Совершенствование методов проектирования разработки морских газовых месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.18, кандидат наук Евстафьев, Илья Леонидович

• Евстафьев, Илья Леонидович
• кандидат наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат наук Евстафьев, Илья Леонидович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ ПО РАЗРАБОТКЕ МОРСКИХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Потенциал ресурсов углеводородов континентального шельфа Российской Федерации

1.2 Особенности проектирования разработки газовых месторождений на шельфе Российской Федерации

1.3 Обзор предшествующих исследований по теме работы

1.4 Постановка задач исследования

1.5 Выводы по главе

2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

2.1 Постановка задачи

2.2 Определение средней по пласту проницаемости

2.3 Обоснование максимального горизонтального отхода забоев скважин при известных геологических условиях

2.4 Обоснование минимального горизонтального отхода забоев скважин

в продуктивном пласте

2.4.1 Определение величины минимального горизонтального отхода скважин в разбуренной зоне пласта

2.4.2 Расчет величины поправки на интерференцию добывающих скважин в кусте

2.5 Алгоритм определения оптимальной длины горизонтального ствола скважин в интервале продуктивного пласта

2.6 Способ обоснования числа резервных скважин

2.7 Выводы по главе

3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ВЫБОРА ЭФФЕКТИВНОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МОРСКИХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

3.1 Постановка задачи

3.2 Исходные данные

3.3 Алгоритм решения задачи

3.4 Выводы по главе

4. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

4.1 Экономический эффект от внедрения результатов диссертационной работы

4.2 Выводы по главе

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов проектирования разработки морских газовых месторождений»

ВВЕДЕНИЕ

Перспективы развития нефтегазовой промышленности Российской Федерации связывают с освоением ресурсов углеводородов континентального шельфа. Инвестиционные риски, связанные с освоением морских месторождений, существенно выше, чем при реализации аналогичных проектов на суше. В связи с этим особое значение приобретает качество проектных решений по разработке, принимаемых на начальных стадиях проектирования.

Как показывает мировой и отечественный опыт, для освоения запасов нефти и газа на шельфе требуется реализация инновационных и высокоэффективных проектных решений по размещению скважин и обоснованию их конструкции, выбору системы разработки и типа гидротехнических сооружений и др. Современные программные средства, такие как пакеты гидродинамического моделирования, повышают качество проектирования, однако точность технологических расчетов зависит от изученности месторождения и достоверности исходной информации.

Особенностью проектирования системы разработки морских месторождений является низкая изученность залежей, высокая степень неопределенности в геологическом строении и характере распределения фильтрационных свойств в объеме пласта. Очевидно, что для повышения точности прогноза показателей разработки необходимо учитывать указанные особенности и разрабатывать методики оптимизации, позволяющие в условиях высокой геологической неопределенности получить более точные значения проектных показателей.

Современный подход к проектированию разработки морских газовых месторождений не возможен в отрыве от проектирования его обустройства. Именно этот фактор порой становится решающим при обосновании наиболее эффективной системы разработки месторождения. Исключительно комплексный подход к вопросам проектирования позволяет выявить

реализуемые схемы разработки месторождений шельфа и определить оптимальный сценарий освоения запасов.

Развитие технических средств для целей проектирования способствует решению вопросов, связанных с разработкой, обустройством и транспортом продукции морских месторождений. Однако, рассматривая проблемы оптимизации разработки морских месторождений, следует отметить, что данное направление научной деятельности находится на этапе становления и на сегодняшний день существует большой круг нерешенных вопросов.

По этой причине совершенствование методов проектирования разработки морских газовых месторождений является важной задачей научных исследований, что обусловливает актуальность темы диссертационной работы.

Целью диссертационной работы является совершенствование методов проектирования разработки морских газовых месторождений, обеспечивающих повышение экономической эффективности их промышленного освоения в условиях геологических неопределенностей.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решались следующие задачи:

1. Определение рациональной величины горизонтального отхода забоев скважин для разработки морских газовых месторождений при размещении скважин в виде круговой батареи.

2. Определение оптимальной длины горизонтального ствола скважин при дефиците данных о фильтрационных параметрах продуктивного пласта.

3. Обоснование числа резервных добывающих скважин для разработки морской газовой залежи.

4. Выбор эффективной системы разработки морского газового месторождения в условиях неопределенности распределения фильтрационных свойств газового пласта.

5. Экономическая оценка эффективности предложенных методов.

Научная новизна работы определяется следующими защищаемыми положениями:

1. Разработан метод обоснования рациональной величины горизонтального отхода забоев добывающих скважин, располагаемых в виде круговой батареи, с учетом интерференции скважин в кусте.

2. Обоснован алгоритм определения длины горизонтальных стволов скважин, обеспечивающих необходимую добычу и минимальную стоимость строительства скважин в условиях неопределенности фильтрационных свойств газового пласта.

3. Предложен способ обоснования коэффициента резервирования скважин с учетом результатов оценки достоверности данных газодинамических исследований разведочных скважин.

4. Создана методика выбора эффективной системы разработки морского газового месторождения, учитывающая интервал прогнозируемого изменения фильтрационных параметров продуктивного пласта.

Практическая значимость.

