Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние изученности технологических схем и технических средств для освоения морских глубоководных месторождений углеводородов 8
1.1. Особенности российского шельфа 11
1.2. Краткая характеристика штокмановского ГКМ 12
1.3. Существующие варианты освоения штокмановского ГКМ 17
2. Научные основы рационального освоения морских месторождений 28
2.1. Общие сведения 28
2.2. Исследование основных параметров транспортировки добываемой продукции по подводному трубопроводу 35
2.3. Методы расчета режимов эксплуатации скважин и объемов добычи газа 46
2.4. Основные положения методов оптимизации проектов 56
3. Определение параметров добычи газа и подводной транспортировки добываемой продукции 62
3.1. Определение параметров подводной транспортировки продукции 62
3.1.1. Определение необходимого давления на входе в подводный магистральный газопровод 62
3.2. Определение режимов эксплуатационных скважин 66
3.2.1. Определение возможных начальных устьевых давлений скважин 66
3.2.2. Определение необходимого количества скважин 69
3.2.3. Определение скорости падения устьевого давления 72
4. Определение возможности совместной добычи и транспортировки добываемой продукции и выбор рационального варианта освоения 75
4.1. Расчет подвариантов освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения 77
4.2. Выбор рационального варианта освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения 82
4.3. Расчет необходимого минимального периода эксплуатации месторождения 87
Заключение 94
Литература:
- Краткая характеристика штокмановского ГКМ
- Исследование основных параметров транспортировки добываемой продукции по подводному трубопроводу
- Определение необходимого давления на входе в подводный магистральный газопровод
- Выбор рационального варианта освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения
Введение к работе
Внутреннее потребление газа как за рубежом, так и в Российской Федерации неуклонно растет. Так, за последние четыре года оно увеличилось на 18%, в то время как добыча газа возросла только на 9%1. Эти изменения на фоне падающей добычи большинства основных месторождений Западной Сибири приводят к необходимости ускоренного развития добычи газа. Вместе с тем, основная часть запасов месторождений суши представляет собой месторождения с трудноизвлекаемыми запасами. Кроме того, становится маловероятным открытие и введение в эксплуатацию новых крупных месторождений газа на суше, которые позволят быстро нарастить добычу газа.
В этой связи освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа в России, так же и как во всем мире, представляется безальтернативным вариантом компенсации падения добычи газа и нефти на суше.
Однако большинство запасов углеводородов шельфа России сосредоточено в районах, покрытых практически круглый год многолетним дрейфующим льдом и отличающихся неблагоприятными метеорологическим условиями. Успешное освоение углеводородных ресурсов таких акваторий требует создания новых технологий, технических средств и сооружений, отвечающих природно-климатическим, геолого-технологическим условиям новых морских регионов, что во многом сдерживается отсутствием в России специализированных мощностей по их изготовлению и строительству. Эти условия существенно влияют на состав объектов обустройства морского месторождения, транспорт и схему подготовки продукции скважин.
В связи с этим исключительную важность и актуальность приобретают задачи вовлечения в топливно-энергетический баланс России открытых и потенциальных запасов углеводородов континентального шельфа, основная масса (~85%) которых по оценкам [66] локализована на шельфе российских арктических морей. Определяющим фактором в решении этих задач является
' По данным Госкомстата РФ.
как использование принципиально новых технологий, технических средств и оборудования, так и новые направления использования уже существующих технических средств с учетом выбора рациональных схем обустройства морских месторождений.
Целью диссертационной работы является научное обоснование возможности организации опережающей добычи углеводородов с морских месторождений (на примере Штокмановского газоконденсатного месторождения) без применения эксплуатационных платформ с учетом обеспечения приемлемых уровней добычи углеводородов.
Поставленная цель достигается решением следующих задач:
Исследование параметров транспортировки добываемой продукции по подводному трубопроводу без ее предварительной промысловой подготовки;
Определение рациональных эксплуатационных режимов скважин с подводным заканчиванием при освоении морского месторождения;
Разработка методики по определению возможности совместной добычи и транспортировки добываемой продукции с использованием подводных добычных комплексов.
