Совершенствование механизма принятия решений при освоении проекта разработки нефтегазовых месторождений

Принятие решения о разработке нефтегазового месторождения имени Перельмана Иванова в восточно-Сибирском море стало одной из самых сложных задач для компании за последние несколько лет. Величина запасов на участке обещала большие перспективы по увеличению объемов добычи, но сложности и вызовы, связанные с географическими и климатическими особенностями региона, были на грани непреодолимых. Самые большие проблемы могли заключаться в невозможности получить подробную и достоверную информацию о месторождении. При том, что геологоразведка показывала значительные запасы на месторождении, проведение опытной эксплуатации на шельфе неосуществимо.

Ледовая обстановка и удаленность участка от всей возможной инфраструктуры также вносили свои коррективы. Разработчики понимали, что придется тщательно просчитывать проект и рассматривать различные сценарии, в противном случае компания рискует потратить огромные ресурсы впустую. Разработчики осознавали огромную ответственность, которую накладывалась на них задача.

При разработке проекта ему необходимо уделить особое внимание безопасности будущей добычи. Он понимал, что риск утечки углеводородов в Арктике на порядок превосходит риски при разработке месторождений других типов. Во-первых, обнаружить утечку подо льдом гораздо сложнее, чем на суше или на открытой воде. Во-вторых, локализация и устранение утечек также существенно осложнялись наличием на поверхности воды ледяного покрова. В-третьих, необычайная хрупкость экосистемы Арктики означала, что любая авария грозит обернуться настоящей катастрофой. Все это требовало создания очень надежной системы - не может быть допущено ни одной ошибки.

Перед разработчиками предстали следующие задачи:

* Определить стратегию добычи на ближайшие 10 лет. Стоит ли добывать газ, газовый конденсат и нефть одновременно или сфокусироваться только на газе? Какие технологии добычи использовать?

* Создать технологический план проекта. Какое оборудование будет использоваться? Как транспортировать сырье с месторождения на сушу? и т.п.

* Описать необходимую инфраструктуру. Где должен находиться завод по сжижению природного газа? Как провести трубопроводы? Нужны ли танкерные перевозки?

* Определить рынки сбыта. есть ли этот рынок? Какой спрос ожидается в среднесрочной и долгосрочной перспективе? По какой цене можно будет продавать газ? С кем придется конкурировать?

* Разработать высокоуровневую бизнес-стратегию месторождения. Провести анализ основных экономических характеристик: стоимости, границ эффективности.

* Оценить организационный потенциал проекта. Какие потребуются компетенции для его реализации и где их взять?

* выявить и оценить технологические и экономические риски, разработать программу по управлению ими (технологические и экономические решения).

Увеличение коэффициента извлечения конденсата с помощью сайклинг-процесса на месторождениях.

Известно, что на отечественных месторождениях разработка газоконденсатных залежей осуществляется в режиме истощения пластовой энергии. Такой режим ведет к потере определенных, нередко значительных, объемов углеводородного конденсата, поскольку растворенный в пластовом газе газоконденсатных залежей углеводородный конденсат при снижении пластового давления выпадает из газовой фазы.

Осаждаясь в пласте, он становится полностью или частично неподвижным. На современном уровне развития нефтегазовой отрасли при разработке газоконденсатных залежей со значительным содержанием конденсата в пластовом газе целесообразно и возможно, с целью повышения коэффициента извлечения конденсата (КИК), осуществлять поддержание пластового давления.

Для нефтяных месторождений основным способом поддержания пластового давления является закачка воды. Опыт же разработки при естественном водонапорном режиме газовых месторождений с неоднородными по коллекторским свойствам пластами показывает, что имеют место невысокие коэффициенты газоотдачи (до 50% и менее).

Поэтому при заводнении газоконденсатной залежи возможны значительные потери газа в пласте. Кроме этого, при заводнении теряется не просто газ, а газ вместе с конденсатом.

Альтернативой заводнению является сайклинг-процесс. Сайклинг-процесс -- это способ разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт. Поддержание пластового давления препятствует происходящему вследствие ретроградной конденсации выделению в продуктивном горизонте из пластового газа высококипящих углеводородов, образующих газовый конденсат (который в противном случае является практически потерянным).

САЙКЛИНГ-ПРОЦЕСС (а. cycling process; н. CyklingprozeЯ; ф. procede par recirculation; и. recirculacion de gas) -- способ разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт. При этом используется газ, добываемый на данном месторождении (а в случае необходимости -- из других месторождений), после извлечения из него высококипящих углеводородов (С5+В). Поддержание пластового давления препятствует происходящему вследствие ретроградной конденсации (см. Ретроградные явления) выделению в продуктивном горизонте из пластового газа высококипящих углеводородов, образующих газовый конденсат (который в противном случае является практически потерянным).

