CC BY
52ОПЫТ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ШЕЛЬФЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, ОБОРУДОВАННОГО ПОДВОДНО-ДОБЫЧНЫМ КОМПЛЕКСОМ
В.Е. Петренко, к.т.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), v.Petrenko@adm.gazprom.ru
М.Ф. Нури ев, ПАО «Газпром», M.Nuriev@adm.gazprom.ru
М.Б. Шевелев, к.т.н., ПАО «Газпром», M.Shevelev@adm.gazprom.ru
Ю.В. Семенов, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск» (Южно-Сахалинск),
y_semenov@shelf-dobycha.gazprom.ru
Р.А. Шологин, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», r_shologin@shelf-dobycha.gazprom.ru В.Ю. Мотовилов, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», v_motovilov@shelf-dobycha.gazprom.ru
В статье рассмотрен опыт разработки континентального шельфа Охотского моря в рамках проекта «Сахалин-3». Приведены сведения о Киринском газоконденсатном месторождении и использовании технологии с подводным расположением устьев скважин. Дано описание контроля за разработкой месторождения, включая измерение параметров давлений и температур и моделирование процесса добычи от пласта до поставки газа. Показаны методы контроля на Киринском газоконденсатном месторождении, а именно: применение систем моделирования потока в скважинах и трубопроводах, а также проведение газодинамических исследований без выпуска газа в атмосферу. Приведены мероприятия по анализу продуктивных характеристик скважин и контроля продукции на установке комплексной подготовки газа посредством телеметрии и систем учета. Даны примеры показателей работы и изменения режимов двух скважин и наличия содержания диоксида углерода в товарном газе на установке комплексной подготовки газа. В выводах намечены решения по повышению эффективности контроля морских скважин и газосборной системы, обозначены направления для изучения и повышения эффективности разработки. Представлен передовой опыт применения газодинамических исследований и контроля работы скважин Киринского газоконденсатного месторождения на различных режимах.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ПОДВОДНЫЙ ДОБЫЧНОЙ КОМПЛЕКС, РАЗРАБОТКА ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, ШЕЛЬФ.
Истощение запасов нефти и газа на суше, а также сокращение количества открываемых месторождений обусловили необходимость освоения нефтегазовых ресурсов Мирового океана, на шельфе которого сосредоточено значительное количество нефти и газа.
Около 22 % площади Мирового океана (~80,6 млн км2) занимает водная окраина материков, состоящая из трех зон: шельфа, материкового склона и подножья. Из общей площади дна морей и океанов перспективны на нефть и газ около 75 млн км2 (~21 %), в том числе на шельфе -19,3 млн км2, на материковом скло -не - 20,4 млн км2, в пределах ма -терикового подножья - 35 млн км2.
Наиболее доступной является шельфовая зона.
Большинство шельфовых лицензионных участков ПАО «Газпром» расположены на шельфе Баренцева и Карского морей и характеризуются суровыми природно-климатические условиями, разработка которых предъявляет высокие требования к качеству применяемых технологий и оборудования.
Опыт освоения и разработки месторождений континентального шельфа Охотского моря может быть использован для накопления компетенций и апробации методов разработки, техники и технологии добычи, в том числе системы исследований и контроля за разработкой, с дальнейшим
тиражированием на месторождениях Арктического шельфа.