На защиту выносятся:
Рекомендации по определению рациональных параметров подводных трубопроводов, обеспечивающих транспортировку добываемой продукции без ее предварительной промысловой подготовки.
Рекомендации по определению возможности организации опережающей добычи с морского газоконденсатного месторождения без применения эксплуатационных платформ.
Методика определения рациональных показателей проекта опережающей добычи углеводородов с морских месторождений без применения эксплуатационных платформ.
Научная новизна работы
Обоснована возможность организации опережающей добычи углеводородов без применения эксплуатационных платформ при освоении морских месторождений. Разработаны методические основы определения рациональных показателей опережающей добычи углеводородов с морских месторождений без применения эксплуатационных платформ.
Практическая ценность
Разработанная в диссертации методика по определению возможности опережающей эксплуатации морских месторождений без применения эксплуатационных платформ и рекомендации по ее применению позволяют ускорить вовлечение открытых запасов углеводородов континентального шельфа в топливно-энергетический баланс России.
Апробация результатов работы.
Основные результаты диссертации докладывались на 5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» в январе 2003 года, научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу» в марте 2004 года. Автором опубликовано 4 статьи по теме диссертации в различных научно-технических журналах.
Личный вклад соискателя
Автор осуществлял постановку задач исследований, проводил необходимые расчеты с использованием широко известного в мире программного обеспечения, обработку, обобщение и анализ полученных результатов. Использование материалов других авторов отражено в тексте диссертации.
Объем и структура работы.
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения с выводами и рекомендациями, списка использованной литературы из 94 наименований. Работа содержит 100 страниц машинописного текста, 23 рисунка и 5 таблиц.
Во введении приводится общая характеристика диссертационной работы, обоснована актуальность темы, сформулированы цель и основные задачи исследования. Охарактеризована научная новизна и основные защищаемые положения.
Первая глава посвящена рассмотрению состояния изученности технологических схем и технических средств для освоения морских глубоководных месторождений углеводородов. Описаны основные особенности Российского шельфа, приведена краткая характеристика Штокмановского газоконденсатного месторождения, описаны существующие варианты освоения ШГКМ.
Вторая глава посвящена научным основам рационального освоения морских месторождений. Приведены общие сведения по концепции освоения морских месторождений углеводородов, теоретические основы газогидродинамических расчетов добычи газа из пласта, расчетов параметров подводных трубопроводов, даны основы методов оптимизации проектов и решения задач по оптимизации.
Третья глава посвящена определению конкретных параметров добычи газа со Штокмановского газоконденсатного месторождения. Определены параметры подводной транспортировки добываемой газожидкостной смеси без ее подводной промысловой подготовки. Также определены возможные начальные устьевые давления эксплуатационных скважин и темпы их снижения в процессе эксплуатации месторождения.
В четвертой главе рассматриваются различные варианты освоения месторождения, обосновывается возможность совместной добычи и транспортировки добываемой продукции, выбор рационального варианта освоения, а также определяется необходимый минимальный период опережающей добычи газоконденсатной смеси со Штокмановского газоконденсатного месторождения, обеспечивающий безубыточность проекта.
В заключении приведены основные выводы и рекомендации по реализации проекта освоения морского глубоководного месторождения углеводородов, позволяющего обеспечить опережающую добычу.
Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н., проф. Д.А. Мирзоеву, а также В.А. Сулейманову и Ю.Я. Чернову за оказанную помощь.
Краткая характеристика штокмановского ГКМ
Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части Баренцева моря. Баренцево море - одно из самых больших и теплых морей Северного Ледовитого океана. Его площадь составляет 1426 тыс.м , объем - 316 тыс.км , средняя глубина - 222 м, а максимальная -600 м. Из-за географического положения климат Баренцева моря классифицируется как полярный морской и характеризуется продолжительной зимой, коротким холодным летом, малой амплитудой температуры воздуха, большой относительной влажностью.
