gototopgototop

4D сейсмический мониторинг нефтегазовых шельфовых месторождений акваторий северных морей с помощью донных регистрирующих систем

Разин Андрей Юрьевич – один из ведущих российских специалистов по сейсморазведке в «транзитных» зонах, главный конструктор, инженер-геофизик морских геофизических работ Научно-технологического центра морской геофизики Института Арктических технологий Московского физико-технического института.

Разин Юрий Андреевич – главный инженер, инженер-геофизик морских геофизических работ, ведущий специалист по маркетингу и новым проектам Научно-технологического центра морской геофизики Института Арктических технологий Московского физико-технического института, АО «Южморгеология».

Головин Сергей Владимирович – кандидат технических наук, старший научный сотрудник Научно-технологического центра морской геофизики Института Арктических технологий Московского физико-технического института.

Аннотация: В статье приведена аналитика соотношения мировых запасов, общемирового потребления и прогноз возникновения дефицита углеводородного сырья. Описаны 4D сейсмические исследования как инструмент оптимизации эксплуатации месторождения. Рассмотрены основные типы сейсмических систем для морской 4D сейсморазведки. В хронологическом порядке приведена статистика иностранных компаний по проведению 4D сейсмических исследований на месторождениях северных морей с результатами оптимизации добычи – повышение извлекаемости запасов, продление жизни месторождений. Описан российский опыт 4D сейсмических исследований. Намечена задача по созданию на базе МФТИ отечественных донных кабельных регистрирующих систем для проведения 4D сейсмического мониторинга месторождений на Арктическом шельфе РФ.

Ключевые слова: Сейсморазведка 4D, мониторинг месторождения, шельфовые месторождения, извлекаемость запасов, экономическая эффективность.

Мировые запасы нефти на конец 2017 года оценивались в объеме 1,696 трлн баррелей при динамике роста общемирового потребления до 100 млн баррелей в день. При таком темпе роста потребления, нынешних запасов нефти миру хватит только на ближайшие 30-35 лет. Перспектива истощения запасов и появления дефицита углеводородного сырья ставит перед нефтедобывающими компаниями задачу применения наиболее эффективных стратегий эксплуатации разрабатываемых месторождений, способствующих повышению производительности нефтедобычи и коэффициента извлекаемости запасов. Одной из решений такой задачи является 4D сейсмический мониторинг (Time-Lapse Seismic), позволяющий отслеживать изменения пластовых параметров. Своевременная реакция на изменения состояния резервуара делает разработку месторождения контролируемой и экономически более эффективной. Сравнительный анализ сейсмических технологий показал наибольшую эффективность донных кабельных систем перманентной установки, отличающихся низкими расходами на проведение повторных съемок, а также высоким качеством результатов мониторинга. По опыту ряда иностранных нефтедобывающих компаний, применение 4D сейсмического мониторинга позволило пересмотреть стратегию эксплуатации месторождений, а результаты предпринятых мер превысили прогнозы ожидаемого объема извлекаемых запасов. В России полноценный 4D сейсмический мониторинг был проведен только на Пильтун-Астохском месторождении континентального шельфа Северо-Восточного Сахалина, где анализ данных мониторинга позволил выработать рекомендации по оптимизации разработки месторождения. Изучив успешный зарубежный опыт, специалисты Московского Физико-Технического Института (МФТИ) приступили к разработке отечественной системы мониторинга месторождений для использования в шельфовых акваториях Арктической зоны РФ, где применение подобной системы видится максимально целесообразным.

В начале 2018 года ведущие отечественные нефтяные компании ПАО НК «Роснефть» и ПАО «ЛУКОЙЛ» отчитались, что их обеспеченность запасами углеводородного сырья (на 31.12.2017 г.) достигла уровня 20 и 19 лет соответственно [1, 2]. В то же время, мировые запасы нефти на конец 2017 года оценивались в объеме 1,696 трлн баррелей при общемировом потреблении в 90,5 млн баррелей нефти в день (табл. 1) [3].

Таблица 1. Мировые лидеры по запасам и потреблению нефти на 31.12.2018 г. (по данным аналитического отчета BP Statistical Review, June 2018).

