Добрый день всем!
По поводу идеи полимерного заводнения хотел бы попросить высказаться форумчан.
Для первого опыта возможно хотим опробовать технологию на маленьком нефтяном месторождении, на котором сейчас есть три скважины: одна наблюдательная (бывший продюсер, остановлена по воде 99%), два продюсера с обводненностью 80-81%. Эфф.мощность продуктивного пласта 1,4м, пласт выдержанный, однородный в пределах данного участка (NTG=0.9), прониц-ть 50-200мД, пористость 11,7%. Из минусов для полимера - крайне агрессивная пластовая вода, 220 г/л минерализация, 1,12г/см3 плотность.
Наблюдательную скв. технически можно сделать нагнетательной. Сделал оценочный расчет "на коленке" (никакого софта нет, только эксель) - сколько полимера надо, затраты и т.д., мероприятие даже при пессиместических оценках должно быть рентабельным. Но дело в том, что на месторождении запланировано еще бурение двух скважин - одну уже скоро должны начать, вторую в среднесрочном будущем.
Так вот в связи с этим такой вопрос-сомнение - если мы в ближайшее время начнем нагнетать полимер, то не отразится ли это отрицательно на продуктивности будущих скажин (ну типа, полимер не заблокирует ли участки с нефтью и т.п.)?
Вопрос два. Кто что думает насчет нагнетания полимеров в принципе в условиях такой пластовой воды, не будет ли эффект возрастания вязкости вытесняемого агента сразу сходить на нет в такой водичке? Может ли на этот вопрос быть получен ответ в лабораторных тестах? Вроде как сейчас промышленность предлагает salinity tolerant химию, но опыта применения в таких условиях найти не удалось.
И третье. Может кто знает, сколько (хотя бы примерно) может стоить такой вот "толерантный" полимер? Я нагуглил стоимость полиакриламида примерно в 120тыс.р/т и заложил коэффициент 1,5 в расчетах, но может есть у кого более точные цифры?
Полимеры очень разные есть и некоторые очень чуствительные к пластовой воде, другие не очень. Это надо общаться с компанией провайдером они все тесты сделают. Цена, а главное необходимый объем закачки тоже может варьироваться в больших пределах. Насчёт выгодности данного проекта есть очень большие сомнения так как чем меньше проект, тем он обычно менее рентабельный, особенно пилот.
А какая взаимосвязь масштаба и рентабельности? Меньше участок - меньше пор-волюм - меньше расход полимера, доп. добытая нефть будет конечно соответствовать масштабу, но все лишь бы не в минус.
Видимо увеличивается вероятность того, что закаченный полимер уйдет за контур.
расчет на коленке:
пусть скважина дренирует пласт на расстоячнии 300 м,
площадь круга 283 тыс. м2;
объем пласта *1,4=396тыс.м3;
объем порового пространства *11,7%=46,3 тыс.м3;
пусть насыщенность 0,7, соответственно объем нефти = 32 тыс.м3,
КИН пусть высокий (0,5), соответственно накопленная добыча 16 тыс.м3
Вопросы к рентабельности проекта???
Продолжим мысль. Допустим, закачали все 46,3тыс.м3 порового объема, концентрация полимера 0,5%, т.е. расход полимера 0,005*46300=231м3 или примерно 200тонн, что по деньгам 1млн.долл. (3700долл за т), а прибыль с 16тыс.м3 получается порядка 6,3млн.долл. (63долл/барр). Вопросы к рентабельности проекта (согласно Вашим прикидкам)?
Если бы получить дополнительных 16тыс.м3 нефти с обеих скважин, то это будет просто супер-сверх рентабельный проект, у меня оптимистический расчет - +3тыс.м3 дополнительной нефти; вообще на этом участке всего около 32тыс.м3 остаточных извлекаемых если что.
Если бы так все просто было. Вряд ли получится закачать 1 поровый объем и добыть все эти запасы, во-вторых, вы уверены в прибыли 63 доллара за бочку ? В-третьих, вы отгружать нефть вместе с полимером будете ?
Если насыщенность 0.7, то откуда обводненные скважины с 80-99%?
16 тыс.т это не доп. добыча, это вся возможная добыча на скважину (прикидывал добычу для начальных условий) Тут больше вопрос к рентабельности разработки пласта мощностью 1,4 м? Мне видится только возвратный фонд. Хотя... Сколько у вас стоит бурение 1 скважины? Еще вопрос - вязкость нефти какая?
