Мар 13
Добрый день, подскажите, применяют ли где-то "газовое" заводнение для добычи тяжелой нефти? На словах это очень эффективная технология, хотя не понимаю, почему, ведь охват должен быть не очень большой. И какие газовые МУН считаются наиболее эффективными при разработке месторождений тяжелой нефти, если это вообще эффективно, ведь достичь смешивающегося вытеснения вслучае тяжелой нефти сложно? Если можно, хотелось бы услышать название компаний или месторождений, где это применяется.
Опубликовано
22 Мар 2013
Активность
65
ответов
11620
просмотров
12
участников
1
Рейтинг
Что именно вы имеете под "гозовым" МУН, существует ВГВ знаю,знаю что в этом направлении работали люди в с РИТЭКА- Это Грайфер и в вартовске команда Трофимов
Я бы сам хотел разобраться, что это такое. Если верить этой ссылке - http://www.ritek.ru/node/60, это просто ВГВ.
охват меньше но коэф вытеснения нефти газом больше
Ну это я знаю, меня больше интересует применимость газовых методов и ВГВ к добыче тяжелых нефтей в России.
во первых параметры тяжелых нефтей,вязкость, состав,геологическое сроение залежы,и тд.
на самом деле это и есть водо-газовое воздействие, на сегодняшний день не существует такой технологии ,одновременно закачивать в пласт воду насыщенную газом до такой степени, хотя в теории это описано, все что по этой технологии описывается это только теория, на самом деле идет чередование вода -газ-вода-газ в промежутке времени, на модели месторождения выбранны не одна скважина, а ряд из которых часть под нагнетание газа, часть под воду.На сегодняшний день , эта технология умерла, ее применяли на Самотлоре, но так как газлифт умер то говорить о ВГВ и речи не может. Но не нужно брать во внимание апонентам сам газлифт, просто газ брался в свое время от туда.
С вами отчасти соглашусь, а отчасти мог бы и поспорить.Охват зависит от геологического строения, и проницаемости.С вытеснением да-но это тоже спорно,я бы применил для тяжелых нефтей (высоковязких) в пластовых условиях растворитель(ШФЛУ) проще говоря в качестве растворителя не стабильный газовый конденсат, с продавкой по пласту газом.Но во всем этом станет вопрос любого руководителя -где столько взять конденсата и газа. Вопрос ценна. В любом случае это действительно намного лучше, чем жечь газ на факеле-штрафов нет и утилизация,но есть огромный минус, это при современных запросах по добыче-где нефть вашу...............................................................пи.....пи...пии Черт опять шеф завис.На самом деле вопрос не глобальный , просто кто то хочет доказать , что железный столб на самом деле деревянный.
При затратах на первичное оборудование, не учитывается срок окупаемости,а если и учитывается то не правильно.Либо забывают либо не хотят.
Без головое применение закачки воды. привело к быстрому ,обводнению Самотлора, да в общем то и других месторождений,чаще всего по вине Хозяина, так сказать. Прихоти всегда не угодишь.Теперь пытаются применять где надо а где и ненадо всякие зачастую и дорогостоящие ,и мало эффективные методы.
Что касается http://www.ritek.ru/node/60 этой ссылки,молодцы но лукавят.Как они расчитывают количественный объем газа для создания водогазовой эмульсии , так что бы не образовался гидрат.Нагреть-выход,,но не восможно смешать газ с водой, первый в ней растворяется но не бесконечно,в общем тема интересная ,надо считать
гидрат ? температура и давление позволяют - можно и не греть.
А что такое "быстрое обводнение"? В чем конкретно вина Хозяина, и как этого (условно негативного фактора) можно было избежать?
Ну вот,и одаренные проснулись. А это когда,при проектировании разработки еще все планируется,расчитывается,подбирается та или иная технология, а на примере Самотлора -это как учебный полигон,загубить столько скважин,а потом бить себя в грудь,вешать ордена,и надеяться на"Рябчик" куда же лучше,что еще можно придумать,а да забыл ,множество технологий, по ликвидации заколонных перетоков, тех состояние колонны, все возможные НИОКРы,ОПИ, и усё это спланированно на одном, большой откат, с распилом бюджета. Да конечно жестоко ,былобы отказаться от этого всего, но если еще на ранней стадии,оптимально,подобрать и просчитать,то помоему и выхлоп был бы существенней.
