Оценка и минимизация технологических рисков при проектировании разработки морских нефтяных и газовых месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.18, кандидат технических наук Семенов, Александр Михайлович

• Семенов, Александр Михайлович
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Семенов, Александр Михайлович

Введение

1. Обоснование актуальности темы. Цели и задачи исследования.

1.1 Особенности разработки морских нефтяных и газовых месторождении.

1.2 Определение понятия «риск».

1.3 Критерий эффективности проекта разработки и факторы неопределенности.

1.4 Обзор предшествующих исследований по проблеме оценки технологических рисков.

1.5 Актуальность постановки темы, цели и задачи исследования.

2. Обоснование методических основ оценки технологических рисков при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений.

2.1 Метод Монте-Карло как способ оценки технологических рисков.

2.2 Методические основы оценки технологических рисков при проектировании разработки месторождений.

2.2.1 Распределение начальных дебитов проектных скважин.

2.2.2 Изменение дебитов проектных скважин во времени.

2.2.3 Возможные изменения числа проектных скважин.

2.2.4 Флуктуации графика ввода и коэффициентов эксплуатации скважин.

2.2.5 Учет возможного изменения средних характеристик объекта разработки.

3. Оценка технологических рисков при проектировании разработки морских месторождений нефти и газа.

3.1 Оценка рисков при освоении нефтяного месторождения.

3.1.1 Определение возможного изменения средней по объекту проницаемости.

3.1.2 Определение возможного изменения проницаемости в областях дренирования проектных скважин.

3.1.3 Определение возможного изменения эффективной нефтенасыщенной толщины в областях дренирования проектных скважин.

3.1.4 Вариации количества проектных скважин из-за возможного изменения разбуриваемой площади объекта.

3.1.5 Флуктуации графика ввода, коэффициентов эксплуатации скважин и суммарный эффект.

3.2 Оценка рисков при освоении газового месторождения.

3.2.1 Особенности оценки технологических рисков для газового месторождения.

3.2.2 Оценка возможного диапазона изменения депрессии, требуемой для получения проектного отбора.

3.2.3 Риски, связанные с возможностью расчлененности залежи на несколько независимых залежей из-за тектонических нарушений.

3.3 Оценка чувствительности критерия эффективности к изменению уровня добычи углеводородов.

4. Повышение эффективности разработки морских месторождений на основе мероприятий снижающих риск негативных последствий некоторых технико-технологических решении.

4.1 Обоснование мероприятия по снижению риска недостижения проектных дебитов газа.

4.2 Обоснование рационального фонда резервных скважин.

Выводы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка и минимизация технологических рисков при проектировании разработки морских нефтяных и газовых месторождений»

Одной из наиболее важных тенденций современной нефтегазодобывающей промышленности мира является увеличение доли добычи нефти и газа из морских месторождений.

Российская Федерация обладает самым протяженным шельфом на планете, площадь которого составляет 3,9 млн. км (около 28% мирового шельфа), с потенциальными запасами углеводородов ~80 млрд. усл. т. 85 % российского шельфа приходится на арктический сектор, причем месторождения континентального шельфа северных российских морей обладают удачным географическим положением относительно потенциальных потребителей в Центральной и Западной Европе. В России практическое освоение месторождений континентального шельфа только начинается. Именно ресурсы шельфа могут восполнить в ближайшие 10-20 лет убывающие ресурсы нефти и газа в Западной Сибири.

В западном секторе российской Арктики открыта гигантская газонефтяная шельфовая провинция, в которой сосредоточено 70% всех начальных извлекаемых ресурсов российского шельфа. Новые центры нефтегазодобычи могут быть созданы на базе трех крупных районов концентрированного нефтегазонакопления - Центрально-Баренцевского, Южно-Карского газоконденсатных и Печорского нефтегазоконденсатного. Широки в этом регионе и перспективы открытия новых месторождений - ведь на 62% площадей Баренцева, Печорского и Карского морей не пробурено ни одной скважины. И даже при столь низкой геологической изученности здесь уже открыто 16 месторождений, в том числе такие уникальные, как Штокмановское газоконденсатное, Ленинградское и Русановское газовые, общие запасы газа которых превышают 10-12 трлн. м3[11,20,47].

