Материал: Оптимизация и моделирование в автоматизированных системах

начальных условий включается процесс дискретного моделирования (по месяцам) и выдаются графики изменения основных параметров.

Компьютерная модель.

Общая схема компьютерной модели нефтедобывающей компании представлена на рис. 1.

Рис. 1. Основные блоки компьютерной модели

Всхеме модели выделены компьютерные подсистемы (добыча нефти, её транспортировка и сбыт, уплата налогов, эксплуатационные расходы, управление компанией), которые раскрываются и детально наполняются необходимыми блоками. В качестве объекта моделирования использованы финансовые потоки и эквивалентные им на различных этапах объем нефти.

Вподсистеме добычи нефти сложными являются вопросы учета особенностей месторождения и прогнозирование добычи из него во времени. Типовой график добычи нефти из месторождения показан на рис.2.

Рис. 2. Типовой график добычи нефти

Согласно рис. 2 выделяется 4 типа эксплуатируемых месторождений:

1– новые, с наращиванием добычи;

2– установившийся режим с максимальным уровнем добычи;

200

3 – систематическое снижение добычи из-за обводнения и ремонта скважин; 4 – завершающая стадия эксплуатации месторождения.

Для учета особенностей месторождения нами предложена следующая формула для аппроксимации графика добычи нефти во времени:

где G – добыча нефти, t-годы; a,b,c –постоянные для данного месторождения, определяемые по 3-м опытным точкам, поскольку в логарифмических координатах, график имеет вид параболы.

Формула отражает основные процессы современных технологий по обустройству месторождений и добычи нефти из него [4], проверена на многих нефтяных месторождениях (см. рис. 3,4,5) и хорошо аппроксимирует графики. Особенно хорошо её можно использовать для прогнозирования во времени, используя для определения постоянных a,b.c 3 последние опытные точки.

Рис. 3. Сравнение расчетной и фактической добычи нефти [5] из Вахского (Тюменская область) месторождения во времени

Рис. 4. Сравнение расчетной и фактической добычи нефти [6] из Самотлорского месторождения во времени

201

Рис. 5. Сравнение фактических [7] и расчетных по формуле данных для месторождения Северного моря во времени

С учетом вышеизложенного подсистема добычи нефти формируется из блока подготовки новых месторождений и 4-х типов эксплуатируемых месторождений, как на рис.6. Блок подготовки к эксплуатации месторождений определяет финансовые расходы на покупку лицензий и капитальные вложения на введение в эксплуатацию новых месторождений нефти.

Рис. 6. Подсистема добычи нефти

Эксплуатационные расходы на добычу нефти рассчитываем, как сумму условно-переменных затрат (на 1т нефти) и условно-постоянных (на 1 скважину) для данного месторождения, что представлена в модели подсистемы на рис. 7.

202

Рис. 7. Модель подсистемы эксплуатационных расходов для конкретного месторождения

Для компании с годовым объемом добычи в 5 млн. тонн доступны следующие направления транспортировки и продажи нефти:

–продажа нефти на НПЗ является обязательным государственным условием и должна составлять около 40% добываемого объема нефти. Поставляемые на НПЗ объемы нефти обычно постоянные в течение года, за исключением периода ремонта на НПЗ, которые заранее планируются. Более доходными по сравнению с НПЗ являются направления продажи нефти за рубеж;

–поставка нефти магистральному нефтепроводу для транспортировки в морские нефтеналивные терминалы и за рубеж. Объемы поставок постоянны и ограничены предварительным договором. Тарифы определяются транспортными предприятиями;

–поставки нефти железнодорожному транспорту для перевозки и последующей реализации. Объемы поставок определяются временными договорами

ихарактеризуются уменьшением объемов перевозок летом. Цена перевозки стабильная, не самая выгодная;

–речной транспорт является самым выгодным по цене, но ограничен в году временем навигации (со средины апреля до средины ноября) и мощностью нефтеналивных терминалов.

Задача оптимального распределения поставок нефти по направлениям близка к задаче линейного программирования, но имеет переменные во времени и интегральные за год количественные ограничения. Общий вид системы

203

ci (i=1..4) – цена продажи минус транспортные расходы от продажи нефти по данному направлению;

mi (i=1..4) - объем продажи за год, в млн. т

mi (t) (i=1..4)- объем продажи за месяц, в млн. т

Решение задачи линейного программирования возможно при комбинации модуля Simulink и модуля Simscape Power Systems [8,9].

Представленная на рис. 8 подсистема линейной оптимизации на основе входных данных от интегрированной модели компании выдает на дисплее Display1 оптимальные значения объемов по 4-м направлениям транспортировки нефти. Полученные значения будут оптимальными для данного времени, но могут не удовлетворять интегральным количественным ограничениям за год.

Рис. 8. Общая схема решения задачи линейного программирования в системе Simulink + Simscape Power System

На рис. 9 представлена подсистема выплаты налогов в федеральный, региональный бюджет и фонды. Входными данными являются объемы добычи нефти, объемы продажи нефти за рубеж, фонд оплаты труда, курс доллара, цена барреля, таможенная пошлина.

Подсистема управления компанией распределяет доход после уплаты налогов на эксплуатационные расходы месторождений добычи нефти, инвестиции в новые месторождения и административно-хозяйственные расходы. В подсистему управления компанией входит блок анализа мировых цен на нефть, таможенных пошлин, внешних указаний, который во многом определяет выделение инвестиций и распределение нефти между поставками на НПЗ и за рубеж.

204