Изначально, тема была про газовое заводнение. Так давайте о ней и говорить. Кого то винить сейчас не стоит , да и вина то их в чем, вина Хозяина равняется тому что родители еще в детстве не дали и не привили. Мы при разработке, привыкли расчленять залеж ,чего нельзя делать ,качать воду без нужного контроля,да понятно,что от нее надо избавлятся,но как и куда надо тоже думать. Хорошо если месторождение зрелое и не один год в разработке,а если только первые пять лет,когда нет, инфраструктуры. Вот тут сразу масса вопросов,особенно в зап сибири, где ни дорог, ни чего другого нет, а это уже должно быть показано в проектной документации. Таких примеров можно до бесконечности перечислять. В ранней стадии разработки, с газом вообще чудеса творятся,зачем голову заморачивать , чем то спалим его на факеле,главное,добычу покажем, не так ли. Хозяин сэкономил, и на оборудовании, и на проекте, и на стройке,факт он факт. проходит время и начинается мышиная беготня.
Отличный пример,того о чем я сказал это ГПН-Хантос, че за нафиг там творится. Из за чего там так быстро сменилась власть.От чего,компании потеряли,объемы работ, нет не качество-это другой вопрос,кто скажет.
Роман К, помнится в одном посте вы говорили что для месторождений с Рпл=Рнас надо заранее накачать воды чтобы газ не прорывался. А теперь говорите про хозяина который все заводнил. Какой-же все-таки выход?
Ни того, ни другого я не говорил. Я часто слышу это "качали воду и все обводнили" или производные от этого, вот и интересуюсь что в голове творится. А по теме, это абсурд газом вытеснять вязкую нефть. Поэтому и не комментируют
Ну была фраза о том что для месторождений с гш надо поднять давление выше рнас на пару атмосфер.
Еще одну ветку засрали не по теме....
По теме:
СО2 качают на месторождениях тяжелой нефти в подавляющем большинстве случаев применения закачки газа.
На втором месте по популярности углеводородный газ, на третьем - азот, на четвертом - дымовой газ.
Применяют в основном для месторождений с не очень высоковязкой нефтью - 30-1000 мПа*с.
СО2 хорошо растворяется в нефти и снижает ее вязкость. Другие газы используются как вытесняющие агенты в специфических случаях, например как на картинке
Закачку газа на месторождениях тяжелой нефти применяют в США, Тринидаде и Тобаго, Турции, Канаде. Про Россию не слышал ни разу, чтоб СО2 качали Дымовой газ (газы горения) качали в 1988-2004 гг. в Краснодарском крае (м-я Зыбза Глубокий Яр, Ахтырско-Бугундырское, Северо-Крымское, Кудако-Киевское) с паром и без пара (с паром эффективнее оказалось), сейчас РИТЭК занимается этой технологией (парогазовое воздействие - смесь пара и газов горения).
Где столько газа взять СО2. И смысл этого если мы попутный газ сжигаем на факеле.
Грубо говоря 365 млн.мы сжигаем на факеле, говорим о охвате только каком, охватить экологов , охват надзорников-откатников,загубили газлифт, почти напрочь, о чем речь.Кого еще надо охватить!?
зачем приводить заграницу вконце концов, .Правильно на кубани то то, это по делу. На Самотлоре , Варьегане -газлифт ( убили) . Говорят что большое обводнение, проблемы с этим фондом, дорого в конце концов, дак может это говорит о том что вот вот 4 стадия разработки на каком то объекте.Может в таком случае посмотреть другую технологию, в чем смысл гонять воду по кругу (а это факт),почему не ВГВ,не правильно что при разработке тяжелой нефти в подавляющем большинстве случаев применения закачки газа. Почему бы с газом не провести циклическую с растворителем.
че сразу засрали? ты говоришь про тактику, что можно качать, табаго, тудасе сюдасе. меня интересует стратегический подход. есть месторождение, там такая-то такая-то геология как его правильно разрабатывать? какой новый прогрессивный подход есть и где это доказано работает. картинок из интернета я могу дохера навставлять. конкретно скажи мне есть месторождение с газовой шапкой снизу вода как его разрабатывать?
Вообще закачка газа в тяжелую нефть имеет смысл, только если достигается условие смешивающегося вытеснения( заисит от P,T и состава пастового флюида), иначе эффекта будет ноль. Необязательно брать СО2 можно и сухой газ взять к примеру. Просто они сильно отличаются давлением смешивания. Как то проводили эксперименты в PVTi, давление даже многоконтакного смешивания метана при T 367K составляло 460 bar, СО2 же всего 290 bar. Поэтому последний более популярен. И то, это была легкая нефть. Если же рассмотреть тяжелую нефть то давление смешивания сильно увеличится, и единственным вариантом может быть только жирный газ.
