Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Научно-технические решения по освоению малых нефтегазовых месторождений на шельфе Вьетнама

ВАК РФ 25.00.18, Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Научно-технические решения по освоению малых нефтегазовых месторождений на шельфе Вьетнама"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И. М. ГУБКИНА

УДК 622.276.1/4. 04 (075) На правах рукописи

НГУЕН ЧИ ЗУНГ

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ОСВОЕНИЮ МАЛЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ШЕЛЬФЕ ВЬЕТНАМА

Специальность 25.00.18 - Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых (технические науки)

Автореферат

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Москва - 2006

Диссертация выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина.

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Ч.С.Гусейнов

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Д.А.Мирзоев кандидат технических наук Д.В.Иванец

Ведущая организация

ЗАО «Морнефтегазпроекг»

Защита состоится « /Г »«КДД^ДК-» 2006 г. в ¿Г часов в ауд.1817 на заседании диссертационного совета Д.212.200.11 в Российском университете имени И.М.Губкина по адресу; 119991, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Автореферат разослан « /¿? »« ^ С^-р-Л» 2006 г.

Учёный секретарь диссертационного совета д.т. и., доцент

И.Е. Литвин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Интенсивное развитие народного хозяйства Вьетнама тесно связано с успехами освоения морских нефтегазовых месторождений, существенно повлиявшими на темпы развития всей экономики страны. Ярким примером этому является успешная эксплуатация уникального по своим геологическим особенностям морского нефтегазового месторождения Белый Тигр, открытие которого предопределило последующую разведку морских нефтегазовых ресурсов нашей страны.

За последние годы различными зарубежными нефтяными компаниями в тесном содружестве с Петровьетнамом выполнен огромный объём поисковых и разведочных работ, позволивших открыть свыше 50 месторождений на шельфе Вьетнама, которые можно сгруппировать в 4 большие нефтегазоносные провинции, причем свыше десятка месторождений уже введены в разработку и их эксплуатация существенно повлияла на экономику страны. Кроме того, на континентальном шельфе Вьетнама открыт еще ряд мелких месторождений, извлекаемые запасы каждого из которых по предварительным оценкам составляют около 1,5 - 3,5 млн.т.

При таком количестве извлекаемых по отдельности из каждого месторождения запасов и в данных геолого-технических и географических условиях (глубина моря, удалённость от берега, инфраструктура и др.) эти месторождения считают маргинальными, т.е. малыми и малорентабельными. Поэтому, если начать освоение данных месторождений с уже отработанными во Вьетнаме обычными традиционными техническими решениями по их освоению, то практическая экономическая выгода может оказаться довольно сомнительной. Следовательно, несмотря даже на высокие цены на нефть в настоящее время, эти месторождения вряд ли могут быть привлекательными для инвестиций.

Однако энергетические потребности страны, тем не менее, требуют чёткого представления вопроса об их рентабельности с тем, чтобы успешно и надёжно решать дальнейшие перспективы их освоения малых месторождений. Важность решения этих вопросов обусловлена тем, что,, возрастает спрос на энергоресурсы на всём азиатском континенте параллельно с интенсивным развитием собственной национальной экономики.

Кроме того, в мире наметились довольно устойчивые тенденции резкого повышения цен на нефть и газ, что также является серьёзным стимулом к освоению уже открытых месторождений нефти и газа. В ближайшие годы намечается период снижения объёмов добычи нефти и газа на таких месторождениях, как Белый Тигр, Дай Хунг и др,

В связи с этим особую важность и актуальность приобретают новые научно-технические задачи вовлечения в топливно-энергетический баланс Вьетнама малых нефтегазовых морских месторождений, т.е. возникает необходимость в ускоренном вводе в эксплуатацию малых месторождений, в подборе необходимой и рациональной системы разработки для них в условиях Вьетнама для достижения экономической эффективности и обеспечения энергетической безопасности Вьетнама в целом и, в частности, перспективного развития нефтяной промышленности до 2020 г.

Основной целью диссертации является изыскание научно обоснованных и экономически оправданных технических решений по обустройству на основе проведения технико-экономического анализа различных вариантов обустройства с использованием новых технологических достижений, приемлемых и апробированных в условиях Вьетнама. Кроме того, в последние годы в связи с резким повышением цен на энергоносители, естественно, возникают тенденции максимально возможного извлечения и использования нефтяного газа как не менее ценного компонента, чем нефть. Анализ полученных нами результатов поможет руководству Петровьетнама целенаправленно и более планомерно осуществлять освоение малых нефтегазовых месторождений на шельфе Вьетнама самостоятельно и, по возможности, без привлечения иностранных инвестиций.