Разработанные автором научно-методические предложения по разработке морских газовых месторождений позволяют улучшить качество проектирования и повысить экономическую эффективность освоения месторождений на шельфе. Использование результатов работы позволит инвестору на начальных стадиях выявить наиболее эффективные технологические решения по разработке и обустройству морского месторождения.

Результаты выполненных исследований автора использованы при разработке СТО Газпром «Регламент на составление проектных документов по разработке морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений», утвержденного Распоряжением заместителя Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенковым от 24.02.2009г. № 37.

Реализация работы.

Результаты настоящей диссертационной работы использованы при составлении следующих проектных документов, выполненных ООО «ВНИИГАЗ»:

«Проекта разработки Северо-Каменномысского газового

месторождения», 2007г.

- «Проекта разработки месторождения Каменномысское-море», 2008г.

- «Технико-экономических предложений по освоению Семаковского

участка недр», 2009г.,

а также при подготовке СТО Газпром «Регламент на составление проектных документов по разработке морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений».

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. На научно-практическом семинаре «Развитие новых технологий в газовой промышленности», ООО «ВНИИГАЗ», Москва, 2007г.

2. На I Международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», ООО «ВНИИГАЗ», Москва, 2008г.

3. На II Международной конференции «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» - ROOGD-2008, ООО «ВНИИГАЗ», Москва, 2008г.

4. На I Международной конференции «Путь инноваций и новые технологии в газовой промышленности» - INNOTECH-2008, ООО «ВНИИГАЗ» Москва, 2008г.

5. На заседаниях секции «Освоение морских нефтегазовых месторождений» Ученого Совета ООО «ВНИИГАЗ».

Публикации.

Автором опубликовано 8 работ по теме диссертации, в том числе 6 в научно-технических журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Объем и структура диссертационной работы.

Диссертационная работа содержит введение, 4 главы и основные выводы по работе. Содержание работы изложено на 116 страницах машинописного текста, включает 13 рисунков, 6 таблиц и список литературы из 83 наименований.

Благодарности.

Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю, доктору технических наук Мансурову Марату Набиевичу, а также доктору экономических наук Никитину П.Б. и кандидатам наук Семенову A.M. и Никитину П.П. за ценные советы и консультации в процессе выполнения работы.

1. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ ПО РАЗРАБОТКЕ МОРСКИХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Потенциал ресурсов углеводородов континентального шельфа

Российской Федерации

Российская Федерация является крупнейшим экспортером природного газа в мире и основным поставщиком углеводородного сырья в страны СНГ и Европы. Объем добытого в России природного газа в 2007г. превысил 651

3 3

млрд.м , более 171 млрд.м были отправлены на экспорт.

Доля газа в топливно-энергетическом комплексе России составляет более 50%. При этом значительная часть (более 70%) всей добычи природного газа в нашей стране приходится на месторождения с падающей добычей: Ямбургское, Медвежье, Уренгойское, Заполярное, Оренбургское и Астраханское [44]. По утверждениям многих геологов вероятность открытия новых уникальных по запасам природных резервуаров углеводородов (УВ) на суше достаточно низкая. Наиболее вероятным выявление подобных месторождений ожидается в недрах континентального шельфа.

Потенциальные ресурсы шельфа России по разным оценкам на 2005г. составляли от 90 до 300 млрд. т.у.т. (тонн условного топлива), при этом основная доля отводилась ресурсам природного газа —от 55 до 70% [52].

Шельф Российской Федерации является составной частью Мирового океана, в котором выделяют 5 сегментов: Арктический, Тихоокеанский, Атлантический, Индоокеанский и Антарктический. Каждый из сегментов объединяет в себе морские акватории по территориальному признаку. Арктический шельф обладает наибольшим из всех сегментов Мирового океана объемом извлекаемых ресурсов углеводородов (рисунок 1.1). Арктический и Индоокеанский сегменты характеризуются преимуществом извлекаемых ресурсов нефти над аналогичными ресурсами газа, тогда как Антарктический, Тихоокеанский и Атлантический - примерно равным соотношением [15].

Арктический Тихоокеанский Атлантический Индоокеанский Антарктический

Рисунок 1.1 - Распределение извлекаемых ресурсов углеводородов на шельфе

различных сегментов Мирового океана

Программа геологического изучения и выявления газоносных провинций, и подготовки запасов природного газа связана с развитием геологоразведочных работ на шельфе полярных (арктических) и дальневосточных морей. Хотя Россия и располагает огромными разведанными запасами, при предусмотренных стратегическими документами темпах добычи газа запасы его, особенно в районах с развитой добычей, будут иссякать весьма быстро [7].

В Арктическом сегменте перспективными на углеводороды являются недра всех морей России (предположительно за исключением Белого моря).

Наиболее перспективной на нефть и газ представляется акватория Баренцева моря. Здесь выявлено уникальное Штокмановское газоконденсатное месторождение (ГКМ) с запасам более 3,8 трлн.м1, а также открыты перспективные на УВ структуры и месторождения: Ледовое (более 300 млрд.м3), Лудловское, Мурманское, Поднятие Ферсмана и др.

