Проводимая в настоящее время техническая политика по осуществлению одновременного проектирования разработки и обустройства с технико-экономической оценкой вариантов и оптимизацией проектных показателей направлена не только на то, чтобы ускорить время составления проектов, но и на то, чтобы существенно повысить их качество [193]. Эта цель, по-видимому, не может быть достигнута простым соединением двух проектов в один. Необходимо совместно решать задачи подземных и наземных технологических процессов с привлечением новых развивающихся наук и, в частности, системного анализа и теории надежности [31, 192].
Под "надежностью" принято понимать свойство системы сохранять свои выходные параметры в определенных пределах при заданных условиях эксплуатации [71, 72]. Подземные и наземные технологические процессы в добыче углеводородов и средства, обеспечивающие их проведение, в совокупности образуют сложную систему. Для рассмотрения такой системы как единого целого требуется, в первую очередь, ее математическое описание, позволяющее осуществить квалифицированную постановку задач и найти пути решения.
Месторождение можно рассматривать как совокупность определенных вполне различаемых объектов, образующих единое целое. Поэтому на месторождение закономерно распространить понятие конечного множества [103], состоящего из целого ряда подмножеств (продуктивный пласт, геологическое строение пород, физико-химические свойства насыщающих пласт флюидов, расположение добывающих и нагнетательных скважин, рельеф местности, различные сооружения и т.д.). В виде конечных множеств можно представить исходные данные для составления проектов разработки или схемы генеральных планов этих проектов на какой-то момент времени, т.е. те фактические и проектные данные, которые носят статический характер.
Математическое описание нефтегазового месторождения и динамики процессов по его разработке, образующих сложную систему, может быть сделано через полное множество [198]. Пересечение подмножеств, входящих в полное множество, образует многомерные области возможных исходов, свои для каждого варианта разработки и обустройства. В пределах совокупности этих областей возможных исходов находятся все возможные события реальных показателей по вариантам разработки и обустройства. Вне указанной совокупности будет многомерная область невозможных событий, входящих в полное множество.
Нахождение областей возможных исходов требует достаточно полных знаний о физических процессах и функциональных зависимостях для прогнозирования физических процессов. В связи с недостаточностью необходимых знаний, отсутствия требуемого объема исходной информации и для сокращения времени расчетов в некоторых случаях могут применяться упрощенные методы. Так, например, область возможных забойных давлений в эксплуатационных скважинах с учетом динамики устьевого давления, обводненности добываемой продукции и способов эксплуатации при применении конкретного оборудования можно сделать по методу, изложенному в работе [59].
В связи с недостатком информации о месторождении с неоднородным строением продуктивных пластов в настоящее время при решении общих задач разработки нефтегазовых месторождений широко применяются стохастические методы с использованием статистического материала. При этом многие существенные области возможных событий и, в частности, динамики забойных давлений в эксплуатационных скважинах и динамики фильтрационных сопротивлений в пласте остаются вне поля зрения математической модели. Поэтому такие математические модели не исключают операций с областью невозможных событий полного множества, а полученные в результате расчетов показатели нуждаются в поправках с целью приведения их в соответствие с фактическими показателями. Указанное является также одной из причин того неоспоримого факта, что показатели технологических схем и проектов разработки систематически корректируются [150].
С изложенной точки зрения показателем надежности проектов разработки и обустройства следует считать достоверность и полноту конкретных показателей в динамике, гарантируемую исключением области невозможных событий полного множества всей системы из математической модели расчетов. Если же последнее по каким-либо причинам не сделано, то должна быть оценена погрешность в динамике. В противном случае проекты существенно обесцениваются. Именно это косвенным образом признается в работе Ю.Е. Батурина [27], где применительно к проектам разработки предложены новые понятия надежности: расчетный запас прочности системы, системная надежность, директивная устойчивость.
Расчетным запасом прочности названа возможность превышения фактического дебита залежи над расчетным, зависящая от достоверности коэффициента продуктивности скважин, принимаемого в математической модели, по которой определяется дебит залежи. Системная надежность — это устойчивость системы разработки против запаздывания ввода в эксплуатацию скважин, установок по подготовке продукции, объектов поддержания пластовых давлений, задержек с переоборудованием фонтанных скважин под механизированную добычу нефти. Подобного рода запаздывания против проектных сроков названы технологическими помехами. По-видимому, это помехи для математической модели. Директивной устойчивостью Ю.Е. Батурин назвал возможность реализации указаний руководящих органов о повышении или поддержании на постоянном уровне в течение длительного срока фактической добычи продукции в сравнении с проектом за счет геолого-технических мероприятий.
