Развитие методологии проектирования разработки арктических

Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
4
УДК 550.8.072
М.Н. Мансуров, П.Г. Цыбульский
Развитие методологии проектирования разработки
арктических месторождений углеводородов
Ключевые слова:
арктическое
месторождение,
геологическая
модель,
гидродинамическая
модель,
проектирование
скважин,
трубопровод,
платформа.
Keywords:
arctic field,
geological model,
hydrodynamic
model,
well planning,
pipeline,
rig.
Разработка морских месторождений в общем и арктических в частности имеет ряд
принципиальных отличий от методов разработки углеводородных месторождений
суши, а именно:
• существенно меньшие объемы геологоразведочного бурения и бóльшие объемы сейсморазведочных работ, что обусловливает необходимость создания и применения иной методологии для геологического и гидродинамического моделирования
морских объектов разработки;
• необходимость применения специальных технических средств для разведки,
разработки и обустройства морских месторождений;
• существенная зависимость графика бурения от ледовых условий и глубины
моря, высокая стоимость строительства эксплуатационных скважин;
• разнообразие способов обустройства морских месторождений и способов
транспорта продукции;
• высокие уровни рисков и более тяжелые последствия при внештатных ситуациях для большинства морских операций;
• необходимость создания специального флота, плавучих и подводных технических средств, береговых баз обеспечения морских добычных комплексов;
• органическая взаимосвязь разработки и обустройства морского месторождения, т.е. система «пластовый коллектор – скважины – объекты морского обустройства – системы транспорта УВ – технологическая производственная инфраструктура» должна рассматриваться как единый комплекс.
Целостность процесса разработки месторождения (от моделирования пласта до
выбора схемы заканчивания скважин, получения первой продукции и последующей
эксплуатации месторождения) обусловливает также необходимую гибкость и адаптивность проектных решений, так как любая новая информация о продуктивном пласте, необходимость применения более совершенных технологий и множество других параметров (которые зачастую выясняются лишь в ходе реализации проекта)
могут привести к невозможности принятия компромиссного решения по основным
параметрам проекта после начала работ. Результатом может стать неоптимальная разработка месторождения, которая почти всегда приводит к снижению конечного коэффициента извлечения углеводородов, а также значительно более высоким капитальным затратам и эксплуатационным расходам.
Следовательно, исследуя каждый аспект разработки на стадии проектирования,
необходимо уже в ходе разработки проекта рассмотреть все реалистичные варианты.
Типовой проект разработки арктического месторождения включает следующие
влияющие друг на друга элементы:
• геологическая модель залежи;
• гидродинамическая модель месторождения;
• метод отбора пластовых флюидов и местоположение забоев скважин;
• технико-технологические показатели рекомендуемого варианта разработки
месторождения;
• проектирование скважин;
• методики проведения внутрискважинных работ;
• проектирование технологических объектов, трубопроводов и платформ.
№ 3 (14) / 2013
Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа
Развитие геологического моделирования
морских месторождений
Основной целью геолого-геофизического моделирования является обеспечение надежной
основы для подсчета запасов, проектирования
разработки и создания постоянно действующей модели месторождения для его последующего мониторинга на протяжении всей жизни объекта.
Стоимость бурения одной поисково-разведочной скважины на Арктическом шельфе существенно превышает 100 млн долл. США.
Данная сумма складывается из суточной арендной ставки буровой установки, затрат на другое необходимое оборудование и стоимости
услуг на каждую конкретную операцию (более 0,5 млн долл. США в сутки). Поэтому
из-за дороговизны буровых работ на шельфе количество морских поисковых и разведочных скважин на месторождениях крайне мало.
Достаточно отметить, что уникальное по запасам Штокмановское газоконденсатное месторождение подготовлено к промышленной разработке только семью разведочными скважинами, хотя на аналогичном месторождении суши
число разведочных скважин составило бы в десятки раз больше.
В связи с этим возникает специфическая
задача максимально точного моделирования
залежи при минимальном количестве факти-
Скважинные работы
• Проектирование
трещин ГРП
• Микросейсморазведка
Измерения
в процессе бурения
• Сейсморазведка в
процессе бурения
• Акустический каротаж
Каротаж
• Дипольный акустический
каротаж
• Плотностной каротаж
• Геологические и
коллекторские свойства
• Скважинная
сейсморазведка
ческого геологического материала. Основным
источником информации о внутреннем строении залежи являются результаты бурения
скважин и интерпретации 3D сейсморазведки, включающие как структурную модель месторождения, так и прогноз фильтрационноемкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов. В последнем случае сейсмические данные служат основой для экстраполяции коллекторских свойств в межскважинное пространство с использованием установленных
по скважинам корреляционных связей между
ФЕС резервуара и динамическими параметрами волнового поля.
