Авг 10
Итак, как Вы считаете, коллеги, почему в России падает КИН и объемы применения МУН, тогда как развитых странах наблюдается обратная тенденция?
С 1960 по 2000 г. нефтеотдача в нашей стране снизилась с 51% до 35%. В последние годы утвержденная проектная величина нефтеотдачи продолжала неуклонно снижаться и опустилась до уровня 27-28%, что является одним из наиболее низких уровней использования запасов нефти в мире.
В 2000 г. доп.добыча нефти в США за счет МУН составляла порядка 30-35 млн. т в год, в России - менее 5 млн. т в год.
Почему нефтяные компании в России не стремятся развивать и внедрять новые технологии, применять МУН и повышать КИН?
И почему на Западе все наоборот - применяют МУН, развивают технологии, повышают КИН?
Опубликовано
18 Авг 2010
Активность
68
ответов
11580
просмотров
18
участников
4
Рейтинг
Про 0.36 упомянул вот по какой причине. Как бы здесь не плевали в сторону проектных институтов, всё начинается именно там. Примерно-точный порядок действий таков. По месторождениям-аналогам утверждается КИН, по характеристике вытеснения (обводненность-накопленная добыча) натягивается профиль добычи. Получается, что добыча живет своей жизнью независимо от варианта разработки и системы воздействия.
Здесь нет места для выбора других систем разработки изначально. То есть, проблема неввода новых технологий, наряду с вышеназванными, кроется в консервативности проектных институтов, с нежеланием (а попросту с неумением, с отсутствием устоявшихся подходов, методик и т.д.) рассматривать альтернативные варианты. И с неумением проектировать действительно рациональный вариант разработки, имеющий максимальные технико-экономические показатели.
Как видно проблемы есть куда не ткни.
Ага, слышала
Первый в мире коммерческий проект по закачке СО2 в водоносный пласт под Северным морем. Там что-то около миллиона тонн в год утилизируют.
еще вопрос по теме:
какой конечный КИН могут обеспечить МУНы по категориям:
1) Тепловые (пар, внутрипластовое горение и т.п.)
2) Химические (полимеры, ПАВ, растворители и т.п.)
3) Газовые (СО2, СхНу, N2, дымовые газы и т.п.)
4) Микробиологические (бактерии)
5) Физико-механические (волновые, акустические и т.п.)
по тепловым 30-70%, а по остальным?
Мне кажется, вопрос задан не верно.
По моему скромному опыту возможности КИНа быть выше или ниже определяется несколькими факторами, и это не сама цель (цель не любой ценой увеличить КИН).
1) вязкость, КИН чувствителен к вязкости УВ в логарифмическом выражении.
Простой пример у газовых месторождений КИН может доходить до 99%, без всяких МУН.
2) неоднородность пласта.
3) гидрофильность/гидрофобность породы.
Может быть, есть больше причин, но это основные причины которые я вспомнил. Смотрим, что преобладает в вашем случае и нацеливаем соответственно методы МУН, по отдельности или в смешенном варианте. Для
1) тепло, реагенты, газы
2) интенсивное разбуривание, полимеры/гели
3) реагенты (стиральные порошки)
Вообще все сложные МУН, наукоемкие. Требуют минимум год для скрининга подходящего метода. Сперва в лаборатории, потом переносишь ее на пилотный проект а потом, отработав все механизмы, переводишь на все месторождение.
Думаю, главная цель в МУН сделать ее такой, что бы она была менее чувствительна на цены на нефть а не КИН.
Год или 2 тому назад Петробанк запатентовал офигенный (по отзывам) метод МУН. Называется toe to hill air injection (THAI). Одна из модификации SAGD. Принцип очень простой, можно сравнить с поджогом и прикуриванием сигары. Вообщем по сравнению с SAGD который рентабелен при однородных пластах с 40 м толщиной этот может быть рентабельным при 10 м и достигать до 80% КИНа. И парогенератор не зачем. Правда, что то в последнее время не слышно стало о применении. Вообще сам процесс горения в пласте очень опасен и трудно контролируем, возможно, одна из причин не популярности но по утверждению Петробанка КИН при малых затратах может достигать 80%.
А примерный разброс КИНа по методам можешь посмотреть в конце статьи который я указал выше и RomanK любезно удостоился предоставить бесплатную версию.
THAI за пределы одного пилотного проекта не вышел, поэтому 80% КИН пока еще вилами на воде писан.
. Посмотрим.
Вообщем по сравнению с SAGD который рентабелен при однородных пластах с 40 м толщиной - этот (имелось в виду THAI) может быть рентабельным при 10 м и достигать до 80% КИНа.
Битумы не очень-то актуальны у нас, разве что в Канаде и Венесуэле.
Наиболее применимы это различные модификации ВГВ.
Тут на статью с результатами по применению различных ВГВ в северном море.
По идее самое то - это использовать СО2 как газ, только для этого надо с самого начала планировать. Использовать специальные обсадные колоны, использовать цемент (кажется Халовцы придумали новый цемент с стеклопластиком, наверное, частично предназначена для СО2) и рядом должна быть ТЭЦ или же газотурбинная станция.
Как раз норвежцы и разрабатывают такой проект.