Для того, чтобы осуществить такие намерения, необходимо выработать сперва методологию их освоения при обязательном условии минимизации инвестиционных и управленческих затрат, а затем уже разработать реальный план их ввода в разработку. В связи с указанными обстоятельствами целью диссертационной работы является научно-техническое обоснование возможности вовлечения малых нефтегазовых месторождений Вьетнама в разработку на современном этапе развития народного хозяйства страны.

Поставленная цель достигается решением следующих задач:

разработка упрощенной методики приближённого определения себестоимости на основании укрупнённых затрат; обоснование необходимости группирования малых месторождений с целью их освоения с минимальными вложениями и повышенной надёжностью инвестиций; определение себестоимости нефти и газа с целью выбора технически реализуемого во Вьетнаме варианта обустройства группы маргинальных морских нефтегазовых месторождений; разработка комплексной технологической схемы обустройства морского нефтегазового месторождения с целевым получением товарной нефти и пропан-бутановой фракции для вывоза танкерами.

На защиту выносятся:

результаты сравнительного анализа различных вариантов обустройства малых нефтегазовых месторождений; рекомендации по «групповому обустройству» малых морских нефтегазовых месторождений;

новая технологическая схема подготовки пластовой продукции нефтегазового месторождения с предложениями по получению товарной нефти и пропан-бутановой фракции, а также с утилизацией пластовой воды и газов дегазации.

Научная новизна диссертационной работы:

показан путь к оценке надежности рентабельности инвестиций

при освоении малых нефтегазовых месторождений;

обоснована необходимость обустройства малых морских

нефтегазовых месторождений «групповым» методом,

обеспечивающим возможность организации опережающей

добычи углеводородов с наименьшими затратами, включая

поставку сжиженных фракций пропана-бугана;

предложена технологическая схема подготовки пластовой

продукции с целевым получением пропан - бутановой фракции

Практическая ценность работы:

разработанный в диссертации подход к обустройству морских маргинальных нефтегазовых месторождений позволит

ускорить вовлечение уже открытых нефтегазовых месторождений континентального шельфа в топливно-энергетический баланс Вьетнама;

целевое получение пропан-бутановой фракции позволит повысить рентабельность освоения малых морских нефтегазовых месторождений;

материалы исследований использовались в качестве иллюстративных материалов в процессе чтения курса «Освоение морских нефтегазовых месторождений» студентам специальности «Морские нефтегазовые сооружения» в РГУ нефти и газа им. Губкина.

Апробация результатов работы:

Основные результаты диссертации докладывались на научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций в июне 2006 г.

Автором опубликовано 3 статьи по теме диссертации в различных научно-технических журналах, а четвертая принята к опубликованию в журнале «Газовая промышленность», №12 2006 г.

Личный вклад соискателя:

Автором выбрана тема диссертации на основе его производственной деятельности; он самостоятельно выполнил необходимые расчёты, используя при этом свою собственную программу расч&гов, а исходные технико-экономические сведения, необходимые для выполнения расчётов, почерпнуты им из собственной производственной деятельности в Петровьетнаме.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения с основными выводами и списка использованных источников из 18 наименований. Содержание работы изложено на 126 страницах машинописного текста, включая 43 рисунка и 20 таблиц.

Содержание работы

Во введении приведена общая характеристика диссертационной работы, обоснована актуальность рассмотренных в работе вопросов, сформулированы цель и основные задачи

исследования, охарактеризована научная новизна и основные защищаемые положения.

Во введении также представлен краткий обзор состояния обустройства месторождений Вьетнама и на мировом шельфе, который выполнен на основании ряда опубликованных работ российских учёных Ч.С.Гусейнова, Д.А.Мирзоева, БА,Никитина, а также зарубежной работы Р.Гудфеллоу и Ж. Шассеро.

Первая глава посвящена анализу современного состояния нефтегазовой промышленности Вьетнама, представлены наиболее важные сведения о разрабатываемых месторождениях и геологической изученности открытых за последнее десятилетие месторождений, районированных по четырём бассейнам вьетнамского сектора Южно-Китайского моря. При этом дана оценка открытых запасов и прогнозируемых ресурсов с указанием глубин моря и географического местонахождения. Все представленные материалы подробно проиллюстрированы графиками добычи углеводородов, ожидаемыми прогнозами добычи и краткими схемами обустройства действующих месторождений.

Анализ этих сведений свидетельствует о том, что, начиная примерно с 2015 г., намечается неуклонная тенденция к снижению суммарной добычи углеводородов на шельфе Вьетнама в то время, когда число открываемых малых месторождений интенсивно возрастает.