Также есть технология такая VAPEX, что-то типа закачка горячих смесителей. Хотя говорят что она не сильно эффективная. И вообще для тяжелых нефтей чаще применяются различные виды закачки пара.
Молодца!!!!! все правильно..........
Усе правильно. Да только если на месторождении идеальные условия. Но таковых нету. Я бы советовал еще описывать в данных примерах, общепринятую систему , а еще проще по нашему по отечественному в кг, см,град цельсия. Ну это так в общем. Я конечно не до такой степени вченый, но провожу анализ постоянно,вы говорите о VAPEX , да о этой технологии можно много говорить,главное в ней есть глубокий смысл, и она имеет продолжение.
Любой метод МУН сильно страдает от неоднородностей. В лаборатории можно и 100% вытеснения добиться, а вот на месторождениях к сожалению...
Насчет VAPEX, читал обкатывали его на битуминозных песках Канады. Добыча была намного ниже чем при том же SAGD, плюс большая стоимость смесителя(использовали н-пентан). Из плюсов, намного меньше энергии на подогрев и более полное вытеснение чем при использовании пара. Еще есть вариант смесь пара и углеводородов называется кажись ES-SAGD, вроде тестировали, но насчет результата не в курсе.
Все-таки вязкость больше чувствительна к температуре нежели к количеству легких компонентов, поэтому тепловые методы считаются эффективней. Хотя если месторождение глубокое, газ может быть предпочтительней.
А как вязкость и глубины увязаны? Я знаю только два месторождения вв одно на 500 другое на 1000 м, на таких глубинах сложно создать давление смешивания. А просто газом, соотношение подвижностей фантастическое, поэтому и не применяется у нас. Газ не может быть выбран агентом вытеснения. А про co2 - это продукт очистки от заводов, поэтому и качают, дико выгодно уйти от штрафов. У нас таких требований нет.
Ты приведи пример насколько увеличилась добыча на месторождениях где это применялось. А без таких доказательств твои примеры яйца выеденного не стоят.
Да пожалуйста, вот результат закачки смеси газов горения и пара на одном из месторождений Краснодарского края (по одной из скважин)
По остальным можешь погуглить, если не забанили =))
вязкость какая нефти?
1200 мПа*с
Вот по закачке СО2 на месторождении тяжелой нефти в Турции
http://www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview?id=00020883
в Тринидаде
http://www.ogj.com/articles/print/volume-109/issue-40/drilling-production/trinidad-eor-2-conclusion-carbon.html
По закачке азота
http://www.thefreelibrary.com/Emerging+applications+in+cryogenics--Nitrogen+injection+for+reservoir...-a0217848268
График не понятный. После закачки парогазовой смеси куда? Что случилось с обводненностью?
Если, как указано, график по одной из скважин, то как это возможно что дебит нефти больше дебита жидкости.
Ошибка?
Шкалы то разные
Закачали чуть больше 600 тонн парогазовой смеси в одну из скважин. Прореагировала сама скважина и 9 ее соседок (т.е. почти все работавшие на данном участке скважины, залежь очень маленькая - примерно 1500 на 1000 метров). Реакция заключалась в росте дебита нефти, на некоторых скважинах наблюдалось снижение обводненности. На графике приведена скважина - наиболее яркий пример эффекта - дебит нефти вырос с 1 т/сут до 7.2т/сут, обводненность снизилась с 97.5% до 79.7%.
Пласт сложен кавернозно-межобломочными породами, залегает на глубине 250 м, вязкость нефти 1200 мПа*с, плотность 0.976 т/м3, нефть высокосмолистая.
Примерный состав закачиваемого агента: 70% - пар, 24% - азот, 2,7% - СО2, 2.4% - СО, 0,9% - О2
Прикольно. А так закачка воды ведется? Или учитывая размеры, ППД не заморачивались.
Качали немного (2 скважины за контуром ВНК - скорее поглощающие, еще одна недалеко от ВНК), в сумме 28% воды закачали от объема добычи жидкости. Там водоносный пласт вроде сильный. До 1991 года еще паротепловые обработки делали, потом вот на парогаз перешли.
На 2009 год КИН был 56.2%- неплохо =)) но все уже загибалось без тепла (с 2002г. уже не качают) - дебит по нефти упал до 3.5 т/сут с участка (9 скважин на тот момент работало).
а что это за порода такая?
псефиты, псаммиты
Спрошу еще сколько стоила операция? (600 тон этой адской смеси и сама обработка) и сколько по накопленной прирост получился (по моим прикидкам со скважины на картинке около 4.5-5 тыс. т.)?
