыщенностей для всех фильтрующихся фаз. Исходная система представляется в неявном виде, используя лианеризацию Ньютона-Рафсона. Решение производится с помощью итерационного метода Orthomin.

В ячейках, вскрытых скважинами (т.е. перфорациях), рассматривается давление в центре разностного блока (определяемого из решения разностных уравнений фильтрации) и забойное давление в скважине. Разница этих давлений определяет приток газа и воды к скважине. Для учета потерь давления в стволе скважины использована модель Drift-flux (Eclipse, Schlumberger GeoQuest). Гидродинамическая модель реализована в виде компьютерной программы, которая разработана Нифантовым А.В. В методике оптимизации размещения скважин предусмотрено

использование любого другого пакета моделирования : в виде внешнего (подключаемого) модуля.

Для проверки искривленного профиля на максимально допустимую интенсивность искривления сформулирована и решена следующая задача. Даны координаты центров

ячеек с перфорациями скважины в сеточной модели пласта: Рь Р2..... Р,. Нужно

построить пространственную траекторию скважины, проходящей через эти точки. Допускается отклонение траектории от этих точек на расстояние Д, задаваемое для каждой точки Р,. Траектория составляется из комбинации прямых линий и дуг, для которых задается минимально допустимый радиус кривизны (либо интенсивность искривления в град/Юм).

Для решения первые две точки соединяются отрезком. Он задаст начальное направление (единичный вектор) следующего участка У6е^. Пусть построено / участков. Последний участок закончился в точке В, которая может не совпадать с точкой Р„ но находится близко от нее. Эта точка будет начальной для нового участка. Направление траектории в ней — вектор УЬег. Присоединим к траектории следующую точку Р>+/. Если расстояние между ней и прямолинейным продолжением траектории не превышает Д, то следующий участок - прямой, иначе — дуга. Алгоритм решения разработан с использованием результатов работ Иткина В.Ю. и реализован в компьютерной программе, которая используется в методике оптимизации расположения скважин на этапе проверки на существование траектории скважины. ■

Показатели разработки месторождения зависят от множества факторов. Поэтому топология пространства значений целевой функции /(.х„) в большинстве случаев неизвестна. Для приближенного решения многоэкстремальных нелинейных дискретных задач оптимизации большой размерности применим удачный гибрид градиентных и стохастических методов — генетический алгоритм (ГА), который за приемлемое количество итераций находит близкое к глобальному экстремуму решение. Искомые параметры (координаты скважин) закодированы в бинарной строке и оптимизируются совместно. При изменении условий задачи нет необходимости переделывать ядро оптимизации (потребуются только новые шаблоны для кодирования переменных).

ГА хорошо исследован в работах Дж. Холланда, К.А. Де Йонга, Д.Е. Голдберга, 3. Мичалевича, М. Митчелла, Дж. Р. Козы, Л. Дэвиса, Л.Д. Чамберса, Батищева Д.И., С.А. Исаева, Г.К. Вороновского, К.В. Махотило, С.Н. Петрашева, С.А. Сергеева, Н.Б. Паклина, М.А. Сенилова и др., где доказана его высокая эффективность для решения

дискретных нелинейных задач оптимизации с трудно определяемым ландшафтом пространства значений целевой функции. В работе В. А. Тененева показано, что с точки зрения сходимости самой эффективной является гибридная схема с квазиньютоновским методом оптимизации, показавшая высокую эффективность при решении нелинейных уравнений, в оптимальном управлении, при тестировании на сложных многоэкстремальных функциях. Например, минимум обобщенной функции Розенброка с размерностью 2000 был найден градиентно-эволюционной схемой с точностью 10"6 за несколько тысяч итераций. Поэтому использование подобных алгоритмов при решении задачи о размещении скважин будет оправдано.

Для повышения эффективности поиска предложена оригинальная гибридизация ГА с алгоритмом Муравейник (Ant System), что позволило запоминать и учитывать пройденные этапы поиска. В процессе итераций оптимизации в каждой ячейке модели залежи, содержащей сегмент скважины (т.е. перфорацию), накапливается численный показатель (феромон), который зависит от вклада текущей перфорации в общую сумму показателей накопленной добычи всей скважины. При определенных условиях на поздних стадиях оптимизации, когда поисковое пространство уже исследовано, вычисления на матрице феромона могут замещать трудоемкие расчеты на гидродинамической модели залежи.

Важной особенностью предлагаемого подхода является то, что искомые величины (расположение и количество скважин) кодируется одной бинарной строкой (набором битов со значениями 0 или 1), содержащей всю информацию о скважине: координаты вскрываемых скважиной ячеек модели (перфораций), направления вскрытия пласта для каждой ячейки пласта, тип и статус перфораций скважины и др.

Было установлено, что эффективность поиска во многих случаях зависит от качества начального решения (набора решений в случае применения ГА). Поэтому предложено находить его с помощью метода последовательного сокращения поискового интервала (золотого сечения) на крупномасштабной модели залежи. Задача поиска сводится к одномерному случаю, когда по оси абсцисс перечислены допустимые расстановки скважин, каждая из которых закодирована в одной бинарной строке. По оси ординат откладываются найденные значения целевой функции, определяющие эффективность каждой расстановки скважин. При нахождении внутренних точек в поисковом интервале выбираются ближайшие дискретные значения на оси абсцисс. На

этой стадии для расчета целевой функции используются статические параметры (запасы газа в ячейке и проницаемость), поэтому алгоритм работает быстро.

После нахождения первоначального размещения скважин на укрупненной сетке модели пласта конфигурация их горизонтальных стволов уточняется на более мелкой сетке с использованием гидродинамического моделирования сценариев разработки залежи. Далее для поиска применяется гибридный алгоритм:

1. Задача решается с помощью ГА. Значения показателей накопленной добычи, полученных в процессе оптимизации решений, сохраняется в численной матрице феромона. Формируется текущий набор потенциальных решений с помощью ГА.

2. Процесс оптимизации приостанавливается. Поисковое пространство сужается до области, охваченной ненулевыми значениями матрицы феромона.

3. С помощью локальной оптимизации производится попытка улучшить текущее решение. Начальное расположение точек для поиска задается двумя самыми лучшими решениями х1 и х2 из набора имеющихся текущих решений. Вычисление целевой функции происходит с помощью численной матрицы феромона, а не запусков гидродинамической модели.

4. Полученное на 3-м шаге новое решение .х* сравнивается с х1 и х2. Если ** лучше, то оно включается в текущий набор потенциальных решений в соответствии с принятым в ГА методом отбора решений. Если нет — новый набор решений находится с помощью заданных в ГА методов преобразования решений. Далее итерационный процесс оптимизации возобновляется.

Проведенные эксперименты показали, что применительно к задаче размещения скважин гибридный ГА по сравнению со стандартной реализацией показывает более стабильные результаты. За 100 реализаций (попыток решения задачи) разница между лучшим и худшим решениями в среднем составила 8-12% у гибридного метода и 5480% у стандартного ГА.

Преимущества комбинированного метода проявляются за счет того, что старт оптимизации с использованием запусков модели залежи начинается уже с хорошего решения, полученного предпроцессорной процедурой метода золотого сечения. Тогда как случайное создание начального набора потенциальных решений часто приводит к очень низкому начальному показателю целевой функции. Кроме того, при работе гибридного метода в 2-11% случаев для продолжения оптимизации не используются запуски гидродинамической модели, что экономит 8-27% времени расчета.

Таким образом, разработанная методика состоит из следующих стадий:

1. Определение начальных условий, области поиска, настроек алгоритма оптимизации, вида и параметров целевой функции.

2. Кодирование искомых параметров (например, траектории ствола скважины) с помощью одной переменной, представленной в двоичном коде.

3. Поиск первоначального размещения скважин.

4. Расчет вариантов разработки месторождения с различными траекториями стволов скважины с помощью пакета гидродинамического моделирования пластов.

5. Локальная оптимизация текущего решения в пределах одной итерации ГА с вычислением целевой функции методом, замещающим вычисления на гидродинамической модели пласта.

6. Проверка построенных траекторий скважин на допустимость с позиций заданных технологических ограничений.

Особо подчеркнем, что в процессе итерационной оптимизации начального решения происходит многократный запуск гидродинамической модели для расчета эффективности текущего варианта расстановки скважин. Для снижения количества запусков в работе проведен дополнительный анализ. Кроме совершенствования оптимизационных алгоритмов применены такие организационно-технические методы, как масштабирование (укрупнение) сетки модели, распараллеливание вычислений по разным компьютерам, выявление «зон интереса» в модели пласта для сужения области поиска.

В третьей главе приводятся результаты тестирования разработанной методики на моделях пластов. Для этого были проведены многочисленные математические эксперименты на гидродинамических моделях различных пластов.

В качестве модели залежи рассматривался ограниченный элемент пласта, сложенного песчанистыми породами с подстилаемой подошвенной водой и аппроксимированный равномерной конечно-разностной сеткой. Полагалось, что залежь окружена непроницаемой породой, т.е. принимались непротекаемые границы пласта. К нижним ячейкам модели подключен аналитический водоносный пласт Фетковича, для которого задавались такие параметры, как активный объем и приемистость.