Освоение Штокмановского месторождения является одной из приоритетных задач крупнейших нефтегазовых компаний Европы во главе с ОАО «Газпром». Предполагается, что успешная реализация Штокмановского проекта позволит удовлетворить спрос на энергоносители со стороны Европейского Союза в течение ближайших десятилетий.

Проведенные геологоразведочные работы на шельфе Печорского и Карского морей выявили, что перспективной на нефть и газ является вся

•л

общая площадь данных акваторий, а именно 1212,9 тыс.км [15]. В акватории Печорского моря уже открыты месторождения нефти Приразломное, Долганское, Варандей-море, Медынское-море и др., а также ряд перспективных на нефть и газ структур.

Основными предпосылками для создания на шельфе Печорского моря базы нефтедобычи являются: высокая оценка начальных суммарных ресурсов углеводородов; техническая доступность для освоения запасов и более благоприятные по сравнению с другими арктическими морями природно-климатические условия. Планируемый в ближайшее время ввод в разработку нефтяного месторождения Приразломное должен дать старт началу формирования нового нефтедобывающего района на шельфе России.

Другим высокоперспективным газодобывающим районом является акватория Обской и Тазовской губ в Карском море. В ее пределах уже определено более 25 локальных структур и установлен ряд месторождений, из которых первоочередными для освоения представляются Каменномысское-море, Северо-Каменномысское и Семаковское.

Многие прибрежно-морские локальные структуры и месторождения, такие как Адерпаютинское, Тото-Яхинское, Антипаютинское, Геофизическая-море и др., расположены таким образом, что их опоискование, разведка и разработка может производиться наклонно-направленными скважинами с берега [33]. Возможность использования имеющихся промышленных мощностей Ямбургского комплекса и

газопроводной системы Западной Сибири в значительной мере повышают привлекательность освоения данного нефтегазового района.

Дальневосточный шельф России характеризуется крупными нефтегазовыми районами, приуроченными к акваториям Охотского и Берингова морей. В первую очередь это шельф острова Сахалин и прибрежный шельф полуострова Камчатка.

Потенциальные ресурсы морских структур Западно-Камчатского и Восточно-Камчатского шельфа оцениваются в 300-1000 млн. тонн у.т. [8], однако на сегодняшний день район характеризуется отсутствием каких-либо геолого-поисковых работ, в т.ч. и по разведочному бурению. Тем не менее, перспективы открытия крупных по запасам месторождений в Охотоморском бассейне представляются весьма большими при условии проведения надлежащего объема поисково-разведочных работ.

На Сахалинском шельфе, напротив, уже подтверждены запасы

о

категорий А+В+С1+С2 газа в объеме 1,2 трлн.м . Причем 90% этих запасов содержат в себе недра пяти открытых месторождений: Чайво, Лунского, Пильтун-Астахского, Одопту-моря и Аркутун-Дагинского. По оценкам специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [8], в границах Сахалинского шельфа существует большая вероятность открытия не менее одного-двух уникальных газовых месторождений с запасами более 500 млрд.м" каждое, трех-пяти крупных месторождений (более 300 млрд.м ) и от десяти до

л

двенадцати газовых месторождений с запасами более 100 млрд.м .

Согласно стратегии развития газодобывающей промышленности России, на шельфе арктических морей первоочередными объектами для освоения являются следующие месторождения: Штокмановское (Баренцево море), Северо-Каменномысское и Каменномысское-море (акватория Обской и Тазовской губ) и Киринское (шельф острова Сахалин).

Ввод в разработку указанных объектов ожидается в ближайшее десятилетие. Поэтому сегодня особенно важным является качество

принимаемых проектных решений по освоению, которое опр^^хцелит эффективность от реализации инвестиционных проектов в будущем.

1.2 Особенности проектирования разработки газовых месторождении:к на

шельфе Российской Федерации

Современный уровень развития технологии освоения месторож^цений горючих ископаемых позволяет осуществлять работы по добытое и транспорту УВ в любых природно-климатических и горно-геологи^з: <s ских условиях. Однако при проектировании освоения месторождений ^b-^JB в акваториях замерзающих морей необходимо учитывать ряд специфических особенностей.

Природно-климатические условия

В акваториях глубоководных морей значительно затрудняется ведение работ по поиску и разведке участков скоплений углеводородов. ГТрир» одно-климатические условия морей в акватории Арктики и Дальнего Востока России существенно ограничивают временной интервал, благоприятных^ для проведения буровых работ, нередко сокращая его до 3-4 месяцев.

Для качественного проведения геолого-геофизических исследоваыгЕз^и на шельфе замерзающих морей требуется привлечение судов специального назначения, что является наиболее затратной составляющей разведоч:Бз^Е»1>с и поисковых работ наряду со строительством скважин [16].

Арктический шельф территориально относится к бассейну Севе^рного Ледовитого океана. Особенностью природно-климатических условий месторождений УВ данного региона являются:

- Глубины моря. Изменяются от уреза воды (полуостров Ямал) до бОО м (Баренцево море).

- Ледовая обстановка. Большинство районов скоплений УВ покрыты многолетними дрейфующими льдами различной степени сплоченно о-хчт, в ряде районов отмечается короткий (до 3 месяцев) межледовый период.

