Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Основные направления развития работ по освоению углеводородных ресурсов континентального шельфа РФ 7
1.1 Основные нефтегазовые месторождения арктического шельфа РФ и особенности их обустройства 7
1.2 Основные методы разработки нефтегазовых месторождений в условиях замерзающих морей 12
1.3 Зарубежный опыт освоения глубоководных месторождений 17
1.4 Использование подводных добычных комплексов в практике разработки морских месторождений 21
1.5 Использование глубоководных платформ в практике разработки морских месторождений 25
1.6 Основные технико-технологические решения освоения Штокмановского ГКМ и постановка основных задач настоящей диссертационной работы 31
1.7 Выводы к главе 1 35
ГЛАВА 2 Методика выбора рациональной схемы обустройства глубоководного морского месторождения с использованием подводных добычных комплексов 36
2.1 Введение 36
2.2 Постановка задачи 37
2.3 Параметры и ограничения 39
2.4 Исходные данные
2.4.1 Зависимость стоимости подводных добычных комплексов от количества скважин в подводном модуле 40
2.4.2 Зависимость стоимости скважины от ее длины 42
2.4.3 Зависимость стоимости внутрипромысловых трубопроводов и шлангокабелей от их конструкции и протяженности 2.5 Алгоритм решения задачи 49
2.6 Результаты расчетов 55
2.7 Основные результаты и выводы 60
ГЛАВА 3 Методика выбора максимального уровня добычи на месторождении с учетом оптимальной производительности морских технологических объектов обустройства 61
3.1 Введение 61
3.2 Определение значений максимального уровня добычи и периода его достижения в непрерывной постановке задачи 63
3.3 Учет постадийного ввода месторождения в эксплуатацию 67
3.4 Учет зависимости стоимости платформы от ее производительности 72
3.5 Выводы 78
ГЛАВА 4 Методика выбора рациональных схем комплексного обустройства морских месторождений 79
4.1 Общая постановка задачи 79
4.2 Основные соотношения и ограничения 82
4.3 Расчетные формулы 87
4.4 Методика решения задачи 90
4.5 Выводы 93
Заключение 94
Список литературы 95
- Основные методы разработки нефтегазовых месторождений в условиях замерзающих морей
- Основные технико-технологические решения освоения Штокмановского ГКМ и постановка основных задач настоящей диссертационной работы
- Зависимость стоимости подводных добычных комплексов от количества скважин в подводном модуле
- Определение значений максимального уровня добычи и периода его достижения в непрерывной постановке задачи
Введение к работе
Энергетическое благополучие мира в XXI веке неразрывно связано с дальнейшим активным освоением ресурсов углеводородов на континентальном шельфе. Добыча нефти и газа ведется в акваториях 53 стран, более чем на тысяче морских месторождений. Так, уже в 2001 г. объемы сырья, добытого с морских месторождений, от общего уровня составили 35 % (1095млн.т) по нефти и 31,6% (750 млрд.м3) по газу [42]. Месторождения, разрабатываемые в море, стали в наши дни важнейшей частью мирового нефтегазового комплекса.
По нефтегазовому потенциалу российского шельфа ведущее место принадлежит недрам арктических морей - Баренцева, Печорского, Карского. По прогнозным оценкам здесь сосредоточены 85 % потенциальных извлекаемых ресурсов газа, нефти, конденсата, оцененных в недрах российского шельфа всех внутренних и окраинных морей. Шельфы этих арктических морей определены в качестве объектов первоочередного изучения, подготовки ресурсной базы и формирования новых нефтегазодобывающих районов.
Практически все месторождения арктического шельфа РФ отличаются труднодоступностью из-за удаленности от берега, суровых климатических и ледовых условий [8, 31], поэтому освоение и обустройство этих месторождений требует огромных капитальных затрат, эффективность использования которых является одной из главных задач [35, 36]. Исходя из этого, определение рациональной схемы обустройства морских месторождений является важной и актуальной задачей, решение которой позволит значительно сократить капитальные и эксплуатационные затраты на освоение нефтегазовых месторождений континентального шельфа РФ.
Целью настоящей диссертационной работы является разработка рациональных методов обустройства углеводородных месторождений
арктического шельфа РФ для повышения эффективности их промышленного освоения.