Киринское газоконденсатное месторождение (ГКМ) расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалин и находится в пределах Киринского блока проекта «Сахалин-3». Впервые в российской практике добычи углеводородов обустройство морского ГКМ осуществляется с подводным заканчиванием скважин, подводной системой сбора и транспортировки продукции на расстояние свыше 40 км до берегового технологического комплекса и с общим перепадом высот 145 м. Освоение месторождения уникально не только в отечественной, но и в международной практике морской газодобычи. До запуска
Petrenko V.E., Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom PJSC (Saint Petersburg, Russian Federation),
V.Petrenko@adm.gazprom.ru
Nuriev M.F., Gazprom PJSC, M.Nuriev@adm.gazprom.ru
Shevelev M.B., Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom PJSC, M.Shevelev@adm.gazprom.ru
Semenov Yu.V., Gazprom dobycha shelf Yuzhno-Sakhalinsk LLC (Yuzhno-Sakhalinsk, Russian Federation),
y_semenov@shelf-dobycha.gazprom.ru
Shologin R.A., Gazprom dobycha shelf Yuzhno-Sakhalinsk LLC, r_shologin@shelf-dobycha.gazprom.ru MotovilovV.Yu. , Gazprom dobycha shelf Yuzhno-Sakhalinsk LLC, v_motovilov@shelf-dobycha.gazprom.ru
Experience of development and reservoir engineering at the off-shore field equipped with subsea production units in the Russian Federation
The article describes the experience of development of the continental shelf of the Sea of Okhotsk in the framework of the Sakhalin-3 project. The information on the Kirinskoe gas condensate field and the use of technology with subsea wellhead is provided. A description of monitoring the development of the field, including the measurement of pressure and temperature parameters and the simulation of the production process from the reservoir to gas supply, is given. The control methods at the Kirinskoe gas condensate field are shown, namely, the use of flow simulation systems in wells and pipelines, as well as conducting gas-dynamic studies without releasing gas into the atmosphere. The measures for analyzing the productive characteristics of wells and monitoring products at the complex gas treatment unit by means of telemetry and metering systems are presented. Examples of performance indicators and changes in the modes of two wells and the presence of carbon dioxide in the commercial gas at the complex gas treatment unit are given.
The conclusions outline the solutions to improve the efficiency of control of offshore wells and the gas-collecting system, and indicate the directions for studying and increasing the efficiency of development. The article presents an advanced experience in the use of gas-dynamic research and monitoring of the operation of wells at the Kirinskoe gas condensate field in various modes.
KEYWORDS: SUBSEA PRODUCTION UNIT, RESERVOIR ENGINEERING OVER OFF-SHORE FIELDS, NATURAL GAS, OFF-SHORE AREA.
месторождения в эксплуатацию аналоги этого проекта отсутствовали. Промышленная добыча газа и конденсата на месторождении начата в IV квартале 2014 г.
Таким образом, на Киринском месторождении впервые в российской практике газодобычи реализована разработка месторождений с подводным расположением устьев скважин, что позволяет получить практический опыт для применения данной технологии в районах со сложной ле -довой обстановкой.
КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
Контроль за разработкой месторождений углеводородов является неотъемлемой частью реализации проектов, позволяющей оперативно принимать решения для достижения проектных технико-экономических показателей.
В мировой практике контроля за разработкой морских месторождений придерживаются следующих принципов: оснащение внутрискважинного и устьевого
оборудования, системы сбора и транспортирования углеводородов максимальным комплексом приборов телеметрии и системами контроля; обновление и накопление ежедневной информации в период эксплуатации; дистанционное управление добычным промыслом и управление транспортировкой продукции на берег; высокая скорость отклика оборудования морского промысла на управляющие сигналы; высокая скорость получения сигналов и данных от промысла до техноло -гических комплексов; поддержание высокого уровня экологической безопасности.
Формирование системы контроля за разработкой месторождений с подводными добычными комплексами основывается на получении максимального объема качественной первичной геолого-геофизической информации и продуктивных характеристик пласта на стадии геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения (комплекс геофи-
зических исследований, отбор и определение физико-химических свойств углеводородов и воды, определение компонентного состава добываемой пластовой смеси, промыслово-геофизи-ческие исследования, газодинамические исследования). Это позволяет сократить, а в лучшем случае исключить, операции, связанные с интервенцией в скважину на последующих этапах разработки месторождения, тем самым минимизируется риск потери скважин и уменьшаются затраты на реализацию проекта.