В связи с такими обстоятельствами Вьетнам должен самостоятельно найти пути выхода из этих трудностей. Поэтому в работе главное внимание уделяется поиску таких научно -технических решений, реализация которых позволит эффективно разрабатывать малые нефтегазовые месторождения.

Вторая глава содержит краткий обзор природно-климатических условий шельфа Вьетнама, сведения об островах вьетнамского шельфа (на которых намечаются поисковые работы на нефть и газ), о гидрологических, геоморфологических и метеорологических особенностях Южно-Китайского моря.

В целом вся совокупность природно-климатических условий Вьетнама должна быть учтена при проектировании объектов обустройства морских объектов.

s

Третья глава содержит анализ современных технологий освоения маргинальных месторождений Мирового океана, как на малых, так и на больших глубинах, а также содержит соображения о возможности их использования при обустройстве малых нефтегазовых месторождений на шельфе Вьетнама.

В этой главе кратко описаны наиболее привлекательные мировые достижения и технические решения по освоению малых месторождений.

В качестве примера весьма удачного и простого технического решения при освоении глубоководного месторождения приводится концепция NSC (near surface completion - приповерхностное заканчивание скважин в подводном исполнении). Высокая вязкость вьетнамских нефтей предопределила необходимость использования танкеров, поскольку подводная транспортировка по трубопроводам ограничивается лишь несколькими километрами даже при хорошей термической изоляции труб.

Четвёртая глава содержит подробный анализ различных вариантов обустройства той группы морских маргинальных нефтегазовых месторождений Южного Вьетнама, которая представляет диссертационный интерес, т.е. является основным исследовательским материалом, на основе анализа которого сформулированы основные рекомендации по рациональному обустройству этих месторождений и формированию подхода к освоению подобных месторождений.

Все изыскания построены на рассмотрении 3-х открытых месторождений (которые условно названы автором Ml, М2 и МЗ) с суммарными извлекаемыми запасами в 10 млн. т и около 3 млрд. м3 нефтяного газа (со средним газовым фактором 300 м3/т пластовой продукции), причем содержание жидких (пропан-бутановых) фракций составляет, 398,4 г/м\ На месторождениях MI, М2 и МЗ согласно проектам их разработки принято соответственно 6, б и 3 эксплуатационных скважин, которые предполагается пробурить с СПБУ (расстояния между месшрожденими показаны на рис.1); при этом была адаптирована широко используемая в Пьетровьетнаме программа «Questor offshore» для оценки затрат по укрупнённым технико-экономическим показателям. Результаты расчётов представлены в таблице 1.

Рис. 1. Карта рассматриваемого района

_Таблица 1

Место рожден не М1 М2 МЗ

Площадь (км ) 4,7 3,8 2,4

Глубина моря (м) 70 70 75

Глубина залегания залежей (м) 3068-3585 1745-1780 1715-1785

Плотность нефти 0,8109 0,8109 0,8109

Пластовое давление (МПа) 33,46-37,05 17,80 17,86

Средний дебит скв-иы (т/сут) 350-636 398-636 398-636

Геологические запасы(млн.т) 19,75 15,75 8,12

Коэф-т нефтеотдачи (%) 18-28 22 22

Перспективные структуры А В С

Площадь (км2) 5,3 3,3 1,8

Глубина моря (м) 75 75 70

Глубина залегания залежей (м) 1650-2700 2000-3000 2850-3350

Плотность нефти 0,8155 0,8155 0,8155

Пластовое давление (МПа) 17,80 17,50 34,64

Средний дебит скв-ны (т/сут) 380 380 554

Геологические запасы(млн.т) 22,80 2139 8,65

Коэф-т нефтеотдачи (%) 22 22 18-28

Выбору наиболее эффективного обустройства группы этих месторождений должна предшествовать стадия рассмотрения наиболее подходящих для заданных условий и технически приемлемых вариантов их обустройства с учетом наличия у Петровьетнама (или возможности аренды) необходимых плавучих технических средств. Кроме того, учитывая достаточно близкое сходство нескольких объектов обустройства, необходимо их оборудовать по возможности одинаковыми техническими средствами, чтобы в дальнейшем обеспечил, наиболее экономную и привычную систему их обслуживания и ремо!гга, а также систему бесперебойного снабжения.

Для подготовки товарной пластовой продукции необходимо построить центральную технологическую платформу - ЦТП (или же использовать технологический танкер-храннлище - ТТХ, на котором выполняются аналогичные ЦТП операции).

