автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.12, диссертация на тему:Разработка методов комплексного проектирования размещения кустов скважин и установок подготовки газа

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

СОЛОВЬЕВ ВЛАДИМИР ВЛАДИМИРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ КОМПЛЕКСНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗМЕЩЕНИЯ КУСТОВ СКВАЖИН И УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ГАЗА

Специальность: 05.13.12 - Системы автоматизации проектирования (нефтегазовая отрасль) (технические науки)

На правах рукописи

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

¿ Оно ¿.ии

Москва-2012

005009221

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина» (ФГБОУ ВПО «РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина»)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Ермолаев Александр Иосифович

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Григорьев Леонид Иванович

кандидат технических наук Коробкин Сергей Владимирович

Ведущая организация - Федеральное государственное бюджетное

учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук

Защита диссертации состоится «29» февраля 2012 г. в 15 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д.212.200.11 при Российском государственном университете нефти и газа имени И. М. Губкина по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский проспект, д.65, корп. 1, ауд. 1802.

Автореферат размещен на интернет-сайтах РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина уууууу.циЬкт.ш и Министерства образования и науки Российской Федерации.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский проспект, д.65, корп. 1.

Автореферат разослан: 2012 года

Литвин И. Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Целью проектирования процессов освоения нефтяных и газовых месторождений являются формирование и выбор вариантов их разработки с высокими значениями технико-экономических показателей эффективности эксплуатации залежей. Направлением, ориентированным на достижение этой цели, является внедрение средств автоматизированного проектирования, позволяющих расширить возможности специалистов за счет привлечения строгих математических методов, реализованных в виде программных комплексов. Основным назначением таких комплексов является имитация поведения сложных пластовых систем при различных управляющих воздействиях и оценка технико-экономической эффективности таких воздействий. Прежде всего, это касается освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Уже в настоящее время половина запасов углеводородного сырья относится к трудноизвлекаемым (сложное геологическое строение, большая степень неоднородности и значительная глубина залегания продуктивных пластов, неблагоприятные физико-химические свойства пластовых флюидов, сложные термобарическими условия). Причем тенденция увеличения доли запасов углеводородного сырья, относимых к трудноизвлекаемым, сохранится не только в ближайшей перспективе, но и в будущем.

При проектировании месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти и газа приходится формировать значительное число исходных проектных вариантов, из которых впоследствии выбирается окончательный вариант, дополнять знания, опыт и интуицию проектировщиков большим объемом геолого-промысловой информации и значительным объемом расчетных данных, что с необходимостью влечет применение средств автоматизированного проектирования. Поиск рационального размещения скважин, кустовых площадок, установок комплексной подготовки газа, распределения скважин по кустам относится к числу основных задач

проектирования разработки и обустройства месторождений газа, что предопределяет актуальность данной работы.

Целью исследований является разработка автоматизированных процедур формирования схем расстановки скважин и их распределения по кустам, размещения кустовых площадок и установок комплексной подготовки газа (УКПГ), направленных на обеспечение высоких значений технико-экономических показателей эффективности эксплуатации залежей природного газа.

Основными задачами исследований являются:

1) анализ существующих средств автоматизированного формирования схем размещения скважин, кустовых площадок, УКПГ и распределения скважин по кустам на месторождениях нефти и газа;

2) разработка алгоритмов формирования исходной информации для решения задачи размещения скважин и обоснование алгоритмов её решения;

3) постановка и математическая формулировка задач оптимального размещения кустовых площадок, УКПГ и распределения скважин по кустам;

4) разработка алгоритмов решения задач размещения кустовых площадок и распределения скважин по кустам, размещения УКПГ;

5) апробация предлагаемых моделей, алгоритмов и их программной реализации на примере проектирования разработки реального объекта добычи газа.

Научная новизна работы определяется следующими результатами:

1) предложены процедуры формализации эвристических правил рационального размещения скважин на газовых залежах, основанные на методе анализа иерархий;

2) разработан алгоритм решения задачи размещения скважин, основанный на методе ветвей и границ;

3) предложен алгоритм согласованного решения задачи размещения кустовых площадок и распределения скважин по кустам по критерию стоимости скважин и обустройства газового промысла;

4) предложены постановка и алгоритм решения задачи размещения УКПГ по критерию минимума потерь давления в газосборной сети.

Практическая ценность работы обусловлена тем, что предлагаемые модели и алгоритмы, последовательно решая задачи размещения скважин, кустовых площадок, распределения скважин по кустам и размещения УКПГ позволяют за фиксированные сроки подвергнуть анализу большее число допустимых вариантов разработки и обустройства залежей и получить согласованные решения по разработке и обустройству залежи. Это способствует повышению обоснованности предлагаемых к реализации вариантов разработки и обустройства залежей.

Предлагаемые модели и алгоритмы оптимизации могут быть включены в систему автоматизированного проектирования разработки и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений.

Проведенная в работе апробация предлагаемых моделей и алгоритмов подтвердила возможность их использования при проектировании разработки реальных объектов добычи газа.

Основные положения и результаты, выносимые на защиту:

1) комплекс моделей и алгоритмов для автоматизированного формирования схем размещения добывающих скважин, кустовых площадок, УКПГ, распределения скважин по кустам;

2) результаты численного исследования и апробации предлагаемых моделей и алгоритмов при их использовании для проектирования разработки и обустройства реальных объектов добычи газа.

Внедрение результатов работы. Предлагаемые модели и алгоритмы использовались Департаментом Геологии, разработки и лицензирования месторождений ОАО «НОВАТЭК» для расчетов по технико-экономической оценке вариантов разработки перспективного объекта.

Получено Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2010616280 от 21.10.2010 «Оптимизация размещения скважин на газовых залежах» (авторы: Ермолаев А.И., Кувичко A.M., Соловьев В.В.).

Методы исследования. При решении поставленных в диссертации задач использовались методы нефтегазовой гидромеханики, целочисленной оптимизации, многокритериального анализа, а также технологии построения геолого-гидродинамических моделей газоносных пластов.

