PetroBAK.com     PetroBAK
Информационный ресурс Нефть и Газ
 
Для полноценного отображения информации на сайте Вам следует ЗАРЕГИСТРИРОВАТЬСЯ или войти под своим логином.
Все статьи

4. ПОДЗЕМНАЯ ЧАСТЬ В НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОЕКТАХ

Автор: Ильдар Шайхутдинов, ПАО "НК "Роснефть"

Соавторы: Георгий Габисиани, Владимир Лепский, Алексей Чевычалов, Антон Царегородцев

Краткое описание

Это четвертая часть из нескольких публикаций об особенностях реализации крупных проектов в нефтегазовой отрасли: 

1. ОСОБЕННОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ КРУПНЫХ ПРОЕКТОВ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ;

2. ЭТАПЫ РЕАЛИЗАЦИИ КРУПНЫХ ПРОЕКТОВ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ;

3. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА И КАДРЫ В НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОЕКТАХ;

4. ПОДЗЕМНАЯ ЧАСТЬ В НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОЕКТАХ;

5. НАЗЕМНАЯ ИНФРАСТРУКТУРА В НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОЕКТАХ;

6. ЭКОНОМИКА НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОЕКТОВ.

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ

В рамках реализации проектов по вводу новых месторождений (Greenfields) в разработку, можно выделить три основных функциональных направления:

- «Подземная часть» (геология, разработка, бурение),

- «Наземная инфраструктура» (внутрипромысловое обустройство и внешний транспорт),

- «Экономика».

Вне зависимости от этапа, задача проектной команды - показывать полную картину по всем функциональным направлениям, снижая уровень неопределенностей по мере подготовки месторождений к полномасштабной разработке. 

Подземная часть 

«Подземная часть», пожалуй, самое важное направление работы проектной команды. Недооцените или переоцените запасы, фонд и дебиты скважин, график бурения и вся дальнейшая работа будет заведомо рискованной в части ожидаемого результата (прибыли) – а это главная фобия для любого инвестора.

 

Запасы

Первое с чем сталкивается проектная команда в самом начале своей работы – оценка объема рентабельно извлекаемых запасов. Под этой сложной формулировкой мы понимаем следующее: какую величину запасов возможно извлечь на поверхность так, чтобы проект был рентабельным. Да, въедливый читатель может задать закономерный вопрос – «а как же КИН/КИК/КИГ?». Успокоим Вас - да, КИН/КИК/КИГ - это важные величины, но мы лишь говорим об адресной эффективности того, что придумали в технологиях добычи на текущий момент. Другими словами, для нас интересен не профиль добычи вообще, а его основная составляющая - экономическая эффективность одиночной скважины во временном интервале 5-17 лет. Проектные документы и КИН/КИК/КИГ считаются на значительно более продолжительные периоды, а вот рентабельность проекта будет на 95% зависеть от эффективности добычи именно для указанного временного промежутка. 

Как правило, величина рентабельно извлекаемых запасов существенно разнится с данными, стоящими на государственном балансе.  Даже если отбросить примеры с многопластовыми залежами, где требуется подготовить единую концепцию разработки, случаи с разработкой одного объекта требуют «обрисковки» запасов категории С2, а также ресурсов категорий С3-Д. Кроме того, в рамках проектной работы, геологам необходимо обосновать не только объемы запасов и ресурсов с позиции вероятности их наличия, но и учесть качественную характеристику запасов – способность извлечения их на поверхность общепринятыми в отрасли технологиями и последующим получением прибыли от их реализации.

