Технологии и оборудование для освоения шельфа

Континентальный шельф России характеризуется крайне сложными природно- климатическими условиями, что добавляет новый уровень сложности в проблемах освоения морских углеводородных месторождений, а стратегия работ на шельфе должна основываться на новых эффективных технико-технологических решениях, обеспечивающих рациональное использование природных ресурсов, снижение капитальных вложений, выполнение требований безопасности и охраны окружающей среды. В этом контексте ввод в разработку месторождений шельфа арктических и дальневосточных морей является, по существу, крупнейшей стратегической и инфраструктурной проблемой, требующей для своего решения создание и внедрение новых видов техники и технологий, а также необходимых объектов инфраструктуры.

Можно согласиться с мнением авторов статьи [1], что процессы реализации указанных проектов сопряжены с уникальностью каждого месторождения, необходимостью принятия ключевых решений (технических, организационных и инвестиционных) в условиях значительной неопределенности, большой капиталоемкостью проектов и высокой степенью инвестиционных рисков. Поэтому шельфовые проекты, на наш взгляд, должны обеспечиваться опережающими научными исследованиями, необходимыми для разработки конкретных морских месторождений. В первую очередь эти исследования должны включать:

- разработку и совершенствование методов, обеспечивающих надежность расчетных показателей разработки морских месторождений в краткосрочной, среднесрочной и долгосрочной перспективах; а также

- разработку принципиально новых схем обустройства морских месторождений в условиях Арктики, включая весь спектр возможных потенциальных технологий (создание промысловых объектов платформенного и подводного исполнения, в том числе, функционирующие по безлюдной технологии).

Обеспечение надежности расчетных показателей разработки морских месторождений

Целостность процесса разработки месторождения - от моделирования пласта до выбора схемы заканчивания скважин, получения первой продукции и последующей эксплуатации месторождения - обусловливает необходимую гибкость и адаптивность проектных решений, поскольку любая новая информация о продуктивном пласте, технологии применительно к реальным условиям месторождения, а также множество других существенных факторов, зачастую выявляются лишь в ходе реализации проекта, приводят к расширению и развитию представлений об оптимальной разработке месторождения, игнорирование которых почти всегда имеет негативные последствия.

Это приводит, в первую очередь, к неоправданно завышенным капитальным затратам и эксплуатационным расходам, а зачастую и к потере углеводородного сырья.

В России эксплуатируется большое число интегрированных систем, объединяющих геолого-геофизические и промысловые характеристики месторождений, получаемые в результате сейсмических и геофизических исследований, лабораторных исследований пластовых флюидов и отобранного при бурении скважин керна, а также гидродинамических исследований скважин. Проектирование разработки месторождений углеводородов осуществляется с использованием информационных технологий путем создания геологических и гидродинамических моделей резервуара и промысловых систем. Однако, как утверждают авторы статьи [2], выявлена парадоксальная зависимость: по мере внедрения современных методов гидродинамического моделирования при проектировании разработки нефтяных месторождений качество выполнения проектных уровней добычи нефти неуклонно снижается (рис. 1).

По мнению автора [2], одной из основных причин является неадекватность геолого-гидродинамических моделей (ГГДМ), не позволяющих достоверно установить адрес остаточных запасов, а, по мнению авторов статьи [3], столь большие систематические погрешности, достигшие в 2014 году 143 млн. т, или 22,2%, обусловлены тем, что регламенты оценки извлекаемых запасов содержат серьезные методические ошибки.

Изучение опыта специалистов различных организаций в области геолого­гидродинамического моделирования процессов разработки нефтяных и газовых месторождений России, основанных на интегральных результатах эксплуатации конкретных объектов показывает, что они часто противоречивы, а на точность прогнозирования показателей влияют неполнота информации о геологическом строении и физических свойствах пласта и флюидов, а также несовершенство принятых в настоящее время методик обработки исходных данных для моделирования. Например, ошибка в 1 % при определении скорости сейсмических волн, обусловленных осложнениями геологического строения, может приводить к существенным погрешностям прогноза положения кровли залежи, ВГК или ВНК, и повлечь изменение объема запасов на +/- 20%. На рис.2 приведены результаты расчетного влагосодержания пластового газа газоконденсатного месторождения при возможных отклонениях (ошибках) определения величин термобарических параметров пласта (давление и температура) от реальных значений, в значительной степени влияющего на показатели разработки газоконденсатного месторождения, подготовки скважинной продукции и утилизации добываемой попутной воды. Результаты расчетов показывают, при наличии погрешности в определении термобарических параметров пласта только ±5%, ошибка в определении расчетного влагосодержания газа может достигать почти 50 % [4]. Имеются и другие объективные факторы, влияющие на точность геолого-гидродинамических моделей.