Достоверность полученных результатов. Обоснованность научных положений и основных результатов работы подтверждены их апробацией при проектировании разработки реального объекта добычи газа -Ханчейского газоконденсатного месторождения, проведением расчетов, выполненных с помощью симуляторов (пакетов по гидродинамическому моделированию процессов, протекающих в продуктивных пластах), использованием известных методов дискретного программирования.

Апробация работы. Основные результаты диссертации были представлены на VI-й, VIII-й и IX-й Всероссийских конференциях молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2005, 2009, 2011), Международных конференциях «WGRR-Ю» (Москва, 2010), «12th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery» (Оксфорд, 2010).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе, 3 статьи в журналах, включенных ВАК РФ в список изданий, рекомендуемых для апробации результатов кандидатских диссертаций.

Объем работы. Диссертация включает 125 страниц, 38 рисунков, 4 таблицы и состоит из введения, трех глав, выводов по каждой главе, заключения, списка литературы, содержащего 81 наименование.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении сформулированы цель работы, основные задачи исследования и основные положения диссертации, выносимые на защиту.

В первой главе проведен анализ, который показал, что существующие подходы к выбору и формированию рациональных схем размещения скважин, кустовых площадок и УКПГ, оптимального распределения скважин по кустам наталкиваются на ряд проблем, ограничивающих их

использование для автоматизированного проектирования разработки и обустройства месторождений углеводородов, в частности, месторождений природного газа. Поэтому важной задачей для практики и теории является дальнейшая разработка моделей и алгоритмов автоматизированного проектирования систем разработки и обустройства залежей газа, в большей степени адаптированных к особенностям процессов их освоения. Приведенные в первой главе диссертации постановки задач направлены на решение выявленных проблем. Исследуемые задачи формулируются в виде моделей дискретной оптимизации, что позволяет для их решения применить известные методы целочисленного программирования.

В современных программных комплексах по моделированию процессов разработки залежей углеводородов реализовано два подхода к решению задачи рационального размещения скважин. Первый подход характеризуется тем, что решение задачи сводят к поиску оптимальной плотности сетки скважин, когда наилучшая схема выбирается из заранее заданных «вариантов-шаблонов», отличающихся расстояниями между скважинами. Такая трактовка рационального размещения скважин не является всеобъемлющей. При существенной изменчивости фильтрационно-емкостных свойств пласта, а также сложной геометрической форме продуктивной площади целесообразно предусмотреть варианты разработки, в которых используются неравномерные (нерегулярные) сетки, в большей степени учитывающие неоднородность пласта и его геометрию. Второй подход основан на включении фильтрационных моделей в процедуры оптимизации и требует многократного обращения к симулятору, осуществляющему гидродинамические расчеты, что ведет к значительным временным затратам на проектирование. Это существенно ограничивает его возможности при проектировашш разработки реальных объектов добычи нефти и газа.

Предлагаемые модели и алгоритмы формирования схем размещения скважин, кустовых площадок и УКПГ позволяют обойти указанные

затруднения. Это достигается за счет использования критериев оптимальности, не требующих ни заранее заданного перечня вариантов, ни многократного обращения к симуляторам.

Критерий в задаче размещения скважин связан с максимизацией коэффициентов извлечения газа (КИГ) и представляет собой суммарный штраф за нерациональное размещение скважин (потери от их нерационального расположения), который следует минимизировать. Под рациональной расстановкой скважин понимается такое их расположение на газоносной структуре, при котором выполняются следующие эвристические правила, проверенные многолетней практикой разработки месторождений:

а) обеспечение как можно меньшего расстояния от забоя скважины до любой точки продуктивного пласта и примерного равенства областей дренирования скважин, что направлено на увеличение охвата пласта заданным количеством скважин;

б) обеспечение максимально возможного приближения скважин к участкам залежи, имеющим большие значения продуктивности.

Приведенный набор правил можно дополнить или изменить.

Таким образом, выбор рациональных вариантов размещения скважин на газоносной площади ориентируется на целый комплекс показателей их рациональной расстановки. Причем, меняя приоритеты этих показателей эффективности, можно получать целый набор оптимальных решений, которые в дальнейшем могут служить основой для формирования наиболее приемлемых вариантов разработки залежи.

Автоматизированное формирование схемы размещения скважин реализуется в нескольких этапов. На первом этапе залежь разбивается (возможно, с помощью экспертов) на блоки одинаковой площади (объема). Если предполагается применение горизонтальных скважин, то размеры каждого блока должны быть такими, чтобы стало возможным размещение в нем горизонтального участка скважины в любом направлении. На втором этапе с помощью симулятора оцениваются геологические (если возможно,

извлекаемые) запасы газа каждого блока, либо с привлечением экспертной информации определяются другие характеристики, влияющие на расстановку скважин. На третьем этапе с использованием оценок, полученных на предыдущей стадии, рассчитывается показатель «полезности» каждого блока с точки зрения размещения в этом блоке забоя скважины. На четвертом этапе набор блоков, содержащих забои скважин.

Задача оптимального размещения 5 добывающих скважин ставится следующим образом. Пусть сц - штраф за удаленность скважины, стоящей в ¿-м блоке, от у'-го блока, у=1,2,...,п, пгл (способы оценки исходных параметров Су приведены ниже). Пусть (пЬ) - целое число. Вводятся искомые булевы переменные - х,;: Ху=1, если /'-й блок включается в область влияния скважины, находящейся в ;'-м блоке, и х,=0 в ином случае. С учетом сделанных предположений и введенных обозначений решение задачи сводится к вычислению ху, которые удовлетворяют следующим требованиям:

п п

;=1 у=1

п

Xх» (2)

п

=1>У = V*» (3)

п _

][л=1=\п, (4)

хц е {0,1} ,1 = 1, п, j = 1, п. (5)

В модели (1)-(5): критерий (1) представляет собой минимизацию суммарного штрафа за размещение скважин не во всех блоках (суммарные потери от удаленности скважин от некоторых участков пласта). Ограничение (2) является ограничением на число скважин. Ограничение (3) эквивалентно условию: любой блок может входить только в одну область влияния.