Уже на начальном этапе работ в этом направлении необходима плотная, совместная работа геологов, разработчиков и экономистов, поскольку определение пороговой величины рентабельно-извлекаемых запасов, требует итеративного подхода. Исходя из нашей практики «начало оценки запасов – это обоснованиенеобходимости и достаточности применения той или иной методики, применяемой для оценки»

От чего мы отталкиваемся? Как правило, вне зависимости от типа, специфики и стадии проекта, всегда присутствует недостаток исходной геологической информации. Не случайно геологи проводят исследования даже на месторождениях в поздней стадии разработки. Ведь с точки зрения геологов, не может быть никакой лишней геологической информации, ее никогда не бывает достаточно. И они правы, но лишь как исследователи, стремящиеся к полному познанию объекта. В проектной деятельности данных максимализм может погубить проект, т.е. сделать его нерентабельным – ведь с ростом объемов исследований сроки реализации/начала добычи отодвигаются, а прибыльность, вследствие дисконтирования, снижается. Можно закономерно сказать, что без этих исследований мы не можем ничего гарантировать. Но дело в том, что деньги тратятся сейчас, а результат мы может быть получим через несколько лет.

По нашему мнению, здесь есть компромисс, заключающийся в оценке текущего диапазона неопределенностей основных подсчетных параметров и выявление тех из них, диапазон которых слишком широк. Что значит «слишком широк»? Выражаясь языком экономистов, это такой диапазон, который в крайних своих значениях позволяет получить либо отрицательные показатели NPV, либо - положительные. Для акционеров это означает, что проект на текущем этапе его понимания может принести как прибыль, так и убытки и они примерно равновероятны. Как Вы думаете поступят акционеры?

- Правильно. Они спросят Вас: «сколько минимум нужно денег, чтобы сократить диапазон до такого, который большей частью будет располагаться в области или положительных, или отрицательных NPV. 

Вот коротко, что мы имеем на входе. Задача проектной группы, мы именно это и пытались показать выше, выявить наиболее «неуверенные» параметры и подобрать такой вид и программу исследований, чтобы эту неуверенность «поджать» с обеих сторон. И «поджимать» нужно постепенно: сначала отвечая на вопрос – «а имеет ли этот проект право на реализацию?», а затем, поэтапно – «насколько эффективным мы можем его сделать?».  Соответственно, не все (и сразу) исследования целесообразно выполнять в рамках изучения геологии и подготовки месторождения к добыче.  Но для этого необходимо иметь четкое представление о возможностях и вкладе каждого предлагаемого мероприятия на снятие ключевых геологических неопределенностей на каждом этапе проекта - от оценки запасов до прогноза добычи и выявления вероятных технологических рисков во время эксплуатации.  И эти параметры, по нашему опыту, различаются от месторождения к месторождению. Безусловно, нам очень хотелось выработать методики, скажем для Западной Сибири - одну, для Тимано-Печоры – другую, для Восточной Сибири - третью, чтобы такими готовыми шаблонами-решениями идти и щелкать проекты, но не все так просто оказалось на поверку. Найти похожее месторождение – это как найти двух абсолютно одинаковых людей.

 

Керн

Немного о керне. Вопрос необходимости отбора и исследования керна и  информативности этих исследований применительно к проекту в целом также не является однозначным. Керн сеноманской залежи Западной Сибири, например, который по сути содержит ключевую информацию о пористости и проницаемости пласта, то есть  о запасах и дебитах, рассыпается, потому что слабосцементированный. В итоге, тот что остался целым совсем не характеризует основные емкостные и фильтрационные параметры пласта. Стоит ли его отбирать? Другой пример – керн месторождений Восточной Сибири. Мы прекрасно понимаем, что нефть и газ в том районе фильтруются преимущественно по трещинам, именно их проницаемость в основном и определяет дебит скважин и будущую добычу. Ситуация с керном аналогична – при выбуривании и извлечении на поверхность он как минимум рассыпается, а в лучшем случае – на него перестанет действовать горное давление, заставляющее трещины смыкаться, и мы получим образцы, описывающие при исследованиях совсем иную среду для фильтрации.