Возможные варианты контроля за разработкой месторождений в условиях подводного расположения устьев скважин можно разделить на две категории: прямые замеры параметров - данные, полученные непосредственно с регистрирующих приборов (давление, температура), и расчетные параметры - данные, полученные методом пересчета прямых замеров, промысловых данных и косвенных показателей с исполь-
Месторождения и структуры: Fields and structures:
- газовые и газоконденсатные «и - нефтегазоконденсатные « - перспективные структуры месторождения; месторождения; perspective structures
gas and gas condensate fields; oil and gas condensate fields
a) a) б) b)
Рис. 1. Обзорная карта Киринского ГКМ: а) общее географическое положение; б) месторождения и структуры
Fig. 1. Overview map of the Kirinskoe gas condensate field: a) general geographic location; b) fields and structures
зованием эмпирических формул и коэффициентов (замеры перепада давления, плотности и проводимости смеси, показания акустических датчиков выноса песка).
Ко второй категории контроля также относится моделирование процессов разработки в режиме реального времени с использованием специального программного обеспечения (OLGA-online, FlowManager и др.), которые позволяют моделировать процессы добычи от пласта до поставки продукции потребителям по информации, передаваемой с систем телеметрии. Данный способ контроля широко применяется в мировой практике.
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
Контроль процесса разработки, реализованный на Киринском ГКМ, основан на полном комплексе первичных исследований скважин, дистанционном измерении в процессе эксплуатации параметров многофазного потока с использованием телеметрии, давления и температуры глубинными
датчиками, расположенными в скважинах, а также телеметрии, установленной в газосборной сети от устья скважин до входа в установку комплексной подготовки газа. Полученные данные используются при моделировании фильтрационных процессов и ведении постоянно действующей геолого-технологической модели.
Данные, получаемые с внутри-скважинных датчиков в процессе разработки,а также результаты газодинамических исследований закладываются в геолого-технологическую модель, позволяющую: оперативно принимать решения по изменению режима работы скважин и промысла; осуществлять контроль режима работы системы «скважина - газосборная система (ГСС) - установка комплексной подготовки газа (УКПГ)» при изменении условий добычи; проводить расчет технологических режимов работы скважин; проводить расчет максимальных объемов добычи в периоды пикового потребления; проводить оценку объемов
потерь добычи газа, связанных с изменением сроков ввода производственных мощностей.
Одним из способов контроля за разработкой Киринского ГКМ является применение современных систем моделирования потока в скважинах и трубопроводах (HowManager). Имеющиеся системы позволяют в режиме реального времени по фактическим показателям работы промысла определить ограничивающие факторы добычи и разработать рекомендации по их устранению, рассчитать потенциальную добычу на различных режимах работы с целью определения оптимальных режимов, провести маршрутизацию потоков и разработать рекомендации по стабилизации потока с целью уменьшении эрозии и коррозии.
Еще один способ контроля за разработкой, реализованный на Киринском месторождении, -проведение газодинамических исследований без выпуска газа в атмосферу. Так, в 2017 г. специалистами Группы «Газпром» и оператора проекта освоения месторождения ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск» была разработана программа исследований, включающая в себя как проведение газодинамических исследований без выпуска газа в атмосферу на отдельных скважинах, так и работу скважин в те -чение эксплуатационных сезонов на разных дебитах. При этом в пе -риод 2017-2018 гг. был выполнен следующий объем работы: запись кривых стабилизации забойного давления при запуске скважин; анализ изменения контролируемых параметров при длительной работе скважин на различных дебитах; исследования на стационарных режимах фильтрации в процессе эксплуатации; запись кривой восстановления давления при остановке скважин.
