Фев 10
Доброго времени суток!
Посоветуйте, пожалуйста, какую-либо литературу по методикам разработки месторождений с высоковязкой нефтью. Необходимо проанализировать имеющиеся на сегодняшний день и предложить какой-либо приемлемый вариант.
Работаю в Томской обл. Здесь опыт в данной сфере отсутствует (вязкость около 200cp)
Если возможно, бросьте ссылки, либо саму информацию на dadonch@mail.ru
Заранее благодарен!
Опубликовано
03 Фев 2010
Активность
87
ответов
12232
просмотра
23
участника
6
Рейтинг
Статьи SPE о разработке крупнейших месторождений высоковязкой нефти пойдут?
А как разрабатывать собираетесь? Скважинами добывать или карьерным способом? ))) В Канаде экскаваторами эксплуатируют
А в пластовых условиях какая вязкость?
Мне подойдут! Кидай, если не трудно.и мне тоже подойдут)))
Вообще еще бы хорошо увидеть краткую выдержку о коллекторских свойствах м-я? Тогда будет понятнее в какую сторону Вам двигаться.
может и в пластовых.
хотя стоксы при желании можно в пуазы пересчитать и для стандартных условий )
АфтАра в студию !!
пароль: 12345
Разные статьи SPE по высоковязким нефтям, закачке пара, разработке и т.д.
SPE 8834, SPE 21527 опыт разработки крупнейших месторождений вязкой нефти Керн Ривер и Дури.
Ашер, а можешь на мейл.ру залить?
Ща попробуем...
качаем отсюда Кудинова, Хисамова,Ю Медведева и остальное, что понравиться
200 ср - это высоковязкая? Так, густоватая
Спасибо всем за отзывы и ссылки!
Относительно 200cp, я действительно имел ввиду вязкость в пластовых условиях.
А что касается месторождения в целом, так здесь кратко не получится.
Очень сложный объект, более 20 продуктивных пластов, глубины от 1000 до 2500, разрабатывается с лохматых 80х, но разбурены только нижние пачки. Пласты верхней как раз и содержат высовязкую нефть (70-200 cp). Толщины 20-40 метров (нефтенасыщенные 4-8), терригенные, с газовыми шапками, проницаемости и газосодержания низкие.
Попробовали туда забурить горизонтальную – получили 97% воды, хотя извлекли нефтенасыщенный керн.
Запасы на балансе стоят, следовательно, разрабатывать нужно. Вот меня к этому делу и подключили, якобы, изучи и предложи, что с ними делать.
Рассматриваю все методики и тепловые и холодные и «экзотические». Моё дело предложить, а делать, я уверен, всё равно ничего не будут (по крайней мере, ни в этом десятилетии)
Есть у нас несколько скважин пробуренных в водонефтяной части, прорывы воды происходили спустя несколько дней с начала добычи, потом быстрый рост до 90%, а затем стабильная добыча с плавным ростом обводненности до 95-97%. Но там правда отличие, проницаемость очень высокая.
Странно откуда там газовые шапки? Учитывая глубину >1000м я предполагаю, что пластовое давление начинается от 100 атм. Нефть вязкая, значит низкие значения GOR и давления насыщения.
То что проницаемости низкие, это конечно не очень хорошо, особенно учитывая что месторождение на воде... На верхних пластах тоже низкие проницаемости? И порядок цифр бы хотя бы, десятки или сотни милидарси?
Какой длина у вашей горизонтальной скважины? и как она была пробурена?
При вязкости больше 200 сП возможно освобождение от уплаты НДПИ, что очень хорошо сказывается на экономике. И можно подумать, о каких-нибудь более дорогостоящих решениях.
Все что ранее перечислил только к верхним пластам и относится. Глубины действительно небольшие 1000-1200, пластовое давление 110-120 атм., давление насыщения, соответственно, такое же. Средневзвешенные газонасыщенные толщины 2-4 метра. Проницаемость 30-70 мД.
А горизонт забурили как «по учебнику». Между ВНК и ГНК ок. 10 метров. 200 метровый ствол примерно посередине пустили, но дает он всего 40 м3 по жидкости с обводненностью 97%
А вот про возможное освобождение от уплаты НДПИ я ничего не знал. Спасибо, есть о чем задуматься. Завтра буду наших экономистов пытать )
Глубины хорошие. Опять же смотря с чем сравнивать. Можно сказать, что очень даже хорошие. И давление тоже. Только если много воды, о тепловых методах воздействия лучше забыть. Самое главное-то не сказал. Порода какая, карбонат?