Поставленная цель достигается путем решения следующих основных задач:
Разработка рациональных схем обустройства морских месторождений с использованием подводных добычных комплексов (ПДК).
Выбор максимального уровня добычи месторождения с учетом оптимальной производительности морских технологических объектов обустройства.
Разработка методики комплексного обустройства газовых месторождений.
Научная новизна результатов исследований определяется следующими защищаемыми положениями:
Разработан алгоритм расчета количества скважин в одном подводном добычном комплексе, количества и места расположения ПДК на примере конкретного месторождения для минимизации капитальных вложений в обустройство месторождения.
Разработана методика определения уровня добычи газоконденсатного месторождения с учетом оптимальной производительности морских платформ с использованием критерия чистого дисконтированного дохода (ЧДД).
Разработана методика выбора рациональных схем комплексного обустройства группы морских месторождений.
Реализация работы. Результаты работы использованы при разработке:
«Программы освоения ресурсов углеводородов на шельфе Российской Федерации до 2030 года»;
«Корректировки проекта разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения»;
«Обоснований инвестиций в проект освоения Штокмановского
газоконденсатного месторождения».
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы обсуждались на Международной конференции (RAO-03) «Освоение шельфа арктических морей России» (2003 г., Санкт-Петербург), где получен «Диплом» конференции RAO-03, на конференции, посвященной 55-летию ООО «ВНИИГАЗ», на заседаниях секции Ученого Совета 000 «ВНИИГАЗ».
Объем и структура диссертационной работы. Диссертационная работа содержит введение, четыре главы, основные результаты с выводами, список использованной литературы из 48 наименований. Содержание изложено на 99 страницах машинописного текста и включает 43 рисунка и 5 таблиц.
Основные методы разработки нефтегазовых месторождений в условиях замерзающих морей
Анализ мнений авторитетных геологов РФ показывает, что вероятность открытия новых крупнейших месторождений в большинстве потенциальных нефтегазоносных регионах суши весьма низкая. Перспективы выявления таких месторождений наиболее высоки в недрах континентального шельфа, особенно арктических морей.
Континентальный шельф Российской Федерации является одним из самых протяженных в мире. Его площадь составляет более 5 млн.км2, в том числе перспективная в отношении нефтегазоносности - около 4 млн.км . Из них 2 млн.км относятся к Западной Арктике (Баренцево и Карское моря), 1 млн.км - к Восточной Арктике (моря Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское), 0,8 млн.км - к дальневосточным морям (Берингово, Охотское, Японское) и 0,1 млн.км - к южным морям (Каспийское, Черное, Азовское) [40].
Поисково-разведочными работами (ПРР) на континентальном шельфе России установлено, что недра почти всех морей (за исключением Белого моря) перспективны на нефть и газ. По прогнозным оценкам, в пределах континентального шельфа России начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) составляют около 100 млрд. тонн условного топлива. Основная часть НСР УВ шельфа представлена ресурсами свободного газа - порядка 85 трлн.м [40]. Изученность геологического строения недр морских акваторий России в отношении нефтегазоносности в настоящее время еще низкая и весьма неравномерная. Тем не менее, результаты поисково-разведочных работ, проведенных на шельфе морей РФ за последние годы, свидетельствуют о том, что его недра обладают значительным нефтегазовым потенциалом, способным обеспечить развитие отечественной газовой и нефтяной промышленности в XXI веке. В связи с этим, ряд районов российского арктического шельфа (прежде всего в южных частях Карского и Баренцева морей) может рассматриваться в качестве приоритетных для выявления и освоения новых месторождений газа, конденсата и нефти. К настоящему времени здесь открыты такие уникальные и крупные по запасам углеводородов (УВ) месторождения, как Штокмановское, Ледовое, Лудловское, Приразломное, Медынское-море, Долгинское, Русановское, Ленинградское, Северо-Каменномысское, Каменномысское-море [25].
Оценка нефтегазового потенциала недр шельфа относительно изученных в геологическом отношении Баренцева и Карского морей показала, что там содержится более 70% от НСР УВ, оцененных в недрах российского шельфа всех внутренних и окраинных морей. Именно шельфы этих морей определены в качестве объектов первоочередного изучения, подготовки ресурсной базы и формирования новых нефтегазодобывающих районов [42].