Данный метод исследований, как показали результаты интерпретации полученных данных, информативен и позволяет на
УКПГ
Расстояние,км Distance, km
& 3500
'J 3000
с
I 2500
5 2000
г
J 1500
^ 1000
/
1 6
\
I
1 1
1
1
6.1111.1116.1121.11 Zi.111.1! (.1211.1! 16.1! !1.1! 26.12 31.1! 5.0110.0115.01 ¡1.0125.0110.11 U2 9.G! 1U! 19.0! 2U21.0! 6.03 11.03 16.03 !1.0! !6.11 31.03
Дата Date
— Дебит скважины № А, тыс. м'/сут — Дебит скважины № В, тыс. м3/сут Flow rate of well No. A, thousand m3/day Flow rate of well No. B, thousand m3/day
Рис. 3. Изменение режимов работы эксплуатационных скважин Киринского ГКМ Fig. 3. Change of operating modes of production wells of the Kirinskoe gas condensate field
начальной стадии разработки уточнить фильтрационно-емкост-ные свойства пласта и характеристики разломов в части проводимости или непроводимости для вмещающих флюидов.
Ограничивающими факторами при реализации данного метода контроля на Киринском ГКМ ста -ли: технологические ограничения системы подводного обустройства и транспортировки добываемой продукции; предельно допустимые параметры работы скважин для предотвращения накопления жидкой фазы на забое скважин и разрушения пласта-коллектора ввиду интенсивного выноса песка (минимальные и максимальные дебиты).
Целью проведенных исследований было выполнение анализа: работы лифта скважин на минимальных и максимальных деби-тах; работы газосборного коллектора; содержания углекислого газа (СО2) в товарном газе при работе скважин № А и В на разных режимах; изменение количества поступления воды на УКПГ.
В связи с отсутствием возможности проведения газодинамических и газоконденсатных исследований непосредственно на скважинах Киринского ГКМ без дополнительных затрат в эксплуатационном сезоне 2017-2018 гг. реализован комплекс мероприятий, направленный на изучение продуктивных характеристик
Рис. 2. Профиль газосборного коллектора Fig. 2. Gas collector profile
скважин и контроля поступающей продукции на УКПГ с использованием имеющейся телеметрии и систем учета.
На рис. 3 представлено изменение режимов работы эксплу-
атационных скважин Киринского ГКМ. Исследования скважин № А и В проводились на семи режимах:
- режим 1 - запуск скважин, стабилизация работы газосбор-
ÉÉ II
sssgsissssssisisssiiagiiasais
120 100
f]
Date
— Давление на глубинном датчике (глубина 1779,5 м), МПа Pressure at the depth sensor (depth 1779.5 m), MPa
— Температура на глубинном датчике (глубина 1779,5 м), °С Temperature at the depth sensor (depth 1779.5 m), "C
— Давление на устьевом датчике, МПа Wellhead pressure, MPa
— Температура на устьевом датчике, °С Wellhead temperature, "С
30 28
!|26
¡1 22 20 18
120 100
ВО "" :Ц
sisiiassissass
Date
— Давление на глубинном датчике (глубина 2671,5 м), МПа — Давление на устьевом датчике, МПа Pressure at the depth sensor (depth 2671.5 m}, MPa Wellhead pressure, MPa
— Температура на глубинном датчике (глубина 2671,5 м), 'С — Температура на устьевом датчике, 'С Temperature at the depth sensor (depth 2671.5 m), 'C Wellhead temperature, 'C
Рис. 4. График показателей работы скважины № А Fig. 4. Diagram of the performance of the well No. A
Рис. 5. График показателей работы скважины № В Fig. 5. Diagram of the performance of the well No. B
S5SSS55=SS5=3Sg=3a52==3Sa=5S3S
аз
I
— Дебит скважины N* А, гас. и'/етт Flow rate of well No. A, thousand irr'/day
— Дебит скважины n* В, тыс. mVcyt Flow rate rf well No. B, thousanamVday Сактическая добыча газа, тыс. м'/суг Actual gas productior. thousand mVday
!й на УН ИГ, т/сут