писал выше, терригенный коллектор, пористость до 30%, коэф.песчанистости ок. 0.7, нефтенасыщенность до 0,50
в общем, стандартный вариант для юго-востока Западной Сибири, если не брать во-внимание вязкость
Не очень то уж и перспективное месторождение, с такими харрактеристиками его вряд ли вообще будут разрабатывать!
Чем то похоже на Русское, и вязкость и глубины такие же, только вот меня смущает проницаемость, на таких то глубинах 30-70мД, не мало ли? прониц-ть по керну или по ГДИС? если по керну то как ее замеряли, скорее всего ее значинея значительно выше! при таких глубинах порода как правило неконсолидирована и в пласте значительно отличается от того на пов-ти и провести нормальные эксперименты по определению проницаемостей не удается(((
А нефть какая? наблюдается ли неньютоновское поведение, или вы о таком еще и не задумывались даже!
Конечно разработка такого месторождения требует очень много затрат, но разрабатывать я думаю можно.
Попробуйте почитать про газовые метобы, например CO2, можно существенно снизить вязкость по нефти тем самым увеличить ее подвижность, при этом забойное давление на доб скв должно быть существенно ограничено!
Про тепловые методы я думаю стоит забыть, хотя может чтото и можно сделать.
Думаю можно еще поразмышлять над физико-химическими методами, возможно теми которые будут образовывать прямые нефтяные эмульсии, позволяющие увеличить процент добываемой нефти. Обычно в нефтях содержатся природные ПАВы, наличие их может вам подсказать как легче образовать эмульсию в пластовых условияю, необходимо проведение экспирементов.
Ну и как альтернатива, внутрипластовое горение, по этой теме тоже есть много литиратуры.
Ага, особенно там, где газовые шапки поджигайте
Потом, как разорвет нахрен, так можно и экскаватором поковырять
Да задачка, на самом деле сложная. Трудно сразу сказать, каким способом возможно экономически выгодно разрабатывать подобную залежь.
Вязкость вроде бы невысокая, но при этом очень низкая проницаемость и еще наличие газовой шапки и подошвенной воды существенно усложняют задачу.
На Вашем месте я бы построил модель, небольшого участка месторождения, для прогона и сравнения различных вариантов разработки.
В варианте "холодной" добычи попробуйте посмотреть добычу с помощью горизонтальной скважины - с длиной гор. секции 1000-1500 м... Длинная горизонтальная секция, конечно не факт, что будет намного лучше уже пробуренной двухсотметровой, но оценить все же стоит.
По поводу пара, 1000метров в принципе, как раз тот максимум по глубине, при которой закачка пара еще целесообразна, но при этом температура пара на входе должна быть достаточно высокой и применяемые НКТ должны быть супер-изолированными. Иначе до забоя дойдет только горячая вода. И второе даже если пар нормально дошел до пласта, будет ли это эффективно при наличии газовой шапки сверху и при такой проницаемости. В общем считаем на модели.
Горение... даже не знаю. Опять же газовая шапка сверху... Ради интереса конечно можно прогнать подобную ситуацию на какой-нибудь теоретической модельке...
И еще, совсем забыл, обязательно посмотрите на закачку CO2, могут получится очень неплохие результаты. Правда, там очень много вариантов и нюансов. И вторая проблема - где у нас брать СО2?
Первый вопрос, а исследования на смачиваемость породы проводили? Возможно порода гидрофобная, либо смешанный тип. На этом тоже можно поиграть.
По тепловым методам неплохая книжка у Бурже, Сурио, Комбарну "Тепловые методы повышения нефтеотдачи"(IFP).
Однако, я думаю, в ближайший десяток лет это точно бесперспективное направление и слишком дорогостоящее. К тому же, пока в России не научились контролировать этот процесс, нет "правдивых и чистых" результатов на ОПР.
По закачке СО2 - это конечно эффективный способ, при условии что рядом завод по производству СО2)). Если идея с закачкой газа покажется интересной, можно на тестовой модельке прогнать вариант с закачкой попутного газа, добываемого с этого же месторождения или с газовых шапок другого объекта, когда нефть там уже отобрана.