- Удаленность месторождений от берега. Вблизи выявленных морских месторождений слабо развита береговая инфраструктура, а расстояние до берега иногда превышает 600 км (Баренцево море).

Дальневосточный шельф России, несмотря на то, что относится к Тихоокеанскому сегменту Мирового океана, также характеризуется суровыми природно-климатическими условиями. Например, глубины моря в пределах выявленных структур и месторождений составляют от нескольких до 1000 и более метров. Ледовый период на некоторых участках Охотского моря начинается с середины осени и оканчивается к началу лета.

Природно-климатические условия оказывают существенное влияние на выбор системы разработки и обустройства конкретного месторождения. На этапе проектирования необходимо учитывать все характерные для рассматриваемого района работ осложняющие природные факторы, такие как ледовый период, направление течений, скорость ветра, интервал колебаний годовых температур и пр. [26].

Существует несколько проектов по освоению морских месторождений УВ в акватории замерзающих морей на континентальном шельфе РФ, предполагающих использование подводных технологий в комбинации с надводными объектами обустройства (к примеру, платформами). Основные сложности для их реализации с технологической точки зрения представляют специфические природные условия. Приведем пример: акватория Обской и Тазовской губ характеризуется коротким (до 3-х месяцев) межледовым периодом, который в совокупности с малыми глубинами воды (до 7-8 м) и прохождением в районе ледовых образований существенно затрудняет эксплуатацию подводных добычных комплексов (ПДК). На мелководье опасность воздействия ледовых образований требует предусмотреть комплекс мер по защите подводных комплексов (заглубление, кессонная защита и др.) [81]. Кроме того, следует принимать во внимание, что доступ к ПДК для проведения ремонта или осмотра будет возможен только в течение межледового периода.

С другой стороны, при глубине воды более 300 м строительство стационарных платформ, как показывает мировая практика, является экономически невыгодным. В качестве технологического решения проблемы применяют полупогружные плавучие платформы, сооружения типа SPAR или платформы на натяжных опорах. Таким образом, с увеличением глубины моря требуется создание комбинированного промысла с совместной эксплуатацией подводных добычных комплексов и надводных гидротехнических сооружений.

Выбор реализуемых способов обустройства морского месторождения обусловливает размещение фонда добывающих скважин. Поэтому при известных природных условиях на этапе проектирования системы разработки морского газового месторождения необходимо дать оценку возможности применения подводных и надводных технологий, и на основании этого обосновать способ обустройства промысла и систему размещения добывающих скважин на площади залежи.

Геологическая и геофизическая изученность месторождения

На этапе проектирования освоения месторождений УВ на шельфе доминирующее положение в выборе системы разработки занимает отсутствие достаточного объема геологической информации. Современные технические средства и методы бурения позволяют сократить сроки строительства разведочных и поисковых скважин в 1,5-2,1 раза за счет снижения продолжительности подготовительных работ и увеличения скорости бурения [16]. Тем не менее, в условиях морского промысла, как правило, ограничиваются бурением 4-8 разведочных скважин в зависимости от степени неоднородности структуры и размеров ее газоносной площади.

При такой плотности разведочного бурения приходится говорить о недостаточной геологической и геофизической изученности месторождения, которая, в свою очередь, существенно влияет на достоверность прогнозируемых технико-экономических показателей разработки. Как отмечено в [36], даже в период освоения нефтегазовых месторождений и

15

организации добычи степень разведанности начальных потенциальных ресурсов углеводородов достигает только 50-60%. При этом вероятная ошибка оценки неразведанной части ресурсов составляет примерно 50%.

Учитывая, что информация о геологическом строении имеет вероятностный характер и при этом оказывает существенное влияние на надежность и устойчивость проектных показателей, выбор решений по разработке и обустройству морских месторождений требует серьезного подхода с применением современных научно-технических средств.

Сегодня к проектированию освоения как морских, так и сухопутных месторождений УВ, предъявляется требование использовать сертифицированные программные продукты для построения геолого-технологических моделей эксплуатационных объектов разработки [54].

В соответствии с Регламентом по построению постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) [55], термин «модель» определяется как «объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара». Отличие постоянно действующей модели заключается в необходимости ее постоянного уточнения на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Основой ПДГТМ являются периодически обновляемые геологическая и гидродинамическая (фильтрационная) модели.

Принципиальных отличий между двумя названными типами моделей не существует. Данное разделение носит весьма условный характер и в большей мере связано с терминологическими различиями, принятыми у инженеров-геологов и разработчиков. Две названные модели на практике тесно связаны и, как отмечается в [55], изменение геологической модели месторождения происходит не только при обновлении геолого-геофизической информации (к примеру, в результате бурения новых скважин), но и при возникновении расхождений между результатами

гидродинамического моделирования разработки залежи и фактическими показателями работы скважин - историей разработки.

Объемная геологическая модель представляет залежь в виде детальной трехмерной сетки, которая заполняется параметрами, характеризующими пространственное распределение фильтрационных свойств пласта и литологических типов пород. Геологическая модель месторождения в составе ПДГТМ должна быть как можно более детальной, чтобы точно локализовать имеющиеся в разрезе скважин коллекторы различных типов.