Геологические данные, свойства флюидов и начальные условия, зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности принимались характерные для месторождений Западной Сибири.

Значение вертикальной проницаемости задавалось с коэффициентом 0,1-0,001 от горизонтальной. Размеры ячеек задавались порядка 10-300 м. Было сформировано 10 синтетических моделей слоисто- и зонально-неоднородных залежей. Местоположение газоводяного контакта определялось из условия капиллярно-гравитационного равновесия флюидов в поровом пространстве. Каждая скважина в пласте могла быть задана одной или совокупностью перфораций. Режим работы скважин задавался с постоянным дебитом с ограничением по минимально допустимому забойному давлению, после чего скважин отключалась. Прогнозные расчеты проводились на период 15 лет.

Было определено оптимальное количество и места размещения вертикальных скважин с позиций экономического критерия. В результате исследований за 50-250 итераций находилось рациональное размещение 3-х вертикальных (рис. 1) и 1-й горизонтальной (рис. 2) скважин.

ю

ю

Ю

5 А)

ю

ю

ю

Б) в>

Рис. 1. Варианты расстановки 3-х вертикальных скважин: А) на 1-м, Б) на 11-м и В) на 51-м шагах оптимизации (показаны проекции сеточной области в сечении XV)

Было выявлено, что при увеличении числа скважин во фрагменте залежи накопленная добыча увеличивается нелинейно и целевая функция оптимизации принимает убывающий вид. Это можно объяснить тем, что при большом количестве скважин доход от незначительно прироста добычи не покрывает существенного увеличения капитальных затрат на бурение дополнительных скважин.

При оптимизации начального размещении ствола горизонтальной скважины (рис. 2, А и Б) получили развитие варианты с последовательным вскрытием всех 4-х пропластков (слоев) модели залежи (рис. 2, В). Это объясняется высоким коэффициентом вертикальной анизотропии (0,001), сильно ограничивающим приток в вертикальной плоскости. Таким образом, найденные решения соответствует общепринятым рекомендациям при проектировании разработки подобных залежей.

10

10

10

10 10

10 1 10 ^ 1

10 ю,

10

10

10

Рис. 2. Фрагменты процесса оптимизации горизонтальной скважины на сетке гидродинамической модели (показаны проекции сеточной области)

Далее результаты разработанной методики были сопоставлены с работой квалифицированного проектировщика. В качестве примера была выбрана задача поиска и обоснования рациональной конструкции горизонтальной скважины для разработки Анерьяхинской площади Ямбургского газового месторождения. Для сокращения вычислений исследования проводились на фрагменте пласта.

Принимая во внимание симметричность исследуемого фрагмента и однородность фильтрационно-емкостных свойств в горизонтальных слоях, ствол скважины располагался в центральной части фрагмента. Задача оптимизации заключалась в поиске рационального расположения перфораций скважины в горизонтальных слоях (пропластках) модели залежи с учетом ограничений по интенсивности искривления ствола.

В таблице приведены несколько траекторий горизонтальных скважин, полученных с помощью разработанной оптимизационной методики. Номер ранга соответствует месту варианта при ранжировании по различным критериям оптимизации - показателю накопленной добычи газа (ранг 1), коэффициенту газоотдачи (ранг 2) и стоимостному экономическому критерию (ранг 3). При схематичном представлении траектории ствола

в вертикальном сечении (в проекции XZ) начало скважины в продуктивном пласте («пятка») находилась слева, а конец («носок») — справа.

Таблица

№ Профиль скважины Накоплен, добыча газа, млн. м3 Коэфф. газоотдачи Экономический критерий, млрд. $ Ранг 1 Ранг 2 Ранг 3

1 7037,3 0,923 0,6223 1 1 2

2 --_ 7031,8 0,922 0,6167 2 2 3

3 — 6993,7 0,917 0,4771 3 3 9

4 ---. 6951,8 0,911 0,6056 4 4 4

5 _— 6642,4 0,870 0,5031 5 5 8

6 —-- 6577,6 0,862 0,4498 6 6 10

7 -— 6528,6 0,856 0,5787 7 7 6

8 — 6443,0 0,834 0,5539 8 8 7

9 6433,3 0,843 0,6316 9 9 1

10 6278,3 0,823 0,5978 10 10 5

Решение находилось в среднем за 300 итераций. На это затрачивалось 5-20 часов вычислений на ЭВМ с тактовой частотой процессора 1,6 ГГц и 512 Мб оперативной памяти.

Проведенные эксперименты показали, что разработанная методика поиска размещения скважин за приемлемое время вычислений дает результаты, схожие с базовым вариантом №1, полученным экспертом-проектировщиком. Кроме того, по

результатам расчетов было выявлено, что различные критерии оптимизации приводят к различным конфигурациям рациональных траекторий скважине (вариант 1 и 9), что очень удобно при создании и разноплановом анализе эффективности вариантов разработки залежи.

Результаты размещения и выбора траектории скважин на основе разработанной методики и алгоритма согласуются с известными технологическими рекомендациями:

— разрежение мест размещения стволов по площади месторождения для снижения интерференции работы скважин;

— геометрически правильное размещение ствола скважины относительно областей залежи, наиболее благоприятных с точки зрения фильтрационно-емкостных свойств;

— при увеличении разницы между вертикальной и горизонтальной проницаемостью пласта с одного до нескольких порядков траектория ствола горизонтальной скважины принимает наклонный вид с последовательным вскрытием нескольких горизонтальных слоев (пропластков) залежи;

— при существенных отличиях фильтрационно-емкостных свойств горизонтальных слоев модели залежи доля их вскрытия (часть горизонтального ствола, расположена в слое) пропорциональна значениям этих свойств.

Предложенная методика может быть использована для верификации принятых проектных решений, если их задать как начальные условия для процесса поиска. В случае если по результатам анализа сотен вариантов и траекторий скважин лучшее решение не будет найдено, исходное решение может считаться обоснованным.

В четвертой главе описаны программные средства и информационная система для автоматизации проектирования, контроля и оптимизации размещения скважин в залежи. Даны рекомендации по внедрению разработанных методов в процесс проектирования разработки месторождений.

Для решения практических вопросов по автоматизированному проектированию размещения скважин и контролю принятых решений автором представлены две группы прикладных средств, решающих следующие задачи:

1. Моделирование гидродинамики пластов и оптимизация размещения скважин в модели пласта на основе встроенных алгоритмов и автоматизированных средств.

2. Повышение организационной эффективности на основе контроля выполнения проектных решений и накоплению промыслового опыта.

Гибридный генетический алгоритм реализован в прикладном программном продукте для оптимизации размещения скважин, который интегрирован в едином комплексе с пакетом гидродинамического моделирования пластов и с программой расчета профиля скважины. Рабочие места проектировщиков, технологов и инженеров по моделированию месторождений организованы на базе единого информационного пространства. В качестве базы для создания компьютерных программ использованы преимущества глобальной сети Интернет. Графический интерфейс пользователя и внутренняя логика разработанной прикладной программы реализованы совместно с Александровым B.J1. на основе веб-технологий и использования HTML, PHP и С++.

Правильный выбор места расположения и траектории ствола скважины на этапе проектирования еще не гарантирует высокие показатели нефтегаздобычи. Для практической реализации предложенных в данной работе оптимизационных методов проектирования необходимы достоверные исходные данные, для чего в качестве вспомогательной задачи разработаны прикладные программы для сбора и анализа статистического материала. Выполнение этой задачи осуществляется с помощью программного продукта «Автоматизированное рабочее места супервайзера». Результатом работы программы является формализованный банк данных строительства скважины, содержащий детальные результаты выполнения проектных решений на месторождении и необходимые исходные данные для создания моделей и решения поставленной оптимизационной задачи.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Автором формализована и решена нелинейная дискретная задача оптимизации для поиска рациональных траекторий скважин на модели залежи. Обоснован метод ее приближенного решения на основе генетического алгоритма. Предложена оригинальная гибридизация вычислительных методов. Это дало положительный синергетический эффект и сократило количество запусков пакета гидродинамического моделирования залежей.

2. Структура методики обеспечивает для проектируемых траекторий скважин контроль выполнения технико-технологических ограничений бурения скважин с искривленным профилем. Для кодирования параметров искомых конфигураций скважин предложена универсальная схема, позволяющая в дальнейшем легко расширить круг решаемых задач. В качестве целевой функции оптимизации использованы показатели разработки месторождения, коэффициент извлечения газа и

стоимостная экономическая модель. Для расчета показателей разработки использована численная гидродинамическая модель многофазной многокомпонентной фильтрации флюидов в неоднородной пористой среде.

3. Методика была протестирована на различных синтетических и реальных моделях залежей. Полученные результаты расчетов согласуются с известными рекомендациями и с эталонным вариантом, выполненным квалифицированным проектировщиком.

4. Проведены дополнительные исследования и анализ проблем, связанных с выполнением проектных решений на месторождении. Вычислительные эксперименты показали, что адекватность моделирования разработки залежи и результаты оптимизации размещения скважин сильно зависят от качества и представительности набора исходных данных. Поэтому разработана новая информационная система, позволяющая учитывать новейшую промысловую информацию в принятии проектных решений. Она включает программный комплекс, объединяющий в единой рабочей среде математические оптимизационные инструменты, гидродинамическую модель месторождения, модуль расчета пространственных профилей скважин и систему сбора технико-технологической информации при строительстве скважин. Некоторые результаты работы внедрены в производственной деятельности ОАО «Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий» (г. Москва).

