Общая характеристика месторождения им. Ю. Корчагина
Месторождение им. Ю. Корчагина расположено в центре северной части Каспийского моря в 175 км от г. Астрахань (Рисунок 1). Данное месторождение является первым морским месторождением, разрабатываемым в Российском секторе Каспийского моря.
В тектоническом плане месторождение им. Ю. Корчагина расположено на южном склоне морского продолжения кряжа Карпинского, в пределах Каспийско-Мангышлакской системы поднятий, и входит в Ракушечно-Широтную зону поднятий.
Согласно нефтегеологическому районированию месторождение им. Ю. Корчагина расположено в Карпинско-Мангышлакской морской нефтегазогеологической области, Корчагинском НГР и одноименной зоне нефтегазонакопления.
На месторождении нефтегазоносность установлена в мезозойско-кайнозойском комплексе пород. Коллекторы представлены терригенными отложениями (нижний мел) и карбонатными отложениями (верхняя юра). Основные промышленные запасы нефти содержатся в неокомском надъярусе. Залежь неокомского надъяруса пластовая сводовая, сложного строения, приурочена к ловушке структурно-тектонического типа. Коэффициент песчанистости – 0.75. Тип коллектора поровый, присутствует неоднородность по фильтрационным свойствам.
Пластовая нефть неокома по данным исследования глубинной пробы легкая (709 кг/м3), маловязкая (0.72 мПа·с). Газосодержание нефти – 104.3 м3/т, объемный коэффициент – 1.258. Давление насыщения нефти газом равно 12.0 МПа. Содержание парафинов в нефти 9 %, содержание серы в нефти 0.08 %. Газ метановый, содержит около 10 моль % гомологов метана и около 2 моль % азота и углекислого газа [1].
Потенциальное содержание С5+ в пластовом газе 75 г/м3, КГФ по нестабильному конденсату 69.3 г/м3. Плотность стабильного конденсата 723 кг/м3, вязкость 0.56 мПа·с.
Запасы по категориям доказанные, вероятные и возможные оцениваются в 570 млн баррелей нефтяного эквивалента. Извлекаемые запасы оцениваются в 28.8 млн тонн нефти и 63.3 млрд м3 газа.
Значительным осложнением для добычи на месторождении является малая толщина нефтяной оторочки (в среднем 20 метров) при значительной мощности газовой шапки (до 120 метров).
В результате при добыче основной силой для движения нефти на поверхность является энергия газа в газовой шапке, что приводит к ранним прорывам газа и падению дебитов скважин по нефти. В то же время при падении давления в газовой шапке (в случае недостаточной обратной закачки газа) начинается активное движение воды в нефтяную оторочку, что приводит к быстрому обводнению нефтяных пропластков [1].
Блок-кондуктор (БК) – ледостойкая морская стационарная платформа, предназначенная для одновременного бурения и эксплуатации скважин, работающая по безлюдной технологии с минимальным количеством оборудования с дистанционным управлением (Рисунок 2).
Функции управления и контроля осуществляются с ЛСП-1 месторождения им. Ю. Корчагина.
По состоянию на 01.08.2020 на блок-кондукторе пробурено 6 добывающих скважин на неокомский надъярус (№№ x1, x2, x3, x4, x5, x6), до конца 2020 года будет завершено строительство двуствольной скважины № x7 на неокомский надърус и скважины № x8 на келловейский ярус. Характер работы первых скважин подтвердил наличие массивной газовой шапки в восточной части залежи месторождения им. Ю. Корчагина, однако последующий рост обводненности на скважинах поставил перед необходимостью перехода на механизированную добычу [1].
Проблемы с переводом скважин на механизированную добычу
От морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) до блока-кондуктора (БК) не проложен трубопровод газлифтного газа для возможного перехода скважин на механизированную добычу, так как наличие массивной газовой шапки предполагало упруго-газонапорный режим и в этой части месторождения. Первые пробуренные в 2018 году скважины показали повышенные газовые факторы во время эксплуатации и первоначально подтвердили фонтанную добычу. Однако, в июле 2019 года после планового останова эксплуатационно-технологического комплекса не вышла на режим интеллектуальная четырехзонная скважина № x4 Причиной прекращения фонтанирования скважины стали межзонные перетоки пластовой воды из высокообводненой зоны А в участки со сниженным забойным давлением С и D (Рисунок 3).