Российский шельф Баренцева моря является самым крупным по площади среди шельфов других морей России. Его площадь составляет более 1,1 млн.км , однако перспективны в отношении нефтегазоносности только 0,7 млн.км2 [2]. Этот шельф является наиболее изученным в отношении нефтегазоносности по сравнению с остальными морями Арктики. Его геолого-геофизическое изучение началось с 60-х годов прошлого века и продолжается до настоящего времени. По результатам выполненных геолого-геофизических исследований и поискового бурения здесь выявлено более 70 перспективных структур и открыто 5 месторождений газа и газоконденсата -уникальное по запасам Штокмановское газоконденсатное, крупные газоконденсатное Ледовое и газовое Лудловское, небольшие газовые месторождения Мурманское и Северо-Кильдинское [2]. Первоочередным объектом освоения нефтегазовых ресурсов шельфа Баренцева моря определено Штокмановское газоконденсатное месторождение, запасы которого превышают 3600 млрд.м3 газа и 35 млн.т конденсата [38]. Начало освоения Штокмановского ГКМ планируется с 2013 года. Предполагается, что Штокмановское ГКМ будет одним из основных источников поставки газа в Северо-Европейский газопровод.
Разведанные запасы и ресурсы УВ в юго-восточной части шельфа Печорского моря позволяют считать, что уже в ближайшее время там может быть сформирован новый нефтедобывающий район.
Шельф Карского моря является вторым по площади после шельфа Баренцева моря. Его площадь около 1,1 млн.км2. В отличие от шельфа Баренцева моря этот шельф практически полностью перспективен на газ и конденсат [2]. Геолого-геофизическая изученность шельфа слабая. Лучше изучена южная часть шельфа Карского моря, включающая Приямальский шельф и акватории Обской и Тазовской губ.
В последние годы подтверждена газоносность в акваториях Обской и Тазовской губ. В акватории Обской губы поисковым бурением на месторождениях Каменномысское-море и Северо-Каменномысское выявлены крупные залежи газа в сеноманских отложениях [2].
На рисунке 1.1 представлена схема нефтегазогеологического районирования шельфа России [2].
Арктический шельф России, обладая одним из самых крупных потенциальных запасов углеводородов, в силу своего географического и социально-экономического положения имеет ряд особенностей [30].
Основные технико-технологические решения освоения Штокмановского ГКМ и постановка основных задач настоящей диссертационной работы
Предположим, что запасы, геолого-физические характеристики резервуара и состав продукции являются заданными, а проект разработки месторождения принимаем оптимальным в смысле выполнения условия: \Q(i)dt = max т (2.1) где Q{t) - динамика объемов добычи продукции за заданное время Т. Таким образом, считается заданной такая функция Q(t), которая обеспечивает максимум функционала (2.1). Географические, климатические, гидрометеорологические и ледовые условия месторождения считаем заданными.
Пусть в соответствии с проектом разработки месторождения определены количество скважин Nc с координатами забоев (х„ у$ и дебитом 7i(f) для каждой скважины, а также их конструкция (см. Рисунок 2.1). Иными словами, проект разработки месторождения считается заданным.
Схема расположения забоев скважин Требуется определить количество к подводных модулей S, число скважин т в каждом модуле и его координаты Ук(д:кгук) таким образом, чтобы обеспечивался минимум капитальных вложений на обустройство месторождения.
Ограничим число скважин т в каждом подводном модуле величинами 4, 6, 8 и 12, исходя из зарубежного опыта производства и эксплуатации подводных добычных комплексов, и примем, что Nf т, т.е. что к \, ибо тривиальная задача не представляет интереса. Кроме того, примем допущение, что при обустройстве месторождения число скважин т в подводном модуле в рамках одного варианта остается неизменным. Это ограничение в дальнейшем может быть снято при рассмотрении задачи возможной оптимизации полученного варианта обустройства с помощью ПДК, рассчитанных на различное число скважин, но в текущей постановке задачи этот вопрос не рассматривается.
