创新战略提高超深水油田的盈利能力

时间:2020-09-25 10:43 来源:杂志 作者:李晓生

为了解决北美墨西哥湾深水油气藏开发的诸多复杂问题,一种利用适当技术的常见方法能让石油公司有利可图地捕捉临界动态储层数据来提高最终的采收率。近20年来,作业在墨西哥湾的石油公司在开发超深水域下第三系大块储量的项目上几乎未取得什么成功。他们失败了,主要原因是,他们为开发这些复杂油气藏所做的调整海底系统的尝试,因技术挑战、漫长的评估过程、高成本且风险等级不可接受的第一阶段海底开发方案等因素而受阻。
在墨西哥湾,下第三系的井是最深、最复杂和压力最高的,见图1(下第三系的钻完井成本非常高,井深可达40000ft(12192m),钻井周期超过250天)。富含高压的下第三系储层处于极端水深(4000至10000ft 或 1219至3048m)的环境,井口压力接近和超过15000psi(105MPa)。钻入这些地层的井总测量深度可深达40000ft。而大的储层的不确定性,其源自于缺乏生产历史和悬垂的盐盖层,这使得地震成像极具挑战,对项目的批准与实施带来了进一步的障碍。
从历史上看,石油公司已经打了许多成本昂贵的评价井,从电测和取芯中收集了许多静态信息。但这种静态信息仍不能为该行业提供所需的关键认识,以降低项目风险和确定商业性运。 如果没有动态储层信息,这些问题仍没有答案,这让石油公司很难为开发这一深水资源给予高风险投资做出合理解释。因此,尽管此地区原油当量估值在400亿桶,但下第三系基本上仍未被开发。
 
要有创新方案

为了应对妨碍下第三系开发的障碍,FDAS(Frontier Deepwater Appraisal Solutions 前沿深水评价方案,简称FDAS)设想了一个简单的、适应性强的、允许石油公司以一种分阶段开发的战略捕捉临界动态储层数据。基本概念包括改造一部第六或第七代的MODU,使其能够从上到下钻下第三系的井。石油公司将直接进入关键井的系统设备,因为改造后的设备会保持充分的钻井能力。 

 改造包括拆卸海上钻井隔水管、海底BOP(防喷器)和DP(动态定位)系统,这样可以腾出足够空间和重量来安装一组生产模块和可移动井池,见图2 【图2a:深水FrPS(Frontier Production System前沿生产系统)的核心技术是一个安装就位的标准海底MODU(mobile offshore drilling unit移动式海上钻井平台)的可移动井池,旋转情况下井被定位在舷外;图2b:为防范飓风,井池被剧中和锁定】。因此,整改后的系统包括一部完整的250万磅(1134吨)的钻井、完井、干预、修井和侧钻钻机坐落在一个日产原油6.5万桶的生产平台上。深水FrPS通过建立在陆上页岩油田成功运作规则的基础上,降低风险和成本,包括:使用可靠的完井和技术;提供廉价的钻井、完井、长期维护和干预;使用轨道式平台概念来批钻和开发一个“立方体”油气藏,这样做的好处是,它比包含一个外大陆架区块所触及的油气藏面积要大很多。
    这项拥有专利的可移动井池技术提供了数十亿美元的经济优势,胜过昂贵的、可靠性差的20000psi的海底开发系统。包含可移动井池的FrPS系统可在一个专门建造的海底“枢纽”系统上以大约一半的时间和费用完成配套和安装,因为这是一种分阶段的方法,石油公司可以自信和有利可图地以相比之前较少的评价井(2或3口代替目前已被列为标准化的5或6口井)批准最初的油田开发。根据储层特性,石油公司随后可以更快地追加未来的阶段性项目,成本低于可能使用的海底枢纽的方法。
 
 此外,FrPS是一种干树方案;从历史上看,干树完井比湿树方法能提供更高的储量采收。对于一个复杂的400亿桶的油气藏来说,相比一个传统的海底系统,这一优势可能意味着100亿桶额外的终生的生产,将增加50亿美元的收益。由于减少了评价井的数量,批准了5口开发井,可以实现首次和峰值生产的速度,这种收益“红包”出自项目的前端,使早期采用的价值翻了一番,见图3(通过消除耗资和不必要的评价井,以及缩短设施建设、安装、调试的时间,FrPS系统缩短了从发现油田到第一口井开采的时间)。FrPS提供了这些好处的使用:一部改造后的第六代半潜式钻井平台;一个日产6.5万桶原油的生产模块;一个可移动井池,支持5口干树井;一个永久性的张力腿系泊系统;石油和天然气输送立管通过管道连接到区域的基础设施。
   
一定要降低成本

FrPS为石油公司提供了更快的向前迈进的手段,减少了评价井,同时,又能以低于每桶50美元油价有利可图地获得了动态储层信息。FrPS总的安装成本低于一个新的海底枢纽开发系统一半的费用,而首次原油生产可以加快几年,同时又能提供充分优化油田开发所需的动态储层信息,见图4【第一阶段开发5口井与一项全域批准的需要10口生产井或更多生产井的成本对比证明了一个新设施的合理性(不包括评价井的费用)】。第二阶段的开发可能包括海底捆绑乃至另一个FrPS,以最大限度地进行油气开采。成本对比表明,费用节省并非来自平台的成本。历史上看,这些日费不到一部MODU在一个海底油田作业一半的费用。
 
为了突出FrPS系统潜在的效益,在此呈现给大家一个假设的案例研究,基于现有的BSEE(安全和环境执法局)有关下第三系产量的生产数据,采用一口最初日产1.5万桶的井的生产率为例。在一个包含5口井和3口测钻井的区块,油价在每桶45美元的情况下,FrPS系统应用展现出的经济学走势,包括特许权使用费和作业费。该系统是稳健的,即使油价为每桶45美元,也能提供20%的IRR(内部收益率)以及在贴现率为10%的情况下12亿美元的NPV(净现值)。

这与其它几个采用海底枢纽概念开发的油田相比是有利的,这些油田一直受制于底部井眼位置不佳和复杂海底设备可靠性问题的困扰。这些问题导致了动态定位一部MODU作业每天损失超过100万美元昂贵的停工时间和维护费用。 需要改变FrPS的游戏规则,以赢得下第三系的开发。

工程创新带来的效益

FrPS是一项工程创新,即一个重点在于认识上的步骤的变化,与过去不同的是它只是钻完井的成本,以及获取动态储层数据的成本,而非必须驱动开发决策的生产设施。FrPS是一个下第三系的应对方案,因为一种分阶段的方法降低了成本和风险,如下所述:减少评价井的要求;与一个传统的海底开发系统相比,减少了50%的花费;三年或更短的时间即可交付;消除了需要钻井船的合同;更早的获取动态储层信息;加快了完井进程,直接垂直进入储层;液压设备控制更安全;以全额定双屏障隔水管永久性停泊;标准化的开发方案;可在一个宽泛的水深水域移动和重复使用;可移动井池技术也适用于新的工程,例如,TLPs(Tension Leg Platform:张力腿钻井平台)和深吃水浮漂,如圆木,因为钻机可以建造在平台的下部,消除了甲板顶部沉重和昂贵的钻机滑轨系统。这样的话,钻机系统和其它设施则变得更简单。
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