Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное состояние нефтегазовой промышленности Вьетнама 11
1.1. Предварительные замечания 11
1.2. Современное состояние разрабатываемх нефтегазовых месторождений Вьетнама 17
1.3. Открытие новых нефтегазовых месторождений 29
Глава 2. Краткий обзор природно-климатических условий Вьетнама 4
2.1. Общие сведения 34
2.2. Острова на шельфе Вьетнама 36
2.3. Климат на шельфе Вьетнама 39
Глава 3. Анализ современных технологий освоения маргинальных месторождений Мирового шельфа и возможности их использования на шельфе Вьетнама
3.1. Предварительные замечания 51
3.2. Современные технические достижения по освоению морских маргинальных месторождений Мирового океана 51
3.3. О путях освоения маргинальных месторождений Вьетнама... 66
Глава 4. Анализ вариантов обустройства ММНМ Южного Вьетнама 69
4.1. Предварительные замечания 69
4.2. Краткое описание платформы-монопода 72
4.3. Краткая характеристика методики оценки освоения месторождений 74
4.4. Основные исходные данные 75
4.5. Основные положения проектирования разработки ММНМ... 77
4.6. Общие положения для обустройства всех месторождений 78
4.7. Разработка вариантов обустройства и их оценка 79
4.8. Анализ представленных вариантов обустройств 108
Глава 5. Исследование возможности получения пропан \ бутановых фракций и вариантов их транспортировки 113
5.1. Предварительные замечания 113
5.2. Техническое решение по извлечению жидких фракций из нефтяного газа 114
5.3. Оценка количества сжиженных фракций пропана-бутана 121
Общие выводы и рекомендации по обустройству ММНМ 123
Принятые сокращения 124
Список использованной литературы
- Современное состояние разрабатываемх нефтегазовых месторождений Вьетнама
- Острова на шельфе Вьетнама
- Современные технические достижения по освоению морских маргинальных месторождений Мирового океана
- Общие положения для обустройства всех месторождений
Современное состояние разрабатываемх нефтегазовых месторождений Вьетнама
Как уже отмечалось выше, кроме ранее исследованных и разрабатываемых нефтегазовых месторождений, остальные открытые месторождения, по оценкам нефтяных компаний, имеют небольшие извлекаемые запасы (1,5 - 3,5 млн.т).
Эти месторождения расположены следующим образом: - Район Юго-западного континентального шельфа, бассейн Малай Тхочу. В районе месторождений глубина моря составляет около 50 м, район находится от вьетнамского побережья примерно в 50 км и в 150 км от разрабатываемого месторождения РМ 3 (CPBalisman-Petronas). Этот район входит во 2-й блок соглашений о разделе продукции (СРП) между (Fina-Unocal) и СРВ (Петровьетнам).
На заключительном этапе разведки по результатам изучения геофизических материалов (включая 2D и 3D) определено строение обоих блоков, которые имеют относительно малую площадь, 2-Ю км . По результатам, полученным из 12-ти разведочных и исследовательских скважин, а также по предварительной оценке запасов системы нефть-газ можно сделать предположение о существовании несколько залежей в обоих блоках: Нам Кан, Зом Зои, Фу Тан, Нгок Хиен, Каи Ныок и У Минь, и 4 перспективные структуры Хи Ванг (Золотая обезьяна), Нгыа Чанг (Белая лошадь), Зе Бак (Серебряный козёл) и Лон Бай (Летучая свинья).
Из-за малых запасов этих месторождений в 2002 году иностранные нефтяные компании отказались от выполнения соглашений о разделе продукции этих месторождений (СРП).
Месторождение Нам Кан: Компания Fina в 1996 году на данном месторождении пробурила две разведочных скважины (46-NC-1X) и (46-NC-2X) на миоцен, где было обнаружено 16 нефтегазосодержащих пластов в интервале глубин 1972-3217,6 м. Результаты исследования скважин после 3-х замеров в сумме составили: газ - 949 тыс. м /сутки, а нефть с конденсатом - 360,5 т/сутки.