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Басниев К.С., Кульчицкий В.В., Ларионов A.C., Щебетов A.B., Молчанов Д.Н. Геонавигационные технологии разработки газовых и газоконденсатных месторождений / сб. тез. докл. научно-технич. конф. «Оренбургский газохимический комплекс. Современное состояние, проблемы и перспективы развития». - Оренбург, 2004.

2. Бронзов A.C., Королько Е.И., Кульчицкий В.В., Ларионов A.C., Молчанов Д.Н. Стратегия совершенствования проектных работ при создании и применении скважин на нефть и газ / сб. тез. докл. ежегодн. научн.-технич. конф. «Инновационные технологии бурения». - М.: Нефть и Капитал. - Москва, 2003.

3. Бронзов A.C., Кульчицкий В.В., Ларионов A.C. Интегрированная система мониторинга строительства и эксплуатации скважин / сб. тез. 5-й научн.-технич. конф. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», — М.: РГУ нефти и газа И.М. Губкина, 2003.

. 4. Комм ;Э.„ Бронзов A.C., Кульчицкий В.В., Ларионов A.C. Система технико-технологического надзора строительства и эксплуатации скважин // Технологии ТЭК. — Москва, 2002. — декабрь.

5. Кульчицкий В.В., Алиев З.С., Басниев К.С., Щебетов A.B., Кудрин A.A., Блинов Н.Б., Королько Е.И., Ларионов A.C.,. Молчанов Д.Н. Индивидуальное проектирование горизонтальных скважин с гидродинамическим обоснованием их конструкции // Технологии ТЭК. — Москва, 2004. - апрель.

• 6. Кульчицкий В.В., Ларионов A.C. Информационный супервайзинг строительства скважин / сб. тезисов докл. 4-го международного семинара «Горизонтальные скважины». — М. РГУ нефти и газа И.М. -Губкина, 2004. .

7. Кульчицкий В.В., Ларионов A.C., Нифантов A.B., Иткин В.Ю., Александров В.А. Интеллектуальная система поддержки принятия решений при проектировании разработки месторождений нефти и газа // заявка на офиц. регистрац. программы для ЭВМ №2006613546 от 17.10.2006.

„ 8. Кульчицкий В.В., Ларионов A.C., -Александров В.Л., Гришин Д.В. Автоматизированное рабочее место супервайзера (АРМ Супервайзера) // свидетельство об офиц. регистрац. программы для ЭВМ № 2005612320 от 8.09.2005.

. 9. Кульчицкий В.В.» Ларионов A.C. Устройство для передачи информации в процессе эксплуатации скважины // патент на полезн.. модель № 34965 от 11.08.2003.

,10. Кульчицкий В.В., Ларионов A.C. .Устройство для регулирования процесса кольматации пластов в скважинах // патент на полезн. модель № 42261 от 27.11.2004.

11. Ларионов A.C.. Современные методы оптимизации размещения и поиска рациональных траекторий горизонтальных скважин в - продуктивном пласте // Технологии ТЭК. — Москва, 2006. — декабрь.

12. Ларионов A.C. Эффективное объединение задач проектирования, строительства и эксплуатации скважин в единое информационное пространство для обеспечения высокой рентабельности разработки газонефтяных месторождений / сб. тезис, докл. XII научн.-практ. конф. молод, уч. и спец. «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири». — Тюмень, 2002. ,

13. Ларионов A.C. Инструментальные средства для оптимизации размещения скважин в продуктивном пласте при моделировании разработки месторождений нефти и газа // материалы всеросс. конк. инновац. проектов аспир. и студ. по приор, напр. «Информационно-телекоммуникационные системы» в рамках федерал, целев. науч.-

техн. прогр. «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» на 2002-2006 г. (проект 2006-РИ-18.0/007/018). - М.: ФГУ ГНИИ ИТТ «Информика», 2006.

14. Ларионов А.С. Независимый технико-технологический надзор как основа объективного контроля и управления строительством и эксплуатацией скважин / сб. тез.

г

докл. 5-й научн.-технич. конф. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», - М.: РГУ нефти и газа И.М. Губкина, 2003 .

15. Ларионов А.С. Совершенствование технологии разработки месторождений нефти и газа на основе информационной системы контроля строительства скважин / сб. тез. докл. 5-й всеросс. конф. молод, уч. - М.: РГУ нефти и газа И.М. Губкина, 2003.

16. Ларионов А.С. Методы дистанционного управления скважинными системами при разработке месторождений нефти и газа / сб. тез. докл. 4-го международного семинара «Горизонтальные скважины». — М.: РГУ нефти и газа И.М. Губкина, 2004.

17. Ларионов А.С., Молчанов Д.Н. Интеллектуальное сопровождение строительства скважин на Юрхаровском месторождении / сб. тез. докл. научн. конф. «Молодежная наука нефтегазовому комплексу». — М.: РГУ нефти и газа И.М. Губкина,

2004.

18. Ларионов А. С., Соловьев В.В. Применение генетического алгоритма для поиска оптимального расположения ствола скважины в пласте. / сб. тез. докл. VI конф.

' «Новые технологии в газовой промышленности». — М.: РГУ нефти и газа И.М. Губкина,

2005.

19. Молчанов Д.Н., Ларионов А.С. Особенности проектирования горизонтальных скважин с отдаленным забоем Юрхаровского газоконденсатного месторождения / сб. тез. докл. научн. конф. «Молодежная наука — нефтегазовому комплексу». — Москва, 2004.

20. Ermolaev A., Larionov A., Nifantov A. Efficient Well Spacing Algorithme // Proceedings of the EAGE Conférence ECMOR X. - Amsterdam, 2006.

21. Larionov A., Nifantov A., Itkin V. and Alexandrov V. Methodology of Optimal Well Pattern, Location and Paths in Productive Formations during Oil and Gas Fields Development Planning // Proceedings of the SPE RO&G Conférence. Paper SPE 104326. -Moscow, 2006.

Введение.

Глава 1. Расположение скважин в пласте при проектировании разработки месторождений нефти и газа.

1.1. Пути совершенствования технологий проектирования.

1.2. Опыт проектирования и управления разработкой месторождений нефти и газа.

1.3. Методы поиска рационального размещения скважин в продуктивном пласте.

1.4. Контроль выполнения проектных решений на месторождении.

1.5. Обоснование тематики диссертационной работы.

Глава 2. Разработка методики и алгоритмов оптимизации расположения стволов скважин в продуктивном пласте.

2.1. Постановка оптимизационной задачи.

2.2. Экономическая модель для определения критерия оптимизации.

2.3. Гидродинамическая модель для определения показателя целевой функции.

2.4. Технико-технологические ограничения при поиске оптимальной траектории скважины.

2.5. Обоснование метода решение задачи.

2.6. Решение оптимизационных задач с помощью генетического алгоритма

2.7. Повышение эффективности поиска на основе объединения генетического алгоритма с другими методами.

2.8. Структура разработанной методики для поиска рациональной траектории скважины в пласте.

2.9. Методы снижения вычислительных затрат.

2.10. Выводы.

Глава 3. Проектирование расположения скважин в продуктивных пластах с применением разработанной методики оптимизации.

3.1. Тестирование разработанной методики на синтезированных моделях фрагмента пласта.

3.2. Анализ вариантов разработки пласта с различным расположением вертикальных скважин.

3.3. Оптимизация расположение горизонтальной скважины в продуктивном пласте при разработке фрагмента месторождения.

3.4. Поиск рациональной конструкции горизонтальной скважины для разработки сеноманских отложений на Анерьяхинской площади Ямбургского месторождения.

3.5. Выводы.

Глава 4. Инструментальные средства для поиска рационального размещения скважин и контроля выполнения проектных решений на промысле.

4.1. Реализация разработанных алгоритмов на компьютере.

4.2. Прикладные средства для поддержки принятия решений при проектировании размещения скважин.

4.3. Информационная система технико-технологического контроля строительства скважин.

4.4. Программное обеспечение для мониторинга выполнения проектных решений на месторождении.

4.5. Анализ выполнения проектной траектории скважины.

4.6. Выводы.

Актуальность темы

Эффективность извлечения ресурсов из недр во многом определяется расположением нефтегазовых скважин. В случае разработки небольших и сложных по форме залежей с вертикальными и зональными неоднородностями принятие проектных решений на интуитивном уровне затруднительно и зависит от множества факторов.

Кроме того, для рациональной разработки неоднородного пласта необходимо избирательное вскрытие продуктивных зон с помощью горизонтальных скважин с пространственной траекторией. При гидродинамическом обосновании конструкций таких скважин потребуются дополнительные согласования с возможностями технологий бурения искривленных стволов. За ограниченное время проектировщикам необходимо создать и проанализировать множество вариантов разработки залежи с различной конфигурацией скважин, привлекая для этого большое количество моделей и методов.

