Мар 14
Добрый день, коллеги! Заинтересовался технологией ASP (alkaline-surfactant-polymer flooding). В русскоязычных источниках нет никакой информации по этой технологии. Было сообщение, что в 2013 году Салым Петролеум планирует начать пилотный проект и все. В то же время имеется огромное количество англоязычных статей и публикаций (SPE, DOE etc.) с описанием успешных пилотных проектов и полевых испытаний. Соответственно возник ряд вопросов:
- Причины отсутствия работ в России;
- Если работы проводились, то возможно кто-то может поделиться результатам или хотя бы указать направление куда копать, с кем пообщаться;
- Порекомендуете где можно прочитать обобщенную инфу по данной технологии;
- Есть ли российские компании, выполняющие такие работы.
Спасибо.
Опубликовано
21 Мар 2014
Активность
34
ответа
10671
просмотр
13
участников
5
Рейтинг
1. Нефть нужна сейчас, нефть которая будет не скоро не интересуют российские НК, стоит это дорого
4. На Салыме закачивают)
Так понимаю Салым Петролеум это кошелек, а кто подрядчик?
Хотелось влезть в теорию.
Татнефть вот пишут тоже что-то подобное качают Эффективные технологии повышения нефтеотдачи пластов
По промыловой химии была конференция в прошлом году. Там, скорее всего, можно найти много полезного материала http://www.creonenergy.ru/consulting/detailConf.php?ID=101855
Из сервисников есть такая компания TIORCO. В России они, вроде, тоже работают и занимаются этой технологией http://ru-eu.tiorco.com/tio/products/asp-sp.htm
На Салыме, насколько я курсе, делают отдельные обработки нагнетательных скважин - подъезжает агрегат, забодяживают гель и качают в ППДовку.
Называть это polymer flooding лично я бы не стал - это всё-таки отдельные обработки, даже если и массовые. Для flooding, думаю, нужны стационарные установки по подготовке химии и трубопроводы к нагнетательным скважинам. По-моему, у нас такого нигде нет, а вот ВПП делают активно.
По поводу подрядчиков - слышал, что на Салыме качало Химеко-ГАНГ http://www.himeko.ru/.
1. Химия в масштабах пласта - это очень дорого и очень рисковано. Возможно, у китайцев она дешевле, раз уж они делают?
А что подразумевается под polymer flooding у буржуев?
То же, что и у нас: подъезжает насосный агрегат и грузовик с мешками, затворяется гель (тот же Brightwater), агрегат подбивается к нагнетательной скважине в которую и дуется химия? Или как то по другому?
Если также, то на том же Каракудуке Химеко таким образом в течение года дважды обработала весь фонд ППД - это уже polymer flooding, получается?
ASP и любая другая закачка химии в обычном понимание подразумевает закачку большого объема в течении продолжительного времени, а не одну две цистерны. Может быть закачка попеременно с порциями воды, но все равно порции большие - в процентах от порового объема пласта.
Это если говорить про flood. Вы описали простую обработку ПЗП.
Ну, в принципе, я так это себе и представляю.
А как это всё осуществляется технически?
Качают агрегатами, или стационарными насосами?
Какие объёмы закачки реагента? Те же BrightWater хотят качать в Северном море (видимо, в горизонталку) 100 тонн
http://ru-eu.nalco.com/eu/applications/brightwater-technology.htm
У нас могут качать порядка 10-15 т реагента на наклонно-направленных, на перфорацию порядка 10-20 м.
В свое время был расчет, что чтобы разработать одно месторождение в США с помощью ASP нужно изьять ~10% ПАВов с рынка северной америки. Делайти выводы много это или мало.
В UT вроде активно работали над этим последние годы и они вроде заявляли что расход химии с новым поколением asp удалось значительно сократить по сравнению с тем что делали раньше в 2000-х.
Где-то в штатах на севере был пилот пару лет назад (а сейчас уже скорее всего пром. эксплутация) по этим asp, с моей группы туда люди ездили смотрели, не помню название.