Месторождение Дом Зои: Это нефтегазовое месторождение было разведано компанией Fina в 1996 году, были найдены нефть и газ в 15-ти пластах миоцена. Результат исследования двух скважин 46-DD-1X и 46-DD-2X после 3-х замеров дал в сумме: газ - 927 тыс. м /сутки, нефть с конденсатом - 349,4 т/сутки.
Месторождение Фу Тан: Это месторождение было разведано также компанией Fina в 1997 году, найдены нефть и газ в миоцене двумя разведочными скважинами 46-РТ-1Х и 46-РТ-2Х. Продуктивный интервал по двум скважинам находится на глубине от 1891,6м до 3451м, содерж ащий несколько пластов, которые оказались нефтегазоносными. По 3-м замерам в каждой скважине расход газа составил 1064 тыс.м /сутки, а нефть с конденсатом - 435,8 т/сутки.
Месторождение Нгок Хиен: Это месторождение было открыто компанией Fina в 1997г. двумя скважинами, в которых обнаружены нефть и газ в миоцене (46-NH-1X и 46-NH-2X); были вскрыты 15 продуктивных пластов, причем общая толщина газовых пластов составляет 125,5 м, а общая мощность нефтяных пластов составляет 80,4 м. Суммарный расход газа, полученный 3 мя замерами, составляет 1033 тыс.м /сутки в каждой скважине, а суммарный расход нефти составляет 458 т/сутки. Месторождение Каи Ныок: Это месторождение было пробурено компанией Fina в 1997г, найдена нефть в миоцене двумя скважинами (разведочной и исследовательской 46-CN-1X и 46 CN-2X). Результат исследования показал, что расход нефти с конденсатом в каждой скважине составляет 414,3 т/сутки. Таким образом, по итогам предварительных исследований разведки месторождений Нам Кам, Дом Зои, Фу Тан, Нгок Хиен, Каи Ныок можно утверждать: нефть в этих месторождениях залегает в залежах близко друг к другу; они имеют одинаковые свойства, поэтому мы можем использовать скважины для одновременной разработки нескольких продуктивных пластов; большинство залежей имеют горизонтальную структуру на глубине приблизительно 1700 м, поэтому эксплуатационные скважины проектируются горизонтально с углом наклона 80-85, дебит каждой скважины может составить 600-665 т/сутки.
Запасы нефти и газа в месторождениях, находящих в блоке договора Fina, оцениваются на основе разведочных материалов, включая геофизические (3D) и геологические материалы. Запасы месторождений Нам Кам, Дом Зои, Фу Тан, Нгок Хиен, Каи Ныок, рассчитанные по трём методикам, дали довольно близкое совпадение и указаны в таблице. 1.2:
Острова на шельфе Вьетнама
Разработка производилась в два этапа. На первом этапе предстояло закончить и подготовить к эксплуатации три из четырех заранее пробуренных кустовых скважин: две добывающие и одну нагнетательную. На втором этапе, который начался в следующем году, была сооружена подводная манифольдная система для всех действующих и подготовленных к вводу в эксплуатацию скважин. Все подводные коммуникации соединены с манифольдной системой.
На первом этапе 203-мм испытательный трубопровод и 203-мм линию для закачки воды присоединили к двум добывающим из первых трех действующих скважин - для транспортирования извлекаемой продукции; 203-мм газлифтная линия временно использовалась для закачки воды в нагнетательную скважину. На стадии перехода от первого этапа разработки ко второму было запланировано временное прекращение добычи из трех действующих скважин для отсоединения от них трубопроводов. Во время второго этапа опорная плита была установлена вплотную к первоначальному кусту скважин.
В концепции SEA-MAP объединено множество элементов, ранее уже применявшихся или предложенных независимо, в попытке создать систему, которая была бы экономически эффективной при разработке небольших глубоководных месторождений в Мексиканском заливе или других районах с умеренными климатическими условиями. Её предшественников можно найти в различных проектах TLP и в проекте разработки месторождения Кепитинг в Индонезии.
В настоящее время освоение маргинальных месторождений Вьетнама становится чрезвычайно важной задачей, которая с годами станет просто неотложной проблемой, когда добьиа нефти и газа на крупных разведанных и уже освоенных месторождениях начнёт неуклонно снижаться и падающую добычу можно будет компенсировать лишь вовлечением. маргинальных месторождений в эксплуатацию.