Есть и положительные примеры - освоение запасов юрских отложений Западной Сибири (баженовская, абалакская, тюменская, шеркалинская свиты). Без изучения керна этих горизонтов все равно, что искать черную кошку в черной комнате. Здесь есть все предпосылки для сохранности свойств керна при его извлечении из скважины и последующем исследовании. И это неоценимая информация.

core sample

Неконсолидированный керн (песчаник)

 

core-sample 2

Керн из интервала высокопроницаемых трещиноватых пород

В продолжение примера про керн, у всех на слуху эффективность технологии ГРП, особенно для слабопроницаемых коллекторов тюменской и баженовской свит Западной Сибири. Но мало кто хочет тратить деньги на такое исследование как геомеханика на керне и учет этих исследований при построении динамической модели месторождения. Да, это долго и относительно (других видов исследования керна) дорого, но это пример того, когда экономия на исследовании стоимостью 0,5-5 млн.руб приводит к финансовым потерям на уровне стоимости скважины. А это уже – 100 – 400 млн.руб.

Еще есть возможность исследовать старый керн, который благодаря законодательству СССР и России в определенном объеме обязательно передается на хранение в Госфонды. Правда, стоит иметь в виду, что время, по сравнению с коньяком, действует на керн совсем не положительно. Но такие важные исследования для понимания концепции геологического строения, как седиментологический, палеонтологический анализ можно провести и на нем. Остальные виды исследований рекомендуем проводить на старом керне только в случае, если овчинка стоит выделки: нет денег на новую скважину с отбором керна, ограниченность по времени принятие решения.  

 

Геофизические исследования скважин (ГИС)

С ГИС ситуация примерно аналогичная. Есть огромный фонд скважин с классическим (стандартным) комплексом ГИС (ГК, БКЗ, ПС) и современные  технологии, которые «видят» очень далеко и как будто под лупой. С чем мы столкнулись? Если проводить их интерпретацию и пересчет в известные параметры пласта (толщины, пористость, расчлененность), то в одном случае мы получаем слабо дифференцированный результат, а в другом – настолько подробный, что, если представить их как отснятые в одном и том же месте, мы получим совершенно разные картинки. Да, глобально они похожи, но не более.

logging

 

Различные методы ГИС (российские и «западные», пример) 

Что делать?  Во-первых, есть методики статистической обработки данных, есть нейронные сети. С их помощью и на базе нескольких скважин-доноров, где есть «старый», современный, расширенный комплексы ГИС, а также керн можно установить закономерности, а затем решить задачу по всему фонду с использованием инверсионного (фантазийного) подхода – от общего к частному, от грубого и гладкого к детальному и дифференцированному.  Во-вторых, не будем это забывать – скважинная информация имеет точечный, локальный характер. Таким образом, имея очень высокую степень детализации в точке скважины мы все равно не повторим ее в межскважинном пространстве простой интерполяцией. Но! Если мы найдем закономерности в деталях, мы сможем их задать на уровне стохастической модели и уже таким образом описать изменчивость межскважинного пространства. Вывод – всех этих новомодных исследований должно быть в меру, описываемую степенью неоднородности. Для терригенных отложений Западной Сибири в пределах небольшого месторождения достаточно 1-2 скважин с расширенным комплексом ГИС, а для Восточной Сибири, принимая во внимание роль тектонического фактора, 1-2 скважины для отдельного блока.

 

Сейсмика

Немного о получении основной информации по структурному плану и контурам залежи. Ее, известно, получают по данным сейсморазведки. Но те, кто плотно занимались тематикой знают – кажущийся избыток информации (2D сейсмика есть практически везде, а 3D все стремительнее врывается в минимальный набор исследований) на поверку оказывается настолько неоднозначным, что не всегда понятно, отстрелять ли очередную серию профилей или пробурить скважину и получить наконец прямую информацию о пласте и залежи.    