Сайклинг-процесс применяется в случае, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения в течение определённого времени. В зависимости от соотношения объёмов закачиваемого и добытого газов различают полный и частичный сайклинг-процесс. В первом случае в пласт закачивают весь добываемый на месторождении газ после извлечения из него углеводородов С5+В. Вследствие этого объёмы добычи газа, приведённые к пластовым условиям, превышают объёмы его закачки в пласт (в аналогичных условиях), поддерживать начальное пластовое давление не удаётся и оно снижается на 3-7%. Поэтому если давление начала конденсации пластовой смеси примерно равно начальному пластовому давлению в залежи, то в продуктивном пласте происходит частичная конденсация высококипящих углеводородов. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата из пласта при полном сайклинг-процессе достигает 70-80% (см. также Конденсатоотдача). Для поддержания пластового давления на начальном уровне уменьшение объёма закачиваемого газа компенсируют за счёт привлечения газа из других месторождений. При частичном сайклинг-процессе в пласт закачивают часть добываемого газа (после извлечения из него высококипящих углеводородов). Соотношение объёмов (приведённых к пластовым условиям) закачанного и отобранного газов составляет 60-85%. В этом случае снижение пластового давления может достигать 40% от начального, однако большая часть высококипящих углеводородов остаётся в пластовом газе. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата при частичном сайклинг-процессе 60-70%.

Полный и частичный сайклинг-процессы могут проводиться сразу после ввода месторождения в эксплуатацию, а также в случае разработки его в течение некоторого времени в режиме истощения. Однако чем позже начинается реализация сайклинг-процесса, тем ниже коэффициент конденсатоотдачи пласта. Целесообразность применения сайклинг-процесса определяется экономической эффективностью, достигаемой за счёт дополнительной добычи конденсата (по сравнению с разработкой месторождения в режиме истощения). Как правило, сайклинг-процесс осуществляется на месторождениях с начальным содержанием конденсата в пластовом газе свыше 200 г/м3. Эффективность применения сайклинг-процесса определяется также степенью изменения проницаемости продуктивного горизонта по вертикали. Для месторождений с высокой степенью неоднородности пласта-коллектора сайклинг-процесс может оказаться малоэффективным даже при большом содержании конденсата в газе.

Полный сайклинг-процесс рекомендуется применять на месторождениях, пластовые смеси которых имеют крутые изотермы пластовых потерь конденсата (строятся по результатам исследований процесса дифференциальной конденсации). В этом случае даже небольшое (на 10-15%) снижение пластового давления приводит к значительным потерям конденсата в пласте (до 50% от начальных запасов). Частичный сайклинг-процесс осуществляется на месторождениях, пластовые смеси которых имеют пологие кривые изотерм пластовых потерь конденсата; тогда при снижении пластового давления на 30-40% от начального из пластового газа выделяется до 20% конденсата (от его начальных запасов), а оставшийся в пластовом газе конденсат извлекается вместе с газом на поверхность. Выпавший ранее в продуктивном горизонте конденсат может быть частично извлечён из пласта за счёт его испарения при прохождении над ним свежих порций газа, нагнетаемого в пласт. Выбор варианта сайклинг-процесса, в т.ч. и соотношения объёмов закачанного и отобранного газов, проводится в результате технико-экономических расчётов, учитывающих также особенности месторождения, потребности данного региона в природном газе и конденсате. При осуществлении сайклинг-процесса для увеличения коэффициента охвата пласта нагнетаемым газом эксплуатационные и нагнетательные скважины размещают, как правило, в виде кольцевых батарей, расположенных на максимально большом расстоянии друг от друга. Т.к. приёмистость нагнетательных скважин зачастую превышает производительность эксплуатационных, число нагнетательных скважин на месторождении в 1,5-3 раза меньше числа эксплуатационных

Полный и частичный сайклинг-процессы могут проводиться сразу после ввода месторождения в эксплуатацию, а также в случае разработки его в течение некоторого времени в режиме истощения. Однако чем позже начинается реализация сайклинг-процесса, тем ниже коэффициент конденсатоотдачи пласта. Целесообразность применения сайклинг-процесса определяется экономической эффективностью, достигаемой за счёт дополнительной добычи конденсата (по сравнению с разработкой месторождения в режиме истощения). Как правило, сайклинг-процесс осуществляется на месторождениях с начальным содержанием конденсата в пластовом газе свыше 200 г/м3. Эффективность применения сайклинг- процесса определяется также степенью изменения проницаемости продуктивного горизонта по вертикали. Для месторождений с высокой степенью неоднородности пласта-коллектора сайклинг-процесс может оказаться малоэффективным даже при большом содержании конденсата в газе.

В качестве интересного примера разработки газоконденсатного месторождения с применением обратной закачки газа можно привести месторождение Ла Глория, на котором поддерживалось давление в течение 8 лет [2]. В то время это был один из самых больших проектов по закачке газа с целью получения конденсата в штате Техас.Глубина залегания продуктивного горизонта в центре структуры 1955 м. Средняя мощность песчаника в этой зоне 10 м. Средняя пористость его 22,2 %, проницаемость 0,52 мДа 10-12м 2. Начальное пластовое давление 23,9 МПа, температура 95 °С. Содержание связанной воды оценивалось в 20 %.

Запасы газа в залежи равнялись 3,95 млрд. м3 (при нормальных условиях). Запасы конденсата С 5 + составляли 1,07 млн. м3.

