Материал: Экономическая оценка стратегии освоения Северо-Венинского газоконденсатного месторождения Венинского лицензионного блока (проект Сахалин-3)

По результатам промыслово-геофизических исследований и изучения керна коллектор характеризуется пористостью 16-17%, газонасыщенностью 0,5 - 0,69, проницаемостью до 311 мД. Результаты опробования 3-х объектов, данные MDT и ГИС по единственной скважине не дают абсолютного четкого свидетельства о строении газоконденсатной залежи. Отдельные признаки дают основу для предположения о наличии массивно-пластовой газоконденсатной залежи. В первую очередь это выявленные высокие градиенты пластовых давлений (превышающие гидростатические) и высокие значения дебитов свободного газа (от 221,7 до 908,4 м3/сут), указывающие на возможную гидродинамическую связанность пластов.

Рис. 1.2. Сейсмогеологический разрез м. Северо-Венинское

Однако существуют отдельные показатели, дающие шанс предполагать наличие глинистых пропластков-экранов при которых гидродинамическая связь пластов может отсутствовать, что указывает на возможность наличия пластово-сводовой модели газоконденсатной залежи.

Подсчет запасов Северо-Венинского месторождения произведен объемным методом для обоих вариантов ресурсной базы с использованием программного комплекса Petrel (Шлюмберже). При определении подсчетных параметров использованы данные интерпретации ГИС по скважине Северо-Венинская №1.

Продуктивный интервал в скважине имеет эффективную газонасыщенную толщину - 170,5 м. Средневзвешенная по толщине прослоев пористость для запасов категории С1 составила 17%, газонасыщенность - 69 %. Для запасов категории С2, выделенных в Блоке ниже запасов категории С 1, расчетная газонасыщенность составляет 51%, пористость - 16%.

Подсчетные параметры, зависящие от состава газа, приняты по результатам анализа проб газа. Потенциальное содержание конденсата принято по аналогии с месторождением Лунское.

Запасы газа и конденсата для Северо-Венинского месторождения взяты без корректировки и отражают возможные запасы как при пластово-сводовом, так и массивном строении резервуара (таблица 1).

Таблица 1.1 Запасы УВ промышленных категорий м. Северо-Венинское Пластово-сводовая модель строения залежи

1.2 Добычные возможности месторождения

Сценарий разработки Северо-Венинского газоконденсатного узла основывается на представлениях о его геологическом строении, принятых и рассчитанных параметрах залежи и показателях разработки.

1.2.1. Обоснование количества скважин

Учитывая выявленную плотность запасов (1,85 млрд.м3/км2), линейные размеры залежи, его блоковое тектоническое строение и принятый радиус дренирования скважины газа (2 км) предполагается, что оптимальная разработка залежи может проводится наклонно-направленными скважинами с горизонтальным заканчиванием до 1 км в отдельном тектоническом блоке при условии экранирующих качеств разделяющих нарушений.

При этих сценарных условиях разработка массивной залежи месторождения может вестись 3 наклонно-направленными скважинами. Этот вариант принят базовым для технико-экономического расчета.

1.2.2. Расчет оптимального дебита газовой скважины

При полученных коэффициентах фильтрационного сопротивления из газодинамических исследований скважины Северо-Венинская №1 абсолютно-свободный дебит газа оценивается величиной 7647 тыс.м3/сут.

Рабочий дебит газовой скважины обычно принимается в интервале 0,1  0,3 от абсолютно свободного, что составит порядка 765 - 2294 тыс.м3/сут. Рекомендуемый дебит - 0,15* qабс.св=1147 тыс.м3/сут.

Для последующих расчетов по базовому варианту разработки qабс.св был принят в размере:

·         1000 тыс. м3/сут - для пессимистичного варианта оценки запасов (25,3 млрд. м3);

·        1200 тыс. м3/сут - для оптимистичного варианта оценки запасов (49, 02 млрд. м3)

Таблица 1.2 Промысловые параметры скв. Северо-Венинская №1

1.2.3 Коэффициент извлечения газа

Режим разработки Северо-Венинского месторождения предполагается как режим истощения. При данном режиме разработки коэффициент извлечения газа (КИГ) обусловлен конечным пластовым давлением, которое в свою очередь зависит от минимально возможного давления на устье, и, в отдельных случаях, КИГ может достигать 90-99%.