Хотя Баренцево море относится к числу ледовитых, но это единственное из арктических морей, которое никогда полностью не замерзает. Ежегодно около половины его поверхности не покрывается льдом. Наибольшая плотность льдов в море наблюдается в апреле. Толщина ровного морского льда местного происхождения в большинстве районов не превышает 0.7-1.0 м. Наибольшая толщина ровных ледовых полей (до 1.5 м) встречается на северо-востоке. В весенне-летнее время однолетние льды быстро тают. К концу лета все море очищается ото льда, за исключением районов, прилегающих к Новой Земле, Земле Франца-Иосифа и восточным берегам Шпицбергена. В море преобладают плавучие льды, среди которых встречаются айсберги. Обычно они наблюдаются у Новой Земли, Земли Франца-Иосифа и Шпицбергена. Изредка айсберги течениями выносятся далеко к югу, вплоть до Мурманского побережья.
На рисунке 1 представлена схематическая карта расположения морских месторождений углеводородов Баренцева моря [5,7].
Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 г. и изучено по результатам бурения и испытания шести разведочных скважин. Расстояние до ближайшей точки материка составляет около 565 км. Газоносность месторождения связана с отложениями средней юры, в пределах которых выделены продуктивные горизонты Юо, Юі,, Юг и Ю3. Глубина моря в районе месторождения колеблется от 305 до 330 м. В средние по ледовитости годы акватория моря в районе месторождения свободна от льда круглый год. Максимальная продолжительность ледового период составляет 115 дней. Льды могут дрейфовать из более северных и восточных частей Баренцева моря. В районе возможно прохождение айсбергов.
Тектонически месторождение находится в пределах Восточно-Федынского выступа и приурочено к крупной брахиантиклинальной складке северо-восточного простирания размером 45x35 км, площадью 1,4 тыс.км2, осложненной несколькими малоамплитудными разломами. Залежи горизонтов Юо, Ю и Юг являются пластовыми сводовыми, а залежь горизонта Юз -водоплавающая. Высота залежей по пластам Юо, Юі, Юг и Ю3 составляет соответственно 170,6; 207; 106 и 24 м.
Региональный киммеридж-неокомский водоупор представлен толщиной от 342 до 438 м. Этот водоупор залегает на кровле продуктивного пласта Юо и достаточно широко - на тысячи квадратных километров - распространен по площади. Алевролито-глинистая батско-нижнекелловейская толща рассматривается как субрегиональный флюидоупор между горизонтами Юо и Юі толщиной 204-219 м. Третья покрышка носит зональный характер, состоит из двух пропластков и залегает на кровле продуктивного пласта Юг- Ее суммарная максимальная мощность 85 м. Все покрышки имеют хорошие экранирующие качества.
Газоводяной контакт определен для разных залежей на отметке Юо -1955,6 м; Юі - 2306 м, а Юг и Юз - 2318 м. Начальные пластовые давления залежей соответствуют гидростатическому и составляет 20,0 МПа (Ю0); 23,7 МПа (Ю); 23,9 МПа (Ю2 и Юз). Начальная пластовая температура изменяется от 48 С (горизонт Ю0) до 60 С (горизонты Юг и Юз). Средние газонасыщенные толщины отдельных горизонтов составляют 45,6 (Ю0); 47,9 (Ю); 17,2 (Ю2) и 12,4 м (Юз).
В ходе анализа данных ГИС были определены граничные значения пористости для коллекторов газоносных пластов: 14,6 % для Ю0, 11,0 % для Юі и 12,0 % для Ю2+з. По результатам проведенных исследований коллектор горизонта Юо характеризуется высокой проницаемостью (400-600 мД). Средняя проницаемость горизонта Юі оценивается равной 60 мД, Ю2 и Юз - 160 мД.
По материалам ГИС и результатам оценки газонасыщенности верхней части продуктивного пласта Юо четко прослеживается предельно газонасыщенная зона, представленная коллекторами с улучшенными ФЕС, к которым приурочены основные запасы газа. В средней части пласта Юі выделяется пропласток гравелитов, обладающий высокими ФЕС и газонасыщенностью. Средняя газонасыщенность пластов, по даннным ГИС, следующая: Юо - 83,5 %; Юо1 - 52,0 %; Ю, - 77,6 %; Ю2 - 65,6 % и Ю3 - 66,9 %. Наибольшими коэффициентами заполнения (до 0,94) характеризуются залежи Ю0 и Юі. Вниз по разрезу (залежь Ю2+з) коэффициент заполнения уменьшается (до 0,58).