Часто имеющаяся в наличии информация (результаты интерпретации 2D, 3D сейсмики, результаты бурения и испытания скважин) имеют низкое качество. В связи с этим возникает вопрос о целесообразности проведения дополнительного комплекса работ (повторная обработка и интерпретация данных сейсмической съемки, либо повторная съемка, дополнительный или повторный комплекс исследования керна, повторные геофизические исследования скважин, бурение дополнительных скважин и т.п.). Должны признаться, что современные технологии проведения сейсмических исследований далеко убежали вперед относительно применявшихся еще 10-15 лет назад. В чем это выражается? А в том, что с вероятностью 85% Вы не ограничитесь переобработкой ранее проведенных работ. Важно даже другое – не стоит особо рассчитывать на то, что переобработка даст существенный прирост информации. Вероятнее – нет.  Что же, все так плохо? Нет, конечно, но если Вы и планируете ее использовать, то лишь для того, чтобы спроектировать правильно новые работы и на базе не новых, а тех, условно «старых», результатов интерпретации. Это позволит сэкономить и время, и бюджет.

Главная задача сейсморазведки, об этом стоит упомянуть, выявить перспективные структуры для обоснования границ залежей и последующей постановки бурения – разведочного или эксплуатационного. Все остальные задачи (прогноз пористости, насыщения, флюидных контактов) решаются посредством применения таких алгоритмов как инверсия, AVO-анализ и (что важно) являются дополнительными возможностями, результативность которых сильно зависит от качества материала, методики проведения полевых работ, качества обработки и интерпретации результатов полевых наблюдений. Кроме того, и на этом много кто набил шишку (потратил деньги, не получив ожидаемого результата), сейсморазведочные работы ставятся на определенный интервал глубин, и он не настолько широк чтобы изучить хорошо весь разрез месторождения.  Особенно это касается неглубоких пластов (до 1 000 метров). Их изучение требует разработки специального проекта полевых работ и последующей обработки. Еще одна важная особенность – это разрешение сейсмики или, по-простому, пласт какой толщины она может «увидеть» и помочь нам описать распределение свойств по площади?  На собственном опыте (а это даже не единичная работа с грандами в области сейсморазведки – Schlumberger, CGG, Fugro, Halliburton) увидели, что для уверенного прогноза пласт должен быть толщиной не менее 15-20 метров. А теперь вспомните, какие типовые толщины продуктивных пластов на месторождениях в России. Не слукавим, если скажем, что меньше.

Для чего эти примеры? Совсем не для того, чтобы принизить или завысить значимость приведенных выше исследований. Совсем нет. Этими примерами мы хотим показать Вам, что нет универсальных методик изучения месторождения (ГРР), нет универсальных стадий проведения работ (сначала одно, потом второе, третье и т.д.). А что есть? А есть подход – всегда прослеживать связь между ценностью работ и ожидаемым результатом. Перефразируя: сценарии реализации проекта мы пишем сами, и делаем это в начале пути, а лишь затем продумываем программу и проводим необходимые исследования, чтобы подтвердить или опровергнуть те самые сценарии. Ни в коем случае не наоборот.

 

Геологическая модель

Итак, мы разобрались с основными входными данными и методами оценки такой характеристики нефтегазового проекта, как запасы.  Что дальше? А дальше данные бурения (ГИС), сейсмики и петрофизики подаются на вход некоей трехмерной геологической модели, которая должна уже в объеме отобразить наши представления о месторождении углеводородов.

Комментарий

Небольшое отступление: 3D моделирование настолько плотно вошло в нашу повседневную жизнь, что мы уже не можем себе представить ситуации, когда глобальный процесс (ремонт в новой квартире, выявление серьезных заболеваний, создание нового дома, автомобиля, промышленного предприятия) не был бы связан с созданием 3D модели. Необходимо лишь иметь в виду, что размерность модели важна тогда, когда мы имеем достаточно изученное месторождение (более 5 разведочных скважин испытаниями, ГИС, исследованный керн, сейсмика 2D с плотностью не менее 0,5 км/км2 или 3D). В остальных случаях, построение 3D модели не прибавит информативности и точности в сопоставлении с 1D/2D анализом скважинных данных, но увеличит сроки и стоимость оценочных работ.