Запасы

Потребление

Страна

Общие, в млн баррелей

Доля от общемирового запаса, %

Страна

Общие, в млн баррелей

Доля в общемировом потреблении, %

Венесуэла

303200

17,9

США

7256,20

20,10

Саудовская Аравия

266500

15,7

Китай

4671,64

13

Канада

168900

10,0

Индия

1711,85

4,70

Иран

157200

9,3

Япония

1455,62

4,10

Ирак

148800

8,8

Саудовская Аравия

1430,07

4,0

Россия

106200

6,3

Россия

1176,76

3,30

Кувейт

101500

6,0

Бразилия

893,155

3,10

ОАЭ

97800

5,8

Южная Корея

1020,54

2,80

США

50000

2,9

Германия

893,16

2,50

Ливия

48400

2,8

Канада

886,22

2,50

Остальной мир

248100

14,5

Остальной мир

14442,69

39,90


По прогнозам аналитиков потребление нефти будет стабильно расти и превысит отметку в 100 млн баррелей в день уже к началу 2019 года [4]. При таком темпе роста потребления, нынешних запасов нефти миру хватит только на ближайшие 30-35 лет. Перспектива истощения запасов и появления дефицита углеводородного сырья ставит перед компаниями нефтяного сектора новые задачи, среди которых не только стимулирование геологоразведочной отрасли и разработка методологической базы по освоению трудноизвлекаемых запасов, о чем говорил в ходе форума «Российская Энергетическая Неделя – 2018» первый заместитель Министра природных ресурсов и экологии РФ Денис Храмов [5], но и применение наиболее эффективных стратегий эксплуатации разрабатываемых месторождений, способствующих повышению производительности нефтедобычи и коэффициента извлекаемости запасов. Наиболее остро эта задача стоит для шельфовых месторождений, особенно – для расположенных в Арктических регионах, поскольку в столь тяжелых условиях факторы сокращения расходов на бурение и общее увеличение темпов добычи существенно повышают экономическую эффективность эксплуатации месторождений.

4D сейсмические исследования как инструмент оптимизации эксплуатации месторождения

Одной из мер, позволяющей оптимизировать эксплуатацию месторождения, является использование 4D сейсмических исследований, также называемых сейсмическим мониторингом (на Западе также употребляется название Time-Lapse Seismic). В общем виде, данные исследования представляют собой проведение 3D сейсморазведочных работ на участке разрабатываемого месторождения, повторяющихся с периодичностью от полугода до нескольких лет, в идеале – без изменения параметров и геометрии расстановки регистрирующей системы и пунктов возбуждения. Метод основан на том, у пластовых пород при замене нефте-газонасыщенности на водонасыщенность изменяются их упругие свойства. Использование этой особенности позволяет отслеживать миграцию флюида, контролировать изменения пластовых параметров и, основываясь на полученной информации, корректировать стратегию разработки месторождения, к примеру, корректируя количество и изменяя расположение нагнетательных скважин. Своевременная реакция на изменения состояния резервуара, в конечном итоге, делает разработку месторождения более контролируемой и экономически эффективной.

Такой метод далеко не является новинкой, особенно для западных компаний, которые впервые начали экспериментировать с подобными исследованиями еще в конце 80-х годов прошлого века на месторождениях Мексиканского Залива (блоки Eugene Island 330/338 и месторождение South Timbailer 295) [6]. В России же первые подобные исследования были проведены норвежской геофизической компанией PGS на Пильтун-Астохском месторождении на шельфе Сахалина [7]. Ниже рассмотрим наиболее значимые проекты.

Типы сейсмических систем, используемых при проведении морской 4D сейсморазведки

В начале своего развития наиболее популярной и единственной применяемой технологией было проведение сейсморазведки с использованием судов с буксируемыми приёмными устройствами – сейсмокосами. Эта технология позволяла проводить повторные 3D сейсмические съемки на интересуемых участках, однако, даже при использовании идентичного комплекта оборудования, не позволяла добиться идеальной повторяемости. Несмотря на это, она все же являлась эффективным и, что самое главное, экономически целесообразным (cost-efficient) инструментом повышения эффективности разработки месторождений.

С развитием технологий в области геофизического оборудования акцент в 4D сейсморазведке сместился в сторону донных систем перманентной установки. Несмотря на то, что первоначальная установка такой системы требовала значительно больших финансовых затрат по сравнению с сейсморазведкой буксируемыми сейсмокосами, в дальнейшем эти затраты окупались за счёт снижения расходов на проведение повторных съемок – отпадала необходимость привлечения дорогостоящих полноразмерных многокосовых сейсмических судов, их заменили более доступные небольшие суда-источники, а также в виде повышения общего качества результатов мониторинга за счет бóльшей повторяемости съемок и возможности более частого их проведения.