Детальность геологических моделей по вертикали обычно сопоставима с детальностью каротажных диаграмм, т.е. шаг по глубине составляет 0,2-0,4 м. Размер геологических ячеек по горизонтали намного крупнее и наиболее часто принимается в диапазоне от 200 до 1000 м. При такой детализации ячеек остаются невостребованными возможности, предоставляемые 3D-сейсморазведкой [5].

В построении геологических моделей существуют два основных подхода: детерминистский и стохастический.

Первый подход во многих случаях не позволяет строить модели, отражающие геологическое строение пласта с учетом неоднородности фильтрационных свойств. Детерминистский подход позволяет создать только один вариант геологической модели. Для этого необходимо большое количество точных данных и высокая точность определения фильтрационных свойств пород.

Согласно [55], «в отсутствии сведений о закономерностях распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в объеме резервуара целесообразно использовать стохастическую модель залежи».

Стохастический подход позволяет даже в условиях недостатка данных о строении пласта учесть неоднородность коллектора и оценить достоверность построений. Результатом является получение нескольких альтернативных моделей с равной вероятностью подтверждения данных.

Второй составляющей ПДГТМ является гидродинамическая (фильтрационная) модель месторождения.

Наиболее значимое отличие геологической модели от гидродинамической заключается в упрощении трехмерной сетки — укрупнении расчетных ячеек. Данная процедура необходима для сокращения времени на последующие расчеты, т.к. численное решение системы уравнений в частных производных, описывающих фильтрацию пластовых флюидов с учетом их фазовых переходов, взаимодействия с горной породой, межфазных явлений и пр., осуществляется последовательно в каждой ячейке с небольшим временным шагом. Поскольку изменение во времени основных технологических показателей разработки прогнозируется на длительный период (30-50 и более лет) скорость счета на фильтрационной модели приобретает определяющее значение [11].

При переходе от геологической модели пласта к гидродинамической сохраняется неопределенность в характере распределения фильтрационно-емкостных свойств. Для оценки технологических показателей разработки на начальном этапе проектирования возможно использовать как геологическую, так и фильтрационную модели.

Принципы проектирования

Применительно к морскому промыслу часто применяют такой термин как «морской комплекс» - совокупность основных элементов разработки и обустройства месторождения (непосредственно залежь месторождения, система скважин для ее разработки, объекты производственной инфраструктуры, подводная транспортная система). Элементы морского комплекса тесно взаимосвязаны, что обуславливает большую зависимость технико-экономических решений по разработке месторождения от технических характеристик основных объектов производственной инфраструктуры комплекса - платформы с технологическим оборудованием, подводных добычных систем, транспортных подводных систем и др. [56].

Заключение диссертации по теме «Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых», Евстафьев, Илья Леонидович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Существующие методы проектирования разработки газовых месторождений обеспечивают необходимую эффективность на месторождениях суши. Однако для разработки шельфовых месторождений необходимо совершенствование существующих методов с учетом специфических особенностей морской газодобычи.

2. В диссертации созданы методы и алгоритмы, совершенствующие процесс проектирования разработки морских газовых месторождений в условиях высокой неопределенности фильтрационных параметров. Разработанные методы и алгоритмы позволяют определить величину рационального горизонтального отхода забоев системы наклонно-направленных скважин, принять проектные решения по выбору длины горизонтальных стволов в пласте и количества резервных скважин.

3. Создана методика выбора эффективной системы разработки морского газового месторождения, основанная на анализе чувствительности проектных технико-технологических показателей к изменению основных фильтрационных параметров газового пласта. Методика направлена на обоснование проектных решений по разработке месторождения с учетом возможных негативных последствий при неподтверждении исходной геологической информации.

4. Технико-экономическими расчетами установлено, что предлагаемые методы и алгоритмы способствуют совершенствованию проектирования разработки морских газовых месторождений, а их реализация обеспечивает повышение рентабельности их освоения.

5. Результаты исследований были использованы при подготовке СТО Газпром «Регламент на составление проектных документов по разработке морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений».

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Евстафьев, Илья Леонидович, 2009 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Азиз X. Математическое моделирование пластовых систем / X. Азиз, Э. Сеттари - М.: «Недра», 1982. - 408 с.

2. Алиев З.С. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений / З.С. Алиев, В.В. Бондаренко - Печора: Изд. «Печорское время», 2006. - 896 с.

3. Алиев З.С. Технология применения горизонтальных скважин / З.С. Алиев З.С., В.В. Бондаренко - М.: ФГУП Изд. «Нефть и газ», 2006. -712 с.

4. Алиев З.С. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин / З.С. Алиев, Б.Е. Сомов, С.А. Рогачев - М.: «Техника», 2001. - 95 с.

5. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа. - М.: ООО «Издательство «Спектр», 2008.-384 с.

6. Ампилов Ю.П. Прогноз фильтрационно-емкостных свойств и построение геологической модели месторождения углеводородов с использованием результатов акустической инверсии и динамических атрибутов по данным 3D сейсморазведки / Ю.П. Ампилов, А.Д. Барков, С.А. Шаров, Я.И. Штейн, И.В. Яковлев // Освоение морских нефтегазовых месторождений: состояние, проблемы и перспективы: Сб. науч. трудов -М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. - С. 41-51.