Однако процесс освоения нефтегазовых месторождений шельфовой зоны имеет существенные особенности. На освоение морского месторождения кроме общих факторов (глубина скважины, фильтрационные свойства и гидродинамические особенности залегания продуктивных горизонтов) влияют и такие, как глубина моря, удаленность от берега и базы обслуживания, волновой, ветровой и ледовый режимы и др. Специфической особенностью разработки морских месторождений является наличие (как правило) морской платформы.

Например, оператор разработки месторождения, находящегося на суше может принять решение о расширении объема разработки, если коллектор оказался лучше, чем ожидалось, или о сокращении ее объема, если стоимость разработки превышает предварительные прогнозы. Морские же проекты требуют совсем иного подхода: как только оператор приступил к работе на платформе определенного размера с заданным количеством скважин, возможность выбора минимальная.

Поэтому, для потенциального инвестора в разработку акваториального месторождения особенно важна оценка возможных рисков, связанных с технико-технологическими решениями, принятыми при проектировании. Инвестиция в любой проект сопряжена с определенным риском, проект может оказаться неэффективным или менее эффективным, чем ожидалось. Риск связан с тем, что доход от проекта является случайной, а не детерминированной величиной (т.е. неизвестной в момент принятия решения об инвестировании), равно как и величина убытков. При анализе инвестиционного проекта следует учесть факторы риска, выявить как можно больше видов рисков и постараться минимизировать общий риск проекта.

Специфическим для нефтегазовой отрасли является технологический риск, связанный с неточным определением геолого-промысловых характеристик объекта разработки - уровня нефтегазоизвлечения, объема извлекаемых запасов, динамики добычи углеводородов и т.д. . Для проектов разработки морских месторождений анализ этих видов риска особенно существенен, поскольку корректировка или адаптация к изменившимся условиям морского проекта требует значительно больших усилий, чем для сухопутного [6,40].

В настоящее время, в соответствии с требованиями регламента [35], динамика добычи углеводородов рассчитывается с использованием 3D сеточных гидродинамических моделей. Подобные модели с высокой точностью описывают все известные физические процессы фильтрации флюидов в пласте, однако информация о свойствах продуктивного пласта предполагается в них детерминированной, несмотря на то, что особенно на начальных стадиях разработки, можно говорить лишь о вероятности принадлежности величин параметров пласта определенному интервалу значений.

Расчет большого числа сценариев (реализаций), при переборе значений даже нескольких основных параметров (например, проницаемости, эффективной толщины и т. п.) в каждой из ячеек фильтрационной модели требует огромных затрат времени, поскольку расчет даже одного варианта может занимать на современных компьютерах несколько часов. Применение усредненных или упрощенных моделей может привести к нивелированию разницы между различными вариантами разработки и, кроме того, противоречит действующему регламенту.

Ф В этой работе описана методика, позволяющая использовать результаты расчета (выходные файлы), программных комплексов Eclipse (Shlumberger) или VIP (Landmark) в качестве источника данных для работы программы имитационного моделирования (Монте-Карло).

Ф Имитационная модель на основе варианта, рассчитанного по сеточной модели, за секунды рассчитывает тысячи реализаций динамики добычи при возможных распределениях определяющих параметров. Такое число расчетных реализаций позволяет получить количественную оценку вероятности отклонения возможных показателей разработки от проектных с малой статистической ошибкой. Использование большого числа реализаций позволяет перейти от детерминированного анализа чувствительности показателя экономической эффективности (IRR) варианта проекта к вероятностному.

Научная новизна работы определена следующими элементами:

1. определена общая структура набора рискообразующих факторов, оказывающих определяющее влияние на вероятность достижения величины критерия экономической эффективности;

2. предложена методика оценки рисков проекта разработки за счет возможных флуктуаций динамики добычи углеводородов, основанная на результатах расчета по трехмерной сеточной модели;

3. предложена и обоснована методика объединения детерминированного расчета объекта разработки по трехмерной сеточной модели и расчета методами статистического моделирования;

4. на базе выходных файлов программных комплексов Eclipse и VIP создана и апробирована компьютерная программа для расчета методом Монте-Карло технологических показателей разработки нефтяного месторождения в условиях неопределенности ряда геолого-технологических параметров;

5. проведен анализ влияния неопределенности отдельных факторов, определяющих динамику добычи нефти, на вероятность отклонения проектного показателя от его действительной реализации;

6. предложены методы уменьшения проектных технологических рисков при проектировании разработки газового месторождения;

7. предложен вероятностный метод анализа чувствительности критерия экономической эффективности к технологическим показателям разработки;

Заключение диссертации по теме «Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых», Семенов, Александр Михайлович

ВЫВОДЫ

Ф выполнено построение общей схемы рискообразующих факторов, определяющих вероятность достижения некоторой величины критерия экономической эффективности при проектировании разработки нефти и газа;

Ф определен комплекс геолого-технологических параметров, функции распределения которых позволяют оценивать вероятность достижения различных значений интегральных технологических показателей добычи нефти и газа, т.е. оценивать технологический риск при проектировании разработки месторождений нефти и газа;

Ф на основе объединения детерминированного (использующего современные компьютерные трехмерные модели) и вероятностно-статистического методов расчетов технологических показателей разработки нефтяных и газовых залежей обоснована методика оценки технологических рисков с использованием метода имитационного моделирования (Монте-Карло);

Ф создана и апробирована компьютерная программа для расчетов методом Монте-Карло технологических показателей разработки нефтяного месторождения с целью оценки технологических рисков при проектировании;

Ф обоснован способ вероятностной оценки влияния неопределенности отдельных геолого-технологических параметров на технологический риск;

Ф на основе вероятностно-статистических методов обоснованы технико-технологические мероприятия, позволяющие уменьшить технологический риск при проектировании разработки отдельных нефтяных и газовых месторождений; создан и апробирован способ вероятностной оценки влияния уровней добычи УВ на критерий экономической эффективности при проведении анализа его чувствительности к изменению различных факторов;

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Семенов, Александр Михайлович, 2004 год

1. АзизХ., СеттариЭ. Математическое моделирование пластовых систем, М. Недра, 1982

2. Акульшин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений, М. Недра, 1988

3. Алиев З.С., Шеремет В.В., Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты М. Недра, 1995.

4. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П. Технологический режим работы газовых скважин, М. Недра, 1978

5. Ампилов Ю. П. Методы геолого-экономического моделирования ресурсов и запасов нефти и газа с учетом неопределенности и риска, М.: Геоинформмарк, 2002

6. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д., Иваник В.В., Иванов А.В.,Кудинов Ю.С., Пономарев В.А., Саркисов А.С., Хрычев А.Н. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности, М. 1997

7. Болотник Д.Н., Макарова Е.С. и др. Постоянно действующие геолого-математические модели, Нефтяное хозяйство, 1998 г.

8. Брысьев А.Б. Математическое моделирование разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения , в сб. Математическое моделирование и информатика в научных исследованиях и в научном проектировании в газовой отрасли., М. 2000 г.

9. Бузинов С.Н. Диссертация на соискание ученой степени д. т. н. Принципы проектирования разработки и эксплуатации крупных газовых залежей, М. 1980

10. Вовк B.C., Захаров Е.В., Чернов Ю.Я., Семенов A.M., Алхимов Р.Г. Приразломное нефтяное месторождение пионерный объект разработки на арктическом шельфе, сб. «Состояние и перспективы освоения морских нефтегазовых месторождений», ВНИИГаз, М. 2003

11. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А., Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений М. Издательство Академии горных наук, 1999

12. Ермаков С. М. и др. Курс статистического моделирования М. Наука , 1976

13. Ермаков С. М. Метод Монте-Карло и смежные вопросы М. Наука, 1975.

14. Жуков В.П. Основы статистической радиотехники М. МЭИ, 1975

15. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных месторождений М.: Струна, 1998 г.

16. Золотухин А. Б. Оценка риска при проектировании разработки морского месторождения природных углеводородов, труды ВННИГаз, М. 2003.

17. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин под редакцией Зотова Г.А., Алиева З.С. М. Недра, 1980

18. Казаков В.А. Метод Монте-Карло в квантовой теории поля: эксперимент без ускорителя, в сб. Эксперимент на дисплее, М. Наука, 1989

19. Карпов В.Б. Диссертация на соискание ученой степени к. т. н. Оценка технологического риска при проектировании разработки нефтяных залежей на базе вероятностно-математической модели М. 2000

20. Коротаев. Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений М. Недра, 1981

21. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений М. Недра, 1975 г.

22. Купер Дж., Макгиллем К. Вероятностные методы анализа сигналов и систем, М. Мир, 1989

23. Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений, М. Недра, 1987

24. Лысенко В. Д. Теория разработки нефтяных месторождений, М. Недра. 1993

25. Лысенко В. Д. Проблемы проектирования разработки нефтяных месторождений, М. ВНИИОЭНГ, 1994

26. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика, М. Недра, 1996

27. Лысенко В. Д. Адаптивная математическая модель разработки нефтяного месторождения, в сб. «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», М. Наука, 2000

28. Лысенко В. Д. О проектировании надежной разработки нефтяной залежи, М. 2002

29. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, под редакцией Стасенкова В.В., Гутмана И.С., М. Недра, 1989

30. Розанов Ю.А. Случайные процессы, М. Наука, 1979

31. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД153-39-007-96, Минтопэнерго РФ, М.1996

32. Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений ОАО Газпром, М. 1999

33. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39.0-047-00, М., 2000 г.

34. Семенов А. М. К проблеме обоснования рациональных технико-технологических решений при освоении газовых месторождений в акватории Обской и Тазовской губ, сб. «Состояние и перспективы освоения морских нефтегазовых месторождений», ВНИИГаз, М. 2003

35. Семенов A.M. Способ повышения надежности расчетных дебитов газа при проектировании разработки морских месторождений, сб. «Основные проблемы и задачи дальнейших работ по поиску, разведке и разработке морских месторождений нефти и газа», ВНИИГаз, М. 2002

36. Семенов A.M. Об обосновании величины резервного фонда скважин, сб. «Основные проблемы и задачи дальнейших работ по поиску, разведке и разработке морских месторождений нефти и газа», ВНИИГаз, М. 2002

37. Смоляк С.А. Учет специфики инвестиционных проектов при оценке их эффективности «Аудит и финансовый анализ», 7,2002

38. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений М. Недра, 1983.

39. Шор Я.Б., Статистические методы анализа и контроля качества надежности М.: Советское радио 1962 г.

40. Alexeenko V.V.,Chernyaev А.В., Chudakov А.Е., Semenov A.M., Szabelski J, Voevodsky A.V. 29 September GLE (Ground Level Enhancement) at Baksan Air Shower Array, Calgary, Canada, 23 ICRC, vol. 3, p. 163, 1993

41. Barroso A. S., Mihaguti M., Romeu R. K. et. al Developments in reservoir characterization applied to the Albacora Field (Namorado Sandstone), Campos Basin, offshore Brazil, "Offshore Technology Conference", Houston, Texas, May 1998.

42. Gaona M.T., McCartney M.J. et. al Banzala Field Development: Technical Maturity of Individual Reservoirs Drives Phased Development Approach, "Offshore Technology Conference", Houston, Texas, May 1998.

43. Kiaer N.H. Varg Field Development Experience Since Project Start-UP, IBC's 15th Fnnual Conference, London, December 2000

44. MaariR. Single Point Mooring, ISBN 2-9500554-0-0, 1985

45. Proyer N. Simulation Study of Oil Reservoir Prirazlomnoye, Wintershall AG, Kassel, 1999