конгломераты да песчаники значит.
Удивил термин "МЕЖобломочная порода". Опечатка?
Народ, меня интересует обратное растворение закачанного природного газа (при условии что газ родной, с этого же месторождения). В гугле не нашел, SPE статей тоже, может плохо искал конечно.
Будет ли газ растворяться так же, как он и выделялся, согласно PVT модели или нет?
Что посоветуете почитать?
Мне на подобную тему советовали почитать в первоисточнике Тодда и Лонгстаффа (SPE 3484).
Можешь также просимулировать математически PVT эксперимент (swelling test), чтобы понять сколько (молей) газа будет растворяться при повышении давления, задав свои составы газа и нефти, и настроив УС. Но видимо, лучше (но дороже) его провести физически в бомбе.
Соответственно, стоимость обработки складывается из стоимости дизтоплива для выработки агента + для работы компрессора, стоимости ПРС, стоимости монтажа установки, амортизации установки и оплаты операторам. В разных регионах эти составляющие имеют разную цену. В январе 2009 года мы оценивали стоимость закачки 1000 тонн на том же месторождении,себестоимость выходила около 2 млн.руб.
По приросту почти попал - по этому графику 4150 т, если не учитывать падение дебита без обработки. С падением дебита 5350 т.
По участку - 18 тыс.т без падения базовой добычи, 35 тыс.т - с падением базовой добычи.
Но тут еще предыдущие воздействия, возможно, сказались, поэтому такая успешная операция получилась. До 1991 года качали пар, делали тепловые обработки скважин, потом парогазовую одну сделали и потом вот эту. Это я к тому, что на других месторождения технология не всегда приносила большой прирост. Чаще всего при обработке нескольких скважин на участке был хороший эффект, а если по одной-две скважины, то слабенький или никакой.
С газом есть такая засада, что он не так же легко растворяется в нефти, как выделялся из нее. Давление нужно значительно выше Рнас поднимать. Подробностей не знаю, тоже хотелось бы узнать =) А Тодд и Логстафф разве не про смешивание газа и нефти? Смешивание и растворение - это ж разные процессы.
А вот, кстати, уже была 2-2,5 года назад дискуссия по этому поводу.
http://www.petroleumengineers.ru/node/5877
Пишут люди, что растворяется однако при том же Рнас, но проблема в другом - как быстро перемешать газ с нефтью, чтобы он там растворился? Мне такая мысль пришла: по аналогии с закачкой сухого газа для растворения выпавшего конденсата получается, что надо нефть в газовую шапку качать =)))
гистерезис имеет место быть, так что давление вбулькивания не будет равно давлению выбулькивания. хотя мне кажется в этом случае надо копать в сторону miscible displacement
Непонимаю, зачем это надо думать об обратном растворении газа
Газ после сепаратора, да и даже на устье будет отличаться от газа в шапке. P, T меньше, и поверхностный газ будет более насыщен тяжелыми компонентами, чем газ в шапке. Соответственно при обратной его закачке эти тяжелые компоненты будут уходить в нефть, остальное останется в шапке. Полное же растворение растворение может быть лишь в случае недонасыщенной нефти.
. Скорее газ в подошву, там Р и Т больше, плюс концентрация легких компонентов в нефти с глубиной уменьшается, так что компонентов растворится больше и быстрее. Хотя если толщина резервуара не большая, то разницы практически не будет.Скорее большим эффектом здесь будет ППД, за счет поддержания давления в газовой шапке и в последующем меньшим выделением газа из нефти.
так без учета гестирезиса, будет не совсем тру. хотя бы смачивающую фазу надо бы знать для ЧНЗ, а если ГНЗ или не дай бог ГНВЗ, то начинаются "пляски с бубнами"...
Еще не читал, поэтому не знаю, в частности, за что конкретно отвечает "параметр смешиваемости омега" имени Т.-Л.
Раньше я тоже считал, что принцип "мухи отдельно, котлеты отдельно" применим в этом случае.
Но интересно, а между растворенным в нефти газом и самой нефтью существует поверхность раздела фаз (и ненулевое межфазное натяжение)?
Если да - то разные процессы, а если нет, то по определению все смешалось, а термин "растворение" просто используется для модели "нелетучей нефти", так сказать "частный случай смешивания".
Может, что-то не учел - поправьте
Это еще большой вопрос, что будет - конденсация "тяжелой части" газа, или, наоборот, испарение "легкой части" нефти.
Вар, явление гистерезиса применимо ко многим физическим процессам, не только к смачиванию.
Страницы