До недавнего времени донные системы мониторинга были основаны на кабельной телеметрии, однако, вслед за общим трендом в сейсморазведочной отрасли, стали активно предлагаться системы на основе автономных сейсмических модулей – нодов.

При текущем уровне технологий нодальные системы мониторинга уступают системам с кабельной телеметрией по двум важным параметрам: отсутствию возможности контроля качества регистрируемой информации в режиме реального времени (или близком к реальному времени), а также автономности, поскольку требуют перезарядки элементов питания, что существенно увеличивает стоимость их эксплуатации за счёт операций по их подъему, регенерации и обратной постановке.

По авторитетному мнению, одного из ведущих ученых в области морской сейсморазведки профессора Ю.П. Ампилова, в настоящий момент лучшим решением для 4D морского сейсмического мониторинга являются оптоволоконные кабельные системы с регистрирующими 4-компонентыми оптоволоконными датчиками [8]. Именно такие системы широко применяются за рубежом ведущими нефтяными компаниями на своих месторождениях.

Месторождение Draugen, Cеверное Море

Открыто в 1984 году в районе, который изначально большинством геологов считался малоперспективным [9]. Начало активно разрабатываться в 1993 году Norskoe Shell (26,2%), BP Norge AS (18,36%) и Chevron Texaco Norge AS (7,56%) [10]. Уникальной особенностью данного месторождения является одноименная буровая платформа, стоящая на бетонном основании высотой более 250 метров, а с учетом надводных строений почти достигающей отметки в 300 метров [11].

Месторождение имеет весьма скромное число добывающих скважин – всего 11, но на некоторых из них была достигнута производительность в 150 млн баррелей, что является довольно высоким показателем и может превышать производительность всех добывающих скважин на некоторых небольших месторождения. В начале 2000-х годов Shell поставило цель поддерживать производительность месторождения на высоком уровне до 2013 года и одним из главных инструментов для достижения этой цели было проведение 4D сейсмических исследований с целью картирования движения флюида и обнаружения областей концентрации нефти.

Первые выводы были сделаны на основании данных, полученных в результате трех сейсмических исследований – первоначальной съемки 1990 года и последующих съёмок 1998 и 2001 гг. [12]. После анализа полученной информации и построения динамической модели резервуара специалисты пришли к выводу, что водонефтяной контакт смещается быстрее, чем изначально предполагалось. Пробуренные дополнительные инжекторные скважины способствовали смещению углеводородов к добывающим скважинам, что существенно сказалось на объёме извлекаемых запасов и позволило достичь рекордной производительности для морских нефтяных скважин – 78000 баррелей в сутки. Всего на месторождении Draugen было проведено 6 сейсмических съемок (рис. 1).

Рисунок 1. Диаграмма ежегодной производительности месторождения Draugen.

Негативные тенденции на мировом нефтяном рынке заставили компанию Shell остановить добычу и задуматься о продаже своей доли более мелким игрокам нефтяного рынка [13]. По оценкам некоторых аналитиков, добыча нефти на данном месторождении может быть продолжена вплоть до 2040 года. Все это является результатом ответственного подхода к разработке месторождения и нацеленности на постоянную оптимизацию добычи, которая во многом ориентировалась на результаты проведенных 4D сейсмических исследований.

Месторождение Gullfaks, Северное Море

Месторождение Gullfaks, расположенное в Норвежском секторе Северного моря на блоке 34/10, было открыто в 1978 году и находится под управлением оператора – норвежской компании Statoil. Глубины в районе месторождения составляют порядка 130-230 метров. Первоначальная оценка извлекаемых запасов была установлена в объеме 2,1 млрд баррелей, а пиковая производительность месторождения была достигнута в 2001 году в объеме 180 000 баррелей в день (рис. 2). Месторождение разрабатывается при помощи трех платформ, установленных в 1986, 1988 и 1989 годах.