К сожалению, неадекватность цифровых программных пакетов геологического и гидродинамического моделирования, являющиеся в большинстве случаев «черными ящиками», часто не воспринимаются лицами, принимающими решения, создавая у них ощущение полной репрезентативности результатов модельных расчетов реальным показателям разработки. Однако, сложная картина взаимосвязи методов исследования и обработки исходных данных, низкая степень обоснованности технологических режимов весьма далеки от описания истинных процессов, происходящих в пласте и в стволе скважины, а принимаемые критерии являются весьма условными. Такая ситуация обусловлена сложной взаимосвязью методов исследования и обработки исходных данных, необходимых для построения геологической и фильтрационной моделей.

Морским месторождениям, в отличие от месторождений суши, присущи малые объемы поисково-разведочного бурения и отсутствие этапа опытно-промышленной эксплуатации. Указанные обстоятельства, наряду с объективной ограниченностью существующих знаний об истинных процессах, происходящих в пласте и в стволе скважины, представляются весьма серьезными при обосновании инвестиций по обустройству морских месторождений в ледовитых морях, поскольку системы обустройства не могут в дальнейшем существенно корректироваться без значительных дополнительных капитальных вложений. При решении подобных задач, которые сводятся к задачам исследования операций в условиях неопределенности, широко применяются различные модификации минимаксных критериев оптимальности. Они отражают более или менее консервативную позицию, рекомендуя применять стратегии, обеспечивающие получение лучших результатов в худших условиях. Однако, как показывает практика исследований динамики и структуры капиталовложений в разработку нефтяных месторождений Западной Сибири [5], ориентация на начальные потенциальные ресурсы при обустройстве месторождений даже в условиях суши приводят значительному снижению (примерно в 2,5 – 3 раза) эффективности инвестиций. Очевидно, что для морских месторождений изменения (адаптации) технологических схем обустройства из-за изменения (уточнения) геологопромысловых параметров в процессе эксплуатации приведут к более значительным дополнительным капвложениям и снижению их эффективности. Следовательно, применение минимаксных критериев при принятии технических решений по обустройству месторождений вряд ли может быть оправданной.

Ключевым аспектом повышения надежности и снижения рисков при проектировании обустройства морских месторождений является достижение существенно более детального понимания фундаментальных физических и химических свойств горных пород и флюидов, которые оказывают решающее влияние на показатели суммарной добычи и обеспечение приемлемых экономических показателей проекта. Это требует значительного наращивания экспериментальных возможностей для понимания массообменных и гидродинамических процессов, происходящих в пластовых средах и промысловых объектах, и точного прогнозирования физических и химических параметров.

Мировой опыт подтверждает эффективность такого инструмента испытания технологий и разработок, как опытные стенды и полигоны. Хотя возможности испытаний на специализированных стендах ограничены узкими направлениями (например, модельные скважины и трубопроводы для исследования процессов течения многофазных потоков; испытания различных реагентов; подбор конструкции скважин; спуск/подъем скважинного оборудования и др.), и их недостаточно для подтверждения всех характеристик и параметров, на наш взгляд, отработка технологий добычи и промыслового транспорта продукции в модельных условиях конкретного морского месторождения с учетом вариаций параметров геологической и гидродинамической неопределенностей позволяет существенным образом снизить реальные риски.