По величине запасов газа Штокмановское месторождение (ГКЗ РФ в 1995 г.) относится к категории уникальных. На долю двух залежей Юо и Ю горизонтов приходится более 90 % общих запасов, что предопределяет их как базовые объекты разработки месторождения. Содержание конденсата в газе небольшое и составляет в среднем по месторождению 9,7 г/м3.
В целом геологические условия разработки базовых залежей Штокмановского месторождения являются благоприятными для создания на их основе крупного добычного комплекса. Об этом свидетельствуют и результаты исследований скважин и пластов - дебиты газа достигали 1,6 млн.м3/сут при депрессии 0,11 МПа (залежь Ю0 горизонта) и 1,6 млн.м3/сут при депрессии 1,8 МПа (залежь Юі горизонта).
Исследование основных параметров транспортировки добываемой продукции по подводному трубопроводу
В настоящее время в мировой практике накоплен достаточно большой опыт сооружения и эксплуатации одноперегонных (без промежуточных компрессорных станций) газопроводов значительной протяженности. Среди наиболее протяженных подводных газопроводов можно отметить сооруженные и эксплуатируемые в Северном море: Зеепайп - длина 815 км, внешний диаметр труб 40 дюймов (1016 мм), проектная годовая производительность 11,2 млрд.м ; Европайп II - длина 653 км, внешний диаметр труб 42 дюйма (1066,8 мм), проектная годовая производительность 20,8 млрд.м3; НорФра - длина 887 км, внешний диаметр труб 42 дюйма (1066,8 мм), проектная годовая производительность 11,4 млрд.м3; газопровод Осгард-Карште - длина 707 км внешний диаметр труб 42 дюйма (1066,8 мм), проектная годовая производительность 19,0 млрд.м3.
Существенные отличия, связанные с морскими условиями и заключающиеся в значительном увеличении глубины укладки и протяженности трубопроводов, наличием дополнительных динамических нагрузок от воздействия волн и течений, предопределили необходимость разработки специальных методов и технологий сооружения глубоководных трубопроводов с барж различных конструкций, оборудованных стингерами, наклонными рамами, барабанами для намотки труб. Кроме того, укладка морских трубопроводов ведется с помощью переменной и регулируемой плавучести, различных типов поддерживающих устройств или методом буксировки по морскому дну. Трубы всех вышеприведенных газопроводов с целью повышения гидравлической эффективности процесса перекачки газа исполнены с внутренним эпоксидным глад костным покрытием.
Необходимо отметить, что указанные газопроводы используются для транспортировки предварительно подготовленного газа. Однако в последнее время в практике эксплуатации месторождений углеводородного сырья находит всё большее распространение технология трубопроводного транспорта сырого природного газа на большие расстояния.
Из протяжённых морских газопроводов можно отметить газопровод длиной 174 км и диаметром 26" (660,4 мм), по которому в течение 3 лет (с 1993 г. по 1996 г.) под пластовым давлением на береговые сооружения подавался сырой газ месторождений Caister и Murdoch в Северном море.
С месторождения Bassein в Индии с 1986 г. на береговые сооружения транспортировалась по морскому газопроводу протяжённостью 213 км и диаметром 36" (914,4 мм) газоконденсатная смесь, которая на эксплуатационной платформе проходила предварительную осушку. В конце газопровода перед береговыми технологическими сооружениями установлены два рекордных по объёму пробкоуловителя, каждый по 11000 м3.
«Норвежская» нитка двухниточного газопровода сырого газа протяженностью 360 км и диаметром 32" (812.8 мм), берущего начало на месторождении Frigg на Северном море, с 1989 по 1997 г.г. эксплуатировался с производительностью от 2 до 7 млн. м3 в сутки и с конденсатным фактором 1 г/м3 сырого газа.