Сейсмический мониторинг на месторождении Gullfaks успешно применялся, начиная с 1995 года. Именно в этом году была выполнена повторная 3D сейсмическая съемка, данные от которой были сопоставлены с данными, полученными в 1985 году. Исследования, проводимые в 1995 году, имели научную направленность, однако, сделанные на их основании выводы дали толчок развитию полноценного 4D сейсмического мониторинга на данном месторождении и следующие 3D сейсмические исследования были проведены всего год спустя, уже в 1996 году.

Рисунок 2. Ежегодная производительность месторождения Gullfaks.

С тех пор было проведено еще 6 полноценных 3D сейсмических исследований – в 1999, 2002, 2005, 2008, 2011 и 2016 годах. Вслед за развитием геофизической отрасли менялась и методика проводимых работ, а также алгоритмы последующей обработки данных. И если в 1985 году приёмная система состояла из двух буксируемых кос, то в 2011 и 2016 году их число возросло до 17, что позволило выполнить работы с высокой плотностью наблюдений (HD3D-High Density 3D). Проводимые 3D исследования можно разделить на три фазы – 1995/1996, 1999/2002/2005, 2008/2011/2016 годы – в рамках каждой из которых геофизики старались добиться максимальной повторяемости параметров и методик [14].

Проводимый мониторинг позволил эффективно оптимизировать процесс добычи на месторождении. По оценкам, которые дал ведущий геофизик компании Statolil (ныне Equinor) Тор Вегар Мэрдален, половина добытой нефти с конца 1990-х годов стала результатом оптимизации, проведенной на основании полученных при помощи 4D сейсмического мониторинга данных. В финансовом эквиваленте положительный эффект от таких исследований оценивается, примерно, в размере 6 млрд норвежских крон. Equinor рассчитывает, что дальнейшее применение данной технологии для контроля разработки месторождения, поможет в ближайшие 15 лет удвоить полученный экономический эффект [15].

Месторождение Ekofisk, Северное Море

Ekofisk – месторождение-гигант, расположенное на Юго-Востоке норвежского сектора Северного моря, приблизительно в 300 км от Ставангера.

Лицензию на разработку месторождения имеют несколько крупных компаний, среди которых такие крупные компании как Total, ConocoPhillips, Eni, Statoil (Equinor). Оператором месторождения является ConocoPhillips Skandinavia AS [16]. Глубина моря в районе месторождения достигает 70 метров. По объему извлекаемых запасов Ekofisk считается третьим месторождением Северного Моря – суммарный объем запасов составляет 3,6 млрд баррелей.

4D сейсмический мониторинг на месторождении Ekofisk проводится с 1999 года. Именно тогда была проведена морская сейсмическая съемка 3D с использованием судна, оборудованного четырьмя буксируемыми косами, которая стала первой повторной 3D съемкой с момента проведения первоначального сейсмического исследования в 1989 году (первоначальная сейсмическая съемка производилась с использованием судна, оборудованного всего лишь двумя буксируемыми косами). Последующие съемки были проведены в 2003, 2006 и 2008 годах – с использованием 8-косовой конфигурации.

Несмотря на тщательный анализ и проведенные меры по оптимизации добычи, такие как ввод в эксплуатацию более 80 скважин, специалисты отметили, что для максимально эффективного управления месторождением интервал между проводимыми сейсмическими исследованиями должен быть существенно уменьшен. Это позволило бы максимально оперативно реагировать на динамику изменения характеристик резервуара в процессе его разработки (рис. 3).

Рисунок 3. Диаграмма ежегодной производительности месторождения Ekofisk.

Сравнение показателей разработки с другими сопоставимыми месторождениями Северного моря, такими как Statfjord и Gullfaks, показало, что последние имеют более высокие показатели производительности. Это указывало на то, что меры по улучшению производительности на месторождении Ekofisk должны включать в себя разнообразный набор инструментов, каждый из которых должен быть использован своевременно и в соответствии с общей стратегией развития месторождения. Планируемый коэффициент извлекаемости запасов был сопоставим с другими месторождениями, но расчеты показывали, что значительная часть запасов останется неизвлечённой. В то же время, данные говорили о том, что даже небольшое повышение коэффициента извлекаемости имело бы значительный экономический эффект [17].

Проведенное в 2011 году исследование заключило, что использование донной кабельной системы мониторинга постоянной установки станет гораздо более эффективным инструментом, чем сейсмическая съемка с буксируемыми косами. Данная система требовала больших первоначальных вложений, однако, несла в себе значительное количество плюсов, которые должны были способствовать существенному уменьшению расходов в дальнейшем и увеличению доходов, за счет повышения извлекаемости запасов. Среди таких плюсов, в первую очередь, стоит отметить лучшую повторяемость, обусловленную неизменным положением приемных устройств.