В течение пяти месяцев предпринимались попытки запуска скважины № x4 путем подачи нефти и азота, которые не привели к положительным результатам.
В декабре 2019 года из верхней газлифтной мандрели при помощи специального инструмента с третьей попытки была извлечена глухая пробка. Взамен произведена установка рабочего газлифтного клапана типа Orifice (аналог обратного клапана). Путем подачи части газожидкостной смеси от скважины-донора № x1 в затрубное пространство скважины № x4 (расход газа – 43 тыс. м3/сут., расход нефти – 4 т/сут.) по временной линии удалось провести освоение и запустить в добычу (Рисунок 4).
Скважина № x4 проработала на временном газлифте порядка одного месяца, затем в течение семи месяцев скважина работала в фонтанном режиме, но с ростом обводненности вновь перешла на механизированную добычу.
Несмотря на успешный результат освоения, базовая проблема отсутствия возможности перехода скважин на постоянную механизированную добычу не была решена. Базовый вариант – строительство газлифтного трубопровода от МЛСП до БК протяжённостью 7,83 км с сооружением газлифтного манифольда – имеет два значительных недостатка:
- высокая стоимость строительства ≈ 3,2 млрд. рублей,
- значительный срок реализации проекта (порядка 3-х лет).
Таким образом, строительство трубопровода газлифтного газа значительно ухудшает экономические показатели разработки месторождения им. Ю. Корчагина в целом.
Тем не менее, эксплуатационные скважины блок-кондуктора обеспечивают порядка 40 % от общей добычи месторождения. В настоящее время в зоне риска прекращения фонтанирования находятся скважины № x4 и № x5 с обводненностью порядка 50%. Также высокорискованными являются планируемые к бурению в 2020 году новые скважины:
- двуствольная № x7 – оба ствола расположены на отдалении от вершины газовой шапки, в связи с чем ожидается небольшое количество прорывного газа;
- интеллектуальная № x8, целевой объект которой – келловейская залежь с потенциально низким газовым фактором.
Предпосылки к созданию мобильного газлифтного комплекса
Освоение скважины № x4 в декабре 2019 года путем подачи газожидкостной смеси от скважины № x1 подтолкнуло к альтернативному варианту обеспечения скважин блок-кондуктора газлифтным газом – установке мобильного газлифтного комплекса (МГК) прямо на безлюдной платформе.
МГК будет представлять собой компактный сепаратор газожидкостной смеси от скважины-донора № x1, от которого будет к добывающем скважинам будет подходить система подачи отсепарированного газлифтного газа с комплектами регулирования и расходометрии.
Ориентировочная потребность в газлифтном газе составит 40 тыс. м3/сут для одной добывающей скважины, т.е. максимально для четырех скважин потребуется 160 тыс. м3/сут отсепарированного газа.
Основным элементом МГК будет компактный сепаратор горизонтального или вертикального исполнения, способный пропускать через себя не менее 160 тыс. м3/сут газа (Рисунок 5, 6).
В качестве регуляторов подачи газлифтного газа по скважинам предлагается применение автоматических систем управления подачей газа, состоящей из двух модулей (Рисунок 7):
1. Запорно-регулирующий клапан (ЗРК) – замеряет основные параметры закачиваемого флюида на устье (давление, температура, технологический расход), а также регулирует работу скважину путем автоматического контроля закачки или давления (на устье или забое скважины).
2. Блок автоматики – осуществляет сбор, управление и передачу данных со скважины (куста скважин) в цех ДНГ и /или офис компании [2].
Автоматическая система позволит:
- постоянно контролировать (при помощи уставки по расходу или по давлению) и проводить технологические замеры закачиваемого флюида (газлифтного газа) в режиме реального времени;
- автоматически поддерживать заданные параметры закачки (даже в случае изменений в системе закачки);
- управлять работой каждой скважины удаленно с пульта оператора МЛСП им. Ю. Корчагина;
- получить данные по скважине в режиме реального времени [2].