Очевидно, что капитальные вложения Csl в подводные добычные комплексы напрямую зависят от величин кит: С51=Мк,т). (2.2) Функция /І учитывает также затраты на установку и монтаж ПДК, зависящие от величин кит. Таким образом, можно предположить, что с увеличением количества подводных модулей увеличиваются капитальные затраты, определяемые видом функции (2.2).
С уменьшением к и увеличением т (заметим, что всегда km=Nc) капитальные вложения, скорее всего, будут увеличиваться за счет роста стоимости наклонно-направленных скважин и падения давления в НКТ, что может потребовать капитальных вложений в компрессорные мощности на более ранней стадии разработки. Но с другой стороны, необходимо учитывать, что уменьшение к и увеличение т приводит к снижению общей протяженности внутрипромысловых трубопроводов и уменьшению расходов, связанных с мероприятиями, направленными на предотвращение гидратообразования в системе сбора продукции.
В такой постановке данная задача становится основополагающей с точки зрения оптимизации схемы обустройства месторождения с применением подводных добычных комплексов.
В общей формальной постановке нахождение рациональной схемы обустройства месторождения является исключительно сложной задачей, которая может не иметь однозначных решений. Для сухопутных нефтяных месторождений такая задача решена В.Р.Хачатуровым. В данной работе примем определенные допущения не столько для упрощения, сколько для корректной постановки задачи, а также возможности проанализировать полученные результаты. Для этого определим варьируемые параметры: - число подводных добычных комплексов и их расположение на площади газоносности; - число скважин в одном подводном комплексе и удаленность забоев от проекции устьев на продуктивный горизонт; - конструкцию скважин, включая длину ствола в продуктивном горизонте - тип, характеристики и количество платформ; - местоположение платформ. Введем некоторые ограничения, которые в дальнейшем будут приняты при решении поставленной задачи: - изменение длины скважин не приводит к изменению ее производительности; - количество и производительность платформ, устанавливаемых на месторождении, считаем известными; - в пределах каждого варианта применяются ПДК, рассчитанные на одинаковое количество скважин в каждом из них. 2.4 Исходные данные В соответствии с изложенным выше, для решения поставленной задачи необходимы, по крайней мере, следующие исходные данные: - зависимость стоимости ПДК от количества скважин в одном модуле (включая расходы на транспортировку, монтаж и подключение ПДК); - зависимость стоимости скважины от ее длины (с учетом отклонения от вертикали); - зависимость стоимости внутрипромысловых трубопроводов, райзеров и шлангокабелей от их конструкции и протяженности.
Оценить стоимость подводного добычного комплекса без привязки его к конкретным условиям какого-либо месторождения достаточно сложно. Сюда входят затраты на подводное оборудование и материалы, относящиеся к опорным плитам, манифольдам, добывающим, испытательным и нагнетательным выкидным линиям, шлангокабелям систем управления, стоякам и системам стояков. В эту же стоимость входит и монтаж ПДК, включая затраты на все суда, необходимые для их установки. По умолчанию предполагается использование полупогружной буровой установки с грузоподъемным краном, а также судно со вспомогательной катушкой или баржи для прокладки труб.
Зависимость стоимости подводных добычных комплексов от количества скважин в подводном модуле
Алгоритм решения данной задачи необходимо разбить на несколько этапов. На нервом этапе производится формирование групп скважин для различных ПДК, исходя из минимальной суммарной длины стволов скважин внутри группы. Обозначим через Z множество точек, определяющих координаты забоев скважин (Рисунок 2.1), тогда Z x y e Z. Мощность данного множества или число его элементов равно \z\ = Nc.
В рассматриваемой задаче набор скважин, объединенных в один ПДК, представляет собой выборку неупорядоченной, т.е. порядок расположения устьев скважин внутри ПДК не влияет на значение функции CS2, то она представляет собой сочетание без повторений из т по JVC. Число таких сочетаний равно [12]: с; = .iV . . (2.12) " m\(Nc-m). V J В общем случае найти решение задачи определения координат всех ПДК при минимальном значении функции С& методом простого перебора не представляется возможным [10], вследствие большого числа вариантов сочетаний, так например, для месторождения при группировке 72 скважин в 9 ПДК по 8 скважин в каждом получаем число сочетаний: гт = — == 1 2-Ю10 (2 13Ї " 8!(72-8)! К } Для снижения числа возможных вариантов размещения скважин в ПДК необходимо рассмотреть существующие технические и технологические ограничения, имеющие место при обустройстве месторождения, которые на самом деле не являются постоянными и должны быть проанализированы отдельно для каждой задачи. Правильно установленные ограничения позволяют уменьшить т элементов из множества Z. Поскольку в нашем случае выборка является число возможных комбинаторных вариантов на каждом уровне формирования ПДК, обеспечивая при этом нахождение решения задачи. В нашем случае рассматриваются два ограничения.