Все три понятия можно заменить одним общепринятым термином теории надежности — резервирование. Большой вклад в развитие теории резервирования применительно к нефтедобывающей промышленности внес М.М. Саттаров. Конкретные пути резервирования и способы планомерного использования резервов могут не совпадать с [27], а их количественная оценка должна содержаться в проектах разработки и обустройства. Для того чтобы более полно учесть области возможных событий, необходимые для обеспечения достоверности и необходимой полноты динамики конкретных проектных показателей разработки, по нашему мнению, будет полезным воспользоваться схемой эксплуатации месторождения, составленной М.М. Саттаровым [193]. Изложенное выше относится к стадии составления проектов разработки и обустройства. Кроме того, проектные и конструкторские работы выполняются при разработке проектов конкретных промысловых объектов, сооружений и оборудования. В этих проектах должны обосновываться общепринятые критерии и показатели, рассматриваемые теорией надежности, применяемой к механическим и электрическим системам [81].
В период проектирования, строительства и оснащения промысловой техникой создаются необходимые предпосылки для надежной разработки месторождений. Встает вопрос о том, как оценить надежность всей системы добычи углеводородов на месторождении в период его эксплуатации. Показателями общепринятой теории надежности можно охарактеризовать работу отдельной скважины или оборудования, работу замерных установок, кустовых насосных станций, системы сбора и подготовки нефти, электроснабжения и т.д. В этих элементах системы могут быть зависимые и независимые, прогнозируемые и внезапные отказы, интенсивность которых определяется целым рядом факторов, в том числе временем эксплуатации, внешними условиями эксплуатации, нагрузками и т.д.
Таким образом, надежность устойчивой работы системы прежде всего определяется векторами X(t) и A(t) (плановыми показателями, которые корректируются во времени), т.е. она динамична во времени.
Общепринятая теория надежности применима к процессу нефтегазодобычи лишь в той части, что последняя обусловливается работой сложной системы. Как известно, систему образует совокупность совместно действующих объектов, предназначенных для самостоятельного выполнения заданных функций. Под объектом подразумеваются сооружения, среда, обслуживающий персонал. Единичными рабочими частями системы являются элементы. Что понимать под системой, объектом или элементом, как разбить систему на элементы зависит от того, какой объект в каждом конкретном случае рассматривается с точки зрения надежности. Но при этом каждый элемент должен обладать способностью выполнять заданные требуемые функции в системе. Требуемые функции системы (элемента) устанавливаются как в отношении основных параметров, характеризующих выполнение плановых заданий, так и в отношении второстепенных параметров, характеризующих удобства эксплуатации и т.д.
В нашем случае системой является вся совокупность действующих объектов, рассматриваемая при проектировании и анализе разработки нефтегазовых месторождений. Показателями надежности можно охарактеризовать, например, отдельно взятую глубинно-насосную установку и ее элементы, но нельзя распространить ее на эксплуатационную скважину в целом и тем более на все множество скважин. Причиной этого является тот несомненный факт, что показатели работы даже отдельной скважины, даже небольшого участка месторождения носят динамичный, стохастический характер, не только обусловленный человеческим фактором, но и зависящий в значительной степени от природного фактора. Поскольку природный фактор нельзя оценивать показателями надежности, являющимися результатами деятельности человека, то в понятие надежности разработки нефтегазовых месторождений должны быть включены другие показатели. При этом будем считать, что применяемые на нефтегазопромыслах машины, сооружения обеспечивают гарантийные показатели.
Основной объект разработки — продуктивный пласт может характеризоваться устойчивостью показателей технологических процессов в их взаимной связи. Таким образом, весь процесс разработки как в данный промежуток времени, так и в динамике может иметь гамму технологических показателей как в данный промежуток времени, так и в динамике технологического процесса нефтегазодобычи с определенной устойчивостью их взаимосвязей. Поэтому надежность разработки нефтегазовых месторождений было бы более правильно назвать технологической надежностью нефтегазодобычи.
В существующих методических руководствах по проектированию и анализу разработки месторождения вопросы технологической надежности нефтегазодобычи по ряду причин не нашли необходимого отражения. Имеющиеся публикации на эту тему не полностью раскрывают объективную сторону вопроса. Дело в том, что проблема технологической надежности начинается с достоверности результатов исследовательских работ и с наиболее, казалось бы, простой работы по определению дебитов скважин. Общеизвестно, что добыча углеводородов, определенная по замерам дебитов скважин и по замерам в парках, не совпадает. И дело не столько в точности применяемых дебитомеров, сколько в устойчивости технологического режима добычи нефти и газа. Любой устойчивый поток в нефтегазосборном коллекторе характеризуется макро- и микропульсацией. Решить поставленную задачу в этих условиях можно путем признания объективно существующих явлений, т. е. устанавливать значения добычи углеводородов и воды в центральном пункте по замерам товарной продукции и пластовой воды и вводя поправки к показателям дебитомеров с учетом разнодебитности скважин. Таким образом, задача учета дебита скважин должна иметь обратную связь. Не менее важен точный учет времени работы и остановок скважин.