Ограничение (4) - условие: область влияния каждой скважины содержит одинаковое количество блоков. Из определения искомых переменных ху следует, что если хи=1, то это означает, что в ¡-м блоке размещается скважина. Если же х„=0, то /-й блок свободен от скважины. Под «областью влияния» понимается некоторый аналог области питания (дренирования) скважины. Предполагается, что в эту область попадают участки пласта, наиболее близкие к скважине, и именно из этих участков скважина обеспечивается притоком пластовых флюидов.

Решение задачи кустования скважин заключается в поиске наилучшего расположения кустовых площадок на залежи и наиболее предпочтительного распределения скважин по кустам при известном расположении забоев скважин. В качестве критерия оптимальности в задаче размещения кустовых площадок и распределения скважин по кустам используется минимум суммарных затрат на строительство кустовых площадок и скважин.

Для формирования модели рационального размещения заданного числа кустовых площадок и распределения заданного числа скважин по кустам вся продуктивная площадь разбивается на т блоков, одинаковых по размерам и форме (например, квадраты). В каждом из таких блоков возможно размещение кустовой площадки (КП). Если блок содержит КП, то считается, что координаты кустовой площадки совпадают с центром блока.

Заданными параметрами являются 5 - максимально допустимое число кустов и К - максимально допустимое количество скважин в кусте, причем К^п, где п - число однозабойных скважин. Пусть С, - стоимость сооружения КП в г'-м блоке, ¡=1,...,т, а - стоимость строительства скважины, соединяющей центр /-го блока с /-м забоем; Щ - расстояние между у'-м забоем и центром /-го блока; В - максимально допустимое расстояние между забоем скважины и координатами кустовой площадки. Вводятся параметры с,/.

а) если Щ < Д то с,,= и>,-,;

б) если Щ > О, то с,,=и', где, и'>>тах {м>у}.

Вводятся искомые переменные:

1) ху, где х,у= 1, если /-й забой принадлежит скважине, подключаемой к КП, находящейся в г-м блоке, и л^—О, в ином случае;

2) у,-, где ^,=1, если в г-м блоке располагается КП, и у,=0, в ином случае.

Теперь решение задачи сводится к поиску у, и ху, ¡=1,...,т, у=1

удовлетворяющих условиям:

т п т

ЕЕ^Л+ЕО^т'п (6)

/=1 у=1 /=1

т

(7)

/=1

П _

^хц<Куп г = \,т (8)

т _

=1,у=1,я (9)

¿=1

X е{0,1},л:.. е{0,1},г = 1,/и,_/= 1,и. (Ю)

Условие при Щ>0 вводится, чтобы в качестве оптимального

решения пе выбирался вариант распределения скважин по кустам, при котором расстояние между забоем какой-либо скважины и некоторой кустовой площадкой окажется больше предельного значения О. Если же все-таки такой вариант будет выбран в качестве оптимального решения, то это означает, что необходимо увеличить число кустов (например, на единицу), и снова решить задачу.

Задача размещения одной УКПГ использует в качестве исходной информации результаты решения предыдущих задач (расположение КП и количество скважин в каждом из кустов) и ставится следующим образом: определить такое расположение УКПГ на продуктивной площади, обеспечивающее максимальное давление входа в УКПГ, что равносильно минимизации потерь пластовой энергии.

Для решения поставленной задачи, как и в предыдущих задачах, газоносная площадь представляется двумерной областью, состоящей из одинаковых блоков (например, квадратов). Отмечаются блоки, в которых, по мнению экспертов, возможно размещение УКПГ. Координаты возможного расположения УКПГ совпадают с координатами центра каждого квадрата. Поэтому, задавая дополнительно режимы работы скважин, с помощью гидродинамического симулятора можно рассчитать дебиты скважин и, соответственно, кустов, а, кроме этого, давление на выходе каждого куста. Зная давление на выходе каждого куста и расстояние от каждой кустовой площадки (КП) до центра каждого квадрата, где возможно размещение УКПГ, выбирая диаметры шлейфов, соединяющих КП и УКПГ, можно рассчитать выходное давление каждого шлейфа. Минимальное значение из них и будет равняться входному давлению в УКПГ. Математическая формулировка задачи имеет вид:

где и - множество номеров блоков, в которых возможно размещение УКПГ, Ры - выходное давление шлейфа, соединяющего ыо КП с центром А'-го блока, ке11,т- число КП, 2к - искомая переменная: гк= 1, если УКПГ размещается в центре к-хо блока, и г*=0, в ином случае.

Оптимальное решение задачи (11)-(13) легко получить полным перебором всех её допустимых решений.

В задаче выбора оптимального размещения нескольких УКПГ используются следующие параметры: п - число блоков, в которых возможно размещение УКПГ; М - количество размещаемых УКПГ; т - число кустов; <2к - максимальная производительность к-й УКПГ; - производительность /'-

(П)

(12)

(13)

го куста (суммарный дебит скважин, составляющих г'-й куст); хк — искомая переменная: гк=1, если УКПГ размещается в центре к-го блока, и гк=0, в ином случае; х^ - искомая переменная: а",а=1, если /-я КП (г'-й куст) подключается к УКПГ, расположенной в к-м блоке, и ху=0, в ином случае.

Математическая формулировка задачи принимает вид:

(14)

(15)

к = 1

т _

к = \,п

Ы1

п _

=1, 1 = 1,т

к=1

(16)

(17)

к

: {ОД}, х!к & {ОД}, г = 1 ,т, к = \,п, (18)

где критерий (14) равносилен максимизации минимального по всем УКПГ давления на выходе шлейфов.

Задачи (1)-(5), (6)-(10), (14)-(18) могут быть решены известными дискретного программирования. Другие подходы к их решению предложены в следующей главе.