В мире известны: полигон Rоску Mountain Oilfield Testing Center (США), который

действует более 20 лет от бурения и методов увеличения нефтеотдачи до сепарации газов и утилизации СО₂. Полигон Ullrigg drilling and well center (Норвегия) представляет собой полномасштабную буровую вышку морского типа для исследования широкого спектра технологий. Пользователям доступны скважины различных типов и богатая наземная инфраструктура. Полигон ProlabNL В. V. (Нидерланды) предлагает высококачественные крупномасштабные тестовые площади с использованием настоящих углеводородов (газ и сырая нефть) под высоким давлением для моделирования условий добычи и подготовки добываемой продукции настоящего месторождения. Имеются и другие полигоны, на которых можно исследовать технологии добычи и транспорта углеводородов морских месторождений.

Практическими условиями для создания испытательного полигона в России обладает ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в котором с 60-х годов прошлого столетия эксплуатируются модельные стенды для исследований вертикальных, наклонных и субгоризонтальных потоков, диагностики газожидкостных потоков в призабойной зоне скважин и трубопроводах сложной конфигурации и др. Учеными института опубликован ряд ключевых работ в области исследований многофазных потоков применительно к нуждам газовой и нефтяной отрасли. Эти монографии стали классическими в теории и практике многофазной гидродинамики.

В качестве примера, демонстрирующего недостаточную точность модельных расчетов в сравнении с экспериментальными результатами, на рис. 3 [6] приведена экспериментально полученная гидравлическая характеристика скважины при течении газоконденсатной смеси, в сравнении с расчетами по гомогенной модели газожидкостной смеси и модели сухого газа.

Комплексные исследования технологий на экспериментальных установках позволяют минимизировать риски, связанные с надежностью прогнозирования и обеспечения проектной добычи, а полученные результаты использовать на всех стадиях проектирования разработки и обустройства, выбора конструкции скважин и элементов промыслового обустройства, определения режимов эксплуатации и алгоритмов управления промысловыми системами в конкретных геолого-промысловых условиях реального месторождения.

Обоснование новых схем обустройства морских месторождений

Важной задачей опережающих научных исследований является научно- техническое прогнозирование, в котором морское месторождение рассматривается как сложная технолого-экономическая система, включающая полный производственный цикл: от разведки и разработки месторождения до поставки продукции потребителю. Следует отметить, что если разработка специализированных прогнозов по видам деятельности, включая геологический и экологический прогнозы, для морских проектов не вызывает особых сложностей, разработка прогнозов по направлениям производственной деятельности (выбор систем разработки и обустройства месторождения, конструкции скважин, профиль добычи продукции и т.п.) требует многовариантных квалифицированных технико-экономических расчетов, обусловленных объективными неопределенностями в исходных данных и связанных с этим требованием по обеспечению необходимой гибкости проектных решений.

Задачи научно-технического прогнозирования, предваряющие проектные работы по освоению конкретных морских месторождений, определяются условиями природно­географического, геологического и инженерно-океанологического размещения морских месторождений. Поэтому программы НИОКР даже при одинаковых функциональных задачах для месторождений разных акваторий будут отличаться друг от друга. В процессе научно-технического прогнозирования необходимым является отбор критических технологий и оценка их влияния на конечные показатели морской нефтегазодобычи. Анализ показывает, что многие традиционные направления отраслевой нефтегазовой науки, ориентированные на достижение эффектных, но частных целей (например, рост проходки на долото, повышение единичной производительности промыслового оборудования и др.) не оказывают существенного влияния на конечную эффективность основных процессов морской нефтегазодобычи. Заметные конечные результаты могут быть получены только при комплексном решении возникающих научно-технических задач. Предпроектные исследования должны выявить все узкие места будущего проекта. Малоквалифицированное проведение работ этого этапа обычно приводит к неадекватному увеличению сроков и стоимости проектных работ. Заметим, что на одном из шельфовых проектов, при проектировании стационарной платформы допустили небрежность - не учли низкие температуры воздуха в зимний период и необходимость теплоизоляции буровой вышки, что вызвало задержку ввода платформы в эксплуатацию на целый год.