7. Ананенков А.Г. Обзор перспектив газовой отрасли России / А.Г. Ананенков, А.Э. Контрович, В.В. Кулешов, О.М. Ермилов, А.Г. Коржубаев, В.Р. Лившиц // ЭКО. - 2003. - №12. - С. 3-19.

8. Астафьев Д.А. Прогноз новых зон газонефтенакопления и направление поисково-разведочных работ на шельфах Охотского и Берингова морей России // Освоение морских нефтегазовых месторождений: состояние,

проблемы и перспективы: Сб. науч. трудов. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008.-С. 231-248.

9. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - М.: «Недра», 2001. - 200 с.

10.Большее JI.H. Таблицы математической статистики / JI.H. Болыпев, Н.В. Смирнов - М.: «Наука», 1983. - 418 с.

П.Брысьев А.Б. Математическое моделирование разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения // Математическое моделирование и информатика в научных исследованиях и в научном проектировании в газовой отрасли: Сб. науч. трудов. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2000. - С. 3-8.

12.Бузинов С.Н. Оптимизация размещения скважин на месторождениях и ПХГ / С.Н. Бузинов, Г.С. Крапивина, A.JI. Ковалев // Газовая промышленность. - 2002. - №8. - С. 44-47.

13.Бузинов С.Н. Принципы проектирования разработки и эксплуатации крупных газовых залежей: Дис. ... доктора техн. наук: 05.15.06. - М.: 1980.-424 с.

М.Вирновский Г.А. Оптимизация разработки газоконденсатных пластов с использованием методов теории управления // Наука и техника в газовой промышленности. - 2008. - №2. - С. 84-87.

15.Вяхирев Р.И. Актуальность выявления и освоения месторождений газа и нефти на шельфе России / Р.И. Вяхирев, Б.А. Никитин, А.И. Гриценко, Е.В. Захаров, П.Б. Никитин - М.: «Газоил пресс», 2000. - 110 с.

16.Вяхирев Р.И. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений / Р.И. Вяхирев, Б.А. Никитин, Д.А. Мирзоев - М.: Изд. Академии горных наук, 1999. - 374 с.

17.Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник. Изд. 2, перераб. и доп. -М.: «Недра», 1971. -312 с.

18.Гриценко А.И. Освоение газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с небольшими запасами: проблемы и перспективы / А.И. Гриценко, A.M. Карасевич // Юбилейный сборник научных трудов. 50 лет газопроводу Саратов-Москва. Том 2: Сб. науч. трудов. - М.: ИРЦ РАО «Газпром», 1996. - С. 180-196.

19.Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов - М.: «Наука», 1995.-530 с.

20.Гусейнзаде М.А. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности / М.А. Гусейнзаде, Э.В. Калинина, М.Б. Добкина - М.: «Недра», 1979. - 344 с.

21.Евстафьев И.Л. Алгоритм принятия проектных решений по обоснованию длины горизонтального ствола морских газовых скважин / И.Л. Евстафьев, М.Н. Мансуров // Газовая промышленность. - 2009. — №6(633).-С. 49-54.

22.Евстафьев И.Л. Об оптимизации радиуса отхода добывающих скважин на морском газовом месторождении / И.Л. Евстафьев, A.M. Семенов, Ю.Я. Чернов // Технологии нефти и газа. - 2009. - №2. - С. 49-51.

23.Евстафьев И.Л. Особенности разработки нижнемеловых отложений на месторождениях акватории Обской и Тазовской губ и прибрежной суши / И.Л. Евстафьев, A.M. Семенов, Т.А. Евстафьева // Освоение морских нефтегазовых месторождений: состояние, проблемы и перспективы: Сб. науч. трудов - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. - С. 8793.

24.Евстафьев И.Л. Расчет коэффициента резерва скважин при разработке морских газовых месторождений / И.Л. Евстафьев, М.Н. Мансуров // Газовая промышленность. — 2009. - №4. — С. 34-36.

25.Евстафьев И.Л. Расчет поправки к радиусу отхода забоев на интерференцию скважин в кусте // Технологии нефти и газа. — 2009. -№4.-С. 52-54.

26.Евстафьев И.Л. Учет природных факторов при применении подводных добычных комплексов в замерзающих морях // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - №2. - С. 3537.

27.Евстафьев И.Л. Чувствительность показателей разработки к изменению параметров фильтрационной модели морского газового месторождения при различных концепциях обустройства / И.Л. Евстафьев, A.M. Семенов, Ю.Я. Чернов // Технологии нефти и газа. - 2008. - №6. - С. 60-64.

28.Жуковский Е.Е. Метеорологическая информация и экономические решения. - Л.: «Гидрометеоиздат», 1981. - 304 с.

29.3акиров С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений / С.Н. Закиров, Б.Б. Лапук. - М.: «Недра», 1974. - 374 с.

ЗО.Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. — М.: «Струна», 1998. — 628 с.

31.Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: «Недра», 1989. - 336 с.

32.Закон РФ «О недрах» от 21.02.1992 № 2395-1 // Собрание законодательства РФ. - 1992. -№ 10.