Вторая глава посвящена разработке, исследованию и обоснованию алгоритмов расчета исходных параметров поставленных задач и алгоритмов их решения.

Предлагаемый в диссертации алгоритм расчета Сц - исходных параметров задачи размещения скважин (модель (1)-(5)) представляет собой модификацию известного метода анализа иерархий (МАИ).

Предлагаемая модификация МАИ для расчета с,у - коэффициентов целевой функции (1) заключается в следующем.

Для каждого блока вводятся показатели, характеризующие эффективность размещения в этом блоке забоя скважины. К таким показателям предлагается отнести: У}- - запасы газа у-го блока, ¿у -

расстояние от центра у'-го блока до внутреннего контура газоносности, ¿2у -расстояние от центра у-го блока до литологических границ, - индекс качества коллектора в у-м блоке (произведение проницаемости на продуктивную толщину пласта). С помощью экспертного опроса определяются оценки важности приведенных параметров. Для этого экспертам предлагается ответить на вопрос: «С точки зрения размещения скважин во сколько раз показатель «запасы» важнее остальных показателей». Пусть в соответствии с ответами экспертов «запасы» важнее остальных показателей, соответственно, в а(У,1А), а(У,12), сс(У,0) раз. При этом считается, что а{У,У)=\. Если же, например, а(У,Л)< 1, то это означает, что, по мнению экспертов, «индекс качества коллектора» важнее «запасов» в 1/а(У,0 раз. Пусть ДУ), Д ¿¡), Д£2), Д0 - оценки важности показателей, тогда

Обозначим через ^ - интегральный показатель эффективности у'-го блока с точки зрения размещения в этом блоке скважины, тогда

Пусть у - оценка важности - интегрального показателя эффективности блока (0<у<1), а (1-у) - оценка важности РЧ/ - расстояния между центрами г'-го и у-го блоков. Введем - нормированное значение Щ, т.е.

Пусть V;, 1у, 12р г/ - нормированные показатели эффективности, т.е.

хгт-ч + + (%Ь2\1у + 7=1 ,..,п.

, -,

ч " "

Г=1 к = 1

Окончательно, с,у - коэффициенты целевой функции (1) будут рассчитываться по формуле:

[о, i = j.

Приведенный расчет с у - исходных параметров модели (1)-(5) представляет собой предварительный этап решения задачи размещения скважин.

В диссертации предлагается преобразование задачи (1)-(5), которое позволяет применить для ее решения модификацию известного метода ветвей и границ. Преобразование основано на том, что с учетом булева характера искомых переменных система ограничений (2)-(4) является системой линейно-зависимых уравнений. Это дает возможность заменить исходную задачу (1)-(5) задачей с более простой структурой:

п >1

¿=1 н

п _

]=1 п

=1> У = 1' " '

(=1

(19)

(20) (21)

где

х0. е {0,1}, / = 1, п, ] = 1, п, (22)

Г1, 7 * I

а9 =

Предлагаемая модификация метода ветвей и границ учитывает специфику задачи (19)-(22), которая заключается в наличии ограничений (21) и (22). Эта специфика позволяет при решении задачи (19)-(22), в отличие от классического варианта метода ветвей и границ, не привлекать какой-либо алгоритм линейного программирования для формирования допустимого решения на каждой итерации, что облегчает решение задачи (19)-(22).

В диссертации предложен алгоритм приближенного решения задачи (6)-(10). Алгоритм относится к методам, основанным на так называемой «лагранжевой релаксации», и сочетает в себе черты метода неопределенных множителей Лагранжа и метода штрафных функций. Алгоритм использует специфику задачи (6)-(10), которая заключается в наличии блочных ограничений (9), налагаемых на булевы искомые переменные (см. ограничения (10)). Отказ от гарантированного получения точного решения задачи позволяет и при большой размерности задачи (6)-(10) определить её допустимое решение за конечное число итераций, проверить это решение на оптимальность и оценить его погрешность.

Для описания алгоритма введем дополнительные обозначения. Пусть параметры Су, и С„ рассчитываются по формулам:

Су^Су+Ми, -Кци, (23)

где / - номер итерации, ¿=0,1,2,...; {Л,}, {//,,} - последовательности штрафных коэффициентов такие, что Л,>0, //1Г>0, /=1,2,..., Ао=0, //,(|=0, т.е. с,/о=и>,/, СЙ=С,. Значения штрафных коэффициентов должны быть заданы на каждой итерации. Выбор величины штрафных коэффициентов рассмотрен ниже.

На г-м шаге алгоритма требуется выполнить следующие вычисления (¿=0,1,2,...).

1. Определить наборы {ху,},{уи} - г-е приближения к оптимальному решению, т.е.

1.1) для каждого/е {!,...,«} определить набор {%}, используя правило:

О, в ином случае; 1.2) определить набор {у/,}, используя правило: 1, если Сп < О, О, если Си > О,

1, если с у = шт {с!р},

(2.4)

где с,щ и С„ рассчитываются по формулам (23).

Если для какого-либо уе{1,...,«} при использовании правила (24) получено несколько хщ, равных единице, где /е \\,...,т), то необходимо один из них оставить равным единице, например, тот, у которого наименьшее с,,-, а остальные из таких Ху, положить равными нулю. Благодаря последнему примечанию и правилу (24) для набора {ху,} будет выполняться ограничение

2. Для наборов {ху,}, {у,,} проверить выполнение ограничения (7) и ограничений (8):

2.1) если ограничение (7) или 1-е ограничение из (8) выполняются как равенства (/е{1,2,...,т}), то необходимо значения штрафных коэффициентов А, и /ли на следующей итерации оставить без изменения;

2.2) если ограничение (7) или 1-е ограничение из (8) выполняются как строгие неравенства, то необходимо значения штрафных коэффициентов Л, и ///, на следующей итерации уменьшить;

2.3) если ограничение (7) или 1-е ограничение из (8) нарушаются, то необходимо значения штрафных коэффициентов X, и ///, на следующей итерации увеличить.