Хорошие программы моделирования продуктивного пласта доступны уже более двадцати лет. Геологи и геофизики могут интерпретировать и количественно определять свойства продуктивного пласта, используя процессы, объединяющие данные сейсморазведки со
всеми имеющимися петрофизическими данными с помощью инверсии и моделирования.
Комплексная технология определения характеристик продуктивного пласта (рис. 1), разработанная компанией Schlumberger, позволяет оценить литологию пласта, а также распределение пластовых флюидов путем оценки таких свойств породы, как пористость, песчанистость, глинистость, плотность и водонасыщенность [1].
Поверхностная
сейсморазведка
• Куб сейсмических данных,
сейсмический профиль
• Сейсмограммы
• Скорости сейсмических
волн
Петрофизики
Геологи
Специалисты по сейсмической инверсии
Геофизики
Специалисты по физике пород
Инженеры-разработчики
Эксплуатация продуктивного пласта
• Планирование разработки
месторождения
• Моделирование продуктивного
пласта
• Моделирование механических
свойств геологической среды
• Устойчивость ствола скважины и
планирование
• Увеличение отдачи
Оптимизация данных
Определение
параметров
продуктивного пласта
Определение
параметров трещин
Прогнозирование
порового давления
Опасные
геологические
процессы
Рис. 1. Комплексный процесс определения параметров продуктивного пласта
№ 3 (14) / 2013
5
Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
6
Новые продуктивные пласты оценивает
многопрофильная группа квалифицированных специалистов по петрофизике, геологии,
геофизике, сейсмической инверсии и физике горных пород. Посредством анализа сейсмических атрибутов и инверсии сейсмотрасс
в увязке с каротажными данными вычисляются акустические и упругие параметры, необходимые для выделения скоплений углеводородов, оценки свойств пород и описания систем трещин.
Специалисты в области геомеханики и
инженеры-разработчики совместно производят предшествующую бурению сейсмическую оценку геологических опасностей, которые могут возникнуть во время бурения,
и расчет куба значений порового давления путем ранжирования и отбора данных о скоростях сейсмических волн. Когда информация
со скважины по результатам каротажа, измерений во время бурения и скважинных работ
собрана, ее используют для уточнения первоначально принятых свойств продуктивного пласта. После определения характеристик
продуктивного пласта по результатам интерпретации данных сейсморазведки петрофизическая информация о пласте собирается в процессе бурения по данным каротажных и гидродинамических исследований, а также приборами на кабеле. Полученный в результате
комплекс данных о матрице пород продуктивного пласта, свойствах пластовых флюидов и
продуктивности служит основой для целого
ряда проектных решений, которые будут приниматься в течение всего срока эксплуатации
месторождения [1].
Развитие гидродинамического
моделирования морских месторождений
С развитием геологического моделирования
для целей нефтяной и газовой промышленности существенные успехи достигнуты и в области гидродинамического моделирования.
Гидродинамическая модель базируется на
совокупности геолого-геофизических и промысловых данных, результатах разведочного
бурения, а также данных по фактической истории разработки. Она позволяет:
• оперативно уточнять ФЕС пласта, проводить оптимизацию технико-экономических
показателей;
• оперативно корректировать систему разработки и управлять процессом добычи;
• разрабатывать программу мероприятий
по развитию добычи на месторождении и доразведке.
Используемые для построения гидродинамических моделей параметры пластов и флюидов определяются по результатам геофизических и лабораторных исследований, испытаний
разведочных скважин и продуктивных пластов.
Число вариантов разработки, рассчитываемых при оптимизации системы освоения месторождения, исчисляется, как правило, сотнями, а время расчета одного варианта составляет от нескольких минут до десятков часов.
Многообразие вариантов разработки морских
месторождений обусловлено возможностями
использования различных технологий обустройства – несколькими скважинами с большим отходом от вертикали, множеством вертикальных и многоствольных скважин, «интеллектуальных» скважин (с возможностью настройки
режимов добычи); возможностями изменения
практически всех параметров разработки – расположения скважин, типа заканчивания и дебитов скважин, которые могут уточняться в гидродинамической модели по информации, получаемой со скважин в ходе разведочного, оценочного и эксплуатационного бурения.