Закачка газа на месторождении Ла Глория началась в мае 1941 г. В течение первых 4 лет из пласта в среднем отбиралось 1415 тыс. м3/сут газа. В дальнейшем ввиду того, что нагнетаемый сухой газ стал прорываться в эксплуатационные скважины, отбор из пласта уменьшили до 595 тыс. м3/сут.

За все время нагнетания в пласт было возвращено 97 % добытого сухого газа. Для обслуживания установки газ получали со стороны.

Благодаря малым темпам отбора и возврату практически всего добытого сухого газа пластовое давление снизилось очень незначительно. Поэтому было предотвращено выпадение конденсата в пласте и его потери. Это подтверждается тем, что в продукции скважины, пробуренной в заключительной стадии процесса в зоне, не охваченной нагнетанием сухого газа, содержание конденсата не отличалось от начального. Исследования показали, что в зоне, охваченной закачкой газа, коэффициент вытеснения достигал 80 %. Коэффициент охвата при выбранном расположении нагнетательных и эксплуатационных скважин по расчетам составлял 85 %. Следовательно, в результате проведения процесса из пласта было добыто 68 % первоначально содержащегося конденсата. При последующей эксплуатации пласта на истощение было добыто еще 20,8 % конденсата.

Всего из пласта было отобрано 88,8 % первоначально содержащегося конденсата (С5+). Нагнетание сухого газа прекратили в середине 1949 г., когда содержание конденсата в продукции резко уменьшилось.

В 1970 году было открыто Юрхаровское месторождение но в разработку вступило только через 33 года. Особенностью данного месторождения является его расположение Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Ямало-Ненецкомавтономном округе, в юго-восточной части Тазовского полуострова. Большая часть площади месторождения приурочена к акватории Тазовскойгубы, что осложняет освоение и эксплуатацию залежей. Стратегия разработки газовой и газоконденсатных залежей Юрхаровского НГКМ предполагает максимально возможное освоение месторождения с берега минимальным фондом скважин увеличенного диаметра, имеющих горизонтальные окончания и большие отклонения от вертикали в сторону акватории, так же рассматривался вариант с отсыпкой острова в акватории губы с размещением на нем эксплуатационных скважин, что позволило увеличить площадь дренирования залежей. Однако, по результатам рассмотрения проекта в 2009 году в надзорных органах, решено отказаться от строительства острова в ближайшие годы (по экологическим, технологическим и экономическим причинам). В процессе разработки давление самом продуктивном объекте БУ1-2 снижается, а так как большая часть запасов конденсата из этого объекта не задействована поскольку находится под акваторией Тазовской губы есть вероятность потери этих запасов. Применение технологии сайклинг-процесса через нагнетательные скважины расположены на отсыпном острове из пласта ПК1 в пласт БУ1-2 позволит увеличить давление в объекте БУ1-2 и увеличить конденсатоотдачу. Таким образом строительство кустовой площадки в Тазовской губе позволит (не нарушая экологическую обстановку в акватории) увеличить отборы по объекту БУ 1-2. На основании результатов анализа опыта разработки ГКМ была выполнена оценка возможности повышения конденсатоодачи за счет сайклинг-процесса [4] На рис. 5 показано, как происходит уменьшение КИК со снижением проницаемости пласта-коллектора по данным выборки ряда российских и зарубежных месторождений.

Рисунок 5. Влияние проницаемости на КИК при разработке газоконденсатных месторождений 1-режим истощения, 2- сайклинг-процесс

3. Направления совершенствования механизма принятия решений при освоении проекта месторождение имени Перельмана-Иванова

3.1. Технология прогнозирования залежей нефти и газа на основе комплекса дистанционных методов

Применительно к условиям исследуемого региона разработана и предложена к использованию технология прогнозирования залежей УВ. Она включает в себя комплекс аэрогеофизической аппаратуры и методику проведения полевых работ, технические средства и программно-математическое обеспечение по обработке и интерпретации геофизических материалов, комплекс геолого-геофизических поисковых критериев залежей УВ, методические приемы и последовательность интерпретации космических, геофизических и топографических материалов. Технология апробирована в месторождении имени Перельмана-Иванова. Назаров И.В. Методология геологического исследования. Новосибирск, 2013.- 165 с.

Технология поиска залежей нефти и газа в суровых условиях Заполярья - весьма сложная, трудоемкая и дорогостоящая процедура, требующая длительного времени и больших финансовых затрат. Поэтому повышение эффективности поиска новых месторождений, увеличение достоверности прогноза, сокращение сроков производства поисковых работ и ввода объектов в эксплуатацию является весьма актуальной геолого-экономической проблемой.

Основным геофизическим методом поиска залежей УВ была и остается сейсмическая разведка. Но практика показывает, достоверность прогноза только по материалам одного этого метода остается недостаточно высокой, особенно в случае поиска неантиклинальных и сложно построенных ловушек. Поэтому на современном этапе развития нефтегазопоисковых работ необходим более широкий комплекс методов, имеющих различную физическую основу.