3. В соответствии с правилами пунктов 2.1^-2.3 задать новые значения штрафных коэффициентов и перейти к пункту 1.

Достаточным условием оптимальности наборов {х,-,, },[)>!,}, сформированных алгоритмом на /-й итерации (¿=0,1,2,...), является выполнение для этих наборов всех ограничений (11)-(14) и равенств:

(9).

( т \

Л -о.

\

Ми ^ХШ~КУи =0'

у

Кроме достаточного условия оптимальности признаком остановки алгоритма является ситуация, при которой разность в значениях функции цели (6) для наборов, полученных на соседних итерациях, становится меньше заданной величины и при этом, хотя бы один из наборов является допустимым решением задачи (6)-(10).

Для выбора величины штрафных коэффициентов можно использовать известный способ:

где ~ 1/7, г=1,2,...

Для решения нелинейной задачи дискретного программирования (14)-(18) предлагается её преобразовать к линейной задаче целочисленного программирования, что позволяет применить для полученной задачи известные методы целочисленной оптимизации. В диссертации предложено такое преобразование.

Третья глава посвящена вопросам численного исследования разработанных алгоритмов, целью которого являлась их апробация на примере проектирования разработки реального объекта добычи газа -Ханчейского газоконденсатного месторождения (ГКМ). Месторождение состоит из нескольких пластов, приуроченных к апт-сеноманским и валагокинским отложениям. Месторождение предлагается разрабатывать 28 вертикальными скважинами, объединенными в 4 куста, с индивидуальной

сеткой скважин для каждого эксплуатационного объекта с единой системой сбора скважинной продукции и одной УКПГ.

На первом этапе были выполнены расчеты по оценке необходимого числа скважин (см. таблицу 1). В таблице 1: 0=кЬ - качество коллектора, к -проницаемость, Ь - толщина пласта, q - средний дебит скважин, V - запасы газа, N - число скважин.

Таблица 1- Результаты расчета числа скважин

Пласт 0 д, тыс.м /сут V, млрд.м3 N

РК2М 600.79 283.68 16.08 5

ат6.7 1058.93 500 13.12 4

вт5_, 564.69 266.63 6.03 4

вт5.2 478.96 226.16 2.46 2

вт6.2 586.34 276.86 8.27 4

вт7 546.82 258.20 3.46 2

вт9.2 529.31 249.93 2.86 2

вт10 544.41 257.06 7.79 5

Затем с помощью предлагаемых алгоритмов были последовательно решены задачи расстановки скважин, кустовых площадок, распределения скважин по кустам, размещения одной УКПГ (модели (1)-(5), (6)-(10), (11)-(13)).

При численном исследовании модели (6)-(10) считалось, что стоимость строительства КП одинакова для всех блоков (С\=С2=...=Ст). Тогда в качестве критерия оптимальности (6) можно использовать минимум суммарной длины скважин, что, в большинстве случаев, соответствует минимальным затратам на разбуривание залежи, а также минимальным потерям давления при движении газожидкостного потока по стволу скважин.

На рисунке 1 представлен вариант размещения скважин, кустовых площадок, УКПГ и распределения скважин по кустам, полученный с помощью разработанных алгоритмов (вариант А).

Полученное размещение скважин не противоречит существующим принципам их расстановки. Скважины располагаются в потенциально

хороших зонах, обладающих высокими значениями эффективной газонасыщенной толщины, и, в то же время, расположены достаточно далеко друг от друга, обеспечивая охват пласта дренированием и низкую интерференцию скважин.

Поиск оптимального размещения УКПГ, сводится к поиску такой топологии сети, при которой минимизируются потери пластовой энергии, связанные со штудированием скважин или шлейфов. При этом необходимо также учитывать топографическую основу и расположение уже имеющихся объектов инфраструктуры.

Прежде всего, с помощью гидродинамической модели оценивались потенциалы кустов по дебиту и устьевые давления скважин, принадлежащих данному кусту. Для каждой скважины были рассчитаны таблицы потерь давления в стволе скважины с учетом ее профиля и длины. При расчетах предполагалось, что все шлейфы имеют одинаковый диаметр.

На рисунке 2 представлен экспертный вариант размещения скважин, кустовых площадок, УКПГ и распределения скважин по кустам (вариант Э).

Технологические показатели разработки Ханчейского ГКМ, соответствующие варианту А, сформированному предлагаемыми алгоритмами, и экспертного варианта Э приведены в таблице 2 (<3Н - объем накопленной добычи газа).

Таблица 2 - Значения технологических показателей разработки

Пласт Он, млрд.м"1 КИГ,%

Вариант А Вариант Э Вариант А Вариант Э

РК2Ы 14.35 14.36 89.24 89.30

ат6_7 12.03 12.16 91.69 92.68

ВТя 5.27 5.34 87.40 88.56

вт5.2 1.99 1.89 80. 98 76.83

ВТ6.2 7.23 7.33 87.42 88.63

вт7 1.74 1.94 50.29 56.07

ВТ9_2 2.47 2.50 86.36 87.41

ВТ,о 6.75 6.86 86.65 88.06

всего 51.83 52.38 86.28 87.20

132

□ - Положение кустовой площадки (К-1, И, III, IV) и УКПГ - Положение забоев скважин

Рис. 1 - Вариант А: размещение технологических объектов с помощью предлагаемых алгоритмов (серым цветом обозначены участки, где не допускается размещение кустовых площадок)

□ - Положение кустовой площадки (K-I, II, III, IV) и УКПГ О - Положение забоев скважин

Рис. 2 - Вариант Э: экспертное размещение технологических объектов

Анализируя полученные результаты, можно заметить, что вариант А незначительно уступает в эффективности экспертному варианту. Это подтверждает возможность применения предлагаемых алгоритмов для автоматизированного проектирования систем разработки и обустройства газовых месторождений.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Предложен алгоритм расчета исходных параметров задачи размещения эксплуатационных скважин, позволяющий учесть эвристические правила рациональной разработки залежей нефти и газа, геолого-промысловые, экспертные и расчетные данные, что ведет к повышению степени обоснованности принимаемых проектных решений.