Эффективное дренирование продуктивного пласта (с использованием наименьшего возможного количества скважин для добычи максимального объема нефти и газа с максимально выгодным темпом отбора) играет ключевую
роль в обеспечении рентабельности при планировании работ на морских месторождениях.
Однако при комплексном подходе эти расчеты
должны включать в себя больше, чем только
обеспечение максимальной площади контакта
ствола скважины с пластом-коллектором, являющееся наиболее распространенным решением при строительстве скважин с большими отходами от вертикали. Схемы заканчивания таких скважин должны также учитывать оптимальный дебит в долгосрочной перспективе,
для чего необходимо соблюсти баланс между накопленной добычей и общей прибылью,
а также обеспечить высокий коэффициент извлечения продукции.
Следует отметить, что современные гидродинамические модели по детальности описания
приближаются к своей основе – геологическим
моделям. На основе постоянно пополняемой
базы данных и последовательности процедур,
заложенных в программные пакеты гидроди№ 3 (14) / 2013
7
Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа
намического моделирования, можно создавать
объемные и подробные модели, которые в литературе получили название «общая модель геологической среды» [2]. Такие модели демонстрируют все увеличивающуюся роль сейсморазведочных данных в понимании динамики пласта.
Развитие проектирования скважин
Общая модель геологической среды служит
основой для совместного проектирования скважины рядом специалистов (рис. 2).
Инженеры-разработчики применяют эту
модель для прогнозирования режимов дренирования, вытеснения продукции и расчета закачки вытесняющего агента, определяют точки вскрытия объекта разработки. При использовании корреляций по соседним скважинам
или результатов моделирования пласта гидродинамическая модель позволяет получить профили порового давления и давления гидроразрыва пласта по глубине.
Общая модель
геологической среды
Планирование
Специалисты по бурению применяют эту
информацию для планирования траекторий и
проектирования конструкции скважин, определения масштаба работ. Она помогает в принятии решений при выборе буровой установки, оценке технических рисков буровых работ,
предварительной оценке времени бурения и
производственных затрат.
Оператор буровых работ может вносить изменения в программу бурения по результатам
текущих буровых работ.
После завершения бурения скважины специалисты соединяют полученный опыт с результатами по соседним скважинам и, используя обновленную информацию для внесения
изменений в общую модель геологической среды, приступают к планированию новой скважины. Данный итерационный процесс повторяется на протяжении всего этапа разбуривания месторождения [2].
Выполнение,
наблюдение в режиме реального времени,
изменение планов
Оценка
проделанной
работы
Г/Г, ИР,
ИД
Риски
проекта
Соседние
скважины Данные за
прошлые годы
Детальное
проектирование
Буровые
работы
Сравнение
Окончательный
фактических ПГ
отчет по
и плановых
скважине
показателей
Полученный
практический
опыт
Изменение
плана
Рис. 2. План проведения работ по проектированию и строительству скважин
Развитие проектирования технологических объектов обустройства
(трубопроводов и платформ)
Основные запасы углеводородов месторождений российского шельфа располагаются на акваториях арктических морей. Диапазон глубин моря их размещения изменяется практически от уреза воды на шельфе п-ова Ямал до
глубоководных акваторий в центральной части
Баренцева моря. Рассматриваемые акватории
арктических морей большую часть года покрыты многолетним дрейфующим льдом разной степени сплоченности, что напрямую влияет на выбор объектов обустройства и косвенно – на схему обустройства месторождения в
целом. Кроме того, вблизи месторождений, как
правило, слабо развита или полностью отсутствует береговая инфраструктура. Поэтому хо№ 3 (14) / 2013
рошо спланированная стратегия разработки
и обустройства всего месторождения (рис. 3),
включающая конфигурации заканчивания и
местоположение скважин, типы и размеры промысловых объектов и технологического оборудования, а также решения о проведении внутрискважинных работ, играет ключевую роль в
обеспечении эффективного конечного суммарного извлечения нефти и газа.
Экономические же показатели зависят от
физических ограничений, налагаемых на всю
систему. В связи с этим наиболее важной представляется система, состоящая из динамически связанных моделей подсистем месторождения (продуктивного пласта, скважины и
Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
8
Рис. 3. Объекты обустройства арктических месторождений
и интерактивная схема их проектирования
технологического оборудования), – комплексная модель разработки месторождения (Integrated Asset Model – IAM) [3, 4].