В качестве такой донной системы была выбрана оптоволоконная система норвежской компании Optoplan, подразделения всемирно известного производителя сейсморазведочного оборудования компании Sercel. Система получила название Ekofisk LoFS (Life-of-Field-Seismic) и состояла из 24 донных приемных кабелей общей длиной свыше 200 км, с использованием порядка 3966 4-х компонентных (3 геофона + гидрофон) сейсмических датчиков. При установке системы кабели укладывались в траншеи, глубиной до 1,5 метров при помощи телеуправляемых подводных аппаратов. Необходимо также отметить высокую плотность пунктов возбуждения: 25 метров между точками возбуждения и 50 метров между линиями возбуждения. Была предусмотрена передача полученных данных, практически в режиме реального времени, в береговой центр обработки и контроля качества полевого материала ConocoPhillips, расположенный в 300 километрах от месторождения (рис. 4). Данная передача реализована при помощи гигабитных оптоволоконных линий [18].

Рисунок 4. Схема развёртывания системы 4D сейсмического мониторинга Ekofisk LoFS.

Первая сейсмическая съемка, с использованием системы LoFS на месторождении Ekofisk, стартовала в ноябре 2010 года, а всего с тех пор (по данным на конец 2016 года) было проведено 10 сейсмических съемок. Система LoFS стала эффективным инструментом контроля месторождения Ekofisk, разработка которого планируется до 2050 года.

Месторождение Valhal, Северное Море

Valhall – огромное нефтяное месторождение на юге норвежского сектора Северного Моря. Открытое в 1975 году, оно начало активно разрабатываться в 1982 году. Оператором месторождения является компания AKER BP, которой принадлежит мажоритарный пакет акций месторождения.

В январе 2017 года компания отчиталась, что месторождение Valhall перешагнуло отметку в 1 млрд баррелей добытых запасов, что в три раза превысило прогнозы ожидаемого объема извлекаемых запасов, подсчитанных в 1982 году (рис. 5).

Рисунок 5. Диаграмма ежегодной производительности месторождения Valhal.

При помощи комплексной системы управления месторождением, в которую в числе прочих инструментов входит система сейсмического мониторинга Life-of-Field-Seismic, Aker BP планирует к 2040 году добыть еще более полумиллиарда баррелей [19]. Valhall стало первым месторождением, на котором была установлена перманентная система 4D сейсмического мониторинга. Введенная в эксплуатацию в 2003 году регистрирующая сейсмическая система на основе 13 донных кабелей, уложенных в траншеи глубиной более 1 метра, включала в себя 2414 сейсмоприемников и покрывала площадь, приблизительно равную 45 км2. Система позволяла за счёт неизменной геометрии обеспечить великолепную повторяемость сейсмических исследований, необходимую для принятия оперативных решений по управлению инжекторными скважинами [20]. С момента начала 4D мониторинга, сейсмические съемки проводились раз в полгода, что, по оценкам специалистов, в результате позволило продлить срок эксплуатации месторождения более чем на 40 лет [21].

Месторождение Johan Sverdrup, Северное море

Открытое в 2010 году месторождение, расположенное в Северном море в 140 километрах западнее Ставангера, считается специалистами одним из пяти наиболее крупных нефтяных месторождений норвежского сектора (рис. 6). Общий объем запасов оценивается в 2,1-3,1 млрд баррелей и будет уточняться в дальнейшем на основании последующих геолого-геофизических исследований. Компания Equinor планирует начать добычу в четвертом квартале 2019 года с планируемым горизонтом в 50 лет [22].

Рисунок 6. Схема развернутой системы 4D сейсмического мониторинга месторождения Johan Sverdrup.

Месторождение Johan Sverdrup станет первым месторождением, 4D сейсмический мониторинг которого начнется параллельно с началом процесса разработки. Специалисты компании Equinor уверены, что это поможет поднять коэффициент извлекаемости до рекордных 70% за счет улучшенной визуализации и постоянного мониторинга резервуаров и основанных на данном анализе превентивных корректирующих мер [23].