КИГ высчитывался по формуле материального баланса для залежей с режимом истощения и в качестве расчетного был принят в размере 0,868.

Оптимальный дебит газовых скважин основывается на абсолютно-свободном дебите. Продолжительность газовой полки зависит от пластового предельного давления, ниже которого невозможно поддерживать принятый оптимальный газовый дебит. При падении давления ниже пластового предельного и переходе месторождений на завершающую стадию эксплуатации падение дебитов газовых скважин происходит по экспоненциальной зависимости.

Минимальное давление на устье взято по аналогии с шельфовыми месторождениями проекта «Сахалин-1».

1.2.4. Построение профиля добычи

.2.4.1 Пессимистичный вариант оценки запасов (25,3 млрд. м3)

Для расчета профиля добычи газа запасы категории С1 взяты полностью, запасы категории С2 - с коэффициентом 0,75. Следует отметить, что коэффициент 0,75 является минимально допустимым согласно российским методикам по подсчету запасов и подготовке проектных документов по разработке газовых месторождений и применен для пессимистичного варианта оценки запасов с целью определения минимально возможных показателей проекта. Таким образом, начальные запасы газа для расчета профиля добычи газа по пессимистичному варианту - 23,7 млрд. м3.

На основе принятых показателей разработки рассчитан профиль добычи свободного газа.

Далее полученный профиль добычи газа сокращен следующим образом: добыча менее 0,4 млрд. м3 газа в год принята нерентабельной (с точки зрения содержания операционной компании). С учетом этого, последним годом добычи принят 21 год с начала добычи. Таким образом, фактический КИГ по месторождению составит 0,836, что не превышает расчетного (расчетный КИГ составляет 0,868). Для сравнения: при защите техсхемы разработки месторождения Чайво был рассчитан и утвержден в ЦКР КИГ - 0,86.

Итоговая промышленная добыча газа сокращена на 0,055 млрд. м3 газа в год согласно приведенным в разделе Концепция обустройства и добычи потребностям УКПГ на собственные нужды.

Рис. 1.3. Профиль добычи газа м. Северо-Венинское (запасы 25,3 млрд. м3)

Таблица 1.3 Итоговый профиль товарного газа и конденсата для варианта оценки запасов 25,3 млрд. м3

1.2.4.2 Оптимистичный вариант оценки запасов (49,02 млрд. м3)

Для оптимистичного варианта к категории запасов С2 применен коэффициент перевода в С1, рекомендуемый ГКЗ России и равный 0,5.

С учетом применения всех коэффициентов, а также вычета газа на собственные нужды в процессе эксплуатации, суммарный объем товарного газа для оптимистичного варианта составляет 39,5 млрд. м3.

Суммарный объем товарного конденсата 910 тыс. тонн (конденсатный фактор - 30,6 г/м3)

Рис. 1.4 Профиль добычи газа м. Северо-Венинское (запасы 49,3 млрд. м3)

1.3.   Программа ГРР

Реализация программы планируется в период 2011-2014 гг. с учетом продления лицензии на геологическое изучение до 2013 года и получения лицензии на разведку и добычу газа Северо-Венинского месторождения сроком на 30 лет.

Для оценки Северо-Венинского месторождения до начала разведочного бурения потребуется бурение одной поисково-оценочной скважины для подтверждения строения резервуара, уточнения кровли продуктивного комплекса, прироста запасов по зоне С2 и подтверждения газоносности глубокозалегающих пластов.

После завершения оценочных работ будет проведен перерасчет запасов, с учетом которого будет подготовлена Техсхема разработки.

1.4.   Расчет профиля эксплуатационной скважины

Расчет профиля эксплуатационной скважины был выполнен с применением опыта и технологии компании Шлюмберже. Предполагается бурение 2-х скважин протяженностью 8 749 метров и одной скважины протяженностью 9 546 метров. Компанией Шлюмберже подтвержден профиль эксплуатационной наклонно-направленной скважины с большим отходом от вертикали.

Рис. 1.5 Профиль эксплуатационной наклонно-направленной скважины с берега

1.5.   Выбор буровой установки и расчет времени строительства эксплуатационных скважин

Расчет нагрузок БУ и расчет времени на строительство скважины выполнен на основе опыта и имеющихся данных компании Шлюмберже.