33.Захаров Е.В. Перспективы освоения нового нефтеносного района в юго-восточной части печороморского шельфа / Е.В. Захаров, А.Н. Тимонин // Перспективы выявления и освоения месторождений газа, конденсата и нефти на шельфе морей России: Сб. науч. трудов. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 1998. - С. 18-28.

34.Зотов Г.А. Методика газодинамических исследований горизонтальных газовых скважин. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2000. - 116 с.

35.Кирсанов С.А. Размещение скважин на площади газовой залежи с использованием математических моделей // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - №1. - С. 3841.

36.Козорезов А.А. Экономика поисково-разведочного бурения на нефть и газ / А.А. Козорезов, В.К. Посредников. - М.: «Недра», 1985. - 116 с.

37.Корниенко О.А. Разработка рациональных методов обустройства, углеводородных месторождений арктического шельфа РФ: Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.18. - М.: 2007.-99 с.

38.Коротаев Ю.П. Избранные труды: в 3-х т. / Под ред. Р.И Вяхирева - М.: «Недра», 1999. - Т.2. - 368 с.

39.Коротаев Ю.П. Оптимизация режимов эксплуатации объектов добычи природного газа / Ю.П. Коротаев, В.Г. Тагиев, В.Д. Самородкин - М.: «Недра», 1982.-232 с.

40.Коротаев Ю.П. Системное моделирование оптимальных режимов эксплуатации объектов добычи природного газа / Ю.П. Коротаев, В.Г. Тагиев, Ш.К. Гергедава - М.: «Недра», 1989. -264 с.

41.Коротаев Ю.П. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений / Ю.П. Коротаев, С.Н. Закиров - М.: «Недра», 1981.-296 с.

42.Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. - М.: «Гостоптехиздат», 1948. - 276 с.

43.Лапук Б.Б. Комплексное решение проблемы разработки группы газовых и газоконденсатных месторождений / Б.Б. Лапук, Н.К. Байбаков, Ф.А. Требин, К.С. Басниев, С.Н. Закиров, В.Н. Петров, Б.Е. Сомов, В.Ф. Старшов - М.: «Недра», 1970. - 288 с.

44.Мальцева А.А. Перспективы добычи углеводородного сырья на акватории Обской, Тазовской губ и Приямальского шельфа // Состояние и перспективы освоения морских нефтегазовых

месторождений: Сб. науч. трудов. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003. - С. 86-90.

45.Мансуров М.Н. Управление состоянием морской среды при освоении нефтегазовых ресурсов: Дис. ... доктора техн. наук: 11.00.08, 05.15.12. -г. Оха-на-Сахалине: 1991.-351 с.

4 6. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция): Утв. Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике от 21.06.1999 №ВК477. - М.: ОАО НПО «Экономика», 2000. - 421 с.

47.Мирзаджанзаде А.Х. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мирзаджанзаде, O.JI. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев - М.: «Недра», 2003.-880 с.

48.Мирзоев Д. А. Нефтегазопромысловые ледостойкие сооружения мелководного шельфа. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1992. - 180 с.

49.Мирзоев Д.А. Синергия комплексного освоения арктического шельфа / Д.А. Мирзоев, М.Н. Мансуров, А.Е. Корнилов, Н.Э. Ибрагимов // Тезисы II международной конференции: Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток, 17-18 сентября, 2008. - Москва, 2008. - С. 47-48.

50.Никитин Б.А. Проблемы и основные технико-технологические решения по формированию Штокмановского морского газодобывающего комплекса / Б.А. Никитин, B.C. Вовк, P.M. Тер-Саркисов, С.Г. Рассохин, Д.А. Мирзоев, А.Г. Шеломенцев, Е.В. Захаров, Ю.Я. Чернов, А.Е. Корнилов, Н.В. Глухова // Состояние и перспективы освоения морских нефтегазовых месторождений: Сб. науч. трудов. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003. - С. 101-121.

51.0беркирхер Д. Интеллектуальные многоствольные скважины: следующий этап в технологии строительства скважин / Д. Оберкирхер,

Б. Комо, Э. Бейли, Т. Кэвендер, В. Джексон // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. - 2008. - №4. - С. 12-17.

52.0 мерах по изучению и повышению эффективности освоения минерально-сырьевых ресурсов континентального шельфа Российской Федерации // Материалы заседания Правительства РФ от 12.05.2005. -М.: 2005.

53.Рабкин В.М. Использование подводных добычных комплексов на арктическом шельфе в условиях малых глубин / В.М. Рабкин, М.Ю. Басарыгин, М.Н. Мансуров, С.В. Греков, X. Бьерке, С. Херне // Освоение морских нефтегазовых месторождений: состояние, проблемы и перспективы: Сб. науч. трудов. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003. - С. 341-351.

54.Регламент на составление проектных документов по разработке морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений. СТО Газпром: Утв. распоряжением ОАО «Газпром» от 24.02.2009 № 37.-М.: 2009.- 111 с.

55.РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений: Утв. постановлением Минтопэнерго России от 10.03.2000 № 67. - М.: 2000. - 130 с.