На этапах проектирования разработки и
обустройства комплексные модели используются для анализа взаимодействия подсистем в
рамках проекта. Комплексные модели IAM отличаются от традиционных методик разработки месторождений, которые, как правило, сосредоточены на капитальных вложениях и снижающих их изменениях. Поэтому традиционный подход не позволяет должным образом количественно оценить влияние изменений на
пропускную способность системы, что, в свою
очередь, может привести к принятию неоптимальных вариантов разработки.
В комплексной модели IAM используется гидродинамическая модель пласта для расчета течения флюидов и распределения давления. Затем в месте расположения скважин в модели продуктивного пласта параметры течения
и давления вводятся в модель скважины в качестве граничных условий на вскрытой поверхности пласта. С этими граничными условиями вычисляются темпы отбора флюидов и дав-
лений в точке установки фонтанной арматуры,
где модель скважины увязывается с характеристиками наземного оборудования [5].
Взаимодействие граничных условий «скважина – поверхность» дает возможность вычислить противодавление добычной системы на
каждой из скважин. Затем эти данные передают
обратно через систему к модели продуктивного пласта. Процесс повторяется до достижения
сбалансированности всей сети. Результатом является сбалансированная гидродинамическая
сеть для потоков флюидов от продуктивных
пластов к скважине и от скважины к поверхностным системам промысловой подготовки
продукции, а затем к пунктам отгрузки. Таким
образом, техника моделирования IAM учитывает реакцию поверхностной системы в расчетах скоростей потоков пластовых флюидов [5].
Компания Chevron успешно применила
комплексное управление разработкой как инструмент прогнозирования для сопряжения моделей фильтрации в пласте с поверхностными
трубопроводными сетями через модель скважины на глубоководном месторождении Джек
(Jack) в Мексиканском заливе [6]. Однако на
№ 3 (14) / 2013
Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа
Арктическом шельфе трубопроводы, устьевое
и технологическое оборудование, а также манифольды, расположенные на морском дне и платформах, окружены средой, температура которой
близка к точке замерзания (вода) и значительно ниже ее (воздух). Поэтому требуется предпринимать особые защитные меры для обеспечения бесперебойности потока скважинной продукции от скважины до отгрузки потребителю.
В критических точках гидродинамической сети
необходимо устанавливать приборы системы
мониторинга, параметры которого закладываются в модели пластовых флюидов. Это позволяет оперативно принимать упреждающие меры
для предотвращения образования закупоривающих отложений гидратов или парафинов.
Изложенные в статье современные подходы к задачам геологического и гидродинамического моделирования морских месторождений,
а также опыт исследований систем разработки
и обустройства месторождений Арктического
и Дальневосточного шельфов России нашли
отражение в СТО Газпром «Регламент на составление проектных документов по разработке морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений», разработанном
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в котором определены нормативные положения для подготовки и составления технологических документов
по разработке морских месторождений нефти
и газа.
Список литературы
1.
Чавате А. Планирование – основа успеха
глубоководных проектов / А. Чавате,
У. Оздоган, К.С. Глейзер и др. // Нефтегазовое
обозрение. – 2009. – Т. 21. – № 1. – С. 32–45.
2.
Hopkins С. Go Beyond Reservoir Visualization /
С. Hopkins // E&P 80. – № 9 (September 2007). –
Р. 13–17.
3.
Chow С. Managing Risks Using Integrated
Production Models: Applications / С. Chow,
M. Arnondin, K. Wolcott et. al // J. Petroleum
Technology 52. – № 4 (April 2000). – Р. 94–98.
4.
Було С. Вид крупным планом: комплексное
управление разработкой / С. Було, Э. Жеан,
Ф. Гутиеррес и др. // Нефтегазовое обозрение. –
2008. – Т. 19. – № 4. – С. 44–62.
№ 3 (14) / 2013
5.
Tesaker О. Breaking the Barriers – The Integrated
Asset Model / О. Tesaker, А.Оverland, D. Arnesen
et. al // Paper SPE 112223, presented at the SPE
Intelligent Energy Conference and Exhibition. –
Amsterdam, February 25–27, 2008.
6.
Ozdogan U. Recent Advances and Practical
Applications of Integrated Production Modeling
at Jack Asset in Deepwater Gulf of Mexico /
U. Ozdogan, J. Keating, M. Knobles et. al //
Paper SPE 113904, presented at the SPE Europec/
EAGE Annual Conference and Exhibition. –
Rome, June 9–12, 2008.
9