На каждом отдельном месторождении необходимо построить добычные платформы-моноподы. Вся пластовая продукция направляется с моноподов на ЦТП (или ТТХ) по теплоизолированным

трубопроводам, и после обработки отсепарированная нефть направляется в резервуары установки беспричального налива, откуда с определенной периодичностью отгружается в челночные танкеры на экспорт из Вьетнама.

Система подготовки вод для нагнетания в пласты также расположена на ЦТП ( или же на ТТХ), а попутный газ после его подготовки и последующего компримирования направляется в подводный газопровод, подсоединенный к действующему магистральному газопроводу Лан Тай - Лан До - Вунг Tay.

Таким образом, представлены наиболее важные положения общего характера. В этой главе рассмотрено 11 различных вариантов обустройства всех трёх месторждений с тем, чтобы выбрать вариант с лучшими технико-экономическими показателями. А в качестве единственного примера в автореферате приведён полностью 11-й вариант обустройства всех трёх открытых месторождений и трёх песпективных структур; этот вариант представлен для качественного подтверждения того, что с возможным увеличением приобщаемых нефтегазоносных площадей весьма заметно улучшаются технико-экономические показатели освоения, несмотря на рост суммарных затрат. В этом варианте коэффициент нефтеотдачи месторождения М1 приближается к 28%, на М2 и МЗ он по-прежнему равен 22%, а на перспективных структурах А, В и С коэффициент нефтеотдачи прогнозируется равным, соответственно 28%, 22% и 22%, Тогда суммарный объем добычи нефти из 3-х месторождений и с 3-х перспективных структур за годы разработки составит 20,15 млн.т, средний дебит одной скважины составляет 555 т/сут, максимальный дебит со всех месторождений около 6,9 тыс. т/сут. В этом варианте рассматривается возможность утилизации попутного газа путём его подачи в магистральный газопровод; суммарный объем добычи газа из 3-х месторождений и с 3-х перспективных структур составит 5155 млн. м3 с дебитом 1915 тыс. м3/сут. (см. рис. 2). Ожидаемый рентабельный период эксплуатации составит 14 лет,

Обшй добычи ЗА пды^вфйбот 1 1 I * i 4 7 Щ f та 11 13 1) н

п.» иит Днвни+крамиа.Л. ■ * О™ Л/г ),« XI м V *1> 3.1 !,* V ■г

49 трз.иЭ №*гнтш{ЫХЩ.1а СГк шв/еут 535 ли ли 1211 1915 1915 1831 ют 140В 1070 704 465 225 141

3,1 Н7ИТ (тнпнпччштш о.г V V И5 0.7 V ю V <М ал 02 0.1 V

зйз ИПНТ (И.Я11<ЦЧ СктН 0.0 1,3 1.3 17 гъ г* 2,3 11 « 1.4 1Л <17 0:5 0.4

ншт Сут 1,1 1Л 22 32 %2 Э.0 г.е 2,4 1.в и а» 0.6 а«

3* («дм р*}работи*

Рис. 2. Прогноз суточной добычи нефти и газа по варианту 11

Перечень объектов строительства и основного оборудования:

1 ЦТП и компрессорная станция (на ЦТП предусмотрены сепараторы и система подготовки и закачки воды в пласт; нефть направляется на хранение в резервуарах, установка беспричалыюго налива с хранилищем УБНХ);

2 платформы-монопода;

I платформа типа блок-кондуктора (БК);

I УБНХ для хранения нефти и перекачки в челночные танкеры;

- 28 км нефтепроводов с теплоизоляционным покрытием; 20 км нагнетательных водопроводов; 60 км - газопровод до точки соединения с газопроводом. Нефть из этих месторождений направляется на ЦТП, где происходит сепарация нефти от газа и воды, после этого нефть направляют в УБНХ, газ нагнетают в морской газопровод компрессором до точки соединения Т2. (см. рис, 3);

Количество буровых скважин в этом варианте равно 41 (включены разведочные, нагнетательные и разведочные скважины: 9

на М1; б - на М2; 3 - на МЗ; 10 - на А; 7 - на В; 4 - на С; причём следует заметить, что по одной разведочной скважине предусматривается пробурить на структурах А, В и С и в случае успеха продолжить бурение уже эксплуатационных скважин).