Кроме того, с целью полного учета углеводородных потоков предлагается на основных линиях установить однофазные расходомеры для существенно-неоднородной среды (Рисунок 8).
В данных типах расходомеров расход среды определяют методом переменного перепада давления в сужающем устройстве – Трубе Вентури.
Преимущества однофазных расходомеров с трубкой Вентури:
- конструкция, препятствующая «замерзанию» измерительных элементов (тромбы-гидраты в потоке);
- отсутствие вихревых, застойных зон, вносящих большую погрешность в точность измерений;
- низкая чувствительность к содержанию влаги в измеряемой газовой среде.
Таким образом спроектированный и установленный мобильный газлифтный комплекс позволит в полной мере использовать проектный механизированный способ добычи для поддержания требуемых уровней отбора жидкостей.
Преимущества создания МГК на блок-кондукторе месторождения им. Ю. Корчагина:
- низкая стоимость оборудования в сравнении со строительством трубопровода (130 млн. рублей),
- средний срок реализации проекта (2 года),
- близкое к проектному решение в части механизированной добычи на скважинах,
- наличие места на блок-кондукторе для его штатной установки,
- возможность переподключений скважины-донора и скважин-потребителей.
В тоже время, МГК имеет недостатки в части:
- зависимость от режима работы основной скважины-донора (№ x1) и потенциальных скважин-доноров (№№ x2, x3, x6).
- ограниченное число скважин для подключения (предполагается подключение 4-х скважин).
При значительном истощении газовой шапки предлагается бурение специальной газодобывающей скважины на альбский ярус с прямой подачей отсепарированного газа на не фонтанирующий фонд скважин.
Экономические расчёты
Для расчета экономической эффективности установки мобильного газлифтного комплекса посчитаны потенциальные потери добычи нефти из-за прекращения фонтанирования скважин в соответствии с расчетами ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» и фактическим состоянием:
1) скважина № x4 – с августа 2020 года;
2) скважина № x5 – с января 2021 года;
3) скважины № x7 и № x8 с января 2023 года.
Кроме того, в соответствии с календарным графиком разработки и установки мобильного газлифтного комплекса ввод его в эксплуатацию возможен в начале 2023 года.
Суммарные потери добычи за 2023 год составят 206 990 тонн нефти, что составит 62,1 млн. долларов США (при стоимости 1 барреля = 40 долларов США) или 4 533,14 млн. рублей (при средней курсе 1 доллар США = 73 рубля).
Стоимость реализации проекта мобильного газлифтного комплекса оценивается в 130 млн. рублей, которые суммируются из следующих затрат:
- пофазовая реализация проекта с разработкой рабочей конструкторской документации на сумму 20 млн. рублей;
- закупка МГК на сумму 80 млн. рублей;
- монтаж МГК на блок-кондукторе на сумму 30 млн. рублей.
Мобильный газлифтный комплекс сможет обеспечить постоянной подачей газа не менее 4-х скважин. Соответственно, для перевода скважин №№ x4, x5, x7, x8 на механизированную добычу потребуется 130 млн. рублей.
Экономический эффект для блок-кондуктора им. Ю. Корчагина составит 4 533,14 – 130,00 = 4 403,14 млн. рублей.
Заключение
Высокие капитальные затраты на строительство трубопроводов газлифтного газа ухудшают технико-экономические показатели новых удаленных объектов – блок-кондукторов, разрабатывающих относительно небольшие по запасам залежи.
Альтернативным вариантом является установка мобильных газлифтных комплексов для сепарации газа от скважины-донора и подачи его не фонтанирующим скважинам-потребителям.
Перспективными объектами для внедрения МГК взамен строительства газлифтного трубопровода являются действующий блок-кондуктор месторождения им. Ю. Корчагина Экономический эффект от внедрения МГК на блок-кондукторе им. Ю. Корчагина составляет 4,4 млрд. рублей.
Успешная реализация данного проекта позволит не только избежать значительных потерь добычи нефти, но и отменить высокозатратное строительство подводных газопроводов для новых морских проектов.