В России есть бывший шелловец Ян Ньюверф http://ru.azuren-eor.com/eor/chemical-eor/
Он работает с Салымом.
А так мой совет съездить на самую стоящую конференцию по этой теме, которая проходит 14-16 апреля в Талсе. Каждые 2 года туда съезжаются эксперты МУН, в том числе и по ASP. Немало их с University of Texas.
Техническая программа - http://www.speior.org/pdf/IOR_Technical_Program_2014.pdf
Не про это случайно говорите: http://energy.gov/articles/using-innovative-technique-retrieve-oil-lawrence-county-illinois
Сегодня буквально читал статью товарища из Техасского университета, он дает цифры порядка 0,15% ПАВ. Прикол в том, что при совместной закачке щелочь образует при реакции с нефтью тоже ПАВы (он их для отличия предлагает называть мылом (soap)), которые значительно снижают расход закачиваемых ПАВ.
С Химеко коллеги сотрудничают плотно, распрошу, спасибо. SPD рапортовало именно об ASP, а не просто о закачке полимеров. Ссылка вот http://neftegaz.ru/news/view/105988
Цитата по ссылке
"Опытно-промысловые испытания технологии АСП проводились на месторождении Sho-Vel-Tum в США)."
Видимо, это об этих работах 15-летней давности на пятиточке
http://www.netl.doe.gov/kmd/cds/disk44/C-Chemical%20Flooding/SW45030-1.pdf
Вкратце: четыре добывающих скважины работали с общим дебитом по нефти 4 бар/сут.
В центре элемента в декабре 1997 года пробурили нагнетательную скважины, и в феврале 1998 начали закачку ASP.
Дебит добывающих вырос по нефти до 26 бар/сут. За счет чего эффект - из статьи неясно: то ли за счет того, что Qж вырос за счет запуска ППДовки (а может, вследствие этого, и смены насоса на более мощный), толи за счет снижения обводненности. Нигде нет ни одного упоминания о Qж и обводненности.
В любом случае, разделить эффект от двух ГТМ (запуск ППД и закачка ASP) не представляется возможным, ввиду одновременности проведения.
Нет, там вроде размер побольше был и компания какая-то более известная.
Насколько мне известно, из общения со специалистами компании Салым Петролеум ребята подошли к проекту основательно. Были продолжительные тесты на керновом материале (доступны публикации SPE). Тестировали не только ASP, но и BrightWater например. Выбирали из нескольких вариантов. Сейчас ради ASP бурится или уже пробурен опытный участок. По словам опять-таки самих СП проект на грани рентабельности. Ждут преференций от государства в случае успешной реализации.
Ну, лабораторные исследования - это стандарт при планировании закачки любых какашек, хоть у нас, хоть у буржуев.
По поводу бурящегося участка - опять повторение истории с Sho-Vel-Tum (см. выше)?
Где , в таком случае, взять базу для сравнения и оценки эффекта?
По поводу бурящегося участка, деталями не владею. Скорее всего это тоже 5-ти точка, но могу ошибаться.
С базой по оценке эффекта все сложно. Работали в Бейкере над одним проектом по EOR, в том числе и ASP. Основную часть работы естественно делали западные эксперты. Потенциальный прирост RF может достигать 20%. Но это потенциальный эффект. По факту в 2000-х и 2010-х большинство проектов были переоценены или недооценены и сейчас идет ревизия расчетов (где-то была статья SPE по этому поводу, если найду, то выложу). Все слишком индивидуально и наработанная база может использоваться как весьма условный ориентир. Лишь для понимания границ применимости и возможного эффекта.
Есть вот такая софтина для оценки перспектив МУН SWORD
Кстати вспомнил случай из своей практики. Разбирался с проектом CO2 заводнения на очень старом месторождении. Он пылилися на полке года три потом опять возник интерес. Была модель с продолжением заводнения или CO2. Экономику пересчитали incremental в новых ценах - не очень. В итоге оказалось что базовая добыча по модели совершенно нарушает довольно хороший тренд по реальным данным (логарифм ВНФ от накопленной). В век моделей естественно на такие "мелочи" никто не смотрит, но факт в том что предсказывать базовую добычу на старых месторождения для которых готовится МУН на 10-20 лет вперед это непростая задача. А вся экономика завязана именно на дополнительной добыче. В данном случае модель явно завышала базовую добычу.