Результаты исследований месторождения имени Перельмана-Иванова, полученные в процессе проведения полевых и камеральных работ в пределах исследуемого района, позволяют утверждать, на пути решения указанной проблемы возможен существенный прогресс, если включить в общую схему стадийности поисковых работ на нефть и газ комплекс дистанционных геофизических методов. Они не требуют больших финансовых затрат, отличаются высокой разрешающей способностью, мобильностью, производительностью и экологической чистотой. Никифоров О.А. О формальных признаках утверждений, выражающих законы природы //Вопросы философии. 2010. -№6. - С. 8-14

Сибирский филиал, обладая современным комплексом аэрогеофизической аппаратуры и методическими приемами интерпретации физико-химичесих полей, разработал эффективную технологию прогнозирования залежей УВ на основе дистанционных геофизических методов, применительно к условиям исследуемого региона.

Основанием, на которое опирается технология прогноза по комплексу геофизических данных, является достоверно установленный эмпирический факт закономерного изменения физических свойств надпродуктивной толщи осадочного чехла под влиянием онтогенетического развития месторождений УВ [1-11].

Предлагаемая технология прогнозирования залежей УВ включает:

а) комплекс аэрогеофизической аппаратуры и методику проведения полевых работ;

б) технические средства и программно-математическое обеспечение по обработке геофизических материалов;

в) комплекс геолого-геофизических поисковых критериев залежей УВ;

г) методические приемы интерпретации космических, геофизических и топографических материалов.

Отличительной особенностью рассматриваемой технологии является широкий спектр физико-химических полей, вовлекаемый в интерпретационный процесс, что позволяет поэтапно осуществить изучение геологического разреза от фундамента до дневной поверхности. Реализация предлагаемой технологии осуществляется в два этапа:

I этап - зональный прогноз - посвящен раздельной, а затем комплексной интерпретации материалов дистанционного зондирования (космических спекторозональных снимков с различным разрешением) и потенциальных полей мелкого и среднего масштабов.

На данном этапе осуществляется построение и изучение:

а) тектонического каркаса обследуемой территории;

б) геолого-геофизических разрезов на основе гравимагнитного моделирования;

в) результатов дешифрирования космических снимков;

г) палеоструктур в толще осадочного чехла;

д) рельефа фундамента и его локальных осложнений (в изучаемом районе к ним приурочены все известные месторождения УВ);

е) средневолновой составляющей аномального магнитного поля (к его отрицательным значениям приурочены более 90% известных месторождений УВ).

Результатом первого этапа являются структурно-тектоническая схема и карта зонального прогноза.

II этап - локальный прогноз. Его особенность заключается в проведении комплексной аэрогеофизической съемки масштаба 1:100 000 на площадях, охватывающих ранее выделенные перспективные зоны. Аэроисследования выполняются на самолете Ан-2 с применением аэрокомплекса КАС-1 (разработчик - ВИРГ-Рудгеофизика). В комплекс входят :

1) двухканальный квантовый магнитометр МГМ-05,

2) гамма-спектрометр ГСА-99,

3) газоанализаторы ДОГА-М1;

4) измеритель радиационной температуры в ИК-диапазоне,

5) спутниковая навигационно-геодезическая система «АБРИС-ГЕО»;

6) система регистрации и оперативной обработки данных на базе двух IBM -совместимых компьютеров.

По завершении полевых работ и этапа обработки геофизических материалов, на основе раздельного анализа физико-химических полей (аномальное магнитное поле, содержания: урана, тория, калия, метана, пропана; мощность экспозиционной дозы; тепловое поле в ИК-диапазоне) осуществляется выделение локальных участков, отвечающих геофизическим поисковым критериям нефтегазоносности. С учетом вновь полученных данных уточняется структурно-тектоническая схема на площадь исследования. Затем производится формализованное суммирование трансформант физико-химических полей, отражающих плановое положение участков, отвечающих поисковым критериям нефтегазоносности.

С целью повышения достоверности прогнозных выводов дополнительно реализуется метод «распознавания образов» с применением нейронных сетей. В качестве эталонов используются месторождения УВ, расположенные в пределах изучаемой площади. На основе результатов формализованного суммирования и «распознавания образов» производится выделение локальных участков, имеющих перспективы на обнаружение залежей УВ. Дается вероятностная оценка достоверности прогнозных выводов.

Практическое применение данной технологии рассматривается не как альтернатива сейсморазведочным работам, но как опережающий эти работы этап, способствующий восстановлению стадийности поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений.

Основные результаты апробации сводятся к следующему:

1. Месторождения УВ приурочены к зонам динамического влияния глубинных разломов, особенно к участкам повышенной проницаемости на стыках геоблоков, а также к узлам пересечений разнонаправленных тектонических нарушений.

2. Плотная, разноориентированная сеть тектонических нарушений, зачастую отражающаяся в современном рельефе, свидетельствует о высокой тектонической активности территории в новейшее время, что, в свою очередь, указывает на возможность существования в осадочном чехле сложно построенных залежей УВ.

3. Приуроченность всех известных месторождений УВ к локальным поднятиям гетерогенного фундамента или к их склонам в пределах западной части исследуемого участка и позволила сделать вывод о нефтегазоконтролирующей их роли.