Приведёнными примерами в предыдущем параграфе данной главы мы попытались показать, что освоение маргинальных нефтегазовых месторождений на различных акваториях мира можно осуществлять с помощью достаточно простых, но надёжных технических решений, которые позволяют реализовать добычу углеводородов. Однако отсутствие каких-либо исходных данных, включая и потенциальные добычные возможности этих месторождений, не позволяют представить нам достаточно надёжную и корректную оценку эффективности освоения в приведённых выше примерах даже в соответствующих тому периоду ценах. Поэтому мы вынуждены ограничиться лишь констатацией этих интересных технических достижений.
Исходя из этого, в следующей главе мы попытаемся реализовать нашу главную задачу - произвести хотя бы самую приближённую конечную оценку эффективности освоения нескольких морских маргинальных месторождений на шельфе Вьетнама на основе современных технических достижений. Для решения этой задачи необходимо предложить такие технические решения и технологические схемы обустройства месторождений, которые могли бы отвечать требованиям максимальной экономии как финансовых расходов, так и минимизации привлекаемого персонала. Это связано, как правило, с применением наиболее простых и надёжных технологий освоения.
Безусловно, определяющим фактором для успешного освоения любого месторождения являются его запасы. Но глубина вод, отдаленность от районов с развитой инфраструктурой, проблема утилизации газа (для нефтяных месторождений) являются причинами, способствующими высоким затратам на освоение малых месторождений. Кроме того, современные экологические требования также существенно увеличивают и без того высокие первоначальные затраты; в связи с этим во многих случаях порождаются сомнения в эффективности освоения маргинальных залежей.
Отдаленность месторождений удорожает транспортировку сырой нефти, а необходимость проведения регулярных довольно дорогостоящих профилактических и ремонтных работ вынуждает операторов таких объектов осторожно относиться к их освоению. При этом возникает ещё и альтернатива: транспортировать нефть по подводным трубопроводам или вывозить её танкерами. Этот выбор предопределяется вязкостью нефти, поскольку далеко не всякую нефть возможно транспортировать по подводным трубопроводам -горячая транспортировка высоковязкой нефти в подводных условиях на большие расстояния (свыше 20 - 30 км) технически нецелесообразна, что подтверждено практикой Вьетнама.
Однако не только фактор вязкости нефти предопределяет выбор варианта транспортировки нефти. Следует принять во внимание ещё и реальную возможность и целесообразность приёма нефти на береговых сооружениях, при этом необходимо учесть, что до настоящего времени во Вьетнаме не организована переработка нефти. Поэтому до сего времени следует нефть экспортировать за пределы страны, импортируя при этом необходимые нефтепродукты во Вьетнам.
Современные технические достижения по освоению морских маргинальных месторождений Мирового океана
Приведённые в 3-й главе примеры довольно убедительно показали, что новые технические решения позволяют эффективнее осваивать маргинальные месторождения. Эти же примеры показывают, что не только путём сочетания технических решений возможно добиться эффекта в деле освоения малых месторождений, но и следует изыскивать ещё более прогрессивные технические решения.
Ниже представлены материалы по поиску оптимального варианта освоения небольших по запасам нефтегазовых месторождений на акватории Южного Вьетнама, которые были открыты компанией Шелл на юго-западном крае Кылонской впадины (рис. 4.1). По результатам анализа геофизических материалов и данным бурения разведочных скважин можно утверждать, что в этом секторе Южно - Китайского моря обнаружено три нефтегазовых месторождения, а также три перспективные залежи, где, судя по глубинам их залегания и ряду геологических признаков, довольно обоснованно можно предположить открытие месторождений в аналогичных продуктивных толщах.
Минимизация технологических операций, а, следовательно, и уменьшение размеров платформ может оказаться единственным технически оправданным решением, что, безусловно, следует сочетать с сосредоточением многочисленных и разнообразных технологических операций на плавучей платформе, местоположение которой следует определять уже не удалённостью от берега, а путём минимизации расстояний между открытыми месторождениями.