И еще как вариант - при разработке объекта с газовой шапкой важно чтобы не было размазывания нефти. Может можно попробовать добычу из нефтяной оторочки с одновременной закачкой газа в газовую шапку. Опять же, оговорюсь, все зависит от конкретных ГФХ объектов.
Здрасьте, приехали! Где большинство технологий добычи тяжелой нефти появились? Не в России ли?
Внутрипластовое горение - 1930е гг. СССР
Циклическая закачка пара в конце 1950-х гг появилась в Венесуэле, в начале 1960-х уже началось применение в СССР.
Термошахтная добыча - прообраз популярного нынче SAGD (канадцы этого не скрывают) - появилась на Ярегском месторождении в СССР.
Это сейчас про все забыли, и всякие умники предлагают газовую шапку поджигать на Северо-Комсомолке (был такой казус в одной большой российской государственной нефтяной компании).
Идеи были, да. А технологий не было. Все похерили. А другие сейчас применяют на практике и совершенствуют технологии. То же внутрипластовое горение. Одна канадская компания уже утверждает, что у них есть отработанная коммерческая технология. Преувеличивают, конечно, но тем не менее.
Нашел сайт на английском по heavy oil - , есть статьи и обзоры.
Кто что нибудь слышал про методы снижения вязкости заключающиеся в уменьшении тяжелых компонентов содержащихся в нефти?например микробиологическое, если такие микробы будут кушать к примеру парафинистые фрации или другие
импульстное, вибрационное или под действием токов позволяющее рабить длинные малекулярные структуры на более мелкие.
И как еще можно разбить длинную цепочку на более мелкие?
У нас проводили исследования по микробам предлагаемым в канаде Appolo Greenzyme, исследования дали неоднозначные результаты, лабораторные эксперименты показали снижения вязкости, что же касается закачки в реальных условиях то снижение вязкости наблюдалось только в течении нескольких дней при существенном его увеличении в дальнейшем. Видимо микробчики принялись за легкие компоненты
может есть другие микробы?
Существующие технологии микробиального воздействия основаны на том, что микробы питаются не нефтью, а закачанной вместе с микробами питательной смесью. И вязкость нефти снижается продуктами жизнедеятельности микробов - кислотами, кетонами, углекислым газом и пр.
Вы правильно заметили "применение" , но не "использование" в полном смысле слова. В СССР - но не в России. Насколько я помню, первое месторождение, где ВГ успешно было использовано - Павлова Гора (1961 г), что на Украине. На него так часто любят ссылаться, потому что успешно осуществлен сам процесс.
Что касается Северо-Комсомольского. Это крупное нефтегазовое месторождение с газовыми шапками, многопластовое, многообъектное. Достаточно тяжелое в моделировании)))
А кто там предлагал газовую шапку поджигать? Слышала только про возможность использование водогаза, ну и закачки конденсата конденсата с целью снижения вязкости.
Статья называется "Сомнительные рекорды". Выдернул из неё интересный абзац по поводу налогообложения месторождений Восточной Сибири:
"А в июле после продолжительных дискуссий с крупными нефтяными компаниями правительство приняло постановление об обнулении с 1 декабря таможенных пошлин на экспорт нефти с 13 месторождений Восточной Сибири. Это стало вторым послаблением для разработчиков в этом регионе: с 1 января 2007 года, чтобы стимулировать нефтяников и обеспечить заполняемость экспортного трубопровода ВСТО, правительство приняло решение о введении налоговых каникул по НДПИ. (Подобные меры для месторождений на континентальном шельфе, Ямале и в Тимано-Печорском бассейне введены с 2009 года)".
Может быть за микробиологией будущее, но пока распростарненных и общепринятых технологий не видно
А как быть с воздействием электронами или нейтронами? вот тебе и энергия, бомбардируешь нефть и получаешь разбиение малекул, но подземные взрывы еще запретили в 80-хх годах, интересно было бы узнат к каким результатам приводили эти испытания, может кто в лаборатории определял что происходит с вязкостью и структурой нефти....было бы интересно что нить узнать по этому поводу.
1. Подошвеную воду перекачать в нижние горизонты т.е слить.
2. Подошвенную воду перекачать в газовую шапку с добавкой эмульгаторов, ПАВ, иили еще какокой добавкой - раззжижитель или загуститель.
качать до посиннеия пока не пойдет нефть .