4. Система комплексной интерпретации геофизических полей, базирующаяся на компьютерных технологиях, позволила установить плановое положение 23 участков различной степени перспективности (рис).

Заметим, всего за 10 месяцев осуществлена оценка нефтегазоносности площади, охватывающей 9 000 км 2 . Этот показатель, с учетом результатов прогноза, наглядно демонстрирует высокую геологическую и экономическую эффективность рассмотренной технологии и является достаточным основанием для применения опережающих дистанционных методов при оценке нефтегазоносности слабо изученных территорий исследуемого участка.

3.2 Разработка проекта

Перед разработчиками предстали следующие задачи:

Определить стратегию добычи на ближайшие 10 лет. Стоит ли добывать газ, газовый конденсат и нефть одновременно или сфокусироваться только на газе? Какие технологии добычи использовать?

* Создать технологический план проекта. Какое оборудование будет использоваться? Как транспортировать сырье с месторождения на сушу? и т.п.

* Описать необходимую инфраструктуру. Где должен находиться завод по сжижению природного газа? Как провести трубопроводы? Нужны ли танкерные перевозки?

* Определить рынки сбыта. есть ли этот рынок? Какой спрос ожидается в среднесрочной и долгосрочной перспективе? По какой цене можно будет продавать газ? С кем придется конкурировать?

* Разработать высокоуровневую бизнес-стратегию месторождения. Провести анализ основных экономических характеристик: стоимости, границ эффективности.

* Оценить организационный потенциал проекта. Какие потребуются компетенции для его реализации и где их взять?

* выявить и оценить технологические и экономические риски, разработать программу по управлению ими (технологические и экономические решения).

Итак проанализируем проект, разработаем проект и обоснуем его рентабельность. Реализация проекта позволит Газпромнефть стать первопроходцем в освоении богатых запасов на шельфе Восточно-Сибирскогоморя

Оптимально добывать все углеводороды участка

Рисунок 6. Добываемая доля общих запасов

В базовом сценарии месторождение показывает сильные экономические результаты

Рисунок 7. Схема экономические результаты проекта по базовым подсчетам

Несмотря на экстремальность условий добычи, в мире существуют практики разработки нефтяных и газовых месторождений на арктическом шельфе

Рисунок 8. Добыча нефти на арктическом шельфе

Несмотря на экстремальность условий добычи, в мире существуют практики разработки нефтяных и газовых месторождений на арктическом шельфе

Рисунок 9.Примеры добычи на арктическом шельфе

При разработке технологического плана имеет смысл опираться на удачные решения, примененные на других арктических месторождениях

Базовая схема разработки опирается на опыт платформы Приразломная

Использование существующего опыта уменьшит технологические риски

Строительство стационарной платформы на кессоне

Бурение куста добывающих (многозабойных) и одной нагнетательной скважин под платформой

Сепарация и хранение нефти на платформе

Отгрузка нефти с платформы на танкеры

До строительства завода СПГ попутный газ используетсяв качестве топлива или нагнетается в скважину

Дальнейшая разработка предполагает решение аналогичное норвежскому месторождению Сн?вит

Использование нестационарной полупогружной платформы для подводного бурения новых скважин

Создание нескольких кустов скважин для добычи газа и газоконденсата

Прокладка трубопроводов (отдельно для газа и нефти с газоконденсатом) на сушу

Использование компрессорного оборудования стационарной платформы для транспортировки

При необходимости покрытия большой площади строительство ещ? нескольких платформ

Принципиальная схема месторождения имеет следующий вид:

Рисунок 10. Принципиальная схема месторождения

Логистика проекта

Из всех вариантов транспортировки был выбран самый экономный, однако даже он предполагает создание перерабатывающих мощностей на ближайшем берегу



Рисунок 11. Логистика проекта

План освоения месторождения предполагает создание перерабатывающих мощностей для газа и конденсата на ближайшем берегу

Мощность заводов, подготавливающих газ и конденсат к транспортировке :

13 млн. тонн СПГ в год

1.5 млн. тонн ШФЛУ

2.7 млн. тонн л?гких фракций нефти

При увеличении запасов углеводородов в месторождении возможно строительство дополнительных производственных линий с относительно низкими издержками (-20-30%)

В условиях вечной мерзлоты используются модульная схема строительства; модули устанавливаются на сваях .

Вечная мерзлота способствует повышению стоимости строительства на 50%.

Низкая среднегодовая температура увеличивает производительность завода СПГ.

В связи с необходимостью «северных» зарплат используются наименее трудоемкие технологии.