Актуальность работы заключается в разработке эффективных математических алгоритмов и прикладных программ, используемых для поддержки принятия решений при оптимизации размещения скважин с пространственными траекториями в продуктивном пласте. Для решения этой нелинейной мультимодальной задачи применены стохастические эволюционные методы оптимизации и гидродинамическое моделирование сценариев разработки залежи.

Практика показывает, что нахождение рационального расположения скважины в коллекторе на этапе моделирования разработки пласта еще не гарантирует запроектированный уровень добычи. Ориентированная на практическое применение методика проектирования должна включать современные методы по контролю выполнения принятых решений на промысле. Кроме того, для построения адекватных моделей необходима объективная информация о свойствах исследуемых объектов оптимизации. Для этого потребуется разработка нового методического и информационного обеспечения.

Мировая нефтегазовая наука стоит перед задачей промышленной разработки небольших и сложных по геологическому строению месторождений нефти и газа. В этой связи разработка эффективных методов поиска расположения скважин и оптимизации их траекторий с учетом индивидуальных особенностей таких залежей являются актуальной задачей.

Цель работы

Совершенствование генетического алгоритма и создание на его основе новой методики поиска рационального расположения скважин в продуктивном пласте с использованием в едином вычислительном комплексе математических оптимизационных методов, гидродинамических моделей залежи и банка данных о размещении скважин.

Основные задачи исследований

1. Разработка и реализация эффективных алгоритмов поиска рациональных траекторий скважин в продуктивном пласте с использованием гидродинамических моделей пласта.

2. Создание новой методики и прикладных программных средств для оптимизации расположения и траекторий горизонтальных скважин на модели продуктивного пласта.

3. Изучение возможности использования разработанной методики, алгоритмов и прикладных программ в вычислительных экспериментах по оптимизации расположения скважин на различных моделях залежей.

Научная новизна

На основании выполненных в диссертации исследований и разработок получены следующие научные результаты:

1. Разработана новая модификация гибридного генетического алгоритма, которая применена в методике поиска рациональных траекторий скважин на модели пласта.

2. Предложенные математические методы позволяют не только оптимизировать размещение скважин, но и находить рациональные пространственные траектории горизонтальных стволов индивидуально для каждой скважины.

3. Впервые объединена работа оптимизационного алгоритма по размещению скважин с программой моделирования разработки месторождений и модулем расчета пространственной траектории скважины, что позволило на одной стадии проектирования получать гидродинамически и технологически обоснованную конструкцию скважины.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решены на основе теоретических исследований, математических экспериментов и промысловых испытаний с использованием общих принципов системного анализа, теории и технологии проектирования разработки газовых месторождений, методов теории фильтрации, численных методов решения нелинейных дифференциальных уравнений, теории вероятностей, теории информации и экспертного анализа, стохастических и эволюционных методов решения оптимизационных задач.

Достоверность полученных результатов обеспечивается использованием современных методов оптимизации нелинейных дискретных задач, разработкой вычислительных алгоритмов на базе эволюционных методов, проведением тестовых расчетов, результаты которых согласуются с экспериментальными исследованиями и удовлетворяют апробированным критериям в области проецирования размещения скважин.

Практическая значимость

1. Создан единый комплекс прикладных программных средств для проектирования сценариев разработки залежи, работы с гидродинамическими моделями пластов, автоматизации поиска рационального размещения скважин, анализа выполнения проектных решений по траектории скважины, накопления промыслового опыта.

2. Разработанные методики протестированы на гидродинамических моделях фрагментов месторождений. Показано, что структура алгоритма поиска не зависит от отличительных свойств различных моделей залежей. Полученные результаты оптимизации размещения скважин хорошо объяснимы с позиций известных в практике проектирования технологических критериев.

3. Внедрение результатов диссертации в производственной деятельности ОАО «Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий» более чем на 100 объектах 17 месторождений Западной Сибири и Европейского Севера обеспечило дополнительный экономический эффект в размере 2 млн. руб.

Защищаемые положения

1. Методика поиска оптимального расположения ствола вертикальной или горизонтальной скважины в продуктивном пласте с гидродинамическим и технологическим обоснованием ее траектории.

2. Гибридный генетический алгоритм, включающий локальный поиск решений в пределах текущей итерации с определением значения целевой функции на основе анализа истории поиска, что замещает трудоемкие вычисления на гидродинамической модели залежи.

3. Результаты применения разработанной методики при проектировании и оптимизации расположения скважин на моделях продуктивных пластов.

Апробация работы

Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

- научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», г. Тюмень, 2002;

- 5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 23-24 января 2003;

- ежегодной научной конференции издательского дома «Нефть и Капитал», г. Москва, 28 января 2003;

- 5-й Всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва, 23-26 сентября 2003;

- научной конференции «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», г. Москва, 30-31 марта 2004;

- научно-технической конференции «Оренбургский газохимический комплекс. Современное состояние, проблемы и перспективы развития», г. Оренбург, 2004 г.;

- 4-м Международном семинаре «Горизонтальные скважины», г. Москва, 22-23 ноября 2004;

- научно-практической конференции «Строительство многозабойных, направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ: современные информационно-технологические решения» издательского дома «Нефть и Капитал» и ВНИИБТ, г. Москва 24 июня 2005;

- VI конференции «Новые технологии в газовой промышленности», г.

Москва 27-30 сентября 2005;

- Всероссийском конкурсе инновационных проектов аспирантов и студентов по приоритетному направлению «Информационно-телекоммуникационные системы» в рамках Федеральной целевой научно-технической программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» на 2002-2006 годы (2006-РИ-18.0/007/018). ФГУ ГНИИ ИТТ «Информика». 2006;

- 10-й Европейской конференции «Mathematics in Oil Recovery» (EAGE ECMOR X), Амстердам, 4-8 сентября 2006;

- Международной нефтегазовой конференции и выставке SPE «Мир технологий для уникальных ресурсов», г. Москва, 3-6 октября 2006;

- технических советах научных, проектных и производственных предприятий ОАО «НИПЦ ГНТ», ВНИИГАЗ, ООО «Юрхаровнефтегаз», ЗАО НПП «Сагор», ОАО «Новатэк», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «ЛУКойл», научно-технических семинарах кафедры РиЭГГКМ и кафедры ПМиКМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Публикации

По результатам всех исследований автора опубликована 21 работа, включая 2 патента на полезную модель и 2 свидетельства об официальной регистрации программы для ЭВМ.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н., профессору В. В. Кульчицкому за помощь в работе над диссертацией.

Автор выражает признательность д.т.н. Ермолаеву А.И., д.т.н. Калинину

А.Г., а также к.т.н. [Королько Е.И.|, к.э.н. Сазонову А.А., к.т.н. Бронзову А.С., Кузнецову Б.П. за поддержку и ценные советы в написании научной работы, к.т.н. Нифантову А.В. за помощь и участие в создании гидродинамических моделей месторождений, Александрову В. Л. за консультации по разработке прикладных программ, к.т.н. Иткину В.Ю. за практические советы по математическому обеспечению работы.

Автор благодарит сотрудников предприятий, участвовавших во внедрении положений диссертации.

4.6. Выводы

Уровень развития нефтегазовой отрасли требует включения в технологические схемы разработки месторождений нефти и газа новых современных методов организации труда - проектирование объектов нефтегаздобычи с применением современных информационных систем поддержки принятия решений на основе прогнозного моделирования залежи.

Для контроля проводки скважин необходим постоянный мониторинг процессов строительства, для чего создана концепция и определены основные задачи ИСТТК. Практические результаты показали высокую эффективность применения методов супервайзерского сопровождения строительства скважин.

Для решения практических вопросов по автоматизированному проектированию размещения скважин и контролю принятых решений автором представпены две группы прикладных средств, решающих следующие задачи:

1. Повышение организационной эффективности ведения промысловых работ по контролю фактического расположения скважин и накоплению опыта реализации проектных решений на промысле.

2. Моделирование гидродинамики пластов и оптимизация размещения скважин в модели пласта на основе встроенных алгоритмов и автоматизированных средств.

В качестве базы для создания компьютерных программ использованы преимущества глобальной сети Интернет и веб-технологий. Модуль супервайзинга строительства скважин интегрирован в едином комплексе с оптимизационной программой размещения скважин, с пакетом гидродинамического моделирования пластов и с программой расчета профиля ствола скважины.

Рабочие места для проектировщиков, технологов, супервайзеров и инженеров-разработчиков месторождений организованы на базе единого информационного пространства.

Предложенные прикладные средства могут быть использованы для верификации принятых проектных решений по размещению и конструкции горизонтальных скважин. Для этого полученные в результате работы эксперта-проектировщика исходные решения задаются как начальные условия для автоматизированного процесса поиска. Если по результатам анализа сотен вариантов размещения и траекторий скважин лучшее решение не было найдено, исходное решение можно считать обоснованным.

В дальнейшей перспективе усовершенствования прикладных средств можно выделить направление по интеграции с системой автоматизированного проектирования (САПР) строительства скважин и экспертной системой принятия оперативных решений при сопровождении строительства скважин сложной пространственной архитектуры с учетом технологических рисков в бурении.