В качестве системы мониторинга выбрана оптоволоконная донная система перманентной установки, выпускаемая компанией Alcatel Submarine Networks. Установка системы пройдет в два этапа. В рамках первого этапа, который будет завершен до конца 2019 года, на участке морского дна площадью 120 км2 будет проложено 380 км донного сейсмического кабеля, соединяющего между собой более 6500 сейсмических датчиков. Это уже сделает данную систему одной из самых масштабных в истории 4D сейсмического мониторинга. Второй этап, завершение которого планируется к концу 2022 года, увеличит общую протяженность донного кабеля до 600 км, а количество установленных сейсмических датчиков до 10300 штук. При помощи данной системы компания Equinor планирует достичь максимальной эффективности в управлении месторождением и поднять планку дневной производительности до 660 000 баррелей нефти в день [24].

Российский опыт, Пильтун-Астохское месторождение

На текущий момент полноценный 4D сейсмический мониторинг был проведен только лишь на одном месторождение – Пильтун-Астохском, расположенном на континентальном шельфе Северо-Восточного Сахалина. Открытое в 1986 году, месторождение относится к крупным – по оценкам специалистов запасы составляют 150 млн тонн нефти и 500 млрд тонн газа. Помимо этого, месторождение имеет сложное строение, что поспособствовало проведению первых в России работ по сейсмическому мониторингу. Работы проводились в полевой сезон 2010 года с общим объемом 170 км2. Полученные результаты сравнивались с данными, полученными по итогам 3D сейсморазведочных работ 1997 года. Анализ данных позволил определить динамику фронта нагнетаемой воды и выработать рекомендации по оптимизации разработки месторождения. На сегодняшний день, этот проект так и остался единичным в истории отечественной 4D морской сейсморазведки.

Отечественные разработки в области оборудования 4D сейсмического мониторинга

Изучив успешный зарубежный опыт сейсмического мониторинга, в связи с полным отсутствием аналогичных систем отечественного производства, специалисты научно-технологического центра Московского Физико-Технического Института (МФТИ) приступили к разработке геофизической распределенной информационно-измерительной системы постоянной инсталляции с целью пассивного и активного мониторинга разрабатываемых месторождений углеводородов, способствующей оптимизации разработки. Система разрабатывается с учетом возможности её использования в шельфовых акваториях Арктической зоны РФ, где применение подобной системы видится чрезвычайно актуальным и максимально целесообразным.

Разрабатываемая система состоит из регистрирующего, кабельного, управляющего оборудования, оборудования энергообеспечения и аппаратного интерфейса. Подводная часть системы – регистрирующие сейсмические модули – размещается на дне и волоконно-оптическим кабелем через аппаратный интерфейс соединяется с береговой частью системы – управляющим оборудованием и оборудованием энергообеспечения.

Создаваемая система включает в себя 100 регистрирующих донных модулей, объединённых в сеть топологии «звезда», организованных по 50 модулей соосно «в линию» с шагом 25 метров и конструктивно собранных с помощью кабельного оборудования в 2 донные косы длиной по 1000 метров каждая. Для проведения опытных работ, запланированных на одной из участков российского Арктического шельфа, донные косы будут размещены на дне параллельными линиями на расстоянии 100-200 метров, для обеспечения необходимого площадного покрытия.

Следуя тенденциям мировой сейсморазведки, регистрирующие сейсмические модули являются 4-компонентными: в их состав входит высокочувствительный трехкомпонентный (X, Y, Z) широкополосный сейсмометр и низкочастотный̆ гидрофон. Сейсмические датчики и управляющая электроника размещаются в герметичном корпусе цилиндрической формы, рассчитанном для работы на глубинах до 500 метров. Применяемые в составе сейсмических датчиков чувствительные элементы также являются разработкой специалистов МФТИ. Они созданы на принципах молекулярно-электронного переноса и позволяют достичь технических характеристик (табл. 2), не уступающих зарубежным аналогам и превосходящих их по ряду параметров.

Таблица 2. Технические характеристики системы сейсмического мониторинга.

Рабочая полоса частот

1÷500 Гц

Чувствительность геофона

не менее 250 В/м/с

Разрядность АЦП

не хуже 24 разряда

Эффективный динамический диапазон АЦП

не ниже 120 дБ

Максимальная частота регистрации сигнала

не ниже 500 Гц

Полоса регистрации сигналов гидрофона

1÷500  Гц

Чувствительность гидрофона, не менее

500 мкВ/Па

Допустимое гидростатическое давление, не менее

1 атм.

Уровень чувствительности на частоте 20 Гц относительно 1 мкВ/Па, не менее

54 дБ


Волоконно-оптический кабель подводного защищённого исполнения с 50 герметичными оптическими муфтами в местах присоединения регистрирующих модулей соединяет через аппаратный интерфейс регистрирующее оборудование с управляющим оборудованием и оборудованием энергообеспечения и состоит из подводной части – донной косы (~1 км), участка погружения (~500 м) и береговой части – наземного участка соединения с береговой частью системы (100-500 м). Для системы разрабатывается программное обеспечение, отвечающее за управление работой и визуализацию данных. Контроль качества получаемого материала будет осуществляться с помощью специализированного программного пакета российских разработчиков.

Заключение

Разработчики отечественной системы надеются, что результаты полевых испытаний, намеченных на 2020 год, в совокупности с накопленным обширным мировым опытом успешного использования сейсмического 4D мониторинга, будут способствовать внедрению этих технологий на месторождениях российского шельфа. Уже сейчас специалисты отмечают, что в России существует ряд месторождений – Лунское, Пильтун-Асхотское, Киринское и, в особенности, Приразломное, где применение сейсмического 4D мониторинга способно вызвать существенный положительный экономический эффект за счет оптимизации процесса разработки и повышения коэффициента извлекаемости запасов.

Список литературы

  1. Пресс-релиз НК Роснефть от 09.02.2018 г. Available at: [электронный ресурс] https://www.rosneft.ru/press/releases/item/189713/ (дата обращения 06.11.2018).
  2. Пресс-релиз ПАО НК Лукойл. Available at: [электронный ресурс] http://www.lukoil.ru/Business/Upstream/Reserves (дата обращения 06.11.2018)
  3. Kimberly Amadeo. Oil reserves, their categories and the World’s largest. Портал TheBalance.com. Available at [электронный ресурс]: https://www.thebalance.com/oil-reserves-definition-categories-world-s-largest-3305873 (дата обращения 04.11.2018).
  4. Максим Ступов. Мировое потребление нефти к концу года достигнет рекордных 100 млн баррелей в сутки. Газета «Ведомости», 14.09.2018. Available at [электронный ресурс]: https://www.vedomosti.ru/business/articles/2018/09/14/780842-k#%2Fgalleries%2F140737494181317%2Ffullscreen%2F1 (дата обращения 06.11.2018).
  5. Пресс-релиз РЭН-2018. Повышение эффективности добычи нефти: отвечая на вызовы. 04.10.2018 Available at [электронный ресурс]: https://rusenergyweek.com/news/povyshenie-effektivnosti-dobychi-nefti-otvechaja-na-vyzovy/ (дата обращения 04.11.2018).
  6. John R. Fanchi, Theodore A. Pagano, Thomas L. Davis. Oil & Gas Journal. State of the art of 4D seismic monitoring: the technique, the record, and the future. 31.05.1999. Available at [электронный ресурс]: https://www.ogj.com/articles/print/volume-97/issue-22/in-this-issue/general-interest/state-of-the-art-of-4d-seismic-monitoring-the-technique-the-record-and-the-future.html (дата обращения 01.11.2018).
  7. Юрий Ампилов. Портал Neftegaz.ru. Контроль в четырех измерениях. 07.12.2003. Available at [электронный ресурс]: https://neftegaz.ru/science/view/883-Kontrol-v-chetyreh-izmereniya (дата обращения 02.11.2018).
  8. Юрий Ампилов. Оборудование для морской сейсморазведки // Журнал Offshore Russia, август 2017, С. 28‒33.
  9. Odin Estensen. Портал Offshore Engineer. «Draugen: exceeding expectations», 01.06.2013. Available at [электронный ресурс]: https://www.oedigital.com/people/item/3211-draugen-exceeding-expectations (дата обращения 07.11.2018).
  10. Сергей Никитин. В тридевятом королевстве // Журнал «Нефтегазовая Вертикаль», №15-16/2012.
  11. Портал Norwegian Petroleum. Available at [электронный ресурс]: https://www.norskpetroleum.no/en/facts/field/draugen/ (дата обращения 02.11.2018).
  12. Портал Offshore Magazine. «Norway: Shell aiming for 75% recovery from Draugen through lateral thinking, 4D seismic». Available at [электронный ресурс]: https://www.offshore-mag.com/articles/print/volume-62/issue-8/news/norway-shell-aiming-for-75-recovery-from-draugen-through-lateral-thinking-4d-seismic.html (дата обращения 01.11.2018).
  13. Пресс-релиз компании Shell «Shell to sell Draugen and Gjoa interests to OKEA AS», 20.06.2018. Available at [электронный ресурс]: https://www.shell.com/media/news-and-media-releases/2018/shell-to-sell-draugen-and-gjoa-interests-to-okea-as.html (дата обращения 05.11.2018).
  14. D.J. Anderson (PGS), M. Wierzchowska (PGS), J. Oukili (PGS), D. Eckert (Statoil ASA), E. Sadikov (Statoil ASA). Optimising 4D Seismic with Evolving Technology over 20 Years of Reservoir Monitoring of the Gullfaks Field, North Sea.
  15. Astri Sivertsen. Big pay-off from 4D, Norwegian Petroleum Directorate, 06.01.2015. Available at [электронный ресурс]: http://www.npd.no/en/Publications/Norwegian-Continental-Shelf/No1-2014/Big-pay-off-from-4D/ (дата обращения 07.11.2018).
  16. Портал Bartleby.com. «The discovery of Ekofisk oil field», 06.01.2015. Available at [электронный ресурс]: https://www.bartleby.com/essay/The-Discovery-Of-Ekofisk-Oil-Field-PK8EBRWXGK8X (дата обращения 03.11.2018).
  17. Hakon Huagvaldstad, Bjarne Lyngnes, Patrick Smith, Andrew Thompson. Ekofisk time-lapse seismic – a continuous process of improvement // журнал «First Break» Ассоциации SEG, № 29 (сентябрь) 2011, С. 113–120.
  18. A. Bertrand, P. G. Folstad, B. Lyngnes, S. BuizArd, H. Hoeber, N. Pham, S. de Pierrepont, J. Schultzen, A. Grandi. Ekofisk life-of-field seismic: Operations and 4D processing // Журнал «The leading Edge», февраль 2014.
  19. Пресс-релиз компании AkerBP, 2017. Available at [электронный ресурс]: https://www.akerbp.com/en/our-assets/production/valhall/ (дата обращения 01.11.2018).
  20. Портал Offhore Technology. «Valhall Oilfield, North Sea». Available at [электронный ресурс]: https://www.offshore-technology.com/projects/valhall_flank/ (дата обращения 06.11.2018).
  21. J. van Gestel, K.D. Best, O.I. Barkved, J.H. Kommedal. Life-of-field seismic system adds value to reservoir simulation of Valhall field. Портал «Offhore Magazine», 01.02.2009. Available at [электронный ресурс]: https://www.offshore-mag.com/articles/print/volume-69/issue-2/geology-geophysics/life-of-field-seismic-system-adds-value-to-reservoir-simulation-of-valhall-field.html (дата обращения 06.11.2018).
  22. Пресс-релиз компании Equinor. Available at [электронный ресурс]: https://www.equinor.com/en/what-we-do/johan-sverdrup.html (дата обращения 08.11.2018).
  23. Портал «Offhore Magazine». 17.01.2018. Available at [электронный ресурс]: https://www.offshore-mag.com/articles/2018/01/sverdrup-field-to-feature-permanent-reservoir-monitoring-from-start-up.html (дата обращения 03.11.2018).
  24. Портал «Offhore Magazine». 02.10.2018. Available at [электронный ресурс]: https://www.offshore-mag.com/articles/2018/10/equinor-expands-north-sea-sverdrup-monitoring-system.html (дата обращения 06.11.2018).

Интересная статья? Поделись ей с другими:

Внимание, откроется в новом окне. PDFПечатьE-mail

Отправить статью

...

Форма оплаты

Номер статьи, присвоенный редакцией
Количество страниц в статье
Количество экземпляров журнала
Доставка: РФСНГ
Скидка (%)
Заказать свидетельство о публикации
1. Стоимость публикации каждой страницы статьи составляет 200 рублей.
2. Стоимость каждого экземпляра журнала, включая его изготовление и доставку, составляет 300 рублей для России и 600 рублей для стран СНГ.
3. Стоимость печатного свидетельства о публикации составляет 100 рублей

Реквизиты для оплаты через банк