Ниже выдранный фрагмент:
"— Во-первых, если над нефтяными слоями не очень хорошая покрышка, то легкие углеводороды начинают уходить. Во-вторых, если нефтеносные слои не слишком глубоко погружены, до одной тысячи метров, то микроорганизмы вполне могут произвести так называемую биодеградацию нефти. При этом микроорганизмы не любят ароматику, плохо относятся к нафтеновым углеводородам, но обожают парафиновые углеводороды. И они их выедают. В результате эти нефти становятся такими вязкими, малоподвижными. Есть такое Новопортовское месторождение в Западной Сибири, а выше по разрезу — Русское месторождение. Нефти очень разные: Новопортовское месторождение — прекрасная нефть, а Русское месторождение — вязкая нефть, не очень удобная для добычи. Но изотопный анализ показал, что обе нефти имеют один и тот же источник. Просто нефть Русского месторождения оказалась биодеградированной, то есть до нее добрались микроорганизмы, они выели то, что им нравится выедать, и испортили качество этой нефти."
Что касается подземных взрывов - кому нужна радиоактивная нефть?
Да возможно это проникновение незначительно(((
ну а по поводу радиоактивности тут не совсем мне все понятно, что значит радиоактивная нефть? ну и что, можно же ее будет как то почитсить?ну может и не все так гладко...а если закачать под пласт уран или еще чтонить, изотопы будут в первых же метрах породы оседать а пласт прогреется весь))) вот это эффект можно получить!
Алексей есть моменты с которыми я не только соглашусь но и полностью поддерживаю Вас, а именно что на небольших глубинах происходит процесс биодеградации нефти (он есть и на больших глубинах, но в наших условиях он наиболее активе).
По поводу того что микробы уже все съели, я как Вы поняли не согласен! микробы бывают разные и все они конечно не съели, просто напросто! нефть то еще присутствует))) то что они кушали конечно может быть и легкими компонентами так и тяжелыми в зависимости от бактерий! и с чего вы взяли что нафтеновые УВ никто не кушал))) как раз таки если посмотреть на хромотографический анализ, то неявно выраженны пики у нормальных алканов и можно видеть их сближение с изо, то есть отследить где изо а где нормальные очень сложно, это и есть биодеградация, а вот кто кого кушал неизвестно, я сомневаюсь что это одни и теже бактерии, их же миллиарды разновидносте, да что там еще больше
Вопрос то не в этом, спасибо кстати за статью, очень интересная, по этому поводу можно долго дискутировать, вопрос в том как найти именно те что будут так сказать жрать асфальтены.
Максим, вы в НИИ работаете или просто фантастику любите?
1. кто тогда на промысле работать станет?
2. вы представляете процесс обеззараживания нефти от изотопов? кому тогда нужна будет эта нефть, если ее себестоимость взлетит в два, а то и 3 раза?
To maxim
.
По поводу микробов.
Это не мое мнение, а мнение директора института геохимии. В геохимии я не силен и привел эту статью, как мнение профессионала (на мой взгляд) в области микробоведения на Русском месторождении. Рад, что статья вам понравилась
По поводу урана и ядерных реакций.
Попробуйте погуглить Интернет. В свое время находил книгу о подземных ядерных взрывах, в том числе и для повышения нефтеотдачи и создания ПХГ. Резюме книги такое - это игра с огнем и всегда не в пользу человека. Все радиоактивные скважины в итоге были законсервированы, так как очистки от ядерной дряни на данный момент в мире нет. Иначе Чернобыль давно уже начали бы чистить, а не делать из него зону. Да и ядерные отходы тогда хоронить в специальных хранилищах давно уже бы перестали, а спокойно бы расщепляли, да и отправляли дальше на обычные полигоны.
Миф о безопасности и эффективности мирных подземных ядерных взрывов
___________________________________________________________________.pdf
Бактерий много, а Вы говорили вполне конкретные вещи, которые исследуются лишь по косвенным признакам, продуктам жизнидеятельности бактерий, изменении состава Ув и так далее, Статья вполне корректна, я ее же не оспариваю. А исследование микробов они не проводили а лишь проводили изотопный анализ....жаль конечно,хотелось бы найти что-нить посущественнее, ведь в свое время над Русским трудилось почти половина отечественного научного мира, работ должны были много проводить но больше половины либо лежат у кого нить на полках пылятся или попросту затеряно
Зачем так резко? причем тут НИИ или фантастика, или вы тем самым хотите показать что те кто работает в таких сферах обладают в некоторой степени некомпетентностью, приезжайте пообщайтесь со сдешними людьми, сомневаюсь что вы потом такое напишете
Если Вы обратили внимание только на взрывы, то я тут спорить не хочу, все сложно, не спорю! но многие наши нефти уже в совем составе содержат радтоактивные элементы, и в быту они часто встречаются, просто так к сведению что мало кто заморачивается есть там что либо опасное или нет! это факт! я не предлагаю заражать нефть и травить народ,я лишь пытаюсь понять будет ли эффект.