Рис. 3. Схема обустройства по варианту 11

Предварительные общие затраты на вариант 11 составляют около 1673,46 млн. долл. и включают следующие позиции (см. таблицу 2):

_ Таблица 2

Наименование затрат Стоимость Количество оборудований Сумма (млн.$)

ДТП 120 1 120

БК 22 1 22

Платформа монопода 20 2 40

УБНХ 90 1 90

Система компрессора на ЦГП 30 1 30

Газопроводы 0,5млн $/км 60км 30

Нефтепроводы 1,5млн $/км 24км 36

Нагнетательный водопровод 0.5млн $/км 20км 10

Разведочные и горизонтальные скважины 19млн$/сква 10 190

Бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин 17млн$/сква 31 527

Затрата на ликвидации скважин и платформ ( 8%) 87,60

Эксплуатационные расходы (3$/барр) (18,93$/г) 383,52

Эксплуатационные расходы газа (0,8$/т$с0 107,34

Сумма (нефть) 1673,46

Себестоимость 1т (нефть и газ считаются вместе) 64,80 $/т

Себестоимость 1 барр. (при этом газ пересчитываете« на эквивалент нефти) 10,27 5/барр

Все рассчитанные варианты обустройства данной группы месторождений были проанализированы, и на основе этого был предложен 11-й вариант как самый эффективный,

А поскольку конечным результатом исследований является выработка общего подхода к обустройству морских маргинальных нефтегазовых месторождений, ниже представлен ряд соображений по этому поводу.

Как показал анализ всех представленных вариантов обустройства данной группы малых морских нефтегазовых месторождений (ММНМ), все варианты освоения на данный период

времени являются вполне окупаемыми. Однако разница в себестоимости нефти довольно велика, что требует более тщательного выбора рационального варианта освоения (к тому же мы не должны забывать о себестоимости нефти на разрабатываемых сейчас месторождениях, которая находится в пределах 6-10 дол7барр.).

Кроме того, этот анализ позволяет сделать ещё один вывод, заключающийся в том, что варианты группового освоения являются более дешёвыми и, следовательно, предпочтительными по сравнению с «одиночным» освоением.

В связи с изложенным, а также для большей ясности и наглядности представлена сводная таблица (3) по всем выполненным вариантам.

таблицаЗ

Квкяеяе**«» 1*гр*г Сю 1арннт

1 1 3 4 1 « » * * ш

ПмГфОрНЭ НвНОПОНа 20X1 юр 40$ еор 5011/1 адр •Юр мр Юр вар 40Д

ТТХ 200.0 аю,о аюр авр 210/1 пор «0,0

ШЛ ИОЛ иоде пор пор 120,0

Куст сгвжтн с пцлвцдным ааканчманмы ^спаям^ . ЗОЯ тор

Кусты спая«* С ПВДаВДННН ,МС*НЧИ|*ИИ*М 15.0

№НХ ЮЛ 90 р 90Д 90 р 90Р

БК зав ■пв

Система конлрассора на Ц7Г> ЭОЛ зор

Небгидовды 15 V ж? 19,3 293 2)? 23? 6,8 Ер Э6Л

Напшйпльмлй Фйдолроаод 0$ (Р о,е 0? Юр

Г»ОПРОК№* 05 эор ВД

Бувти* Агеппуатционны* а нагмгагвльных мин« 17Л 102р зыр 255р жр эсер эоар 255,0 ?55р 527Д 190£

■ горяоокгыьнм* ск&инны 190 67р

25р 37 £ «,5 «7 я? 50р

Экздувтздо^ие »над* (ЭДОавэ) 50,9 1ГП1 117,3 145,2 ПИ 1793 «11 1 ♦ж? 170Р 170р «0,8

сумипеноАдоби*« м«фт суумарноЯ добычи <ш ш 25

Сукнэтмсая добыча уваа#ояаф<№« ^наФЛ'и г41зк . • 11,4 пл 7,1 ■А» »А

■юз «Л ■йл »V я* ш

1 й ■■1,77 .,1,113 ТА ,1-4

Срок окупаемости - временной критерий, и характеризует окупаемость вложенных затрат за возможно короткий срок, по истечению которого можно полагать, что наступает период получения чистой прибыли. Этот показатель является наиболее важным, поскольку он создаёт предпосылки к наибольшей надёжности инвестиционных вложений.

Как видно из этой таблицы, последний показатель показывает, что все рассмотренные варианты окупаются за период менее двух лет, т.е. все варианты весьма эффективны (здесь надо пояснить, что первый год мы отводим созданию необходимых объектов и бурению, а сама разработка месторождений начинается со второго года). Эта ситуация объясняется лишь очень высокой стоимостью нефти в настоящее время. Но, если сравнить себестоимость нефти с

себестоимостью нефти на уже освоенных во Вьетнаме месторождениях, то полученные нами показатели себестоимости нефти явно уступают показателям эксплуатируемых месторождений, которые находятся в пределах 6-10 долУбарр. нефти. Пожалуй, лишь вариант 11 может оказаться сопоставимым, а потому и приемлемым.