Amouit of condensation water coning to the gas processing unit, t/day — Количество воды в пересчете на проектное влагосодержание, т/сут Amomt of water in terms of the desiyi moisture rartert, t/day
Рис. 6. График влияния работы скважин на ГСС в зависимости от режимов их эксплуатации
Fig. 6. Schedule of the impact of well operation on the gas gathering system depending on the modes of their operation
ii II
13,7 13,2 12,7 ' 12,2 11,7 ( 11.2 10.7 , 10.2 9,7 9,2 ' 0,7 ' 0.2 „
■Eif
Ш
rii
Pressure after fitting of Die well No. В (southem flowtkie), MPa
- Давление на входе в мавифольд (северный шлейф), МПа Pressure at the manifold âiput (northem flowfiie), MPs
- Давление на входе в навнфольд (aw шлейф), МПа Pressure at the manifold aiput (southern flowlifle), MPa Давление на выходе из манифольда, МПа
Pressure at the manifold output, MPa
ш U0K-1, MP; КУ-4, МПа
— ДавлавивнаКУЛ Pressure at the KU-1, MPa
— Дебит снвенашН0 А, тыс. м'/суг Flow nte of well No. A, thousand m'/day
— Дебит снважиш№В, тыс. mVcvt Flow rate of well No. 0, thousand mtyday
Рис. 7. График влияния изменения режимов работы скважин на ГСС
Fig. 7. Diagram of the impact of changes in the operation modes of wells on the gas gathering system
ного коллектора, работа на оптимальном режиме;
- режим 2 - одновременное разжатие скважин;
- режим 3 - поочередное под-жатие скважин, переход на опти -мальный режим работы;
- режим 4 - работа на оптимальном режиме;
- режим 5 - проведение ГДИ без выпуска в атмосферу;
- режимы 6, 7 - работа скважин на различных дебитах.
На рис. 4 и 5 приведены значения давлений и температур, полученные на устьевых и глубинных датчиках эксплуатационных скважин № А и В Киринского ГКМ. По результатам анализа показаний в период 2017-2018 гг. фиксируются одинаковые перепады давлений и температуры между датчиками для каждой скважины при изме -нении режимов работы. Отмечается стабильная работа скважин, без прорыва пластовой воды.
Анализируя данные, представленные на рис. 6, необходимо отметить, что среднесуточный расход газа 4500 тыс. м3/сут в связи с ламинарным течением потока в ГСС не обеспечивает вынос жидкости (пробковый режим). При достижении среднесуточного дебита по газу 4900 тыс. м3/сут начинается очистка ГСС, усиливается вынос жидкости из пониженных участков. Наиболее вероятным ин-
тервалом накопления жидкости является береговой участок газосборного коллектора с перепадами высот до 65 м (рис. 2).
Из представленных на рис. 7 и 8 данных видно, что вся система (северный и южный шлейфы, ГСС) работает синхронно и быстро реагирует на изменение параметров работы скважин. Незначительная задержка в уравнивании давлений (отклик системы) составляет 2-3 ч.
Преимущественное влияние на работу ГСС оказывает скважина № В, как более производительная. При увеличении дебита скважины № В до 2900 тыс. м3/сут происходит интерференция на северный шлейф, что выражается в росте давления после штуцерного модуля скважины № А. Это влияние особенно проявляется при увеличении перепада между дебитами скважин (№ В -до 2900 тыс. м3/сут, № А - до 1600 тыс. м3/сут).
Компенсация влияния режимов работы скважин на ГСС осуществляется за счет изменения диаметров дистанционно-управ-ляемых запорных регулирующих арматур, расположенных на подводном манифольде, крановом узле (КУ-4) и узле отключающих кранов (УОК-1).
На рис. 6 представлены данные по изменению объемов поступа-
ющей конденсационной воды в зависимости от смены режимов работы скважин в эксплуатационном сезоне 2017-2018 гг. Отмечается плавное снижение объема поступающей конденсационной воды и приближение к проектным показаниям за счет очистки ГСС.