Заключение

Поиск оптимального расположения ствола скважины в произвольном слоисто-неоднородном пласте - это задача, которая до настоящего момента решалась индивидуально с применением геолого-математических и гидродинамических моделей разработки месторождений. Зачастую на ручной перебор различных конфигураций расположения скважин и анализ полученных вариантов разработки месторождения затрачивалось значительное время работы проектировщика.

Автором выполнен системный анализ отечественных и зарубежных работ, посвященных этой проблеме. Формализована нелинейная дискретная задача оптимизации для поиска рациональных траекторий скважин на модели залежи и предложены методы ее решения.

Представленная научная работа включает следующие основные аспекты: проектирование и оптимизация расстановки скважин, расчет и проверка траекторий скважин на соответствие ограничениям по интенсивности искривления, создание инструментальных средств для моделирования разработки залежи и оптимизации размещения скважин с последующим анализом выполнения проектных решений на промысле.

Разработана новая методика поиска рационального расположения скважины в продуктивном пласте, которая позволила в значительной мере упростить решение исходной задачи, сведя работу проектировщика к формулированию исходных требований к скважине и заданию набора технико-технологических и экономических ограничений.

В результате работы разработанного автором программного продукта генерируются наборы вариантов размещения скважин, которые затем ранжируются в соответствии с исходным заданием проектировщика. В качестве целевой функции оптимизации могут быть использованы различные сочетания параметров и показателей разработки месторождения - накопленной добычи, обводненности продукции, а также учитываться экономические аспекты, например, чистый дисконтированный доход и др.

Для расчета показателей разработки использована численная модель многофазной многокомпонентной фильтрации с учетом растворимости одной фазы в другой.

При написании программного продукта удалось создать такую структуру программы, которая не зависит от типа применяемого гидродинамического пакета для расчета показателей разработки залежи. Запуск пакета осуществляется автоматически в многопользовательском режиме. Для снижения времени расчетов предусмотрена организация параллельной многопроцессорной обработки данных.

В качестве основного подхода для приближенного решения оптимизационной задачи использован генетический алгоритм, который обладает преимуществом по сравнению с другими методами при решении класса задач, имеющих разрывный и труднопрогнозируемый характер поля решений с многочисленными локальными экстремумами. При этом за одно и тоже время вычислений генетический алгоритм дает более близкое к глобальному оптимуму решение в силу присущего ему свойства развивать и улучшать удачные (перспективные) решения оптимизационной задачи.

Для повышения эффективности процесса оптимизации и сокращения емких по времени запусков пакета гидродинамического моделирования залежей разработана новая структура и последовательность операций, когда работа генетического алгоритма объединена с алгоритмом золотого сечения и алгоритмом Муравейник. Применение такой гибридной схемы дало положительный синергетический эффект.

Для кодирования параметров искомых конфигураций скважин в хромосому генетического алгоритма была разработана универсальная схема, позволяющая в дальнейшем легко расширить круг решаемых задач. Для некоторых случаев рекомендованы упрощенные схемы кодирования.

Методика была протестирована на нескольких синтетических моделях залежей и на примере оптимизации расположения горизонтальной скважины в модели фрагмента Анерьяхинской площади Ямбургского месторождения. Полученные результаты оптимизации согласуются с эталонным вариантом, выполненным квалифицированным проектировщиком.

Важность проделанной работы заключается в том, что она позволяет сосредоточиться на тех аспектах, которые ранее либо не принимались в расчет, либо им уделялось недостаточно внимания. Поэтому в работе уделено внимание вопросам анализа выполнения проектных решений на промысле.

Применение горизонтальных и многоствольных скважин в сложных горногеологических условиях требует совершенно новых подходов в областях организации труда и технологий. Результаты строительства текущей скважины необходимо учитывать при создании проектов последующих скважин. Кроме того, допустимые диапазоны изменений параметров траекторий скважин в различных геологических условиях накоплены недостаточно. Поэтому при бурении искривленного ствола необходимо в реальном времени обновлять параметры оптимизационной и гидродинамической модели с имеющимся расположением и траекториями скважин.

Это стало возможным благодаря организации работы групп экспертов (супервайзеров) на промысле. Разработанная информационная система технико-технологического контроля обеспечивает совместную работу персонала различного профиля с единым комплексом прикладных программных средств. При этом гидродинамические модели месторождений объединены с оптимизационными инструментами для поддержки принятия решений, с программой расчета пространственных профилей скважин и модулем контроля строительства скважин. Это позволяет накапливать инженерный и промысловый опыт в формализованном банке данных, который удобно использовать персоналу любого ранга. Поступающая с промысла информация анализируется с позиций повышения адекватности созданных математических моделей и объектов исследований и затем используется в проектировании последующих скважин.

Практическая ценность работы определяется созданием нового программного обеспечения, которое зарегистрировано в Федеральной службе по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам.

Эффективность предложенных и разработанных методов и инструментальных средств проверена на практике. Разработанные автором инструментальные средства использованы при выполнении хоздоговорных работ и внедрены в Научно-исследовательском и проектном центре газонефтяных технологий (г. Москва).

Полученные в процессе апробации результаты показывают, что предложенные автором методы и подходы эффективны и востребованы. Это позволяет сделать вывод о целесообразности широкого внедрения результатов исследований в нефтегазовой отрасли.

1. Абдурахманов М.Г. Автоматическое управление траекторией ствола горизонтальной скважины // Сборник научных трудов башкирского государственного научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности (Уфа). 1992, № 86.

2. Алгерой Д., Моррис Э., Страке М. и др. Дистанционное управление разработкой месторождений // Нефтегазовое обозрение Schlumberger. 2001. Осень. - с. 26 - 37.

3. Алимбеков Р.И., Васильев В.И., Нугаев И.Ф., Агзамов З.В., Шулаков А.С. Компьютеризованные технологии управления наклонно направленным бурением скважин // Нефтяное хозяйство. 2000, №12.

4. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.:Недра, 1982.

5. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. М.:Техника, 2001.

6. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в пористых средах. М.:Недра, 1984. - 208 с.

7. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.:Недра, - 1972.

8. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчетов дебитов горизонтальных, наклонных и многоствольных скважин. М.:ИРЦ ОАО «Газпром», 1999.

9. Басниев К. С., Кочина И. Н., Максимов В. М. Подземная гидромеханика. М.:Недра, 1993. - 415 с.

10. Батищев Д.И. Генетические алгоритмы решения экстремальных задач. Воронеж, ВГТУ, 1995. - 65 с.

11. Батищев Д.И., Исаев С.А. Оптимизация многоэкстремальных функций с помощью генетических алгоритмов. // Межвузовский сб. научн. тр. «Высокие технологии в технике, науке и образовании». -Воронеж, ВГТУ, 1997. с. 4-17.

12. Белоруссов В.О., Повалихин А.С. Цели и задачи бурового супервайзинга. // Нефтегазопромысловый инжиниринг. 2004, №1.

13. Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. -М.:Недра, 1972. 216 с.

14. Бест Л., Ван Дер Берг Ф. «Умные» месторождения — путь к максимальной рентабельности разработки запасов. SPE 103575 // Материалы конф. SPE «Мир технологий для уникальных ресурсов». -Москва, 2006.

15. Биардселл М., Верне П., Бушер X. и др. Рационализация рабочего графа интерпретации. // Нефтегазовое обозрение Schlumberger. 200, Весна. - с.34-51.

16. Биркгоф Г. Гидродинамика. М.-Л., 1954.

17. Борисов Ю.П., Пилотавский В.П., Табаков В.П. Разработканефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М. Недра, 1964.

18. Борисов Ю.П., Табаков В.П. Определение дебита многоярусной скважины в изотропном пласте большой мощности. // Научн.-технич. сб. по добыче нефти. ВНИИ. Вып. № 16. 1962.

19. Борк Ж., Тюдор Ф., Тернер Л., Гомерсалл С. и др. Принятие бизнес-решений по разведке и разработке месторождений через комплексное управление интегрированными проектами (IPM) // Нефтегазовое обозрение Schlumberger. 1998, лето. - с.16-31.

20. Бронзов А.С. От среднесрочной стратегии выживания к стратегии развития производства создания скважин. // Бурение и нефть. 2003, №6, - с. 8-12.

21. Бронзов А.С., Кривелев Я.В. Методология разработки второй очереди САПР Бурения. // труды ВНИИБТ, 1982. №54.

22. Бронзов А.С., Королько Е.И., Щепилло Ю.Н. Управление технологическими рисками при создании скважин // Бурение и нефть. -2003, , сентябрь. с. 40-41.

23. Брукс Ф.П. Как проектируются и создаются программные комплексы. М.: Наука, 1979.

24. Бузина Т.С., Леонтьев И.А., Непомнящий Л.Я., Шеберстов Е.В., Чельцов В.Н. Программный комплекс для проектирования разработки Астраханского газоконденсатного месторождения // Газовая промышленность. 1998, №1. - с.34-36.

25. Бузинов С.Н., Крапивина Г.С., Ковалев А.Л. Оптимизация размещения скважин на месторождениях и ПХГ // Газоваяпромышленность. -2002, Август.

26. Васильев Ю.Н. Газодобывающее предприятие как сложная система. М.:Недра, 1998. - 343 с.