Таким образом, для более надёжного выбора критериев рентабельности освоения мы предлагаем оценивать не только себестоимость добываемой продукции, но и наиболее короткий срок окупаемости вложенных инвестиций.

Такой подход к обоснованию варианта обустройства будет способствовать надёжности выбора, поскольку, оценивая только себестоимость продукции, мы можем получить достаточно близкие между собой численные значения себестоимости без учёта сроков окупаемости.

Выполненные нами расчётные исследования представляют собой по существу стадию, которая должна предшествовать выполнению этапа технико-экономического обоснования, и являются научно-техническим исследованием, с помощью которого обоснована необходимость «группового» освоения ММНМ, которое позволяет суммировать их запасы, что, по существу можно считать их в целом как одно среднее месторождение. Причём, если не принимать во внимание вариант 11 (с предполагаемыми месторождениями), предпочтение следует отдать варианту 7, поскольку стоимость ЩТТ почти в два раза ниже стоимости ТТХ.

Однако здесь возникает дилемма: что выгоднее: дорогой ТТХ (который по завершении разработки можно использовать вторично), или ЦГП (который подлежит демонтажу с возможным использованием лишь некоторых узлов опорной конструкции). Конечно, привлекательность этого варианта ещё и в том, что происходит утилизация нефтяного газа за вычетом определённого количества, используемого для производства необходимой электроэнергии.

При групповом освоении ММНМ разнообразные технологические операции можно распределить на отдельных платформах/месторождениях или же, наоборот, сосредоточить в одном месте (но конечным итогом обоих подходов является экономия суммарной площади платформ как основного параметра экономии средств).

В целом же представленный объём исследований, выполненных в четвёртой главе, позволяет сделать следующие выводы:

в настоящее время ориентировочная себестоимость нефти всех вариантов обустройства является рентабельной с учётом

современной рыночной цены нефти; однако себестоимость нефти в большинстве вариантов выше существущей; очевидным можно считать, что взятые в отдельности малые месторождения не могут считаться надёжно рентабельными на протяжении достаточно обозримого времени (обозримым временем, по нашему мнению, следует принять расчётный период разработки), в связи с чем наряду с определением показателя рентабельности следует рассчитывать и окупаемость понесённых затрат за возможно короткий срок.

Пятая глава содержит анализ технически возможных вариантов утилизации нефтяного газа и предложение извлечения пропана-бутана с целью товарной поставки наряду с добываемой нефтью.

Обычно при проектировании освоения морских маргинальных нефтегазовых месторождений преимущественно осуществляется поиск рациональных технических решений по добыче нефти, после чего задумываются о путях утилизации нефтяного газа, выброс которого в атмосферу крайне нежелателен, прежде всего, по экологическим соображениям, которые влекут за собой не только штрафные санкции, но и материальные затраты на подготовку газа для его сжигания и саму факельную установку. Обратная закачка газа в свой же продуктивный пласт также повышает суммарные затраты на освоение всего месторождения, поскольку помимо необходимости компрессорного оборудования требуется подготовка газа к этой операции.

В связи с этим, естественно, возникают препятствия технико-экономического и экологического характера, которые окончательно должны разрешить вопрос целесообразности добычи нефти и нефтяного газа на конкретном месторождении.

В последние годы в отраслевых журналах России и за рубежом усиленно пропагандируются предложения по транспорту компримированного газа танкерами-газовозами. Авторы этих публикаций, оценивая возрастающее в мире энергопотребление и неуклонно повышающуюся стоимость газа (а, впрочем, и нефти), полагают, что транспортировка природного газа под давлением танкерами-газовозами может вполне быть окупаема. Особый интерес представляет публикация академика РАН А.Н.Дмнтриевского, в которой он, рассматривая проблему транспорта сжатого газа танкерами-газовозами, считает, что для повышения эффективности такого решения следует синтезировать специальные «сорбенты-

накопители» с высокой сорбционной ёмкостью. Такое техническое решение позволило бы снизить давление в газовых ёмкостях танкера и, следовательно, могло бы способствовать экономии металла. И, безусловно, этот подход вполне имеет право быть в поле рассмотрения и возможно, в определённых условиях может стать рентабельным не только для морских газовых и газоконденсатных месторождений, но и для морских маргинальных нефтегазовых залежей.

Мы предлагаем несколько иную альтернативу, когда необходимо решать вопрос о целесообразности освоения ММНМ: непосредственно на месторождении выделить из нефтяного газа жидкую фракцию (т.е. пропан-бутановую фракцию), которую можно перевозить в специальных ёмкостях под давлением 2,0 МПа танкерами, перевозящими товарную нефть.