В соответствии с проектным документом на разработку содержание СО2 в составе газа эксплуатационных скважин по площади Киринского ГКМ различное (рис. 8). Для скважин № А и B содержание СО2 составляет 2,91 и 2,27 % мол. соответственно.
В зависимости от объемов добываемой газоконденсатной смеси из скважин с разным содержанием СО2 меняется общее содержание СО2 в товарном газе. На рис. 9 представлено сравнение фактического содержания СО2 в товарном газе с расчетным, полученным исходя из утвержденного содержания СО2 по скважинам № А и В и вклада скважин в общий объем добычи. По результатам сравнения можно сделать вывод, что в зависимости от режима работы скважин происходит изменение вклада каждой скважины в общий показатель СО2, замеряемый на выходе из УКПГ, а также подтверждается различное содержание CO2 в составе газа, добываемого из скважин № А и В.
ВЫВОДЫ
Примененные методы газодинамических исследований и контроля за разработкой в период 2017-2018 гг. без выпуска газа в атмосферу и работа скважин Ки -ринского ГКМ на разных режимах позволили уточнить текущие продуктивные характеристики и фильтрационные коэффициенты пласта, подтвердить проектное содержание конденсационной воды, оценить влияние работы скважин на газосборную систему без дополнительных затрат и потерь при добыче.
Сделан вывод о том, что работа скважин на максимально допустимых дебитах привела к частичной очистке недозагружен-ного газосборного коллектора. Также проведенные исследования позволили подтвердить факт различного содержания СО2 по площади месторождения и установить зависимость содержания СО2 в товарном газе от режима работы скважин.
Для успешной реализации контроля за разработкой морских месторождений необходимо создать первоначальный информационный массив данных на этапе поисково-разведочного и эксплуатационного бурения (базис), максимально оснастить скважины и газосборную систему приборами телеметрии и системами контроля для получения оперативной информации в процессе эксплуатации разработки месторождения.
Выполнение данных условий позволит осуществлять контроль за разработкой месторождений с минимизацией, количество интервенций в скважины, минимизируя риск потери скважин, сокращая простои в период исследований и уменьшая финансовые затраты.
Проведенные исследования скважин в эксплуатационный сезон 2017-2018 гг. формируют методику проведения исследований морских скважин с подводным заканчиванием. Работы в указанном направлении будут продолжены в дальнейшем. ■
Глубина, м Depth, m
2750
Содержание CO2, % Content of CO., %
Устье пробуренных до кровли скважин
Wellhead of the wells drilled to the roof
Устье не подключенных пробуренных скважин
Wellhead of not connected drilled wells
Устье подключенных пробуренных скважин
Wellhead of connected drilled wells
Сборный манифольд
Collecting manifold
Шлейф-факт 0 254 мм
Flowline fact 0 254 mm
Газосборный коллектор-факт 0 508 мм
Gas collector fact 0 508 mm
Шлейф-план 0 254 мм
Flowline plan 0 254 mm
Газосборный коллектор-план 0 508 мм
Gas collector plan 0 508 mm
Эксплуатационные скважины
Production wells
Рис. 8. Распределение СО2 по площади Киринского ГКМ
Fig. 8. Distribution of CO2 by area of the Kirinskoe gas condensate field
Общая добыча газа, тыс. nVcyr Total gas production, thousand mVday - Дебит па газу снважшь If А, тыс. wVcyr Gas glow rate of well Na A, thousand mvday
-Дебит по газу скважины № В, тыс. м3/сут
Gas glow rate of well No. В, thousand mVday
-Фактическое содержание CD,, № moil
Actual content of C0„ ft moL
---Счетов содержание C02
Calculated content of CO,
Рис. 9. Графики сравнения фактического и расчетного содержания СО2 в зависимости от вклада скважин № А и В в общий объем добываемого газа Fig. 9. Diagrams of comparison of actual and calculated CO2 content depending on the contribution of wells № A and B to the total volume of produced gas