Геологическая модель, в свою очередь, не является статичным объектом и изменяется в процессе расширения наших знаний об исследуемых объектах.  Скажем больше: на каждом этапе проекта она решает определенную задачу – оценить разброс запасов, выделить типовые зоны с позиции стратегии разработки месторождения, разместить фонд скважин, спланировать траекторию вскрытия пласта. Для каждой из этих задач методология и объем работ различаются. Скажем, для целей постановки разведочного бурения нет смысла делать детальную модель с размером (X-Y) ячеек менее 500*500 м. А вот для целей проектирования скважин пилотного участка (ОПР) размерность 200*200 м будет считаться недостаточно детальной. Потому что моделирование эффектов неравномерного притока флюидов к горизонтальному стволу, да еще и с учетом эффекта ГРП, требует задания индивидуальных параметров модели (проводимость). Принимая во внимание длину ствола - 600 метров (к примеру) и существенную неоднородность разреза, может потребоваться модель с ячейками не более 60 * 60 метров.

 

3d-model

Избирательная система размещения скважин (разработки) 

С чего же начать, если данных по геологии, ну, совсем мало (чаще всего это таблица ресурсов и запасов, стоящих на балансе)?

Первый постулат правильного подхода к реализации проекта – не важно, какой категории запасы числятся по месторождению, как минимум, оценить 2 сценария:

  • с консервативной (на память приходит «золотая» формула – 100%С1+50%С2, хотя для каждого месторождения и коэффициент и категории запасов в расчет рентабельных выбираются индивидуально) оценкой;
  • оптимистичной (усложнение «золотой» формулы за счет добавления ресурсов с коэффициентом уверенности 10-30%) оценкой. 

Получается, имеем 2 оценки, на базе которых можно построить функцию распределения (нормальную или логнормальную, все зависит от Вашей уверенности в достижении граничных значений) и рассчитать из нее наиболее вероятное значение запасов (те самые Р50). Описанный подход имеет только зачатки вероятностного. Мы его называем минимально необходимым. К слову, минимально необходимый не означает, что методика обладает существенными ограничениями. Ни в коей мере. Она работает ровно на том этапе, на котором Вы ограничены сроками и отсутствием достаточного объема исследований, чтобы перейти к полноценному анализу неопределенностей, в котором каждая величина, входящая в формулу расчета запасов представляется уже диапазоном значений (площадь, пористость, толщина, коэффициент насыщения, пересчетный коэффициент, плотность, а также коэффициент сверхсжимаемости, температурный применительно для оценки запасов газа).  

OOIP estimation rus

Гистограммы распределения запасов с оценкой Р10, 50, 90.

Про полноценные методики оценки неопределенности имеется достаточно информации в специализированной литературе. У именитых компаний есть соответствующие программные продукты, проводятся тренинги. Мы же своей задачей ставим совсем другую -  как при нехватке информации, бюджета и времени правильно оценить возможные риски.

Итак, рассмотрим вариант, когда и время и объем исходной информации располагают к проведению полноценного анализа. В мировой практике на текущий момент приняты 2D и 3D анализы. Первый подразумевает оценку неопределенностей каждого из параметров, входящих в формулу расчета запасов и уровней добычи с результатом в виде гистограмм с разбросом значений каждого исследуемого параметра. Данный анализ целесообразен на этапах Предоценка и Оценка. Чтобы его реализовать достаточно иметь информацию по исследованиям поисково-разведочным скважинам и представление о контурах залежи. Подсчетные параметры (точнее их диапазон) можно взять из имеющихся данных поисково-разведочного бурения и региональной сейсмики. Из практики отметим, наибольший акцент нужно делать на неопределенности площадей залежи. Именно эта характеристика является наиболее значимой и влияющей на итоговое распределение запасов. 

Неоспоримое преимущество 2D  анализа – минимум входной информации и наименьшее время для расчетов. Но даже этот инструмент не всегда разумно используется. Речь идет о выборе функции распределения. Да, в природе чаще всего работает нормальное (Гауссово) распределение, в котором условно равновероятны возможности получения значения выше и ниже среднего, но в геологии часто используется и логнормальное, т.е. то, которое говорит – «скорее вы получите значение меньше среднего, чем больше него». На самом деле, логнормальное распределение – это инструмент управления рисками, чтобы не завышать ожидания инвестора. 