Из последних примеров морского использования этой технологии трубопроводного транспорта сырого газа на береговые сооружения подготовки и переработки газа и конденсата можно отметить проектные решения по разработке месторождения Sn0hvit (Белоснежка) на норвежском шельфе Баренцева моря. Начиная с 2007 г. здесь будет добываться природный газ с максимальным суточным объёмом 20,8 млн. м3. Продукцию скважин (газ, жидкие углеводороды, пластовая и конденсационная вода) вместе с водным раствором МЭГ а, предназначенным для исключения гидратообразования в газопроводе, предполагается транспортировать под пластовым давлением до острова Мелкое по одному трубопроводу протяженностью 160 км и диаметром 26,8" (680 мм). Потенциальное содержание Сз+ в продукции месторождения Sn0hvit составляет до 125 - 130 г/м3 газа, что значительно превышает конденсатный фактор продукции Штокмановского ГКМ (около 10 г/м3). На выходе из этого норвежского газопровода перед первичными сепараторами установок производства СПГ, ШФЛУ и стабильного конденсата предусмотрено сооружение пробкоуловителя объёмом 2700 м3.
Для обеспечения транспортировки скважинной продукции на береговые сооружения в настоящее время используется несколько способов компримирования углеводородного сырья: ? скважинная продукция подаётся по манифольдным коллекторам и по вертикальным стоякам на специально сооружённую платформу, разделяется в сепараторе на газовый и жидкостной потоки, далее эти потоки компримируются раздельно с помощью компрессорных и насосных агрегатов до требуемого уровня давления, а затем объединяются в едином коллекторе перед подачей в магистральный газопровод сырого газа; ? подводные добычные комплексы дооснащаются подводными бустерными мультифазными насосами, с помощью которых осуществляется компримирование скважинной газожидкостной продукции до требуемого уровня давления.
Двухвинтовые мультифазные насосы с регулируемым приводом в настоящее время получили широкое применение в зарубежной и отечественной нефтяной и газовой промышленности. Эти насосы объёмного типа позволяют повышать давление газожидкостных смесей при любых значениях расходного объёмного газосодержания. Двухвинтовые многофазные насосы обеспечивают постоянную циркуляцию жидкости в корпусе насоса с заданным расходом, что делает возможной работу насоса на 100%-ом газе в течение длительного времени (до 1 часа) и позволяет отводить тепло, выделяющееся при компримировании.
По данным [84], среди основных мировых производителей мультифазных агрегатов можно отметить такие фирмы, как Bornemann, NETZSCH, Leistritz, ROSSCOR Int. В настоящее время наибольшей производительностью отличаются двухвинтовые мультифазные насосы фирмы Bornemann. Так, двухвинтовой мультифазный насос МРС 500 в подводном исполнении позволяет работать на глубинах до 2000 м; перекачивать до 4000 м3/час сырого газа; обеспечивать напор до 100 ата; работать с интервалом техобслуживания 24000 час.
К основным недостаткам современных мультифазных насосов можно отнести предельную величину давления на всасе насосов (до 50 ати) и низкий КПД агрегатов (от 30 до 50 %). Напомним, что современный уровень КПД насосных агрегатов составляет от 60 до 70%, а компрессорных агрегатов от 70 до 90%. Однако опыт развития современного агрегатостроения позволяет надеяться на существенный прогресс в совершенствовании характеристик высокопроизводительных мультифазных насосов в ближайшие два десятка лет, прежде всего, в части увеличения допустимой величины давления на всасе насоса до 135-140 ати и значения расходного объёмного газосодержания до 0,99 - 1,0
Определение необходимого давления на входе в подводный магистральный газопровод
Проведенные расчеты показывают следующее. Минимальная загрузка газопровода должна составлять 40-50%. При меньшей загрузке режимы эксплуатации газопровода в силу природы гидравлики газожидкостных потоков в протяжённых рельефных трубопроводах отличаются существенной нестабильностью и характеризуются значительными изменениями (пульсациями) расходных и термобарических параметров потоков флюида. Эти режимы газопровода сырого газа сопровождаются поступлением на вход береговых сооружений крупных жидкостных пробок, приводящих к технологическим осложнениям в работе первичных сепараторов и установок подготовки и сжижения природного газа.