Основными особенностями проектирования, строительства и эксплуатации объектов морского нефтегазового проекта являются их уникальность, а объекты проекта представляют собой сложные многопрофильные наукоемкие системы, распределенный между подрядчиками характер работ по разработке и реализации проекта, а также длительность эксплуатации промысловых сооружений (порядка 50 лет), которая накладывает особые требования к надежности и безопасности объектов. Мировой опыт демонстрирует, что современный уровень морской нефтегазодобычи был достигнут только благодаря научно-техническому прогрессу, внедрению новых прогрессивных технологий на всех стадиях освоения: разведки, разработки, добычи и транспорта. Проекты «Сахалин 1 и 2» являются хорошими примерами эффективного применения наукоемких технологий на всех этапах разработки морских месторождений.

Анализ состояния технических средств для производства поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, обустройства месторождений и транспорта продукции скважин в контексте их применимости в тяжелых ледовых условиях позволяет констатировать следующее.

Техническое оснащение морской геофизической разведки и высокая производительность геофизических судов обеспечивает в безледный период возможность проведения работ по изучению геологического строения акватории, выявлению и подготовке локальных объектов для постановки поискового бурения.

Для бурения поисково-разведочных скважин используются, в основном, мобильные буровые установки различных типов. Накопленный отечественный опыт поисково-разведочного бурения показывает, что на арктическом шельфе России в диапазоне глубин моря от 20 до 300 метров могут применяться самоподъемные установки с выдвижными опорами, полупогружные буровые установки и буровые суда с якорной и динамической системами позиционирования. В результате весь диапазон глубин моря не только перекрыт, но и частично продублирован.

Практически не обеспечена техническими средствами поискового и эксплуатационного бурения мелководная часть акватории от 0 до 20 метров. Опыт бурения при малых глубинах ограничен использованием плавучего бурового комплекса «Обский» (ПАО «Газпром»). Наиболее приемлемым способом для бурения скважин в мелководных акваториях представляются кессоны, обеспечивающие проходку скважин на глубинах моря от 6 до 30 метров. Бесспорным преимуществом данных систем является возможность их многократного использования. Для бурения скважин на глубинах моря 0- 6 м могут использования искусственные грунтовые или ледовые острова.

Особо выделяется проблема разведочного бурения при значительных глубинах моря и продуктивных горизонтов, когда безледный период не позволяет за один сезон обеспечить проводку скважины. Это характерно для северных акваторий Карского, Восточно-Сибирского, Чукотского морей и моря Лаптевых, несмотря на то, что географическое положение некоторых месторождений, например, Ленинградского и Русановского, весьма благоприятно с точки зрения сокращения транспортных линий до действующих газовых магистральных трубопроводов. Хотя современные технические средства обеспечивают возврат буровой установки на точку бурения, практическая реализация такого метода в труднодоступных районах Арктики связана с рядом проблем экономического и экологического характера.

Концепции бурения эксплуатационных скважин и обустройства месторождения, применимые в Арктике и обеспечивающие эффективную добычу, основаны на грех принципах:

1) наиболее традиционном, применении стационарных оснований различного типа;

2) использовании мобильных установок;

3) применении подводных эксплуатационных систем.

Освоение месторождений в средних и тяжелых ледовых условиях путем применения стационарных оснований, с которых осуществляется бурение эксплуатационных скважин и размещение устьев скважин на платформах, наиболее реален по технической осуществимости, но ограничен глубинами моря 30 – 50 м. Это условие позволяет обустроить только месторождения и структуры Печорского моря, губы и заливы Карского моря. Применение существующих мобильных установок допустимо только на свободной ото льда акватории, в результате география их использования в Арктике ограничена.

Весьма активно в мире применяются подводные системы. В мире общее число скважин с подводным устьевым оборудованием приближается к 6000. В Арктике подобных скважин нет, не рассматриваются они и в зарубежных проектах обустройства, хотя чрезвычайно высокая стоимость стационарных платформ должна стимулировать использование подводных систем. Впервые опыт применения подводных добычных комплексов Россия приобретает при эксплуатации Киринского ГКМ. Основные проблемы применения подводных комплексов заключаются: а) в отсутствии буровых установок для круглогодичного бурения скважин, которые необходимо создавать в ледостойком или подводном исполнениях; б) в необходимости обеспечении круглогодичного технического обслуживания и контроля, в том числе, аварийного, например, при выбросах или фонтанирования скважин. Решить эту проблему можно, на наш взгляд, только с помощью подводных систем технологического обслуживания, которые требуют опережающего создания.