И все-таки самым совершенным инструментом управления рисками является работа с неопределенностями на базе 3D моделей или 3D анализ (данное определение менее предпочтительно), но с оговоркой на достаточную степень изученности ключевых параметров. Именно посредством этого анализа наиболее уверенно оценивается вероятный диапазон запасов и, как следствие, уровней добычи пластовых флюидов. Плюс этой методики заключается в том, что результат расчетов основан, как правило, на существенном количестве расчетов (не менее 50-100). Определенный посредством данного инструмента наиболее вероятный сценарий (Р50) и есть ориентир для всех последующих технологических и коммерческих расчетов. Но необходимо иметь в виду, что этот уровень – это не физическая реализация для определенного набора входных параметров, а, скорее, ее статистическая оценка, то есть ориентир для последующих расчетов и оценок в рамках ТЭО физических реализаций.

И второй важный момент – вся неопределенность, которую мы будем наблюдать в 3D моделях следует из неопределенности исходных параметров (пористость, площадь, насыщенность, проницаемость, эффективная толщина). Не стоит ожидать изменений статистических закономерностей за счет добавления объема. Для чего же тогда проводить 3D анализ? Первое – мы живем в объемном мире и привыкли видеть, как минимум 3 измерения + время. Так вот, 3D анализ позволяет нам правильно выстроить во времени и в объеме работу с неопределенностями и рисками – где бурить, с какого объекта начинать добычу, в какой последовательности. 2D анализ такой возможности не дает. 

Еще один положительный и важный для дальнейших расчетов результат - возможность оценить влияние варьируемых параметров на конечный результат -  запасы и добычу. Графически данная зависимость показывается на графике называемом «торнадо-плот». Именно этот достаточно простой график – самое ценное в проведенной работе, так как позволяет корректно выстроить стратегию проектных работ на период реализации проекта (Этапы «Оценка-Выбор-Определение»). Именно этот график говорит нам о том, что изучать нужно не все сразу, а последовательно.

OOIP sensitivity rus

Анализ чувствительности

Уровни добычи 

Подготовка вариантов разработки и, соответственно, оценка уровней добычи является еще более непростой работой, поскольку на неопределенности в понимании запасов накладываются неопределенности в выборе оптимальной стратегии и этапности запуска месторождения в добычу.

Ниже показаны графики с уровнями добычи, разброс которых обусловлен разной стратегией разработки при одних и тех же запасах.  Такой широкий разброс обусловлен не только этапностью ввода месторождения в добычу, но и, в большей степени, вариативностью стратегии (темпа) бурения, оценки продуктивности скважин, конструкции скважины, системы заканчивания, выбора агента воздействия (ППД) и началом его реализации. 

Серьезный разброс – да? Но для нас абсолютно обычный. Это типовые профили для этапа Оценка, Выбор. Дальше диапазон будет сужаться, если правильно выстроить план работ по проекту. Но коридор нужно знать на любом этапе.

Production uncertainties rus

Неопределенность уровня добычи

Таким образом, оценка уровней добычи является комплексной, пожалуй, главенствующей, задачей в рамках реализации проектов по добыче нефти и газа. Если систематизировать подход к их оценке для любого проекта будет необходимо:

1. Знать масштабы проекта - ожидаемые уровни добычи.

Да, как бы нелепо не звучала данная постановка задачи, но мы должны представлять до начала детальных расчетов, на какой минимальный результат мы идем. Это важно в первую очередь для инвестора проекта, так масштабы определяют выбор инструментов для привлечения финансирования. Не всегда банк охотно идет на выделение проектного финансирования под мелкие проекты, даже если у них высокие показатели эффективности.