а вот по поводу закачки урана под нефтенасыщенный пласт вопрос думаю может быть довольно актуальным и заражения нефти никакого происходить не будет! или Вы считаете иначе? радиация не пойдет дальше нескольких метров а этого вполне достаточно.
Все равно Спасибо
не подумайте, что я хотел в какой-то мере вас оскорбить, совсем нет.
на счет НИИ, когда-то сам работал в такой структуре да и с аналогичными приходилось иметь дело, многие люди там абстрагировались от реальных промысловых проблем, решая научные задачи, с минимальной возможностью реального применение. Причем сами по себе они были высоко образованными и профессионалами.
Да, то что нефти содержат радиоактивные элементы - не секрет, но перед тем как вводить в промышленную разработку месторождение, нужно получить разрешение от гортехнадзора и экологов, и не дай бог, кто-то из них засечет превышение радиации - как вариант, компании придется нормально им замагарычить. но потом проблемы с такой нефтью ждут и на НПЗ, сомневаюсь что кто-то станет так рисковать.
Теперь относительно закачки урана, в каком виде вы это себе представляете - в виде мелкодисперсной системы в пределах существующей или усовершенствованной системы ППД?
ИМХО, это все больше похоже на фантастику....
Вы моделировали Северо-Комсомолку? Основная трудность, видимо, была в отсутствии достаточного кол-ва данных. Исследований мало. Пласт сильно расчленен (я имею ввиду пласт ПК1 в котором запасы тяжелой нефти содержатся).
Поджигать шапку предлагало УфаНИПИнефть.
Что касается стратегии разработки этого месторождения, то здесь я согласен с компанией Шелл - сначала выкачать газ, а потом и разрабатывать спокойно =))
Я с вами согласен, что все это приведет к довольно негативным последствиям, но должны существовать технологии позволяющие снизить это влияние.
В советское время были наработки и даже проводили эксперименты, уран конечно же закачивать надо не с сыром его виде
сначала бурится скважина большого диаметра под отторочку, обсажевается ну и как вариант можно собрать установку и спустить ее, которая будет греть греть греть, не знаю что и как будет по экономике, но это должно работать, гдето может в течение многих лет.
Надо покапаться поискать результаты экспериментов, сомневаюсь конечно что такое вообще можно найти, но из уст опытных товариещей которые в свое время сталкивались с тамими результатами и кому даже приходилось побывать на испытании (даже вот такой есть друг)))) в двух трех словах упоминали что можно добиться великолепных результатов без какого либо негативного последствия.
Тогда желаю удачи в этом не легком деле!
Как что интересное нароете, извольте поделиться, интересно будет посмотреть/почитать...
Литературы очень много, даже в интернете.
В Коми - эффективны пароциклические ОПЗ скважин.(Усинское месторождение)
В Татарстане - пробовали горение (Мордово-Кармальское), сейчас перешли на горизонтальные скважины (технология SAGD) - вроде получается (Ашальчинское месторождение).
Пароциклические обработки (ПЦО) имеет кратковременный эффект: приехал с установкой, обдал паром, разогрел призабойную зону, откачал, уехал. В масштабах разработки осуществляемое нагнетание теплового агента в течении года (2008) повысило пластовую температуру на 0 градусов С. Коэффициент извлечения нефти по характеристикам вытеснения на конец разработки составит 0.1.
Эффекты вокруг нас
Ну, если обдал паром и уехал, то конечно эффект кратковременный. Обработки называются пароЦИКЛИЧЕСКИЕ, то бишь за периодом нагнетания пара следует добыча нефти, затем опять нагнетание пара и опять извлечение нефти и т.д. Оптимально до 5 циклов обработки, далее экономическая рентабельность снижается до нуля (с каждым циклом кол-во добываемой нефти снижается). КИН действительно небольшой, до 15-20% на хороших коллекторах. Однако, обработки можно сочетать с площадной закачкой пара или горячей воды. Тогда будет синергетический эффект.
Страницы