Сложной также представляется проблема обеспечения надежности, контроля и обслуживания трубопроводов, проложенных в акваториях с ледовым покровом. Для ее решения реализуемы три направления:

- создание судов обслуживания ледокольного класса, способных обеспечить круглогодичный доступ к трубе;

- дублирование (резервирование) участков трубопроводов, расположенных в ледовитых акваториях, которое обеспечит возможность его обслуживания и ремонта в наиболее благоприятный период года;

- создание автономных подводных технических средств, обеспечивающих круглогодичное обслуживание и ремонт морских трубопроводов.

Обобщая состояние технических средств для обустройства морских месторождений, можно сделать вывод: наиболее перспективным направлением разработки является создание подводных технологий. Подводно-подледные нефтегазовые промыслы требуют включения в свой состав широкой номенклатуры технологического оборудования, как подводные сепараторы, насосы и компрессоры, буровые установки, технические средства для их обслуживания и ремонта. К сожалению, некоторые из них созданы только в единичных экземплярах (подводные компрессоры), а другие вообще отсутствуют (буровые установки). Другая, и наверное, главная черта потребного оборудования для шельфа - это резко выраженная конструктивная и технологическая уникальность почти каждого устройства, сочетающаяся с разнообразием используемых материалов, энерговооружения, систем контроля и управления.

Преимуществом системы с подводным расположением устья скважин является защищенность всего оборудования, установленного на дне, от внешних погодных условий. Известно, что надводные стационарные платформы представляют значительную навигационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая опасность практически отсутствует, устраняется также пожарная опасность. Но, статистика добычи при платформенном и подводном обустройстве месторождений Северного моря показывает, что коэффициент эксплуатации скважин с сухим устьем (на платформах) выше, чем скважин с подводным заканчиванием. На арктическом и дальневосточном шельфах этот коэффициент может быть выше, поскольку доступ к устьевому оборудованию усложняется и удлиняется срок организации ремонтов из-за наличия ледового покрова.

Заключение.

Хотя любые объекты разведки и добычи, транспортировки, хранения и сбыта углеводородной продукции, представляют собой долгосрочный оборотный капитал, используемый в приносящей доход бизнес-деятельности, производство средств освоения месторождений шельфа арктических и дальневосточных морей представляет собой весьма непростую задачу, и надо трезво оценивать перспективы ее решения.

Необходимые рекомендации и требования могут быть сформулированы только на основании научных исследований, приобретения опыта изготовления и эксплуатации узлов и деталей. Нужно понимать, что для создания нового высокотехнологичного оборудования с должным уровнем эксплуатационных показателей, потребуются немалые инвестиции и годы напряженной работы отечественных конструкторских, технологических и производственных коллективов.

Литература.

1. Пономарев А.С., Поздняков А.С. Современные тренды развития мирового сектора морской добычи углеводородов// Территория «Нефгегаз». 2018. № 11. С.40-50.

2. Шелепов В.В. О состоянии разработки месторождений УВС и мерах по совершенствованию проектирования их разработки //Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений. М., НИИЦ «Недра-ХХI», 2013, с. 8-20.

3. Р. Муслимов, В. Михайлов, Ю. Волков. О точности прогноза технологический показателей разработки нефтяных месторождений // Oil&Gas Journal Russia. № 8(96) 2015, с. 62-69.

4. Гереш Г.М., Ященко О.Ю. Влияние на оценку влагосодержания пластового газа погрешностей определения термобарических параметров и состава пластового флюида. Вести газовой науки № 4 (36): Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа-М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. С 31-34.

5. Хасанов М.Х. Анализ эффективности резервирования нефтепромысловых систем на стадии проектирования.- В кн.: Проблемы развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. Новосибирск: Наука, 1983, с. 115-125.

6. Николаев О.В. Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах. Автореф. дисс. к.т.н. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2012.