По их данным для планируемого бурения потребуется наземная буровая установка грузоподъемностью не менее 430 тонн. Возможность аренды подобной БУ и её стоимостные данные были подтверждены одним из крупных международных операторов наклонно-направленного бурения - компанией Nabors.

Расчетная продолжительность бурения составит 64 дня. Время на спуск эксплуатационного инструмента - 5 дней, на перемещение между скважинами - 3 дня. По рекомендации компании Шлюмберже, для целей технико-экономических расчетов с учетом возможных непредвиденных ситуаций, время на бурение скважин увеличено на 30% относительно расчетного.

2.      концепция обустройства и добычи

2.1.   Сценарии разработки

В настоящей работе приведен базовый вариант: разработка Северо-Венинского месторождения с берега. Остальные варианты (морская стационарная платформа гравитационного типа и подводно-устьевые добычные комплексы) выведены из рассмотрения по результатам экономической, либо технической несостоятельности.

2.2.   Результаты рекогносцировочных работ в местах предполагаемого размещения производственных объектов

В ходе рекогносцировочных работ, проведенных в сентябре 2009 г., было обследовано несколько площадок потенциального размещения производственных объектов для освоения Северо-Венинского месторождения. По результатам данных работ были выявлены наиболее подходящие места для размещения производственных объектов.

Для разработки концепции обустройства проекта рекомендовано:

·        на косе Пластун, в ее северной части, предусмотреть размещение площадки для монтажа буровой установки с возможностью разбуривания месторождения наклонно-направленными скважинами;

·        в виду достаточной свободной и пригодной территории в районе урочища Такрво, предусмотреть площадку размещения узла комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГ).

Единственным сложным и важным моментом, который следует иметь в виду при обустройстве буровой площадки на косе Пластун является то, что Ногликский район, и конкретно коса Пластун, являются местами исконного обитания и жизнедеятельности нескольких десятков родовых хозяйств Коренных малочисленных народов Севера (КМНС), что может создать определенные трудности для промышленного освоения данных участков суши. Данный вопрос детально рассмотрен в природоохранном разделе.

2.3.   Схема обустройства месторождения

Разработка Северо-Венинского месторождения включает в себя строительство и монтаж следующих объектов:

·  береговую площадку (БП) с буровой установкой для разбуривания месторождения Северо-Венинское;

·        узел комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГ);

·        трубопровод неразделенной продукции БП Северо-Вениская - УКПГ (Ду 500 мм, L= 9 км);

·        газопровод УКПГ - крановый узел Боатасино (Ду 400 мм, L= 55 км);

·        конденсатопровод УКПГ - действующая трубопроводная система НГДУ «Катанглинефтегаз» (Ду 100 мм, L= 3,5 км).

Схема обустройства и размещения основных производственных объектов для освоения Севро-Венинского месторождения приведена на Рис. 2.1.

2.4.   Характеристика основных объектов обустройства и добычи

2.4.1. Береговая буровая площадка

Береговая буровая площадка (БП) предназначена для разбуривания Северо-Венинского месторождения наклонно-направленными скважинами длиной до 9 км по стволу. На площадке размещается основное и вспомогательное оборудование, включая следующие сооружения:

·    буровой комплекс;

·        дизель-электрическая станция;

·        котельная установка;

·        узел водоснабжения;

·        парк горюче-смазочных материалов (ГСМ) и технической воды;

·        административно-бытовой комплекс;

·        площадка хранения бурильных и обсадных труб, долот, запасных частей, резервного оборудования и металлолома.

Рис. 2.1 Схема обустройства по базовому варианту

Для производства СМР, завоза оборудования и материалов требуется строительство подъездных автодорог от существующих федеральной и районной трасс к буровым площадкам протяженностью примерно 3 и 20 км соответственно.

Площадка от воздействия штормовых и нагонных морских волн защищается комбинированным берегозащитным сооружением.

2.4.2. Берегозащитное сооружение

В качестве основного защитного покрытия используются мешки с песком объемом 3м3. В качестве дополнительных мероприятий, повышающих надежность и устойчивость покрытия от размыва, предусматривается устройство стенок из шпунта и шпунтовых свай перед покрытием из мешков и в тыловой части сооружения.