27. Волков Б.П., Галлямов К.К., Хмелевский М.С., Кульчицкий В.В. и др. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самтлорском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1997, № 6. - с. 41-42.

28. Вороновский Г.К., Махотило К.В., Петрашев С.Н., Сергеев С.А. Генетические алгоритмы, искусственные нейронные сети и проблемы виртуально реальности. Харьков: ОСНОВА, 1997. - 112 с.

29. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. М.:Недра, 1999. - 412 с.

30. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник под ред. 3. Г. Васильева и И.П. Жабрева. М.:Недра, 1975.

31. Гаццулаев С.С., Канашук В.Ф. О размещении скважин по площади газоносности II Газовая промышленность. 1967, №12. - с.6-10.

32. Гилл Ф., Мюррей У., Райт И. Практическая оптимизация. М.: Мир, 1977 г. - 509 с.

33. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. -М.:Недра, 1971.

34. Гладков А.В., Закирова Г.Ф. Система оптимизации разработки и добычи для эффективного управления месторождениями. SPE 103580. // Материалы конф. SPE «Мир технологий для уникальных ресурсов». -Москва, 2006.

35. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной многозабойной скважины в анизотропном пласте // Нефтяное хозяйство. 1994, №1.

36. Губанов В.А., Захаров В.В., Коваленко А.Н. Введение в системный анализ. Л.: Изд-во ЛГУ, 1988.

37. Данилов В.Л., Кац P.M. Гидродинамические расчеты совместного вытеснения жидкостей в пористой среде. М.:Недра, 1980.

38. Деркач А.С. Научно-методические основы разработки и применения многоцелевых комплексных технологий контроля строительства и эксплуатации нефтегазовых скважин: На примере Оренбургского НГКМ : Дис. . д-ра техн. наук : 05.00.17 М., 2002

39. Дмитриев А.Ю. Методика выбора оптимального варианта пространственного положения дополнительного ствола эксплуатационной скважины Дис. . канд. техн. наук : 05.15.10 Томск, 1999

40. Ермолаев А.И. Системный анализ и модели формирования вариантов разработки группы залежей нефти и газа : Дис. . д-ра техн. наук : 05.13.01 М., 2001

41. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.:Недра, 1998. - 365 с.

42. Закиров С.Н., Васильев В.И., Гутников А.И., Коршунова Л.Г., Колбиков С.В. Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений. М.:Недра, 1987.

43. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Ваганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М.:ВИНИТИ, 2004. - 520 с.

44. Закиров С.Н., Зотов Г.А., Маргулов Г.Д., Турниер В.Н. К оптимизации размещения скважин на площади газоносности: Реф. Сборник / Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений /. М.: ВНИИЭГазпром, 1972, №2. - с.3-9.

45. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.:Недра, 1974. - 376 с.

46. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я., Палатник Б.М., Юфин П.А. Многокомпонентная и многомерная фильтрация. М.:Недра, 1988.

47. Закиров С. И., Шмыгля О. П. Некоторые вопросы анализа разработки газовых месторождений при водонапорном режиме: Тематический научно-технич. обзор. М.: ВНИИЭгазпром, 1971. - 40 с.

48. Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Струна, 1998. - 626 с.

49. Закиров Э. С. К эффективной разработке слоисто неоднородных коллекторов // Геология нефти и газа. 1996, №9,

50. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования,анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2001. - 303 с.

51. Закиров С.Н., Коршунова Л.Г. Решение задачи с подвижной границей газ-вода // Газовая промышленность. 1977, №3. - с. 45.

52. Зотов Г.А., Коротаев Ю.П., Кичиев К.Д. Приближенный метод расчета работы неравномерной системы скважин в изолированном газовом пласте: Сборник ВНИИГАЗа. М.:Недра, 1965, №2. - с.110-125.

53. Ермилов О.Н., Маслов В.Н., Нанивский Е.М. Разработка крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах. М.:Недра, 1987. - 207с.

54. Ивашев В.К. Плавский Д.Н., Архипов А.Г. Информационная технология обеспечения проводки горизонтально направленных скважин. // Сб. тез. докл. 5-й Международного симпозиума по бурению скважин в осложненных условиях. Санкт-Петербург.: СПбТГИ, 2001.

55. Ибрагимов А.И. Математическое моделирование разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке. // Газовая промышленность. 1997, №7.

56. Иткин В.Ю. Расчет пространственной траектории горизонтальной скважины. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2000, №1-2. - с.24-26.

57. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З.

58. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник.- М:1. Недра, 1997.-647 с.

59. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск.: Институт компьютерных исследований, 2003. - 128 с.

60. Козлов А.В. Разработка технологии управления траекторией горизонтального ствола при строительстве скважин в акватории Черного моря : Дис. . канд. техн. наук : 25.00.14 М., 2001

61. Колбиков С.В., Губанова Е.Б. О приближенном подходе к решению задачи размещения эксплутационных скважин по площади залежи. // Сб. тез. докл. научно-практической конф. «Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений». Москва, 1998.

62. Комм Э., Бронзов А.С., Кульчицкий В.В., Ларионов А.С. Система технико-технологического надзора строительства и эксплуатации скважин. // Технологии ТЭК. 2002. Декабрь. - с.14-18.

63. Коротаев Ю. П. Избранные труды. Том 1. М.:Недра, 1996. - 604с.

64. Коротаев Ю. П., Геров Л. Г., Закиров С. Н., Щербаков Г. А. Фильтрация газов в трещиноватых коллекторах. М.:Недра, 1979. - 223 с.

65. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.:Недра, 1981.- 281 с.

66. Коротаев Ю.П., Киреев В.А. Оценка эффективности работы вертикальных ответвлений горизонтальных скважин: Научн.-технич. сб. по геологии, разработке, транспорту и использованию газа ВНИИГаза. -М.:Недра, 1968. №8.

67. Коротаев Ю.П., Умрихин Н.Б. Разработка методов оптимизации размещения эксплутационных скважин : реф. сборник Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭГазпром, 1975. №9. - с.32-35.

68. Коротаев Ю. П., Степанов Н. Г., Тагиев В. Г. Моделирование и оптимизация процессов разработки месторождений природных газов. -М.: ВНИИЭГазпром, 1975.

69. Крапивина Г.С. Разработка методов оптимизации размещения эксплуатационных скважин на подземных хранилищах газа : Дис. . канд. техн. наук : 25.00.17 М., 2002

70. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений. Проблемы моделирования. М.:Недра, 1981.

71. Ксёнз Т.Г. Оптимизация показателей разработки месторождений природных газов на основе динамического программирования и модели 3D многофазной фильтрации : Дис. . канд. техн. наук : 25.00.17 Б. м., 2002

72. Кузнецов Б.П. Осуществлять технологический контроль могут только специалисты, наделенные полномочиями. // Бурение и нефть,2003. № 11. с.33-34.

73. Кузнецов Б.П. Супервайзер специалист высшей категории. // Бурение и нефть, 2003. № 7-8. - с.20-22.

74. Куликов Ю. А., Тагиев В. Г. Проектирование систем оперативного» управления газодобывающими предприятиями. М.: ВНИИЭГазпром, 1975.

75. Кульчицкий В.В. Выбор компоновок телесистемы бурильной колонны для бурения горизонтальных скважин. II Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1992, № 11-12, - с. 20-22.

76. Кульчицкий В.В. Геонавигационные технологии проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин. М.:ВНИИОЭНГ, 2000. - 347 с.

77. Кульчицкий В.В. Скважина как элемент интеллектуальной системы управления разработкой месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. 2002. №2.

78. Кульчицкий В.В., Ларионов А.С., Нифантов А.В., Иткин В.Ю.,

79. Александров В.А. Интеллектуальная система поддержки принятия решений при проектировании разработки месторождений нефти и газа: Заявка на офиц. регистрам, программы для ЭВМ № 2006613546 от 17.10.2006 г.

80. Кульчицкий В.В., Ларионов А.С. Информационный супервайзинг строительства скважин / сб. тезисов докл. 4-го международного семинара «Горизонтальные скважины». М. РГУ нефти и газа И.М. Губкина, 2004.

81. Кульчицкий В.В., Ларионов А.С. Устройство для передачи информации в процессе эксплуатации скважины // патент на полезн. модель № 34965 от 11.08.2003.

82. Кульчицкий В.В., Ларионов А.С. Устройство для регулирования процесса кольматации пластов в скважинах // патент на полезн. модель №42261 от 27.11.2004.

83. Кульчицкий В.В., Ахметшин М. Проектирование строительства горизонтальных скважин в Западной Сибири. // Бурение и нефть. 2004. №4. - с.10-14.

84. Кульчицкий В.В., Григашкин В.А. Усманов А.А. и др. Технология высокоточного и скоростного строительства наклонно-направленных скважин. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1999. № 4-5. - с.7-12.

85. Кульчицкий В.В., Королько Е.И. Экспертиза группового рабочего проекта №185/00-09-3 на строительство эксплуатационных газовых скважин на Юрхаровском ГКМ: труды ОАО «НИПЦ ГНТ». М. - 2001. -286 с.