2. Предложен алгоритм размещения скважин, представляющий собой модификацию метода ветвей и границ. Реализация алгоритма требует меньших временных затрат на поиск оптимального решения по сравнению с классическим вариантом метода ветвей и границ.

3. Разработан алгоритм размещения кустовых площадок и распределения скважин по кустам по критерию минимума затрат на строительство скважин и кустовых площадок. Алгоритм позволяет за конечное число итераций получить допустимое решение задачи, проверить полученное решение на оптимальность и оценить его погрешность.

4. Предложены модели размещения УКПГ на газоносной площади по критерию минимума потерь пластовой энергии.

5. Проведено численное исследование предлагаемых моделей и алгоритмов, подтвердившее возможность их использования для автоматизированного проектирования разработки и обустройства реального объекта добычи газа.

6. Применение моделей и алгоритмов позволяет сократить время на формирование вариантов разработки и обустройства, что ведет к анализу более широкого перечня вариантов и, в конечном итоге, к выбору варианта с высокими значениями технико-экономической эффективности.

7. Предлагаемые модели и алгоритмы, реализованные в виде компьютерных программ, могут быть использованы в качестве компонент автоматизированной системы проектирования разработки и обустройства месторождений природного газа.

ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ СЛЕДУЮЩИЕ РАБОТЫ:

1. Ларионов А. С., Соловьев В.В. Применение генетического алгоритма для поиска оптимального расположения ствола скважины в пласте. // Сб. тезисов VI-й конференции «Новые технологии в газовой промышленности», Москва 27-30 сентября 2005 г.

2. Полупанова В.В., Воронов С. А., Исхаков P.P., Соловьев В.В. Поддержание уровней добычи газа путем забуривания боковых стволов на месторождениях Западной Сибири, находящихся на завершающей стадии эксплуатации. // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, № 2/259, 2010.

3. Ермолаев А.И., Кувичко A.M., Соловьев В.В. Модели и алгоритмы рациональной расстановки скважин на газовой залежи. // Труды И Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» («WGRR-2010»), Москва, 28-29 октября 2010 г.

4. Ермолаев А.И., Кувичко A.M., Соловьев В.В. Модели формирования фонда нагнетательных скважин на нефтяных залежах. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, №6, 2010, с. 6-9.

5. Ermolaev A.I., Kuvichko A.M., Solovyev V.V. Formation of Set of Injectors on Oilfields. // Proceedings of the EAGE Conference ECMOR XII, 6-8 September 2010, Oxford, UK.

6. Ермолаев А.И., Кувичко A.M., Соловьев В.В. Модели и алгоритмы размещения кустовых площадок и распределения скважин по кустам при разработке нефтяных и газовых месторождений.// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, №9,2011, с. 29-32.

7. Соловьев В.В. Модели автоматизированного размещения кустовых площадок и распределения газовых скважин по кустам// Сб. тезисов IX-й конференции «Новые технологии в газовой промышленности», Москва 4-7 октября 2011 г.

Подписано в печать 23 января 2012 г. Объем 1,2 п. л. Тираж 100 экз. Заказ № 33

Отпечатано в Центре оперативной полиграфии ООО «Ол Би Принт» Москва, Ленинский пр-т, д.37

61 12-5/1478

Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа

имени И.М. Губкина»

На правах рукописи УДК 681.511:622.279.1/4

Соловьев Владимир Владимирович

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ КОМПЛЕКСНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗМЕЩЕНИЯ КУСТОВ СКВАЖИН И УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ГАЗА

Специальность: 05.13.12 - Системы автоматизации проектирования (нефтегазовая отрасль) (технические науки)

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор

А.И. Ермолаев

Москва - 2012

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ПРЕДМЕТ ИССЛЕДОВАНИЯ, ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛИ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Краткая характеристика процесса проектирования разработки газовых месторождений

1.2. Основные принципы размещения технологических объектов

1.2.1. Размещение эксплуатационных газовых скважин

1.2.2. Размещение кустовых площадок (кустование)

1.2.3. Размещение объектов подготовки

1.3. Проектирование разработки залежей газа на основе постоянно-действующих геолого-технологических моделей

1.4. Постановка задач автоматизированного формирования вариантов размещения технологических объектов

1.4.1. Постановка и математическая формулировка задачи размещения добывающих скважин

1.4.2. Постановка и математическая формулировка задачи размещения кустовых площадок и распределение скважин по кустам

1.4.3. Постановка и математическая формулировка задачи размещения УКПГ

Выводы по разделу 1

2. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ РАЦИОНАЛЬНОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН, КУСТОВЫХ ПЛОЩАДОК, РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СКВАЖИН ПО КУСТАМ И РАЗМЕЩЕНИЯ УКПГ

2.1. Применение метода анализа иерархий для расчета исходных параметров модели размещения скважин

стр. 4

13 13 15 17

17

24

24

27

29 31

33

2.2. Алгоритм решения задачи размещения скважин 42

2.3. Алгоритм решения задачи размещения кустовых площадок и распределения скважин по кустам 50

2.4. Алгоритмы решения задач размещения УКПГ 54 Выводы по разделу 2 57 3. ЧИСЛЕННОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ И ПРИМЕНЕНИЕ МОДЕЛЕЙ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН, КУСТОВЫХ ПЛОЩАДОК И УКПГ 59

3.1. Краткая характеристика исследуемого объекта разработки 59

3.2. Теоретические основы трехмерного

газогидродинамического моделирования 60

3.3 Основные этапы создания газогидродинамической модели 77 Ханчейского ГКМ

3.4. Применение алгоритмов автоматизированного размещения технологических объектов при проектировании