2. Иметь четкое понимание выбора оптимальной системы и последовательности разработки включая реализацию пилотных работ (ОПР).

Проектная команда изначально должна «настроить» инвестора на такой дорогой инструмент, с существенными инвестициями до начала добычи. Но как его обосновывать? – вот в чем вопрос. Правильно – с позиции будущих потерь. То есть ОПР позволяет не cтолько увеличить прибыльность проекта в будущем, сколько обезопасить инвестора от финансовых потерь до начала основных инвестиций в обустройство.

Куда ставить ОПР? Не откроем Америку, если скажем, что на каждом месторождении есть наиболее лакомые участки (англ., sweetspots), подтвержденные разведочным бурением и/или результатами дистанционных исследований (сейсмика). Мы имеем ввиду скважины с высоким дебитом при испытании. Именно эти зоны и определят в будущем эффективность Вашего проекта. Именно на них нужно сделать основной акцент на этапах Оценка и Выбор.  Если по ним экономика проекта положительна – можно двигаться дальше по этапам реализации.   Остальную менее известную (или менее продуктивную) площадь месторождения можно доизучать уже в процессе добычи, имея доход от реализации нефти/газа с основных участков.

3. Определение конструкции, системы заканчивания, стоимости скважин.

well-completion

Конструкция и система заканчивания скважины со сложными фильтрами 

Это как раз основная задача для опытных работ. Основное внимание нужно уделить (и это чаще всего не выполняется) определению типовой конструкции скважины для каждой выделенной типовой геологической зоны. Например, для плотного, сцементированного коллектора (песчаник и карбонатные породы) это могут быть скважины с простой конструкцией фильтра (сетчатый, щелевой или вообще с открытым забоем), позволяющей не штуцировать поток перед скважиной. В тоже время для слабосцементированных  пород (сеноманские отложения в З.Сибири), где песок по сути, является одним из «флюидов», поступающих в скважину важным является выбор систем, которые позволяют задерживать песок на входе в фильтр или, наоборот, создать такие условия в стволе скважины, чтобы поступающих песок  не задерживался на забое.

А еще есть smart well и smart completion. И это еще одна «замануха» для любителей высоко технологичных проектов. От себя скажем так – не всегда и не везде это эффективно. Что определяет выбор? – дебит и его динамика во времени. 

4. Оценка графика организации бурения (ковер бурения).

В чем основные ошибки? Очевидно, что получение максимума добычи в первые годы с начала разбуривания – это основной инструмент повышения экономических показателей. Здесь часто проектанты идут на заведомо нереалистичные цифры особенно для регионов с низкой степенью обустройства. Скажем в первый год завезти 4, 5 и более бригад. Да, иногда это можно сделать, но что будет, когда условно у 2-х из этих бригад будут выходить из-под долота совсем не те ожидаемые дебиты или хуже – не те флюиды? А затраты на мобилизацию, простой и демобилизацию – это очень хороший инструмент для сокращения затрат.  А сколько загонять бригад, чтобы наверняка и максимально эффективно? Ответа нет. Но начинать нужно с геологии.

5. Определение концепции строительства объектов обустройства (под уровни добычи), включая график и стоимость капитальных вложений.

По опыту скажем – минимум 3 концепции. Основные вопросы – сколько ниток трубопроводов (газ), строить ли трубу или возить автотранспортом (нефть), когда ставить УПН, делать предриллинг нескольких кустов или вводить последовательно, когда начинать закачку? Каждый из таких вопросов рождает свою концепцию строительства и обустройства. Но возьмите за правило - одной из концепций должна быть самая простая (и, вероятно, дешевая), а второй – самая современная со всеми возможными системами автоматизации и мониторинга. Как получится в базовом варианте? – что-то между ними в зависимости от NPVIRR, получаемых по озвученным двум концепциям. 

6. Экономическая оценка всего проекта.