Первым накладываемым ограничением является Lmax - максимально допустимая длина скважины. К определению данного ограничения необходимо подходить с двух позиций: a) необходимо учитывать максимально-допустимое падение давления в лифте скважины для заданного режима отбора продукции; b) глубина залегания продуктивного пласта ограничивает возможность набора требуемого зенитного угла в процессе бурения скважины, что в свою очередь может сделать невозможным бурение скважины от точки установки ПДК до удаленного устья. Кроме того, в соответствии с принятым проектом разработки необходимо обеспечить установленную длину участка ствола скважины (наклонно-направленного или горизонтального) в продуктивном пласте.
Второе ограничение также имеет технологический характер и касается необходимости задания минимально возможного угла - оСтщ между траекториями скважин, устья которых расположены в одном ПДК.
Кроме этого, при наличии прогнозируемых зон геологических осложнений можно исключить некоторые области из рассмотрения для размещения ПДК или проведения траектории скважины. Для этой цели на этапе ввода данных необходимо задать координаты вершин многоугольника, ограничивающего зону осложнений.
Используя указанные выше ограничения, при реализации алгоритма будем формировать рабочие подмножества скважин, элементы которых удовлетворяют этим условиям. Формирование С будем осуществлять вокруг базовой скважины, считая, что расстояние от неё до ПДК не превышает Imax. Выбор базовой скважины необходим для формирования промежуточных подмножеств, удовлетворяющих первому ограничению, т.е. L[ Z,max, где L; - расстояние от рассматриваемой скважины до базовой. Таким образом, в контексте данного условия можно говорить о частично упорядоченных разбиениях, поскольку для суммарной протяженности пробуренных скважин в кусте имеет значение только то, какая скважина в наборе имеет первый номер, т.к. она является базовой.
Выбираем первую базовую скважину и формируем список скважин, объединение которых в один ПДК не противоречит наложенным ранее ограничениям. В случае, если из имеющегося набора точек невозможно сформировать ПДК, не нарушая оговоренных выше ограничений, выполняется переход к следующей базовой скважине на текущем уровне, возвращая задействованные ранее скважины в список свободных. Данный алгоритм повторяется до тех пор, пока не удастся сформировать подмножество скважин для объединения в ПДК, не нарушая наложенных ограничений.
Определение значений максимального уровня добычи и периода его достижения в непрерывной постановке задачи
Схемы обустройства крупного газового или газоконденсатного месторождения, параметры и стоимость объектов в значительной мере зависят от максимального уровня добычи Qm, на который должны быть рассчитаны мощности технологических линий и установок морских платформ, параметры трубопроводов и т.п. С увеличением Qm естественным образом сокращается период постоянной добычи, после чего по мере уменьшения уровня добычи начинает уменьшаться коэффициент использования технологического оборудования, что приводит к снижению эффективности капиталовложений.
Единственным способом продлить так называемую «полку» и избежать соответствующего снижения коэффициента использования мощностей технологического оборудования является вовлечение в разработку «месторождений-спутников», расположенных на относительно близких расстояниях от крупного базового месторождения, по мере падения объема добываемой продукции с базового месторождения. Для этого необходимо осуществить комплексное обустройство группы этих месторождений, причем таким образом, чтобы обеспечить максимум эффективности освоения этого комплекса.
Ниже (Рисунок 4.1) приведена схема такого комплекса, состоящего из крупного базового месторождения и «месторождений-спутников». Применительно к комплексному освоению показанных на рисунке месторождений основную задачу можно сформулировать следующим образом.