разработки Ханчейского ГКМ 92

3.4.1. Размещение скважин 92

3.4.2. Размещение кустовых площадок и распределение 99 скважин по кустам

3.4.3. Размещение УКПГ 101 3.5. Сравнение сформированного варианта разработки и обустройства Ханчейского месторождения с экспертным вариантом 106 Выводы по разделу 3 114 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 115 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 117

ВВЕДЕНИЕ

В настоящей работе объектом исследования является разработка алгоритмов автоматизированного формирования рациональных вариантов размещения скважин, кустовых площадок (при кустовом размещении скважин) на газовых (газоконденсатных) залежах и объектов промысловой подготовки газа. Такие алгоритмы могут являться частью математического обеспечения систем автоматизированного проектирования разработки и обустройства месторождений природного газа. Одним из основных путей повышения качества проектных вариантов являются обеспечение тесного взаимодействия моделей фильтрации и оптимизации, учет данных различного характера (измеряемых природных факторов, рассчитываемых технологических параметров и технико-экономических показателей, экспертных оценок). Именно на реализацию этого направления предлагается акцентировать исследования, представленные в данной работе.

Как известно, целью проектирования процессов освоения нефтяных и газовых месторождений являются формирование и выбор вариантов их разработки, обеспечивающих приемлемые значения технико-экономических показателей эффективности эксплуатации залежей. Одним из направлений, ориентированных на достижение этой цели, является внедрение средств автоматизированного проектирования, позволяющих расширить возможности проектировщиков за счет привлечения строгих математических методов, реализованных в виде программных комплексов, основным назначением которых является имитация поведения сложных пластовых систем при различных управляющих воздействиях и технико-экономическая оценка эффективности таких воздействий. Причем потребность в таких математических и программных средствах поддержки принимаемых проектных решений возрастает с каждым годом в связи с тем, что тенденция увеличения доли запасов углеводородного сырья, относимых к трудноизвлекаемым, сохранится не только на ближайшую перспективу, но и

в будущем. Уже в настоящее время половина запасов углеводородного сырья относится к трудноизвлекаемым.

К месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами нефти и газа относятся месторождения углеводородов, характеризующиеся сложным геологическим строением, большой степенью неоднородности и значительной глубиной залегания продуктивных пластов, неблагоприятными физико-химическими свойствами пластовых флюидов, сложными термобарическими условиями.

При проектировании таких месторождений приходится формировать значительное число исходных проектных вариантов, из которых впоследствии выбирается окончательный вариант. Поэтому в таких случаях требуется дополнять знания, опыт и интуицию проектировщиков большим объемом геолого-промысловой информации и значительным объемом расчетных данных, что с необходимостью влечет применение средств автоматизированного проектирования. Т.к. поиск рационального размещения технологических объектов (скважин, кустовых площадок, установок комплексной подготовки газа), распределения скважин по кустам относится к числу основных задач проектирования разработки и обустройства месторождений газа, то все отмеченные выше обстоятельства, прежде всего, касаются формализованного решения этих задач, что предопределяет актуальность данной работы.

Следует также отметить, что особенностью разработки и обустройства месторождений природного газа является то, что именно добываемый газ является основным «носителем» энергии, необходимой для его продвижения от пласта к головным сооружениям магистрального транспорта. Поэтому возрастает значение согласованного решения задач разработки и обустройства залежей газа, на что ориентированы предлагаемые модели и алгоритмы.

С учетом необходимости преодоления отмеченных выше проблем целью настоящих исследований является разработка автоматизированных

процедур формирования схем расстановки скважин и распределения скважин по кустам, размещения кустовых площадок и установок комплексной подготовки газа (УКПГ), направленных на обеспечение высоких значений технико-экономических показателей эффективности разработки залежей природного газа.

Для достижения поставленной цели предлагается решить следующие основные задачи:

1) проанализировать существующие средства автоматизированного формирования схем размещения скважин, кустовых площадок, УКПГ и распределения скважин по кустам на месторождениях нефти и газа;

2) исследовать математические модели выбора рациональных схем размещения скважин на газовых залежах, и их модификация;

3) разработать процедуры формирования исходной информации для решения задачи размещения скважин и обоснование алгоритмов её решения;

4) поставить и математически сформулировать задачи оптимального размещения кустовых площадок и распределения скважин по кустам, размещения УКПГ;

5) разработать алгоритмы решения задач размещения кустовых площадок, УКПГ и распределения скважин по кустам;

6) провести апробацию предлагаемых моделей, алгоритмов и их программной реализации на примере проектирования разработки реальных объектов добычи газа.

Таким образом, на защиту выносятся следующие основные положения и результаты:

1) комплекс моделей и алгоритмов для автоматизированного формирования схем размещения добывающих скважин, кустовых площадок, УКПГ, распределения скважин по кустам;

2) результаты численного исследования и апробации предлагаемых моделей и алгоритмов при их использовании для проектирования разработки реальных объектов добычи газа.

Исследования, представленные в настоящей диссертации базируются на трудах видных российских и зарубежных специалистов таких, как X. Азиз [1], С.Н. Закиров [28], Г.А.Зотов [33], Ю.П. Коротаев [37], Г.Б. Кричлоу [40], В.Н. Кулибанов [6], М.В. Мееров[64], Р. В. Сенюков[57], В.В. Скворцов [60], В.Р. Хачатуров [66], А.Х. Шахвердиев [67].

Основные результаты диссертации были опубликованы в работах [24, 25, 26, 42, 52, 62, 73] и представлены на VI-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов "Новые технологии в газовой промышленности" (Москва, 2005), VIII-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов "Новые технологии в газовой промышленности" (Москва, 2009), Международных конференциях «WGRR-10» (Москва, 2010), «12th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery» (Оксфорд, 2010), IX-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов "Новые технологии в газовой промышленности" (Москва, 2011).

Диссертация выполнялась на кафедре Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина под руководством д.т.н., проф. А.И. Ермолаева, которому автор выражает искреннюю благодарность. Автор также выражает свою признательность коллективу кафедры за внимание и поддержку, проявленные к данной работе.