Причем на каждом из выше озвученных этапах обоснования. Любой расчет, любая оптимизация должна быть завершена расчетом экономических параметров проекта. Вы скажете – «не все же возможно перевести на язык денег. Как, например, ответить на вопрос: стрелять ли сейсмику 3D или бурить еще одну разведочную скважину с керном или пробурить еще одну опытную эксплуатационную скважину с иной системой заканчивания или с другой траекторией?»  Мы ответим – «можно, через предпосылки – то есть, что мы ожидаем в добыче (или затратах на нее), если проведем такую-то оптимизацию». А дальше просто – заложили деньги на опытные работы и, например, сократили стоимость бурения эксплуатационной скважины или повысили ее стартовый дебит, или уменьшили темп его падения – вариантов много.

Многофакторность задачи оценки уровней добычи требует учета множественных ограничений, в которых решающим является экономика проекта. 

На практике представлению нескольких итоговых вариантов уровней добычи предшествуют десятки итераций работы проектной команды, нацеленных на оптимизацию основных технико-экономических решений по каждому направлению в отдельности и проекта в целом.

Как бы мы не хотели, но приоритезация обоснования ключевых параметров разработки (плотность сетки, тип скважин, размещение по разрезу, длина ствола, метод воздействия) для оценки проектных уровней добычи - не есть тривиальная задача.

По этой причине эффективнее инструмента, чем анализ неопределенности добычи (то есть равновесовое варьирование влияющих параметров), на текущий момент нет.

К слову, для оценки неопределённостей на данный момент существует множество программных решений: Enable компании Roxar, MEPO компании Schlumberger, DMS компании Halliburton и др. Выбор конкретного программного обеспечения (ПО) зависит от предпочтений пользователя и финансовых возможностей.

production profiles

Результаты оценки неопределенностей добычи на базе 3D моделей 

Данные программные решения позволяют рассчитать в автоматическом режиме множество вариантов моделей варьируя значения основных входных параметров. Следуя описанному подходу можно оценить реалистичность геологической модели ориентируясь на результаты адаптации к историческим данным разработки, в том числе, оценить возможную вариацию запасов. 

Резюме – задача прогноза уровней добычи одна из самых неординарных в проекте разработки месторождения. Подход к ее решению должен основываться минимум на 2 постулатах: минимизация финансовых потерь для инвестора и разработка инструментов управления возможными рисками.

Бурение

Вопросы бурения и заканчивания скважин занимают немаловажное, а в некоторых проектах и ключевое место.

Если на этапе «Предоценка» достаточно предварительной оценки по количеству и конфигурации планируемых скважин, то на этапах «Оценка» и «Выбор» уже необходима детальная проработка конструкции скважин включающая следующие вопросы: 

-        Бурение и конструкция верхней части скважин, включая решение таких вопросов как, например, изоляция многолетнемерзлых пород и определение минимального расстояния между устьями скважин (это влияет на площадь кустовой площадки и, соответственно ее стоимость); 

А еще - это основное ограничение для бурения неглубоких скважин с большими отходами.

-       Максимальные отходы и максимальная длина горизонтального участка скважин (это влияет на общее количество кустовых площадок и скважин; решение этой задачи требует комплексной оценки включающей выбор типа буровой установки, зависимости стоимости бурения от конфигурации скважины – отход, длина горизонтального участка скважины, общие затраты на бурение скважин и строительство кустовых площадок); 

-     Конфигурация/траектория горизонтального участка (в зависимости от особенностей геологического строения эксплуатационного объекта могут быть рассмотрены различные конфигурации: чисто горизонтальный, восходящий, нисходящий профили).

Проектная деятельность по вопросам бурения на этапах «Оценка» и «Выбор» невозможна без плотного взаимодействия с потенциальными подрядчиками, работающими в данном регионе.




Обсуждения:

Комментировать


Логин (е-mail):

Пароль:


Не видно? Нажми!
Введите код c картинки:

-Забыли пароль?

-







 
© Все права защищены 2011-2021 год.
Самое красивое и надежное отображение сайта достигается при использовании браузера Google Chrome
Рейтинг@Mail.ru