Рисунок 12. Технологии используемые в проекте

Направления сбыта проекта

Успешному сбыту продукции месторождений будет способствовать общий рост спроса на энергоресурсы, в частности СПГ, нефть и продукты переработки конденсата

До 2040 года нефть и газ не будут полностью замещены альтернативными источниками энергии

нефтегазовый месторождение риск дистанционный

Рисунок 13. Потребление первичной энергии

Ожидаемый спрос на СПГ в мире будет расти быстрее производства на существующих и строящихся мощностях



Рисунок 14. Спрос на СПГ

Наибольший вклад в рост спроса на нефть сделает увеличение количества автомобилей

Рисунок 15. Увеличение спроса на автомобили

Газовый конденсат может быть переработан в стандартные продукты для дальнейшей реализации

Рисунок 16. Переработка газового конденсата

Основными рынками сбыта нефти и СПГ с месторождения им. Перельмана-Иванова являются Китай, Япония, Южная Корея и Тайвань

Рисунок 17. Основные рынки сбыта нефти и СПГ с месторождения им. Перельмана-Иванова

Основными конкурентами в производстве СПГ являются страны Северной Америки и Ближнего Востока

Рисунок 17. Основные конкуренты проекта

Модель проекта

Из 7 возможных вариантов разработки месторождения был выбран вариант с добычей одновременно нефти, газа и конденсата из-за выигрыша за счет синергии



Разработка месторождения потребует суммарных капитальных затрат в размере 17.5 млрд. долл. и сумма приведенных денежных потоков составит 3.8 млрд. долл.

Пик капитальных затрат на проект приходится на 2019-2020год, когда необходимо завершать строительство объектов

Рисунок 19. Затраты на проект

Месторождение выйдет на пик денежных потоков только к 2025 году: 13.5 млрд. долл



Рисунок 20. Доход от проекта

Проведенный анализ чувствительности и стоимости проекта и границ его эффективности определил влияние отклонения цены газа как наибольшее

Рисунок 21. Анализ чувствительности проекта

Рассмотрение 3 сценариев развития мировой энергетики позволяет определить влияние внешних факторов на окупаемость проекта



Рисунок 22. Влияние внешних факторов на окупаемость проекта

Проект становится не рентабельным при реализации негативного сценария

Рисунок 23. Нерентабельность проекта

После определения границ эффективности проекта предложены альтернативные варианты развития: открытие завода по сжижению в Магадане или Владивостоке



Рисунок 24. Альтернативные варианты развития

Организация и риски

Ключевыми рисками проекта являются строительный, геологический и риск финансирования

Структура управления потенциальными рисками на месторождении имени Перельмана-Иванова

Рисунок 25. Карта управления рисками текст кейса, А.Конопляник: «Анализ рисков финансирования нефтегазовых проектов», анализ команды Oil&Jazz

Для успешного внедрения и развития стратегии управления рисками является четкий контроль и система риск менеджмента , а также высокоэффективная организационная структура

Рисунок 26. Критические риски текст кейса, А.Конопляник: «Анализ рисков финансирования нефтегазовых проектов», анализ команды Oil&Jazz

Благодаря принятию мер на всех объектах шансы экологической катастрофы в регионе минимальны



Рисунок 27. Меры минимизации рисков

Разработанная стратегия хеджирования рисков снизит вероятность возникновения рисков и их негативный эффект

Рисунок 28. Стратегия хеджирования рисков

Для успешной разработки месторождения имени Перельмана-Иванова необходимо привлекать внешних консультантов и специалистов, обладающих нужными компетенциями

Реализация проекта может быть разделена на 4 этапа, для каждого необходим значительные компетенции

Рисунок 29. Этапы реализации проекта

Предпосылки расчета финансово-экономической модели

В качестве предпосылок расчета использованы данные кейса и аналогичных проектов

Рисунок 30. Предпосылки расчета финансово-экономической модели

Таким образом, накопленный опыт дает основание считать, что рассмотренные компьютерные технологии могут быть успешно реализованы при геохимических поисках на нефть и газ, особенно в труднодоступных территориях со сложным геологическим строением осадочного чехла, включая акватории Арктики.

Заключение

Эффективность прогнозирования, поисков и разведки скоплений углеводородов (УВ) может быть существенно повышена в результате использования технологий геохимических поисков месторождений нефти и газа (ГПНГ). Особо важное значение, эти методы приобретают в малоизученных и труднодоступных районах со сложными климатическими условиями, где разрешающая способность традиционных геолого-геофизических исследований на нефть и газ недостаточно высока. Современные теоретические основы нефтегазопоисковой геохимии базируются, с одной стороны, на явлениях парагенезиса зонально-кольцеобразных геофизических, геохимических и биогеохимических полей в осадочном чехле земной коры и связанных с ними процессом субвертикального массопереноса вещества и энергии из скоплений УВ, а с другой -- на теорию формирования геохимических полей нефтяных и газовых месторождений.

Внедрение компьютерных технологий в производсто ГПНГ в СССР начиналось с разработок ВНИИгеосистем в 1972 г. (Петухов А.В. и др.,1972) и нашло свое продолжение в работах Петухова А.В.,Ванюшина В.А.,Сиротюка В.А. и др.(1976-1993 гг.), в которых нашли отражения фундаментальные исследования в области обработки и интерпретации геохимической информации и разработаны методические рекомендации по компьютеризации всего камерального процесса ГПНГ.