Реально битумы (с плотностью больше 1 т/м3) никто и не считал и не оценивал даже...
Хотя уже пора, скоро обычная нефть то закончится.
Насчет технологии THAI - внутрипластовое горение вобще геморойно:
- в карбонатах нельзя проводить, может бабахнуть что мало не покажется
- фронт горения не то что контролировать, даже отслеживать трудно
- проблема поджига и т.д.
А так-то хорошая технология
Прокомментируйте, пожалуйста.
В карбонатах много трещин. А при горении происходит крекинг нефти в пласте, появляются легкие фракции. То есть создается опасность взрыва. В СССР такие случаи были, мне рассказывал один из "затейников" (гендир Союзтермнефти), вроде как даже жертвы были. После этого в СССР запретили осуществлять ВПГ в карбонатных пластах, сейчас не знаю действует ли этот запрет
А я знаю опыт удачного применения внутрипластового горения в трещинноватом карбонатном пласте. Плохо себе представляю чему и где там взрываться. Скважина выгореть может, это легко, но без ущерба на поверхности. Может, байки это? Или "дело было не в бобине", как говориться?
Позволю написать свое мнение по этому поводу.
Я думаю к МУНам за рубежом относят и ГРП и ЗБС, и те же ГС с множественными ГРП.
Мне кажется главные причины низкого КИН и отставания нас от них, это:
- Сетка скважин, они бурят в 3-4 (и более) раз плотнее, им это выгодно. Отсюда вытекают 2 следующих пункта
- Налоговое стимулирование. У них система налогооблажения так настроена, что им выгодно эксплуатировать скв с дебитом, измеряемого в литрах. У нас же 70% от выручки отбирает государство, еще 20% КАПы. Ну и на оставшиеся нужно дивиденты акционерам раздать.. + ФОП, opex.
- Они очень хорошо считают затраты и не вложат лишний доллар, если он не будет достаточно обоснованным и эффективным. Они тщательно анализируют всю цепочку затрат и самые жирные статьи максимально оптимизируют. Очень много уделяют внимание этому вопросу. У них просто в крови оптимизировать всю цепочку бизнес-процесса, делать ее максимально прозрачной и максимально эффективной... И у них к тому же нет откатов (которые у нас возможно сидят в Capex)…
- Все современные технологии у них, мы от них отстали на десятки лет. Они не жалеют денег на НИОКР и создание новых технологий. В статьях затрат на НИР они в разы выделяют больше средств, чем в РФ. Причем качество этих НИР также выше чем у нас, т.к. наши институты как правило оторваны от производства, малоинерционны и медленно вникают в новые технологии и разработки, созданные на западе. У нас в науке одни старики, средний возраст в 2 раза выше чем у них. SPE статьи и зарубежные книги мало кто читает.
- У них есть «вера в будущее», у них есть постоянные и прозрачные «правила игры», единственная неопределенность это цена на нефть. У нас очень все непрозрачно и правила игры могут постоянно меняться, вмешательство государство очень большое.
- Нет политической воли руководства и ТОП менеджмента заниматься этим вопросом. Привыкли работать по старинке. Нет желания, лень увидеть и продвигать какие то новые разработки и технологии.
- Нет исследований и доразведки месторождений. Зачем вкладывать деньги в непонятные проекты, если нефть и так течет к скважинам.
- Они более тщательно подходят к проектированию месторождений.
Это субъективно мое мнение. Может где то я не прав.
по этой картинке все же все выглядит иначе
Не так, это у нас к МУН относят любые ГТМ. Из РД-153-39.1-004-96
"К группе химических методов (повышения нефтеотдачи) относятся:
...
- системное воздействие на призабойные зоны скважин.
К группе физических методов (повышения нефтеотдачи) относятся:
...
- гидроразрыв пласта;
- горизонтальные скважины.
К группе гидродинамических методов относятся:
- вовлечение в разработку недренируемых запасов;
- барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
- нестационарное (циклическое) заводнение;
- форсированный отбор жидкости".
В США под EOR понимается три вида - термическая закачка пара, закачка газа, закачка химических веществ.
http://energy.gov/fe/science-innovation/oil-gas-research/enhanced-oil-recovery
Поэтому РФ обязана быть лидером в приросте добычи за счёт МУН, в своих нормативных документах.
А что в этой таблице? Проценты чего и относительно к чему?
Есть более широкое понятие - IOR - improved oil recovery, что включает в себя и EOR.
A method for recovering additional oil beyond fluid expansion, rock compressibility, gravitational drainage, pressure decline and natural waterdrive or gasdrive. This term is used in both a restricted sense and a more general sense. In its restricted sense, it is a process, such as waterflooding or gasflooding, that adds energy to a reservoir to stimulate oil production and increase recovery factor. In its more general sense, it is any activity that increases oil production and increases the recovery factor. This sense can also include, for example, enhanced oil recovery methods, infill drilling, hydraulic fracturing, and drilling horizontal and multilateral wells.
http://www.glossary.oilfield.slb.com/Terms/i/improved_oil_recovery.aspx
там проценты относительного соотношения объемов нефти, добытых с применением различных видов EOR
мне понравилось другое - таблицу составлял не иначе как Чуров))
Страницы