Рис. 4. Технологическая схема подготовки пластовой продукции

1-сепаратор первой ступени, 2-трёхфазный сепаратор второй ступени, 3-подогреватель-деэмульсатор, 4-сепаратор третьей ступени, 5-абсорбер, 6-выветриватель, 7- отпарная колонна, 8-регулятор давления, 9-насос для подачи водного раствора реагента, 10-насос для подачи деэмульгатора, 11 - вакуум-насос для откачки лёгких углеводородов, 12-холодильники «газ/морская вода», 13-ёмкость для смеси пропан-бутановых фракций и товарной нефти, 14-компрессорная станция давлением 2,0 МПа, 15-газосепаратор, 16-пропорцианальный смеситель пропан-бутановых фракций с товарной нефтью, 17-питательный насос смеси С3+ с нефтью, 18-эжектор для подсоса газа выветривания основным потоком газа, 19-ёмкость чистого ТЭГа, 20-насос ТЭГа.

Для этого весь технологический цикл подготовки нефти и газ необходимо осуществить по схеме, представленной на рис 3.

После того, как пластовая продукция со всех месторождений поступит на ЦТП (или ТТХ) по общему коллектору А, на котором установлен регулятор давления 8 для общего снижения давления смеси в коллекторе, она подаётся в трёхфазный сепаратор 1, где отбивается большая часть пластовой воды и часть отсепарированного газа, и нефтяная эмульсия поступает на следующую ступень сепарации 2; при этом из неё опять удаляется часть газа и пластовой воды. Далее эта нефтяная эмульсия поступает в подогреватель-деэмульсатор 3, куда насосом 10 (на рисунке не показана ёмкость с деэмульгатором) подаётся деэмульгатор для разбиения нефтяной эмульсии. В данном аппарате нефть практически полностью отделяется от пластовой воды и доводится до требуемых кондиций по воде. Поскольку эта вода содержит некоторое количество реагента, её насосом 9 подают в основной коллектор перед первой ступенью сепарации 1. Из этого аппарата подогретая обезвоженная нефть поступает в сепаратор 4 на окончательную сепарацию от газа под небольшим вакуумом, создаваемым вакуум-компрессором 11, после чего основная часть кондиционной нефти (С)„) подаётся в танки на хранение (до налива в танкеры), и небольшая её часть (С>„) используется в качестве абсорбента через смеситель 16. А весь нефтяной газ собирается из всех ступеней сепарации в коллектор Б и подаётся в двухсекционный абсорбер 5, в нижнюю секцию которого впрыскивается частично регенерированный раствор абсорбента (например, триэтиленгликоля - ТЭГа) в первичной отпарной колонне 7, а в верхнюю секцию абсорбера подаётся концентрированный

раствор ТЭГа (который регенерируется окончательно во вторичной отпарной колонне 7). Насыщенный ТЭГ с низа абсорбера поступает в выветриватель б, где из раствора частично выделяются поглощённые углеводороды и поступают вновь в среднюю часть абсорбера с помощью эжектора 18, через который проходит часть основного потока газа, отсепарированного от нефти; затем насыщенный парами влаги абсорбент направляют в первичную отпарную колону 7; там ТЭГ регенерируется до концентрации 99%; при этом температура низа колонны поддерживается на уровне 200-210°С. Одну часть раствора ТЭГа, отводимого с низа колонны, подают в нижнюю секцию абсорбера, а другую - во вторичную отпарную колонну 7, в которой раствор окончательно концентрируется с помощью отдувочного газа (так называемого «стриппинг-газа»), затем опуда концентрированный абсорбент направляют в верхнюю часть второй секции абсорбера. Кроме того, в самый верх абсорбера подают через пропорциональный смеситель 16 (в очень небольшой пропорции) смесь пропан-бутановых и нефтяных фракций для улавливания тяжелых углеводородов. Здесь необходимо отметить, что смеситель 16 должен быть рассчитан на пропуск очень небольшого количества нефти (т.е. нефть по отношению к пропан-бутану должна составлять примерно как 1:20). Далее осушенный газ сжимается в компрессорной станции 12 до давления в 2,0 МПа, охлаждается морской водой и поступает в газосепаратор 15, в котором отделяется окончательно полученная пропан-бутановая фракция (Сз+) как товарная продукция и поступает в шаровые резервуары (они также не показаны на рисунке) на хранение с последующим вывозом танкерами, а газ (т.е. С] и С2) подаётся на приём газотурбинной электростанции для производства электроэнергии всех морских объектов.