В системе нефтегазосбора так же, как и во всем комплексе нефтегазодобычи, имеют место явления динамичного, вероятностного характера. Неодновременность бурения и вывода скважин в тираж, простои скважин при подземном и капитальном ремонтах вызывают неравномерную загрузку нефтегазосборных трубопроводов. Свойства нефтегазоводяных смесей меняются в широком диапазоне с изменением водосодержания, температуры и т.д. В этих случаях не представляется возможным определять строго фиксированные технологические показатели. Речь может идти о динамике показателей и мероприятиях, соответствующих этой динамике. Надежность работы нефтегазосборной системы в комплексе процессов добычи нефти и газа характеризуется не только безотказной работой труб, задвижек, насосов и т.д., но и мероприятиями по регулированию технологического процесса течения флюидов и их свойств. Для надежной работы нефтегазосборной системы каждому соотношению объема флюидов при ожидаемой обводненности продукции скважин необходимо соблюсти следующие условия:
где PK(t), РН(t) — давления в конце и начале нефтегазосборочной системы;
PГ(t) — гидравлические сопротивления при добыче безводной нефти;
ΔP0(t) — дополнительные гидравлические сопротивления при добыче безводной нефти;
ΔPn(t) — дополнительные гидравлические сопротивления от изменения сечения трубопроводов;
ΔPc(t) — необходимый напор для скребка при очистке труб от отложений парафина;
ΔPТ(t) — сокращение гидравлического сопротивления за счет установки подогревателей, добавки ПАВ и других технических мероприятий.
В сборных газопроводах каждому соотношению количества газа к его функциональному составу в соответствии с динамикой разработки условие технологической надежности также можно представить в виде соотношения давлений
где PK(t) — дополнительные сопротивления вызываемые выделением газового конденсата;
PГ(t) — дополнительные сопротивления от газогидратных пробок;
PТ(t) — дополнительные сопротивления от сокращения сечения трубопровода твердыми частицами, грязью и нефтью.
При подготовке продукции происходит физико-химический процесс, поэтому для непрерывного и надежного ведения этого процесса необходимо, чтобы эмульсия поступала на установки достаточно однородного состава при постоянном расходе.
Обеспечение этого условия одновременно решает задачу надежного ведения технологического процесса очистки сточных вод. Постоянства состава и расхода эмульсии технически наиболее просто добиться, когда на пути ее движения от скважины до установки подготовки продукции нет промежуточных и сырьевых резервуаров. Этому условию отвечают прямоточные системы.
При разработке месторождений с поддержанием пластового давления в продуктивную залежь должно быть подано непрерывно или периодически (циклическая закачка) определенное количество агента. При этом предъявляются требования не только к общему количеству закачанного в пласт агента, но и к количеству агента, закачанному через определенную группу скважин, через отдельные скважины (очаговое заводнение), и даже к количеству агента, закачиваемого в различные интервалы пласта через одну и ту же скважину. Приемистость нагнетательных скважин не одинакова, распределение количества нагнетательных скважин определенного месторождения по приемистости должно совпадать с закономерностью распределения проницаемости по нему. Однако полного совпадения не может быть по следующим причинам: стремление к обеспечению равномерной приемистости приводит к ограничению закачки в скважины, расположенные на высокопроницаемых участках, и к увеличению давления закачки и проведению комплекса других мероприятий по скважинам, расположенным на низкопроницаемых участках месторождения. Кроме того, гидравлические сопротивления в нагнетательных водоводах и особенно в колоннах насоснокомпрессорных труб достигает значительных величин. Эти сопротивления растут с увеличением приемистости скважин. Нельзя забывать о тенденции снижения приемистости скважин во времени и необходимости, в связи с этим, увеличения давления нагнетания и проведения других мероприятий для обеспечения необходимого уровня закачки агента.
Из отмеченного выше следует, что основными параметрами при решении вопроса о технологической надежности при применении технологии разработки месторождений с поддержанием пластового давления при заданных давлениях в эксплуатационных скважинах и сопротивлениях движению агента в пласте, соответствующих динамике разработки, являются качество агента и давление на выкиде насосов кустовых насосных станций (КНС). Для каждой отдельно взятой скважины и определенных показателей разработки в их динамике эти давления должны отвечать условию:
где Pi( t) — давление на выкиде КНС для скважины;
PBi(t), PKi(t), PЗi(t) — потери на гидравлические сопротивления в нагнетательном водоводе, колонне труб от устья до забоя, призабойной зоне нагнетательной скважины;
ΔPBi(t), ΔPKi(t), ΔPЗi(t) — увеличение гидравлических сопротивлений из-за отложений в нагнетательном водоводе, колонне труб в скважине и призабойной зоне;
γ — удельная плотность воды;
hi — разница в абсолютных отметках КНС и забоя нагнетательной скважины;
Pпл.зн(t) — пластовое давление в зоне нагнетания, соответствующее динамике параметров разработки;
ΔPТ(t) — сокращение гидравлических сопротивлений на пути КНС — пласт за счет проведения различных мероприятий.