В настоящее время методы геохимических поисков месторождений нефти и газа перетерпели существенные качественные изменения, вызванные внедрением в производство новой более чувствительной химико-аналитической аппаратуры. Спектр определяемых УВ расширился от С1-С5 до С1-С25, а чувствительность определений геохимических компонентов увеличилась с n х 10-4 до n х 10-6-10-9. Прогрессивные изменения произошли и в современных компьютерных технологиях: появилась новые программно-вычислительные комплексы, решающие задачи по интерпретации геохимической информации на более высоком уровне.

В практике поисков месторождений нефти и газа типичной является ситуация, когда по геохимическим параметрам известного месторождения необходимо осуществить оценку нефтегазоносности на сопредельных поисковых площадях. Одним из таких примеров применения компьютерных технологий при интерпретации геохимических данных при ГПНГ может служить нефтегазоконденсатное месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе. Фактической основой для прогнозной оценки служили значения содержаний геохимических показателей Не, Н2, N2, CO2, С7 - С24 в 22 пробах эталонного месторождения и в 540 пробах, отобранных в приповерхностных отложениях из скважин (глубиной 1-2 метра) на территории поисковых площадей. Формально задачу настоящего исследования можно сформулировать следующим образом: используя групповой спектр и уровень значений концентраций геохимических компонентов в пробах месторождения в качестве эталона, выявить на поисковых площадях области, максимально «схожие» с параметрами эталона. При этом геохимические параметры эталона могут включать, как результаты аналитических исследований пластовых проб скоплений УВ, так и проб приповерхностных отложений или донных осадков. Для простоты изложения в дальнейшем будем понимать под термином «эталон» - пробы, характеризующие месторождения, а под термином «экзамен» - пробы, соответствующие территории поисковых площадей.

В ходе исследования был рассмотрен механизм принятия решений при освоении проекта разработки нефтегазовых месторождений, а именно месторождение имени Перельмана-Иванова. Также были предложены пути совершенствования данного месторождения.

На первом этапе были проведены опытно-промышленные работы, по результатам которых получены некоторые данные, позволяющие говорить об участке как о перспективном. На всей его площади описаны благоприятные условия для формирования залежей углеводородного сырья. Анализ показал значительные площади и амплитуды перспективных объектов, высокую вероятность наличия коллекторов и покрышек. Район был максимально геолого-геофизически изучен, доказана его нефтеносность. Средняя толщина осадочного чехла достигает 9 км.

Основные перспективные комплексы залегают на доступных для бурения глубинах. На площади области картируется система валообразных поднятий, являющихся перспективными для поиска крупных месторождений.

Предпосылки нефтегазоносности -- большая мощность осадочного чехла, наличие проницаемых резервуаров, покрышек и устойчивое погружение территории области на поздних этапах геологической истории. в пределах выявленных крупных структур возможно формирование газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей.

Было решено увеличить коэффициент извлечения конденсата с помощью сайклинг-процесса на месторождениях.

Известно, что на отечественных месторождениях разработка газоконденсатных залежей осуществляется в режиме истощения пластовой энергии. Такой режим ведет к потере определенных, нередко значительных, объемов углеводородного конденсата, поскольку растворенный в пластовом газе газоконденсатных залежей углеводородный конденсат при снижении пластового давления выпадает из газовой фазы.

Осаждаясь в пласте, он становится полностью или частично неподвижным. На современном уровне развития нефтегазовой отрасли при разработке газоконденсатных залежей со значительным содержанием конденсата в пластовом газе целесообразно и возможно, с целью повышения коэффициента извлечения конденсата (КИК), осуществлять поддержание пластового давления.

Для нефтяных месторождений основным способом поддержания пластового давления является закачка воды. Опыт же разработки при естественном водонапорном режиме газовых месторождений с неоднородными по коллекторским свойствам пластами показывает, что имеют место невысокие коэффициенты газоотдачи (до 50% и менее).

Поэтому при заводнении газоконденсатной залежи возможны значительные потери газа в пласте. Кроме этого, при заводнении теряется не просто газ, а газ вместе с конденсатом.

Таким образом, накопленный опыт дает основание считать, что рассмотренные компьютерные технологии могут быть успешно реализованы при геохимических поисках на нефть и газ, особенно в труднодоступных территориях со сложным геологическим строением осадочного чехла, включая акватории Арктики.

Список использованной литературы

1. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Струна, 2008, 626 с.

2. Сайклинг-процесс: адресная льгота // Нефтегазовая вертикаль. №15С.116-120.

3. Нефтяной бум Приангарья // Нефть России. №9, 2012. - С.64-67.

4. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. М.: Недра, 2009, 416 c.

5.Мулявин С.Ф. Научно-методическое обоснование разработки малых залежей нефти и газа/ С.Ф. Мулявин, А.Н. Лапердин, А.В.Бяков., Н.И.Зуева,М.В.Кравцова,

6. А.С.Лебедев, А.Н.Юдаков. г. Санкт-Петербург: Издательство«Недра», типография «Полипресс», 2012. -300 с.

7. Р.И. Вяхирев «Теория и опыт добычи газа».

8. А.Г. Дурмишьян «Газоконденсатные месторождения».

9. А.И. Гриценко В.А. Николаев Р.М. Тер-Саркисов «Компонентоодача пласта при разработке газоконденсатных залежей».