86. Курейчик В.М., Зинченко Л.А., Хабарова И.В. Алгоритмы эволюционного моделирования с динамическими параметрами // Информационные технологии. 2001. № 6. - С.10-15.

87. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. М.: Гостоптехиздат, 1948. - 196 с.

88. Ларионов А.С. Современные методы оптимизации размещения и поиска рациональных траекторий горизонтальных скважин в продуктивном пласте II Технологии ТЭК. Москва, 2006. - декабрь.

89. Ларионов А.С. Совершенствование технологии разработки месторождений нефти и газа на основе информационной системы контроля строительства скважин / сб. тез. докл. 5-й всеросс. конф. молод, уч. М.: РГУ нефти и газа И.М. Губкина, 2003.

90. Ларионов А.С. Методы дистанционного управления скважинными система-ми при разработке месторождений нефти и газа / сб. тез. докл. 4-го международного семинара «Горизонтальные скважины». М.: РГУ нефти и газа И.М. Губкина, 2004.

91. Ларионов А.С., Молчанов Д.Н. Интеллектуальное сопровождение строительства скважин на Юрхаровском месторождении / сб. тез. докл. научн. конф. «Молодежная наука нефтегазовому комплексу». М.: РГУ нефти и газа И.М. Губкина, 2004.

92. Ларионов А. С., Соловьев В.В. Применение генетического алгоритма для поиска оптимального расположения ствола скважины в пласте. / сб. тез. докл. VI конф. «Новые технологии в газовой промышленности». М.: РГУ нефти и газа И.М. Губкина, 2005.

93. Левицкий А.З. К расчету и построению профиля направляющегоучастка горизонтальной скважины для вхождения в круг допуска по заданной траектории. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2000. №6-7.

94. Левицкий А.З., Командровский В.Г., Тенишев В.М. Компьютерные и информационные технологии в решении задачи оперативного управления бурением. М. - 2000.

95. Леонтьев И.Ю., Кудрин А.А., Блинов Н.Б., Кульчицкий В.В., Сякаев И.Г. Горизонтальная скважина // Бурение и нефть. 2003. Октябрь. - с.36-38.

96. Ли Линь. Разработка методики проектирования профилей горизонтальных скважин и выбор КНБК для их реализации : Дис. . канд. техн. наук : 25.00.15. М.: 1995.

97. Ш.Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М.: Нефть и газ, 1997. - 688 с.

98. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. М.:Недра, 2003. - 638 с.

99. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976.

100. Майер Г. Надежность программного обеспечения. М.: Мир, 1980.

101. Минский Е.М., Малых А.С., Пешкин П.А., Фрумсон Ю.В., Разработка газового месторождения системами неравномерно расположенных скважин: Труды ВНИИГАЗа. М.: Недра, 1968. вып. 34/44. - 175 с.

102. Мину М. Математическое программирование. Теория и алгоритмы. М.: Наука. 1990. - 488 с.

103. Мирзаджанзаде А. X., Кузнецов О. Л., Басниев К. С., Алиев 3. С. Основы технологии добычи газа. М.: Недра, 2003. - 880 с.

104. Модан Э. Структурное программирование и конструированиепрограмм. М.: Мир, 1979.

105. Молчанов Д.Н., Ларионов А.С. Особенности проектирования горизонтальных скважин с отдаленным забоем Юрхаровского газоконденсатного месторождения / сб. тез. докл. научн. конф. «Молодежная наука нефтегазовому комплексу». - Москва, 2004.

106. Несов Р. Г. Генетические алгоритмы. Владивосток: ДГУ, 1999.

107. Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т. и др. Механика насыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970.

108. Никоненко И.С. Создание систем автоматизированного управления в добыче газа. М.: Недра, 2001. - 191 с.

109. Нифантов А.В. GWsim 1.0 Программа моделирования двухфазной двухкомпонентной многомерной фильтрации флюидов в пористой среде. Руководство пользователя. - М.:, 2005. - 350 с.

110. Паклин Н.Б., Сенилов М.А., Тененев В.А. Интеллектуальные модели на основе гибридного генетического алгоритма с градиентным обучением лидера // Искусственный интеллект. Донецк: Наука i oceiTa. -2004. №4. - с.159-168.

111. Паклин Н.Б., Сенилов М.А., Тененев В.А. Интеллектуальные модели на основе гибридного генетического алгоритма с градиентным обучением лидера // Искусственный интеллект. 2004. № 4.

112. Панков М.В. Гидродинамическое обоснование рациональных систем размещения горизонтальных и вертикальных скважин : Дис. . канд. физ.-мат. наук : 01.02.05 Томск, 1999

113. Патент на изобретение № 2174694 от 11.09.2000, Бюл. № 28 от 10.10.2001. Телеметрическая система для контроля глубинных параметров при эксплуатации скважин. Авторы: Кульчицкий В.В.

114. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-200-98 Госгортехнадзора России. М.: изд. Госгортехнадзора, 1998. - 101 с.

115. Программа для ЭВМ «Проектирование строительства скважин». -Гомель.: изд. ОАО «Модем», 2005. 23 с.

116. Родзин С.И. Формы реализации и границы применения эволюционных алгоритмов // Перспективные информационные технологии и интеллектуальные системы. -2002. № 1. с.36-41.

117. Розенберг М. Д., Кундин С. А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976. - 335 с.

118. Салихов Р.Г., Кульчицкий В.В. ОАО «ЛУКОЙЛ-бурение» осваивает технологии строительства пологих и горизонтальных скважин // Нефть России, 1998, №3. с.82-84.

119. Свидетельство на полезную модель № 34965 от 11.08.2003, Бюл. № 35 от 20.12.2003. Устройство для передачи информации в процессе эксплуатации скважины. Кульчицкий В.В., Ларионов А.С.

120. Страбыкин И.Н., Вытоптов Ф.Д. Основы методики проектирования дополнительных стволов многозабойных скважин. М.: ОНТИ ВИЭМС. - 1969, №43.

121. Страдымов П. К., Смирнов В. Н. Продвижение краевых и подошвенных вод в газовых залежах при упругом режиме. Изв. вузов, сер. Нефть и газ, 1960, № 12. - с. 51-57.

122. Суточный рапорт бурового мастера программа для ЭВМ. -Гомель.: изд. ОАО «Модем», 2005. - 16 с.

123. Сушон Л.Я. Мельницер З.П. и др. Система автоматизации проектирования строительства скважин на нефтяных месторождениях в Западной Сибири: сб. трудов СибНИИНП. Тюмень, 1984.

124. Табаков В.П. О притоке к многозабойным скважинам в плоском пласте: Изв. ВУЗов. Нефть и газ. 1958. №3.

125. Табаков В.П. Определение дебита и эффективности многозабойной скважины в слоистом пласте: Научн.-технич. сб. по добыче нефти. ВНИИ. 1960. вып. №2.

126. Темпель Ф. Г. О методике расчета продвижения подошвенной воды и изменения давления в газовой залежи купольного типа в процессе ее эксплуатации. // Газовая промышленность. 1957. № 4. -с.5-7.

127. Тененев В.А., Паклин Н.Б. Оптимальное управление распределением средств товаропроизводителей // Труды VIII Междунар. научн.-практ. конф. «Системный анализ в проектировании и управлении:» Ч. 1. СПб: Изд-во СПбГПУ, 2004.

128. Терр-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. М.: Недра, 1999. - 659 с.

129. Требин Г.Д. Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах. -М.: Гостоптехиздат, 1959. 155 с.

130. Хабибуллин И.Т., Галикеев И.А. Проектирование профилей скважин пространственного типа. // Сборник научн. трудов башкирского государственного научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности. Уфа: 1992, № 86.

131. Хакимзянов И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования : Дис. . канд. техн. наук : 25.00.17 Бугульма, 2002

132. Харламов К.Н. Проектирование профилей пространственного типа и разработка технологий строительства горизонтальных скважин : Дис. . канд. техн. наук : 25.00.15 Тюмень., 2000.

133. Хачатуров В.Р. Программное обеспечение системного комплексного проектирования экологически безопасного освоения нефтегазовых регионов (модуль TORNADO): труды ВЦ РАН. М. 1997.

134. Химмельблау Д. Прикладное нелинейное программирование. -М.: Мир, 1975. 534 с.

135. Хьюз Д., Мичтом Д. Структурный подход к программированию. -М.: Мир, 1980.

136. Чарный И. А. О продвижении подошвенной воды в газовых залежах купольного типа: Изв. АН СССР, ОТН. 1950. № 9. - с.1326-1345.

137. Чекалин А.Н., Кудрявцев Г.В., Михайлов В.В. Исследования двух-и трехкомпонентной фильтрации в нефтяных пластах. Казань.: Изд-во Казанского университета, 1990.

138. Чекушин В.Ф. Обоснование выбора конструкции наклонно-горизонтальных, горизонтальных и многоствольных скважин при разработке нефтяных месторождений : Дис. . канд. техн. наук : 25.00.17 М., 2002

139. Черных В. В. Моделирование продуктивности многоствольных и многозабойных скважин. Уч. Пособие. СПб.: Санкт-Петербургскийгосударственный горный институт, 2005.

140. Шейдегер А. Э. Физика течения жидкости через пористые среды. М.: Гостоптехиздат, 1960.

141. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979. - 303 с.

142. Ширковский А. И. Расчет вторжения воды в газовую залежь при постоянной газонасыщенности в обводненной зоне II Газовое дело. -1963, № у. с. 9-12.

143. Aanonsen, S. I., Eide, A. L., and Holden, L. Optimizing Reservoir Performance Under Uncertainty with Application to Well Location. Paper SPE 30710. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, 1995.

144. Alkaya B. Drift-flux models for multiphase flow in wells. Master of Science the-sis. Stanford University. 2002. - 144 p.168.algolist.manual.ru website on optimization algorithms.

145. Aliyev Shahin B. Simulation breakthrough time and optimum horizontal well location in three phase systems. A report in partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science. Stanford University, 2000.

146. Badru O. Well-placement optimization using the quality map approach. A report in partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science. Stanford University, 2003.

147. Bittencourt A.C., Home R.N. Reservoir development and design optimization. SPE 38895. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, 1997.

148. Deutsch, C.V. and Journel, A.G. GSLIB: Geostatistical Software1.brary and User's Guide. Oxford University Press, New York, 1992, 340 p.

149. Beckner, B. L., and Song, X. Field Development Using Simulated Annealing Optimal Economical Well Scheduling and Placement. Paper SPE 30650. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Dallas, 1995.

150. Chambers L. D. (Ed.) Practical Handbook of Genetic Algorithms. -CRC Press, Boca Raton FL, 1995. vol. 1-2.

151. Chafcouloff S, Michel G, Trice M, Clark C, Cosad С and Forbes К Integrated Services.//Oilfield Review. 1995. Summer, - p.11-25.

152. Davis L. (Ed.) Handbook of Genetic Algorithms. Van Nostrand Reinhold, New York, 1991.

153. Davis Т. E., Principe J. C. A simulated annealing like convergence theory for the simple genetic algorithm // Belew R.K., Booker L.B. (eds.): Proceedings of the Fourth International Conference on Genetic Algorithms. Morgan Kaufmann, 1991.

154. De Jong, K.A. Introduction to the second special issue on genetic algorithms. Machine Learning, 5(4). p.351-353.

155. DecisionSpace DMS. Landmark Graphics Inc. 2006.

156. Drill DB. Schlumberger GeoGuest. Program Manual, 1999.

157. Drilling Office. Schlumberger GeoGuest, Program Manual, 1998.

158. Eclipse 100. Schlumberger GeoGuest, Program Manual, 1996.

159. Ermolaev A., Larionov A., Nifantov A. Efficient Well Spacing Algorithms // Proceedings of the EAGE Conference ECMOR X. Amsterdam, 2006.

160. Johnson, V. M., and Rogers, L. L. Applying Soft Computing Methods to Improve the Computational Tractability of a Surface Simulation-Optimization Problem // Journal of Petroleum Science and Engineering, special issue on Soft Computing, 2001. p.153-175.

161. Holland J. H. Adaptation in natural and artificial systems. Anintroductory analysis with application to biology, control, and artificial intelligence. — London: Bradford book edition, 1994. 211 p.

162. Horn J. Finite Markov chain analysis of genetic algorithms with niching // In S. Forrest (ed.): Proceedings of the Fifth International Conference on Genetic Algorithms. Morgan Kaufmann, 1993.

163. Goldberg D. E. Genetic Algorithms in Search, Optimization, and Machine Learning. Addison-Wesley, Reading MA, 1989.

164. Goldberg, D. E., and Segrest, P. 1987. Finite Markov chain analysis of genetic algorithms // Proceedings of the Second International Conference on Genetic Algorithms. Erlbaum, 1987.

165. Gomersall S, Klein B, Clark G, Sneddon I and Simpson M Andrew Well Engineering Alliance: A New Industry Model. Paper SPE 36872. SPE European Petroleum Conference, Milan, Italy,1996.

166. Guillermo A, Colley N, Connelly C, Greenes K, Pearse K, Denis J, Highnam P, Durbec C, Gutman L, Sims D, Jardine S, Jervis T, Smith R and Miles R. What's in IT for Us. // Oilfield Review. 1997, Autumn. - p.2-19.

167. Guyaguler B. Optimization of well placement and assessment of uncertainty. A dissertation for the degree of doctor of philosophy. Stanford University. 2002. - 137 p.

168. Guyaguler В., Home R. N. Uncertainty assessment of well placement optimization. SPE 71625. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, 2001.

169. Guyaguler, В., Home, R. N., Rogers, L., and Rosenzweig, J. J. Optimization of Well Placement in a Gulf of Mexico Water flooding Project. SPEREE, 2002. June.

170. Koza J. R. Genetic Programming: On the Programming of Computers by Means of Natural Selection. MIT Press, Cambridge, Mass., 1992.

171. Michalewicz Z. Genetic algorithms + Data Structures = Evolution Programs. Springer-Verlag, New York, 1992.

172. Mitchell M. An Introduction to Genetic Algorithms. MIT Press, Cambridge, Mass., 1996.

173. Nelder, J., and Mead, R. A Simplex Method for Function Minimization" // Computer Journal, 1965, no.7, p.308-313.

174. Nystad, A. N. Rate Sensitivity and the Optimal Choice of Production Capacity of Petroleum Reservoirs // Energy Economics, 1987. p. 37-45.

175. Pan Y., Home R.N. Improved methods for multivariate optimization of field development scheduling and well placement design. SPE 49055. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, 1998.

176. Papatzacos, P., Herring T.R., Martinsen R., and Skjaeveland S.M. Cone Breakthrough Time for Horizontal Wells. Paper SPE 19822.

177. Peaceman, D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation with no square grid blocks and anisotropic permeability. SPE Journal, 1983. June.

178. Saad Y. Iterative Methods for Sparse Linear Systems. PWS Publishing Company, Boston, 1996. - 447 p.

179. Seifert, D., Lewis, J. J. M., and Hern, C. Y. Well Placement Optimization and Risking Using 3-D Stochastic Reservoir Modeling Techniques. Paper SPE 35520. European 3-D Reservoir Modeling Conference, Stavanger, Norway, 1996.

180. Seines K., Aavatsmark I., Lien S. C., Rushworth P. Considering Wellbore Friction in Planning Horizontal Wells. Paper SPE 21124. SPE Latin American Petroleum Engineering Conference held in Rio de Janeiro, 1990.

181. Sen M., Stoffa P. Global Optimization Methods in Geophysical Inversion. Elsevier, 1995.

182. Shi H., Holmes J.A., Durlofsky L.J., Aziz K., Diaz L.R., Alkaya B. and Oddie G. Drift-Flux Modeling of Multiphase Flow in Wellbores. SPE 84228. -2003. 12 p.

183. Spall J. C. Multivariate stochastic approximation using a simultaneous perturbation gradient approximation. IEEE Trans. Autom. Control, 37:332-341, 1992.

184. Tempest, More. Roxar, Program Manual, 1999.

185. TotalDrillingPerformance. Landmark Graphics Corp. (Halliburton Inc.) Program Manual, 2002

186. Vinsome, P. K. W. Orthomin, an Iterative Method for Solving Sparse Banded Sets of Simultaneous Linear Equations. SPE 5729. 4th SPE Symposium on Reservoir Simulation, Los Angeles, 1976.

187. VIP. Landmark Graphics Corp. (Halliburton Inc.). Program Manual, 1999.

188. Vose M. D., Liepins G. E. Punctuated equilibria in genetic search // Complex Systems, 1991, no. 5, p.31-44.

189. WellPath. Maurer Engineering Inc. Program Manual,, 2000.

190. WellPlan. Landmark Graphics Corp. (Halliburton Inc.) Program Manual,, 2003.220.www.zao-ims.ru official website of IMS company.221.www.burstroy.ru official website of Burstroyproekt company.

191. Yeten Burak, Durlofsky Louis J., Aziz Khalid. Optimization of Smart Well Control. SPE 79031. SPE/PS-CIM/CHOA International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Horizontal Well Technology Conference, 2002.

192. Yeten В., Durlofsky L. J., Aziz K. Optimization of nonconventional well type, location, and trajectory. SPE 86880. // SPE Journal, 8(3):200-210, 2003.

193. УТВЁРДЖДАЮ: / ' Диреето^АО^Н^ПЦ ГНТ» S ! 1 ----- к^ьчицкий В.В.1.h f 200^ г.1. АКТ

194. О ВНЕДРЕНИИ ПРОГРАММНОГО ПРОДУКТА «Интеллектуальная система поддержки принятия решений при проектировании разработки месторождений нефти и газа»1. КОМИССИЯ В СОСТАВЕ

195. Представленная методика и программный продукт рекомендован для дальнейшего использования в производственной деятельности проектного отдела.лицкий В.В.г.1. АКТ ***об испытании н внедрении программного продукта «АРМ Супервайзера 2.0»1. Комиссия в составе

196. Это позволило получить конкурентные преимущества по сравнению с другими инжиниринговыми компаниями и обеспечило выгодные условия заключения договоров. В итоге дополнительный экономический эффект составил 2 млн. руб.

197. Председатель комиссии: $ А:А. Сазонов1. Члены комиссии:1. В.А. Полосина1. В.Н. Боровской