Приветствую!
Есть информация от компании SNF Floerger, что в России якобы успешно применяется полимерное заводнение на объектах Лукойл-Пермь. Может из здесь присутствующих кто-то обладает хоть минимальной инфой - в каких условиях в Перми применяют эту технологию, какой именно полимер, какой эффект и вообще экономическая отдача? Или может публикации от пермских коллег кому-то попадались на эту тему - буду благодарен за ссылки, да и вообще за любые ссылки на cases по вопросам использования полимеров как МУН (особенно интересен опыт применения в трещиноватых коллекторах, легкая нефть, высокий WCT).
1. Дорогостоящий метод, поэтому в современной России не применяется.
2. В старых книгах про АСП не говорится, но отдельно про ПАВ, полимерное или щелочное заводнение, включая описание установок по приготовлению реагентов можно почитать: Г.З. Ибрагимов с коллегами (различные версии "...применение химических реагентов в добыче нефти").
3. См. статью SPE 136328 (на русском). http://files.mail.ru/4A6012C340FF4EDFB42177ADE225CE8E
4. Салым Петролеум активно продвигается в направлении реалзации пилотного проекта: уже бурится опытный участок.
И как разделить эффект от:
новых скважин
ввода ППД
ввода добывающих
химиии
Где база?
Кас. оценки эффективности пилотного проекта:
1. В уже промытой части месторождения бурится уплотняющая ячейка скважин (плюс наблюдательная скважина) с отбором керна и прочими исследованиями. Определяется остаточная нефтенасыщенность до закачки АСП. Это и будет база.
2. Проводиться закачка состава АСП. Проводяться исследования, включая подбор оптимального состава химии.
3. Определяется остаточная нефтенасыщенность после закачки АСП. Возможно бурение бокового ствола или новой скважины в промытой части для отбора керна.
4. Сравнивается нефтенасыщенность до и после закачки АСП. Оценивается эффективность.
И не надо делить эффект от новых скважин, ППД, химии и т.п.
~~«Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) успешно применила технологию отбора керна с сохранением пластовых флюидов в рамках строительства скважин для пилотного проекта АСП* на Западно-Салымском месторождении. Эта технология позволяет получить данные для оценки нефтенасыщенности пласта, которые помогут специалистам СПД определить эффективность воздействия на него раствора АСП.
Остальное здесь http://www.salympetroleum.ru/media/news/spd-otobrala-kern-s-sokhraneniem-plastovykh-flyuidov/
Это интересно, когда недропользователь идет на подобные операции ( и вообще есть на это деньги). Но 99% не захотят это даже пробовать. Потратить 300 миллионов, а прибыл за счет доп добычи 5 =)
Пилот - планово-убыточное мероприятие по определению. Не важно, АСП или что угодно другое.
Безусловно! О том речь, что просто так вбухивать деньги никто не хочет. Даже, если потенциально потом можно получить доп прибыль.
В РН точно не будут делать, мне кажется =)
А последнее верно. Слова "мне кажется" - излишни :)
Я думаю, дело не в том, что "не получат прибыль после первого пилота", а в том, что "сделав пилот поймут, что дальше внедрять бесполезно". Химия, кроме дороговизны, еще и с большим риском. Но, рано или поздно, шампанское закончится, а жажда останется.
Объективно - себестоимость добычи из обычного, неаномального бажена выше, чем себестоимость нефти, добытой в процессе ASP-flooding. Баженом сейчас начали заниматься все, кому не лень, хотя тоже очень рискованное и дорогое дело.
Кому может быть интересно - SPE 169157 теперь доступно на onepetro.org
Немного новостей от СПД и ГПН в статье. Больше наверное по самой химии ("рецепту")
Результаты пилота в заметке