Пусть динамика добычи некоторого базового месторождения определяется кривой, приведенной на рисунке 4.2. Пусть имеются п «месторождений-спутников» (Рисунок 4.1) с запасами R\, R2,.., R\,.., Rn и расстояниями /;, h,-., h до базового месторождения. Требуется определить оптимальную схему комплексного обустройства всех этих месторождений, исходя из максимума эффективности, под которой будем понимать чистый дисконтированный доход (ЧДД).
Рисунок 4.2 - Динамика добычи базового месторождения Сформулируем некоторые допущения к данной задаче перед тем, как перейти к ее математической формулировке: - начальные запасы базового месторождения значительно больше, чем запасы каждого из «месторождений-спутников»; - период падающей добычи базового месторождения начинается с момента Т, при котором устьевое давление достигает минимально допустимого значения Ру min. Основной задачей комплексного обустройства является поддержание максимального уровня добычи базового месторождения (Qm) на участке падающей добычи (Рисунок 4.2). В этом случае динамика добычи «месторождений-спутников» будет определяться как (Рисунок 4.3):
Область определения (4.1) должна лежать в интервале 0+Тт, исходя из того, что срок разработки базового месторождения ограничивается величиной Тт, исходя из срока службы основного технологического оборудования и технико-экономической целесообразности дальнейшей разработки месторождения. За пределами этого периода должна решаться другая задача, связанная либо с заменой основного оборудования базового месторождения, либо с дальнейшей разработкой «месторождений-спутников» как самостоятельных объектов, что выходит за рамки настоящей работы.
Математическую формулировку данной задачи можно записать следующим образом.
1. Обозначим запасы каждого из «месторождений-спутников» через R\ (i=\, 2,...и), динамику добычи через q\{t), а максимальный уровень добычи через qmi.
2. Основным условием поставленной задачи является требование, чтобы суммарная динамика добычи задействованных «месторождений-спутников» обеспечивала компенсацию падения добычи базового месторождения согласно (4.1) и Рисунок 4.3:
3. Примем величину капитальных вложений в /-е месторождение в виде: Ci(t) = fu(qmi,li,t), (4.4) где /j - расстояние от /-го месторождения до базового. Будем предполагать, что обустройство «месторождений-спутников» будет осуществляться только с помощью подводных добычных комплексов с транспортировкой продукции в многофазном состоянии на платформы базового месторождения. Поэтому капиталовложения, определяемые по (4.4), зависят от стоимости объектов обустройства, которая в свою очередь зависит от уровня максимальной добычи, стоимости трубопроводов и шлангокабелей энергоснабжения и управления подводными добычными комплексами. Зависимость стоимости трубопроводов от их диаметров в неявном виде включена в функцию /ц, поскольку диаметры трубопроводов также зависят от уровней максимальной добычи qim. Присутствие времени / в качестве аргумента функции /ц отражает зависимость капиталовложений в i-e месторождение от времени его ввода в эксплуатацию и поэтому в неявном виде учитывает дисконтирование капиталовложений.
Для упрощения задачи сделаем еще одно важное допущение. Дело в том, что обустройство базового месторождения может осуществляться с помощью нескольких платформ, технологическое оборудование каждой из которых рассчитано на свой определенный уровень максимальной добычи. Кривая же (Рисунок 4.3) относится к месторождению в целом. Для строгой постановки задачи следовало бы рассматривать распределение продукции с /-го месторождения между отдельными платформами. Однако в такой постановке задача существенно усложняется и может привести к громоздким выкладкам, затрудняющим анализ результата. Поэтому мы будем рассматривать базовое месторождение как единый комплекс, предполагая, что распределение продукции между отдельными платформами осуществляется внутри этого комплекса.
Таким образом, требуется определить функции qx{i) для различных /, обеспечивающих максимум ЧДД, принимая во внимание, что q\{t)-0 при / ґі0.
Наличие ограничения (4.7) существенно усложняет задачу определения q-x(t) (а, следовательно, и qm[), особенно на начальном этапе, поскольку имеют место два противоречивых требования: с одной стороны, q\{t) должна обеспечить загрузку трубопровода в любой момент времени, а с другой стороны, q\{t) не должна превышать потребностей в технологических мощностях платформ базового месторождения (Рисунок 4.3). Примем, что на начальном этапе подключается только одно «месторождение-спутник».