10. Р.О. Самсонов, Д.В . Люгай, В.А. Николаев ( ВНИИГАЗ) «Трудноизвлекаемые запасы жидких углеводородов: про6лемы освоения».

11. Габриэлянц Г.А., Аракелян В.А., Шумихин Е.В., Пороскун В.И., Подсистема «Нефть и газ прогноз, поиски, разведка»: Тр Всесоюзного совещания. - М., 2009.- С. 45-47

12. Габриэлянц Г.А., Иванов Г. Н., Пороскун В.И. Опыт разведки и подсчета запасов Астраханского месторождения //Геология нефти и газа.- 2008. №12.-С. 5-10

13. М.Габриэлянц Г.А., Литвиненко А.П., Пороскун В.И. Значение детализацион-ной сейсморазведки при оценке запасов Астраханского месторождения //Геология нефти и газа. 2007. - №9.- С. 1-5

14. Гаврилова Т.А., Червинская К.Р. Извлечение и структурирование знаний для экспертных систем. М.:Радио и связь, 2012.-200 с.

15. Геологический словарь. М.: Недра, 2003. - 308 с.

16. Геометризация месторождений полезных ископаемых. / Под ред. В.А.Букринского и др./. М.: Недра, 2007. - 156 с.

17. Глумов И.Ф., Григорьев М.Н. Информационное обеспечение недропользования на шельфе Баренцева и Карского морей//Разведка и охрана недр. -1998. -№4-5.-С. 33-39

18. Гнеденко Л.С., Пороскун В.И., Фуремс Е.М. Диагностирующая система ДДВ для определения подготовленности месторождения к промышленному освоению // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -2003. -№ 1.-С. 19-22

19. Голубовский В. А., Кучин Е. А. ГИС «Геофизическая изученность РФ», Федеральный банк данных // Arcreview. 2000. - №3 (14). - С. 4

20. Гордеев Д.И. Общие законы развития науки. Минск, 1988. - 120 с.

21. Грановская P.M., Березная И.Я. Интуиция и искусственный интеллект. -Л.: изд. ЛГУ, 2011.- 272 с.

22. Григорьев М. Н., Козлова О. Н., Остроумова Д.М. Пространственный анализ минерально-сырьевой базы углеводородного сырья средствами геоинформационных систем //Arcreview. 2012. - №2 (21). -С. 12

23. Григорьев М.Н. Принципы и подходы многовариантного анализа минерально-сырьевой базы углеводородного сырья // Кн.: Современные проблемы геологии нефти и газа. М.: Научный мир, 2011. - С. 206-212

24. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США.- М.: Недра, 2003.- 140 с.

25. Груза В.В. Методологические проблемы геологии.- М.: Недра, 2007. 181 с.

26. Дэвис Дж. С. Статистический анализ данных в геологии. М.: Недра, 2010.-319с.

27. Демин В.И, Конторович А.Э. Применение математических методов и ЭВМ при подсчете запасов нефти и газа промышленных категорий // Геология и геофизика. 2013.-N 10. - С. 17-21

28. Емельянова Н. М, Пороскун В.И. Вероятностный метод подсчета и классификации запасов нефти и газа (анализ методических подходов) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2004.- № 7.- С. 4-12

29. Емельянова Н. М, Пороскун В.И. Интервальная оценка запасов месторождения в системах классификации запасов //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2004. - № 11. - С. 4-9

30. Зайченко В.Ю. Классификация геологической информации о недрах // Отечественная геология. 1994. -№ 12. - С. 12-16

31. Зайченко В.Ю. Классификация объектов интеллектуальной собственности в сфере недропользования и их правовая защита // Руды и металлы. 2001. - № 2.-С. 24-28

32. Зелькина О.С. Системный анализ основных категорий диалектики. Саратов, 1991.- 140 с.

33. Зубков И.Ф. Проблема геологической формы движения материи . М., 1990.- 168 с.

34. Иваневский Л.И. Философские вопросы геологии. М.,1989. - 105 с.

35. Ильин В.Д., Фортунатова Н.К. Методы прогнозорования и поисков нефтегазоносных рифовых комплексов. М.: Недра, 1988. - 201 с.

36. Информационно-аналитическая система поддержки управления развитием минерально-сырьевой базы ОАО «РОСНЕФТЬ» // Нефтяное хозяйство. -2002. -№ 10. С. 28-32 Григорьев М. Н., Козлова О. Н., Остроумова Д.М, Гудырин М.П., Бородяев Б.Г.

37. Иоффин A.M. Системы поддержки принятия решений. //Мир ПК. 1993. -N5. - С.47-58

38. Искуственный интеллект: В 3 кн. Справочник /под ред.Э.В.Попова/. М.: Радио и связь, 1990. - 538 с.

39. Каждан А.Б. Методологические основы разведки полезных ископаемых. М.: Недра, 1974.-272 с.

40. Карпушин В. 3., Саркисов В. А., Пороскун В. И. Анализ эффективности размещения скважин при разведке массивных залежей //Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. 1974. - № 12. - С. 9-16

Размещено на Allbest.ru