В связи с изменением гидравлических сопротивлений на пути от КНС до пласта, и особенно величины требуемого пластового давления в зоне нагнетания, давление на КНС изменяется во времени. Поэтому от возможности динамики показателей работы КНС наряду с мероприятиями по сокращению гидравлических сопротивлений в значительной степени зависит надежность проведения подземных технологических процессов нефтегазодобычи. Имея в виду большое энергопотребление на цели поддержания пластового давления, вопросу осуществления динамики давлений на КНС необходимо уделять большое внимание как при проектировании, так и при анализе разработки и обустройстве нефтегазовых месторождений.
В настоящее время уровень организации добычи углеводородов и надежность применяемых средств такова, что трудно представить внезапный отказ всей системы эксплуатации месторождения. Остановка не только отдельных, но и групп скважин не приводит к остановке (отказу) всей системы. Следовательно, наличие отказов в отдельных элементах системы не нарушает ее работоспособности. Система эксплуатации месторождения полностью ремонтопригодна. О том, насколько эффективно осуществляются ремонты отдельных элементов в системе, можно судить по выработанным многолетней практикой нефтегазодобывающей промышленности специфическим показателям. К ним относятся коэффициент использования фонда скважин и коэффициент эксплуатации скважин с учетом дебитов по простаивающим добывающим и приемистости по простаивающим нагнетательным скважинам. К этим же показателям относятся межремонтный период работы скважин и продолжительность ремонтов.
При анализе производственной деятельности и планировании объемов добычи продукции на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности широко используются показатели по добыче нефти, газа и жидкости на скважино-месяц, отработанный по коэффициенту (проценту) изменения добычи нефти (газа) из переходящего фонда скважин. Этими показателями, по нашему мнению, можно оценивать степень надежности эксплуатации отдельных месторождений и залежей углеводородов. Естественно, что нужно сравнивать добычу на "скважино-месяц отработанный" и изменение добычи из переходящего фонда не только с такими же показателями по другим месторождениям и залежам, но и с проектными. Комплексный анализ этих показателей дает возможность учитывать перепады давлений между забоями нагнетательных и эксплуатационных скважин и выработку запасов углеводородов при анализе и особенно при текущем и перспективном планировании.
Следовательно, в настоящее время возникла необходимость в специальной разработке проблемы надежности применительно к условиям нефтегазодобывающей промышленности и, в первую очередь, в отношении повышения достоверности динамики показателей проектов разработки и обустройства. Предлагаемые и имеющиеся понятия и термины теории надежности, разработанные применительно к механическим и электрическим системам, а также специфические технико-экономические показатели нефтегазодобывающей промышленности не дают возможность достаточно полно оценивать надежность систем эксплуатации нефтегазовых месторождений. Для надежного осуществления технологического процесса нефтегазодобычи необходимо рассматривать динамику технологических процессов и их взаимосвязей не только при проектировании, но постоянно осуществлять комплексный анализ реализации проектов. В этих условиях проектирование капитальных вложений при добыче углеводородов есть работа непрерывная и капитальные затраты должны быть непрерывными.
Показатели надежности разработки нефтегазовых месторождений динамичны во времени и, следовательно, зависят, прежде всего, от стадии разработки месторождения. Следуя критериям, предложенным в работе Ю.Е. Батурина, можно отметить, что расчетный запас прочности системы определяется в технологических схемах и проектах разработки месторождения. Следовательно, надежность разработки месторождения зависит, прежде всего, от надежности прогнозирования технологических показателей в технологических схемах и проектах разработки месторождений.
Надежность определения динамики технологических показателей в технологических схемах и проектах разработки нефтегазовых месторождений зависит от ряда факторов: надежности, точности определения и интерпретации геологофизических и физико-химических параметров объектов, надежности идентификации геолого-физической модели объекта и, следовательно, определения запасов нефти и газа по объекту, надежности идентификации моделей процесса разработки и т.д. Схематично состав и взаимосвязь компонентов, определяющих надежность определения проектных показателей, представлены на рис. 1.6.
Таким образом, показатели устойчивости разработки месторождений — величины векторные, динамичные во времени и определяются, прежде всего, надежностью прогнозирования проектных технико-экономических показателей разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.