Уже открытые месторождения назовём Ml, М2 и МЗ. По суммарным запасам они не превышают 10 млн. т нефти и 2145 млн. м газа. Занимаемая площадь каждого из этих месторождений составляет от 2 до 5 кв. км, а общая удалённость от берега около 220 км. Продукция: высоковязкая нефть плотностью 0,81 при газовом факторе порядка 300 м /т добываемой жидкой продукции. Особое внимание следует уделить содержанию пропан - пентановых фракций в составе нефтяного газа: С3+ -398,4 г/м3, С4+ -224,2 г/м3, С5+ -90,2 г/м3; средняя теплотворная способность 52000 кДж/м при плотности газа 1,028 кг/м3.
Отсутствие нефтеперерабатывающих заводов во Вьетнаме в настоящее время вынуждает нас рассматривать только экспорт нефти за пределы страны с помощью танкеров, а использование газа предполагается осуществить в стране (причём его использование будет рассмотрено лишь в некоторых вариантах), дж чего необходимо построить подводный газопровод - врезку длиной в 60 км в уже существующий морской магистральный газопровод, который выходит на берег в районе г. Вунг-Тау; в остальных же случаях попутный газ предлагается использовать лишь на собственные нужды - для выработки электрической энергии (но такое решение предлагается лишь в данной главе!).
Во всех ниже представленных вариантах предполагается всю добываемую продукцию (нефть, газ, пластовую воду) с добычных платформ, представляющих собой лёгкие конструкции (моноподы), подавать по теплоизолированным подводным трубопроводам на стационарную центральную технологическую платформу (ЦТП) или на танкер с нефтехранилищем; при этом в случае необходимости можно предусмотреть на моноподах подогрев продукции, а на танкере -подготовку пластовой продукции с хранением нефти, водоподготовкой с закачкой воды в пласт и выработкой необходимой электроэнергии. Бурение же эксплуатационных и нагнетательных скважин в нашем случае предлагается осуществить с арендуемой самоподъёмной плавучей платформы (СПБУ), специально приспособленной для поставленных целей. Проводка намеченных проектом разработки скважин с СПБУ может быть осуществлена по известной технологии, применяемой во Вьетнаме ещё со времён освоения большого числа скважин на месторождении Белый Тигр: с СПБУ выдвигается буровая вышка на консоли, которая опирается на монопод, а далее начинается бурение скважины и весь последующий цикл, завершающийся её освоением.
По нашим расчётам, одной СПБУ достаточно для бурения скважин всех трёх месторождений, намеченных к освоению, и она будет поочерёдно вводить скважины на каждом из трёх моноподов и за три года выполнит весь необходимый объём бурения.
Освоение этих небольших месторождений может оказаться рентабельным лишь при условии их последовательно-совместного освоения, что позволит в кратчайшие сроки осуществить так называемую «опережающую» добычу, т.е. после ввода пробуренных скважин на первом же месторождении (платформе); за этот же период бурения скважин на первой платформе следует осуществить строительство подводного промыслового коллектора на плавучее нефтехранилище (или на ЦТП) для передачи туда полученной продукции.
Однако для получения достаточно убедительных выводов прежде всего, рассмотрим как иллюстрацию неприемлемости «одиночного». подхода к освоению отдельно взятого месторождения (причём самого большого по запасам). Иными словами, мы попытаемся в дальнейшем показать, что освоение морских маргинальных нефтегазовых месторождений следует осуществлять группами, что по существу идентично освоению более крупного месторождения, чем отдельно взятого.
Общие положения для обустройства всех месторождений
Как видно из этой таблицы, последний показатель показывает, что все рассмотренные варианты окупаются за период менее двух лет, т.е. все варианты весьма эффективны (здесь обязательно надо пояснить, что первый год мы отводим созданию необходимых объектов и бурению, разработка месторождений начинается со второго года). Такая ситуация объясняется лишь очень высокой стоимостью нефти в настоящее время. Но, если сравнить себестоимость нефти с уже освоенными во Вьетнаме месторождениями, то полученные нами показатели себестоимости нефти явно уступают показателям эксплуатируемых месторождений, которые находятся в пределах 6-Ю дол./барр. нефти. Пожалуй, лишь вариант 11 может оказаться приемлемым.