Уменьшение диаметра трубопровода при неизменном объеме перекачиваемого газа приведет к возрастанию начального давления в трубопроводе. Увеличение диаметра ведет к снижению потерь давления, однако укладка трубопровода больших диаметров технически не до конца исследована. Предполагалось, что подводный трубопровод сделан из стали 10Г2ФБЮ по ГОСТ 14-1-4627-96, имеющей предел текучести 460-580 Н/мм2. При определении толщины стенки трубы предел текучести принимался равным 550 Н/мм .
Для подводной транспортировки без применения компрессоров годового объема газа в размере 7.5 млрд.м3 были выбраны два варианта газопровода: с диаметром 28 и 30 дюймов (711,2 и 762 мм соответственно).
Трубопровод из труб с внешним диаметром 30" имеет стандартную толщину стенок 19,05 мм и рассчитан на допустимое рабочее давление 18,0 МПа. При таком выборе размеров и металла труб газопровода исключается их местное смятие (коллапс) под воздействием толщи моря вдоль всей протяженности морского газопровода и обеспечивается устойчивость их поперечного сечения: давление смятия для этих труб превышает вес столба воды до глубин моря 480 метров. При указанной загрузке газопровода расчетное входное давление составляет 137,0 ати, температура перекачиваемой смеси на конечном участке трубопровода составит —1,7С. Минимальная загрузка газопровода при принятых ограничениях должна составлять не менее 8,65 - 10,81 млн. м /сут, то есть около 3,5 млрд. м /год.
Максимальная суточная расчётная потребность в метаноле, подаваемого по отдельному трубопроводу, составляет 24 тонны. Для исключения возникновения осложнений в работе береговых технологических установок необходимо предусмотреть в их составе пробкоуловители, в которых осуществляется «отбой» основной массы жидкостных пробок, которые будут поступать из магистральных газопроводов сырого газа даже при незначительных технологических изменениях режима их работы. В соответствии с проведёнными оценками, полезный объём пробкоуловителя на выходе из данного газопровода сырого газа должен составлять 3400 м3. Для более точной оценки полезного объёма берегового пробкоуловителя, необходимо привлечь к расчётам такие более мощные и «наукоёмкие» программные продукты, как OLGA 2000 и/или TRAFLOW.
Газопровод из 28-дюймовых труб имеет расчётную толщину 22,22 мм, допустимое рабочее давление 18,0 МПа. При таком выборе диаметра и толщины стенок также выполняются необходимые требования по безопасности газопровода. При указанной загрузке газопровода расчетное входное давление составляет 162,3 ати, температура перекачиваемой смеси на конечном участке трубопровода составит -2,8С Данный вариант газопровода проигрывает предыдущему варианту из-за худшего использования пластовой энергии (требуемое входное давление выше на 25,3 ати).
Расчет большего диаметра трубопровода не рассматривался в связи с наличием ограничения по минимальной загрузке трубопровода. Расчет меньшего диаметра также не производился в связи с очевидным результатом, то есть входное давление, очевидно, будет еще больше. На основании этого для объемов годовой добычи в размере 7.5 млрд. м3 рекомендуется газопровод диаметром 30 дюймов.
Для подводной транспортировки без применения компрессоров годового объема газа в размере 15 млрд. м3 были выбраны два варианта газопровода: с диаметром 40 и 36 дюймов (1016 и 914,4 мм соответственно).
Газопровод из труб с внешним диаметром 40" имеет стандартную толщину стенок труб 25,4 мм, рассчитан на допустимое рабочее давление 18,0 МПа. При указанной загрузке газопровода расчетное входное давление составляет 130,3 ати, температура перекачиваемой смеси на конечном участке трубопровода составит -1,6С. При этом максимальная суточная расчётная потребность в метаноле, подаваемом по отдельному трубопроводу, составляет 42 тонны. В данном случае минимальная загрузка газопровода должна быть не менее 17,30-21,62 млн.м /сут, т.е. около 7 млрд. м /год.
Газопровод из труб с внешним диаметром 36" имеет толщину стенок труб 25,4 мм, рассчитан на допустимое рабочее давление 18,0 МПа. Расчетное входное давление составляет 170,3 ати, температура перекачиваемой смеси на конечном участке трубопровода составит-3,1 С.