Представленная схема является комплексной к может стать довольно традиционной для нефтегазовых месторояедений; в ней содержатся некоторые оригинальные технические решения, предложенные нами, а именно:

- возврат части выветренного газа из выветривателя не в атмосферу, а обратно в абсорбер с помощью эжектора;

- создание смеси пропан-бутановых фракций и товарной нефти в пропорциональном смесителе 16 с целью поглощения более тяжёлых фракций углеводородов (С3, С4 и С3) товарной нефтью, что повысит эффективность извлечения пропан-бутановой фракции товарного качества.

Таким образом, товарная нефть может подаваться в танки для хранения нефти с последующим её наливом в челночный танкер. А полученные пропан-бутановые фракции должны поступать в специальные ёмкости, рассчитанные на давление 2,0 МПа (обычно эти ёмкости изготавливаются в виде шаровых резервуаров), из которых эти фракции специальным насосом перекачиваются в такие же шаровые резервуары, которыми обычно оснащают танкер-пропановоз.

В предлагаемой нами технологической схеме исторически сложившаяся в нефтяной промышленности закрытая промысловая схема сбора нефти и газа предстаёт в ещё более совершенном виде: в виде герметичной системы, которая не создавалась в прежние годы как по техническим причинам, так и по объективным (включая и нынешнюю рыночную стоимость пропана-бутана) причинам её невостребованности.

Ниже представлена оценка содержания жидких компонентов в нефтяном газе уже известной группы месторождений, обустройством которых мы занимались в предыдущей главе; она составляет 400г/м3; при добыче нефти, равной примерно 7тыс,т количество пропан-бутановых фракций составит 2,8т/сутки (примем этот показатель с округлением до Зт/сутки). Таким образом, если танкер для перевозки нефти будет подходить через каждые 12-15 дней (т.е. обычный срок автономности с учётом непогоды), его грузоподъёмность должна составить ЮОтыс. т; за это же время количество пропана-бутана будет в пределах 36-45т.

А за год общее количество пропан-бутановых фракций составит примерно 1000т позвлит получить дополнительно 10 млн. дол. (достаточно ощутимая прибавка), если принять во внимание, что стоимость во Вьетнаме 1т пропана-бутана составляет 10тыс. дол.

По нашему мнению, для регулярного вывоза такого количества пропана-бутана можно использовать обычный нефтяной танкер, установив с соответствующими креплениями одну сферическую ёмкость на палубе судна или же в одном из его танков установить соответствующую ёмкость (или ёмкости) общим объёмом 50 м3.

Таким образом, предложена технологическая схема получения жидких компонентов нефтяного газа с целью их сбора, краткосрочного хранения и последующего вывоза танкерами, подготовленными к подобным операциям.

Общие выводы и рекомендации по обустройству ММНМ

1. В настоящее время благодаря высокой рыночной стоимости нефти освоение даже единичных морских маргинальных нефтегазовых месторождений в акватории Вьетнама теоретически является рентабельным.

2. Морские маргинальные нефтегазовые месторождения наиболее эффективно осваивать группами; при этом в случае небольших глубин предпочтение следует отдать строительству ЦТП, а в глубоких водах - аренде ТТХ; при этом необходимо выполнить многовариантную проработку различных технологических схем обустройства, позволяющую выбрать наиболее оптимальную.

3. При выборе оптимального варианта освоения группы ММНМ следует отдать предпочтение варианту с минимальным сроком окупаемости.

4. При освоении группы ММНМ рекомендуется проработать дополнительный вариант с целевым получением пропан-бутан овых фракций.

5. Предложена схема обустройства ММНМ с целевым получением пропан-бутановых фракций.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Нгуен Чи Зунг, Нгуен Ван Шон, - Освоение маргинальных месторождений южного Вьетнама. Вестник ассоциации буровых подрядчиков, № 1,2006, с. 20-23.

2. Нгуен Ван Шон, Нгуен Чи Зунг, - Основные разрушения морских трубопровод. Техника и технология, № 1,2006, с. 70-72

3. Гусейнов Ч.С., Нгуен Чи Зунг - Пути освоения малых морских нефтегазовых месторождений. Бурение & Нефть, № 7-8, 2006,

4. Нгуен Чи Зунг, Ч.С. Гусейнов, - Получение пропан-бутановых фракций из нефтяного газа на малых морских нефтегазовых месторождениях. (Принято к опубликованию в журнале «Газовая промышленность» Хо 12. 2006).

с. 16-19.

Соискатель

Нгуен Чи Зунг

Подписно в печать Формат 60 х 90/16 Объём Тираж 100 экз. _Заказ 340_

119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина