Янв 19
Приветствую! Вопрос касаемо закачки CO2 или ПНГ
Как я понял, одним из критериев применимости данного метода является отсутствие ГРП\МГРП на скважинах?
Чем чревата закачка газа при наличии на месторождении скважин с ГРП?
Опубликовано
21 Янв 2019
Активность
26
ответов
3678
просмотров
11
участников
2
Рейтинг
Добрый день! Не являюсь специалистом по добыче , сервисник. Но с удовольствием послушаю ответы. От себя могу предположить , ведь закачка проводится с целью поддержания ППД и при наличии трещины ГРП возможна гидродинамическая связь с другим объектом (надо смот реть дизайн трещины ГРП) и , закачиваемый объем , будет направлен не в проектный пласт. На мой скромный взгляд, это единственное ограничение . Но можно провести исследование на профиль приемистости с определением ЗКЦ и понять куда направляется закачиваемый объем.
Столкнулся со статьей, где американские коллеги на месторождении Bakken проводили закачку CO2. В статье приведены критерии применимости такой закачки. Среди них "No Fractures". Я понял, что имеется ввиду ГРП. Может ошибаюсь..Но тут же в статье приведены результаты от проведения закачки CO2, демонстрирующие положительный эффект. Хотя на Bakken ГРП есть.
И думаю, что тут каждый случай индивидуален. Например, на месторождении, под которое я рассматриваю такую закачку, расстояние между проектными обьектами около 30 м. Шанс "нагнетать не в проектный объект" не так страшен, как мне кажется
Zizer, уточни по поводу "ППД" - подразумевается поддержка газовой шапки? Или все же СО2 рассматривается в качестве агента вытеснения (IOR/EOR) вместо той же воды?
Нет, не газовая шапка. Либо вместо воды чисто газ, либо вода+газ ( циклично вода, потом газ, потом снова вода; либо смесь вода+газ)
Может no fractures - имелось в виду про магистральные разломы? Я что-то не уверен, что на Баккене есть места где можно без ГРП работать. И действительно я не вижу других ограничений по закачке в ГРП кроме возможных перетоков, хотя это для любого агента закачки актуально, да и для добычи тоже.
Особенно если предполагается закачка выше давления разрыва, и кстати в таком случае 30 м не такое серьезное препятствие.
Да, я потом тоже подумал про разломы, т.к в случае ГРП пишут чаще "Hydraulic Fractures". Аккумулируя мнения всех ораторов, можно сделать вывод, что ограничения при закачки газа того же рода, что и при закачки воды)
Стоит подойди к вопросы со стороны Химии и понять какие процессы могут происходит. Имели опыт проведения исследований при закачки газа , как потом высянилось: в газе присутсвовал какой то реагент , из за чего "пласт горел". Температура напротив интервала перфорации достигала 180 град Ц . (приборы на грани отказа работали). Так что при закачке газа нюансов более, нежели при закачки воды.
а какой именно газ? СО2? ПНГ?
Думаю, что состав агента закачки (газа), конечно требует внимания.
Потому еще важным является вопрос о его предварительной подготовке
Могут возникнуть проблемы с коэффициентом охвата (по площади), но это наверное будет зависеть от соотношения полудлины трещин и расстояния м/у скв. Из-за подвижности газа вопрос м.б. острее, но явно вроде, чтобы вопрос по ограничениям, связанных с наличием ГРП/МГРП на доб скв стоял, такого не видел. Сначала обычно заморачиваются в целом с запасами СО2/ПНГ, его транспортировкой, коэфф вытеснения или его приростом, лаб экспериментами.
А так если имеется информация о полудлине трещин, то можно будет посмотреть в (секторной) модели масштаб проблемы.
Вот! Спасибо за ответ!
Значить ГДМ и лаб эксперименты нам в помощь
Мне думается, что под "No Fractures" имелось в виду - "не подходит для трещиноватых карбонатов". Если бы не подходило для ГРП - написали бы "No Frac". Да и чисто по логике - закачка газа в трещиноватые карбонаты должна плохо заканчиваться.
Как я понимаю, с CO2 в США целая инфра поднята под нефтянку. У нас такого нет. По запасам ПНГ не так критично в случае ВГВ в смешивающемся режиме (вода+ПНГ, мелкодисперсная система) - там не такие большие объемы необходимы
Почему говорю именно про " c смешивающемся режиме": комбинируя газ и воду, мы берем их плюсы и делаем микс. Увеличиваем Квыт (это дает газовая часть) и сохраняем Кохв (благодаря воде). Ну и из этого вырастает КИН
Зависит от того в какую часть пласта будете закачивать газ и рехим закачки (miscible или не miscible). Если закачка будет в газовую шапку с целью поддержания пластового давления - то в засисимости от размера шапки и параметров трещин - проблемы не должно быть никакой - главное соптимизировать расширение шапки. осн проблема с закачкой газа в теории это маленький areal efficiency - а ГРП его будет делать еще меньше что снизит эффективность всего мероприятия/ Но при закачке в газ шапку малопроницаемого коллектора в скв с ГРП - самое то
Вопрос ни о чем, больше похож на ОБС (одна бабушка сказала). Есть огромное количество информации по этому вопросу, копайте. От способа окончания скважины (ГРП или МГРП) закачка газа явно не зависит. Оба проекта (CO2 или ПНГ) являются ОЧЕНЬ затратными, поинтересуйтесь по крайней мере стоимостью компрессоров для закачки и необходимым устьевым и внутрискважинным оборудованием в скважине для закачки CO2 (и главное, где источник CO2?). Далее, если будут уточняющие вопросы, то задавайте. Сейчас я могу тиснуть любую пространную стать из SPE на эту тему, перевести в Google Translate, здесь выложить и читайте - качайте матчасть.
По CO2 смотрите лидера в США – Occidental Petroleum в Permian.
По ПНГ много компаний с различными результатами, SPE в помощь. На моем опыте, качали сухой газ в центр купола (Crestal zone), с отрицательныv результатом. В карбонатах получили прорывы газа в добывающие скважины.
Для ППД газ закачивают в шапку, для IOR/EOR - в нефтяную зону. Наличие трещин приводит к быстрому прорыву газа к добывающим, и как результат - падение охвата и неприемлемый рост газового фактора (например - Dilphin). В случае ПНГ газ требует подготовки - низкотемпературная конденсация для отбивки С4 и фракционирования для отбивки С5+
Газ в России закачивался на многих проектах - Новогоднее месторождения Ноябрьскнефтегаз (Закиров С.Н.), ряд проектов РИТЭК Сандибинское, Мензелинское, Средне-Хулымское, Котовское и Восточно-Перевальное (два объекта, один остановлен по прорыву газа, на втором идёт закачка), которое начинал РИТЭК, а потом передали в ЛЗС.
Проблемы были ожидаемые - прорывы газа, заколонки в другие объекты. Если у вас месторождение уже разбурено - не подходите к нему с газом. Для такого проекта бурить ВСЕ скважины, включая транзиты нужно с качественной изоляцией. То есть технологии газа только для новых проектов.
Общий вывод по углеводородным газам - если есть эффективность она на грани погрешности. С точки зрения экономики - все сидит за счет штрафов за сжигание. Продавать газ - выгоднее. Не зря те же BP называют эти проекты утилизацией газа. От ВГВ потихоньку начинают отходить, т.к. оно ЗНАЧИТЕЛЬНО ухудшает проекты. Если доп добычу при закачке газа можно увидеть через 9-18 месяцев, то ВГВ это 36-48 месяцев. (цифры не теоретические, а факт)
Шелл сейчас промоутит SAG - то есть Surfactant Assisted Gas. По нашему - оторочка пены:)
Что я вижу - наибольшие перспективы при использовании газа, как агента вытеснения у азота. УВ газы же это исключительно ВПХГ в газовых шапках (как раз ППД/ Gravity drainage), но никак не вытесняющий агент. (про смешивающееся вытеснение - не смешите меня)
СО2 в России имеет слабые перспективы, нет источников природного, а дымовые газы - дорого.
Когда читаете зарубежные статьи обращайте внимание, что MI - это смешивающееся вытеснение, а IM (immiscible) это не несмешивающееся, это и оно и ППД (gravity drainage), причем ППД чаще! Нам это пояснил Bharat Jhaveri, со словами примерно "мы же не идиоты качать несмешивающийся газ, он же прорвется, не думайте про себя что вы умнее природы".
P.S.
Мелкодисперсные смеси НЕ СУЩЕСТВУЮТ!!! Что показывает С. - вранье и фальсификация. Там был добавлен ПАВ. И никакой эффективности на Самотлоре не было. (она появилась когда ТНК-BP разогнали и контроль за ТННЦ был утрачен) Я спрашивал людей указанных в авторстве статей - есть ли у них совесть, ответ был "за деньги всё продается". Это как вибраторы, откатно-перекатная технология.
Ах да... ГРП обеспечит циркуляцию газа без совершения эффективной работы.
Такого не встречал конечно чтобы уже перед освоением месторождения было твердое решение о поддержании давления закачкой газа в газовую шапку. Во всех случаях что встречались "мысля пришла опосля".
А так по азоту на сегодняшний день - есть недорогие технологии отделения его из воздуха или как?
1) Верхнечонское, проектная команда заложила сразу ВПХГ (конечно по дебильному, потом через него бурить предстояло...) но факт есть - заложили.
2) Для ОПР решения есть, азотник+бустер было предложение около 40 мультов рублей
Для ОПР понятно, интересно для полномасштабного использования...
Хэллоу!
В том месте где впхг почти не бурят на вчнгкм.
А вот соседи на яракте делают полноценное газовое воздействие вместе с Уолкотом:)
Кто говорит про сейчас? Я присутствовал когда про это подумали и Ю.С. Красневский бегал с криками убить всех. Тогда еще ГГ Лазеев был.
А по поводу ИНК... пожар потушили, это пусть радуются. Когда там навоздействуют - обсудим. Контора мутная, пока не вижу у них ничего хорошего, мутят с закапыванием денег в землю по аналогии с СРП и голландской калиброванной щебенкой на Харьяге.
Такой задачи не стояло. Топ менеджмент устал. Попросили показать хоть один проект из за оценок успешности которого не будет срачки между подразделениями. Типа ласт шанс или давай досвидания МУН.
Все таки Alternating, а не Assisted. Не такая и популярная тема в Shell, единичные пилоты с 2007 года.
А назови не единичные пилоты? МУН не могут показать достаточную эффективность, иначе бы уже выстрелили.
Особенно газ... риски на предельных уровнях, капексы и опексы сумасшедшие, отдача непонятно когда.
Есть успешные МУНы, проблема что их трудно масштабировать, то что работает на одном месторождении может не сработать на другом вроде бы похожим. Плюс много неуспешных проектов. К тому же экономика МУН обычно лучше на больших месторождениях, а там рискованно - большие затраты с риском. И не все МУНы можно сделать небольшие пилоты эффективными.