По аналогичным причинам для объемов годовой добычи в размере 15 млрд. м3 рекомендуется газопровод диаметром 40 дюймов. Сводные результаты расчетов представлены в таблице 1.
Что касается подводной транспортировки без применения компрессоров годового объема газа в размере 22,5 млрд. м3, то, как показывают существующие варианты разработки, необходимо будет поддерживать начальное (входное) давление газопровода на уровне около 190 ати.
Гидравлические потери на трение при транспортировке 24 тонн метанола в сутки для годовых объемов газа в 7.5 млрд. м не превышают 2 ата, а для ежесуточной подачи 42 тонн метанола для годовых объемов газа 15 млрд. м3 не превышают 5,5 ата. В обоих случаях потери на трение в метанолопроводах значительно уступают имеющемуся гидростатическому запасу по давлению, обусловленному разностью нивелирных отметок начальной и конечной точек трубопроводов около 400 метров, что составляет с учётом плотности метанола 32-34 ата.
Выбор рационального варианта освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения
Заметим, что в общем результаты разработки горизонта Ю превышают результаты по горизонту Юо, т.е. разработку Штокмановского месторождения бесплатформенным способом предпочтительнее начинать с горизонта Юі и именно эти варианты целесообразно принять в качестве рациональных. Вместе с тем, в ходе доразведки месторождения могут появиться новые данные по горизонтам, что может привести к смене рациональных вариантов. Вследствие этого мы будем искать рациональные варианты разработки по каждому из этих горизонтов.
Заметим также, что в приведенных подвариантах существуют такие, в которых указанные три критерия принимают максимальное значение. Очевидно, что именно эти подварианты следует принять как рациональные.
Так, для горизонта Юо и годовых отборов в объеме 10, 12.5, 15 млрд. м в качестве рациональных можно принять подварианты А2-19, A3-19 и А4-20 соответственно. Для горизонта Юі и годового отбора в объеме 15 млрд. м3 явно рациональным будет вариант Б4-20. Что касается остальных вариантов, их рациональность зависит от выбранного критерия.
Необходимо заметить, что при принятых обозначениях различные годовые объемы, в том числе превышающие 15 млрд. м3, могут быть достигнуты также следующими способами:
В приведенной таблице варианты, которые мы приняли как рациональные, выделены жирным шрифтом. Однако начиная с годового объема добычи газа, равного 15 млрд. м3, возможно достижение запланированных объемов добычи газа «комбинированными» вариантами, то есть практически реализация нескольких обособленных проектов. Таким образом, мы должны исследовать еще 26 вариантов реализации проектов бесплатформенной эксплуатации для различных объемов годовой добычи газа.
В дальнейшем в названиях вариантов будем использовать величину годового отбора и номер ячейки варианта в приведенной таблице, то есть 10/2, 15/4 и т.д., что соответственно будет означать вариант с общей годовой добычей 10 млрд. м3 из горизонта Юі и вариант с общей годовой добычей 15 млрд.м3, в том числе 7.5 млрд.м3 из Юо и 7.5 млрд.м3 из Юі.
В качестве вариантов, составляющих комбинированные, очевидно, выгодней всего использовать уже рассчитанные основные рациональные варианты.
Избрав в качестве критериев рациональности максимум чистого дисконтированного дохода и максимум периода эксплуатации, с учетом ранее полученной таблицы получим сводные данные по вариантам:
При выборе качестве критерия рациональности максимума периода постоянной добычи и транспортировки газа необходимо учитывать, что наибольший период будут иметь варианты с наибольшим количеством эксплуатационных скважин, так как при этом значение устьевого давления наиболее высоко. При расчете комбинированных вариантов, т.е. добывающих из двух горизонтов, за максимум периода брался минимальный из периодов для каждого подварианта.
Как уже указывалось, максимумы (выделены жирным шрифтом) наблюдаются в результате реализации проектов, в которых добыча ведется только из горизонта Юь Это связано с тем, что начальное давление в горизонте Юі выше, чем в Юо. Заметим, что максимальная длительность периода и максимальный чистый дисконтированный доход, указанные в таблице, не всегда совпадают в одном варианте.
Похожие диссертации на Рациональные методы организации опережающей добычи углеводородов в условиях арктического шельфа