1. ПРЕДМЕТ ИССЛЕДОВАНИЯ» ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛИ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ 1Л. Краткая характеристика процесса проектирования разработки газовых месторождений

Рост потребности в энергоносителях стимулирует вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, что, в свою очередь, требует внедрения сложных и весьма затратных технологий разработки месторождений нефти и газа.

Усложнение самих объектов добычи газа, а также технологий их разработки влечет и оправдывает применение автоматизированных систем проектирования и управления разработкой газовых месторождений, помогающих осуществлять выбор и реализацию наиболее приемлемых технологических способов извлечения запасов углеводородов в заданных природных и экономических условиях [35, 47, 56].

В последнюю четверть XX века и в начале XXI столетия для решения технико-экономических задач все большее применение находят различные методы математического программирования и моделирования, использующие новейшие средства компьютерной поддержки. Эти методы успешно применяются для оптимизации систем и технологий разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

На открытие и разведку нефтегазовых месторождений затрачиваются значительные материальные и финансовые средства. Поэтому важной задачей является повышение степени извлечения углеводородов из продуктивных пластов. Следовательно, при сопоставлении различных систем разработки месторождения и выборе наилучшего варианта разработки должное внимание необходимо обращать на достигаемые величины коэффициентов извлечение нефти, газа и конденсата. Кроме внедрения более совершенных технических установок и технологических решений поставленную цель можно достичь и с помощью разработки математических средств поддержки принимаемых проектных решений.

В настоящее время в этом направлении зарубежными и отечественными компаниями создано множество программных и аппаратных средств, которые успешно применяются во всех сферах нефтегазодобывающей промышленности. С помощью таких средств инженеры-проектировщики могут прогнозировать показатели разработки на весь период эксплуатации месторождения, что является отправной точкой для процедур формирования и выбора наилучших вариантов размещения скважин и других характеристик, оставляющих основу проектов разработки месторождения.

Все это реализуется благодаря возросшей вычислительной мощности компьютеров и новейшим прикладным программным комплексам, которые позволяют сформировать целый перечень вариантов разработки месторождений с различным расположением стволов скважин в продуктивном пласте [7], что направлено на выбор стратегии разработки месторождения, обладающей высокими значениями показателей технико-экономической эффективности.

Но даже при использовании современных программных продуктов по моделированию разработки месторождений инженеру-проектировщику приходиться тратить большое количество времени на создание и анализ множества вариантов разработки пласта, отличающихся различным размещением и конфигурацией скважин, режимами их работы. Учитывая все это, в первую очередь, крайне важной является разработка различных средств автоматизированного проектирования, позволяющих сократить время, необходимое для создания проектов, приемлемых по технико-экономическим показателям. При учете значительного числа природных и технико-технологических факторов возможны ситуации, когда для рационального размещения скважин кроме опыта и интуиции специалистов необходимо привлечение формализованных алгоритмов поиска и выбора лучшего варианта размещения скважин. При решении этих задач необходимо переходить от знаний, интуиции и опыта эксперта-проектировщика к

9

автоматизированному проектированию систем разработки [14], использующему эти знания, интуицию и опыт наравне с объективной информацией, получаемой с помощью гидродинамического моделирования и алгоритмов оптимизации.

При решении задач прогнозирования и проектирования разработки месторождений природных углеводородов одним из основных этапов является процесс рационального размещения эксплуатационных скважин в пласте [12]. Схема размещения скважин является основной характеристикой варианта разработки. Под рациональным размещением скважин обычно понимают такое их расположение, которое обеспечивает наиболее высокие технико-экономические показатели при выполнении заданных условий разработки. Проблема рационального размещения скважин - часть проблемы проектирования рациональной системы разработки, так как схема размещения скважин и их число входят в понятие системы разработки.

Вопросы рационального размещения скважин освещались во многих работах российских и зарубежных авторов [2, 5, 9, 18, 29, 31, 36, 38, 43, 51, 57 ,58, 67, 70, 71, 75, 76, 77, 79, 81].

На ранней стадии развития газовой промышленности выбор схемы размещения газовых скважин основывался на опыте размещения нефтяных скважин. Но в 60-х и в начале 70-х годах XX столетия отечественная наука столкнулась с задачей разработки уникальных по запасам газовых и газоконденсатных залежей Западной Сибири и ряда других месторождений. Это потребовало создания теоретических основ проектирования разработки таких месторождений. В геологическом плане большинство из этих месторождении имели мощные газонасыщенные пласты с достаточно однородным строением. Для их разработки применимы системы вертикальных скважин с регулярной схемой размещения. Вопрос о рациональном размещении скважин в этом случае трансформируется в проблему поиска рациональных расстояний между скважинами (проблему поиска оптимальной плотности сетки скважин).

В одной из первых работ [41] по теоретическим основам разработки газовых месторождений было показано, что размещение газовых скважин должно включать в себя такие важные вопросы как:

1) расположение скважины на структуре;

2) форма сетки размещения на структуре;

3) расстояние между скважинами;

4) порядок ввода скважин в эксплуатацию.

Руководствуясь вышеуказанными факторами, влияющими на размещение скважин, авторы работы [3] считают, что для решения вопроса о размещении скважин на структуре необходимо исходить из формы и типа залежи; величины пластового давления по толщине и по площади; характера изменения толщины газоносного пласта — точнее изменения емкостных параметров пласта по площади; наземных условий бурения скважин (шельфовая зона, наличие исторических или оборонных объектов, населенных пунктов, заповедных зон и т.д.) и т.д.

Необходимо также отметить, что проектирование разработки газовых месторождений является многостадийным в силу того, что процесс разработки газового месторождения подразделяется на два периода: опытно-промышленной эксплуатации и промышленной разработки месторождения.

Назначение опытно-промышленной эксплуатации заключается в следующем:

1) введение в разработку месторождения до полного окончания его разведки;

2) осуществление дальнейшей разведки месторожд