Таким образом, для более надёжного выбора критериев рентабельности освоения мы предлагаем оценивать не только себестоимость добываемой продукции, но и наиболее короткий срок окупаемости вложенных инвестиций.
Такой подход к обоснованию варианта обустройства будет способствовать надёжности нашего выбора, поскольку, оценивая только себестоимость продукции, мы можем получить достаточно близкие между собой численные значения себестоимости без учёта сроков окупаемости. А, учитывая определенную неточность или приближённость взятых нами исходных данных, нельзя руководствоваться конечным значением только одного критерия наших расчётов. Например, в наших расчётах себестоимость нефти в вариантах 4, 5 и 6 довольно близка между собой (87,7, 88,0 и 85,3 дол./т). По этим результатам довольно затруднительно отдать предпочтение какому-то из них. В этих случаях дополнительный критерий должен помочь более осознанно выбрать оптимальный вариант. Естественно, что эти критерии наиболее предпочтительны в варианте 11 (64,8 дол./т и 1,18 года).
Здесь ещё раз следует заметить, что все наши расчёты основаны на предположении полного завершения бурения всех скважин, их ввода в эксплуатацию и готовности всех объектов к использованию, и для получения более точных сведений по всем показателям следует провести вычисления с поэтапным (т.е. временным) дисконтированием всех необходимых финансовых расчётов. Однако в первом приближении наш подход достаточно правомерен, чтобы получить приближённую оценку показателей и сравнить варианты.
Таким образом, выполненные нами расчётные исследования представляют собой как бы стадию, которая должна предшествовать выполнению этапа технико-экономического обоснования, а по существу являются научно-техническим исследованием, которым обоснована необходимость «группового» освоения ММНМ.
«Групповое» освоение малых месторождений позволяет суммировать их запасы, что по существу позволяет считать их в целом как одно среднее месторождение, причём, если не принимать во внимание вариант 11 (с предполагаемыми месторождениями), предпочтение следует отдать варианту 7, поскольку стоимость ЦТП почти в два раза ниже стоимости ТТХ.
Однако здесь возникает дилемма: что выгоднее: дорогой ТТХ (который по завершению разработки можно использовать вторично), или ЦТП (который подлежит демонтажу с возможным использованием лишь некоторых узлов опорной конструкции). Конечно, привлекательность этого варианта ещё и в том, что происходит утилизация нефтяного газа за вычетом определённого количества, используемого для производства необходимой электроэнергии.
При групповом освоении ММНМ разнообразные технологические операции можно распределить на отдельных платформах месторождений или же, наоборот, сосредоточить в одном месте (но конечным итогом обоих подходов является экономия суммарной площади платформ как основного параметра экономии средств).
В вариантах 1, 2, 3 при эксплуатации месторождений закачка воды не осуществляется , в результате чего имеет место низкий коэффициент нефтеотдачи и неполностью используются потенциальные добывные возможности месторождений.
В вариантах 4, 5, и 6 рассмотрена закачка воды только на одном из месторождений, на котором закачка может повысить нефтеотдачу, а на остальных, как показал анализ кернового материала, закачка может оказаться малоэффективной.
В целом же представленный объём исследований, выполненных в четвёртой главе, позволяет сделать следующие выводы: - в настоящее время ориентировочная себестоимость нефти всех вариантов обустройства является рентабельной с учётом современной рыночной цены товарной нефти; однако такой вывод может оказаться неприемлемым, если принять во внимание существующую на акватории Вьетнама себестоимость нефти на уже освоенных месторождениях; - очевидным можно считать, что взятые в отдельности малые месторождения не могут считаться надёжно рентабельными на протяжении достаточно обозримого времени (обозримым временем, по нашему мнению, следует принять расчётный период разработки), в связи с чем наряду с определением показателя рентабельности следует рассчитывать и окупаемость понесённых затрат за возможно короткий срок.
Похожие диссертации на Научно-техническое обоснование освоения морских маргинальных нефтегазовых месторождений на шельфе Вьетнама