56.Семенов A.M. Оценка и минимизация технологических рисков при проектировании разработки морских нефтяных и газовых месторождений: Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.18. -М.: 2004. - 110 с.

57.Создание регламента построения постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей разработки крупных газовых и газоконденсатонефтяных месторождений: Отчет о НИР (промежуточный) / ООО «Новые технологические процессы»; Руководитель С.В. Колбиков; № 5908-02-1. - Москва, 2003. - 130 с.

58.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / Под ред. Ш.К. Гиматудинова - М.: «Недра», 1983. - 464 с.

59.Сыртланов В.Р. О некоторых вопросах адаптации гидродинамических моделей месторождений углеводородов // Роль адаптации гидродинамических моделей в надежности прогноза технологических показателей разработки: Материалы науч. семинара, г. Москва, 05.03.2009.

60.Тер-Саркисов P.M. Определение оптимального количества и расположения кустов скважин / P.M. Тер-Саркисов, Ю.М. Кашпаров // Наука о природном газе: Сб. науч. трудов. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 1998.-С. 192-197.

61.Требин Ф.А. Добыча природного газа / Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макогон, К.С. Басниев - М.: «Недра», 1976. - 368 с.

62.Финнеран Д.М. Опыт использования пластоиспытателей в процессе бурения на каспийских месторождениях / Д.М. Финнеран, К. Грин, X. Ройд, Б.Дж. Буринда, Я.Д.С. Митчелл, М.А. Проетт // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. - 2008. - №4. - С. 35-46.

бЗ.Чарный А.И. Подземная гидрогазодинамика. - М.: «Гостоптехиздат», 1963.-396 с.

64.Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. -М.: ООО «ВНИИГАЗ», 1999. - 192 с.

65.Черных В.В. Методы расчета продуктивности многоствольных газовых скважин. -М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2001.- 194 с.

66.Шор Я.Б. Статистические методы анализа и контроля качества и надежности. - М.: «Советское радио», 1962. - 552 с.

67.Щелкачев В.Н. Интерференция скважин и теория пластовых водонапорных систем / В.Н. Щелкачев, Г.Б. Пыхачев, К.С. Басниев — Баку: Изд. АзГОНТИ, 1939. -286 с.

68.Ali S. High-productivity horizontal gravel packs / S. Ali, R. Dickerson, C. Bennett and others 11 Oilfield Review. - 2001. - №3. - P. 52-73.

69.Ampilov Y.P. New methods of reservoir properties forecast by seismic data / Y.P. Ampilov, E.F. Bezmaternykh, Y.P. Dranitsa // Extended abstracts of 58-th EAGE Conference, vol. 1 - Amsterdam, 1996. - P. 073.

70.Ampilov Y.P. Reservoir characterization from seismic data by factor analysis use / Y.P. Ampilov, E.V. Zakharov, E.F. Bezmaternykh // Extended abstracts of 59-th EAGE Conference, vol.l - Geneva, 1997. - P. 073.

71.Ampilov Y.P. Seismic multi-attribute analysis techniques for reservoir characterization / Y.P. Ampilov, R.J. Arts // Extended abstracts of 62-th EAGE Conference, vol.l - Glasgow, 2000. - P. 24.

72.Aziz S. Transient flow behavior of horizontal wells: pressure drawdown and buildup / S. Aziz, A.S. Odeh, D.K. Babu // SPE Formation Evalution, vol.5. - 1990.-№1.-P. 7-15.

73.Babu D.K. Productivity of a horizontal well / D.K. Babu, A.S. Odeh // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 1989. - №11. - P. 324-328.

74.Daviau F. Pressure analysis for horizontal wells / F. Daviau, G. Mouronval, G. Bourdarot, P. Curuchet // SPE Formation Evaluation, vol.3. - 1988. -№4.-P. 716-724.

75.Dietrich J.K. Predicting horizontal well productivity / J.K. Dietrich, S.S. Kuo // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 35. - 1996. - №8. -P. 42-48.

76.Goode P.A. Inflow performance of horizontal wells / P.A. Goode, F.J. Kuchuk // SPE Reservoir Engineering. - 1991. - №8. - P. 319-323.

77.Joshi S.D. Horizontal well technology. - USA, Tulsa: Pen Well Publishing Company, 1991.-533 pp.

78.Joshi S.D. Augmentation of well productivity using slanted and horizontal wells // Journal of Petroleum Technology. - 1988. - №6. - P. 729-739.

79.Joshi S.D. Horizontal wells: successes and failures // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 33. - 1994. -№3. - P. 15-17.

80.Kuchuk F.J. Pressure - transient analysis for horizontal wells / F.J. Kuchuk, P.A. Goode, W.B. Bradly, D.W. Sherrard, R.K.M. Thambyayagam // Journal of Petroleum Technology, vol.42. - 1990. - №8. - P. 974-979. 81.Scott B. Presentation «Chevron Canada Limited for VNIIGAZ: «Gulf of Ob:

Technical resolutions», 2008. 82.Storegjerde D. Presentation «Hydro for VNIIGAZ: «Drilling bases», 2005. 83.Schlumberger. Eclipse 2006.1 User Manual. - Moscow, 2006. - 2285 pp.