Как вы оценили остаточные извлекаемые запасы в 32 тыс.м3? Через НИЗ или через ГД модель как подвижную нефть или ...?
При оценке экономику учитывали стоимость оборудования для подготовки и закачки раствора полимера в пласт?
Есть примеры успешных проектов закачки полимеров на поздней стадии разработки при текущей обводненности 80-90%? Тут, на мой взгляд, предпочтительнее выглядит закачка ПАВ для доотмыва нефти.
Разумеется, не просто, поэтому долго уже не можем решиться. Но с другой стороны, если ничего не делать..... Месторождение с аквифером (проблем с Рпл здесь нет, система ППД сама по себе не нужна), текущий КИН около 18% (запасы правда сейчас пересчитываются, скоро все обновлять будем, но вряд ли там сильно изменится цифра), а текущая обводненность продукции 80 и 82% (две скв. в работе). Если ничего не предпринимать, то вряд ли тут КИН будет выше 20-23% до остановки скважин по экономике. Может быть, конечно, есть МУН более эффективные в нашем случае?
Если судить по источникам, закачивают (вернее, прокачивают) и 1 и 2 и более поровых объема, ведь закачанная жидкость в пласте не остается полностью. Но опять же, по опыту на китайских м/р эффект начинается уже после закачки 5% от PV и КИН увеличивается на 2п.п. на этом этапе. У меня бал.запасы 152тыс.м3, т.е. если просто взять 0,02*152=около 3тыс.м3 можно вроде как получить доп.добычи. Понимаю, что это слишком тупо просто так взять и принять по аналогии, т.к. я почти ничего не знаю о китайском опыте, кроме голых цифр в таблицах (все это из книги James J. Sheng ''Modern Chemical Enhanced Oil Recovery''). Вопрос насчет полимер в нефти интересный, надо уточнять у производителя химии.
Нет никакого возвратного фонда, скважины бурятся именно на этот пласт, еще есть второй пласт, но там ФЕС очень низкие и запасов еще меньше. Разработка пока рентабельна, отбор по первой скв. =5800м3 за 3,5 года (сейчас простаивает), по второй почти 18000м3 за 3 года (в работе), по третьей 3600м3 за 10мес (в работе). Третья скв. пока не окупилась.
Вязкость нефти 2,7сПз, API 37. Бурение скважины стоит 2-2,2млн.долл.
Запасы оценил исходя из НИЗ, модели нет. Стоимость подготовки учтена, но с использованием оборудования пока вопрос - есть вариант концессии, когда подрядчик все за нас делает, мы платим только за химию, но взамен отдаем % от доп.добытой нефти. Либо без концессии, тогда не знаю пока сколько будет стоить оборудование, с их слов - около 1млн.евро, если покупать, но, кмк, "врут".
Есть примеры у китайцев начала закачки полимеров на стадии 90-95% обводненности, насчет успешности не знаю, автор об этом не говорит в книге (вернее, говорит, но только в цифрах роста дебита нефти, снижения обводненности и возросшего КИН - с т.з. экономики ничего не сказано, а просто "прирост по добыче 2,2т/сут" - это сферический конь в вакууме).
ПАВ, судя по всему, вообще в нашей воде не живет, хотя пока со счетов не сбрасываем.
А, забыл еще сказать, что есть оценка эффективности мероприятия на ГД модели, но по другому месторождению, там вообще сейчас 96-98% обводненность. Делали моделирование потенциальные подрядчики, так что элемент заинтересованности высокий, ну и там даже на стадии обсуждения их assumptions в модели много вопросов, на которые нет внятных ответов. А так все ажурно получается по их оценкам, типа кучу нефти можно доизвлечь.
По моделям конечно все должно быть прекрасно - особенно если нужно показать эффективность.
Вам надо посмотреть, если ли в оценках анализ чуствительности на вязкость раствора полимера - то есть нужна зависимость доп добычи от вязкости полимера. Это даст вам представление какая минимальная вязкость раствора полимера вам нужна.
Вот в этой книжке (Enhanced Oil Recovery Field Case Studies, James Sheng) есть какие-то аналитические зависимости вязкости от минерализации и концентрации полимера. Я бы в первую очередь попробовал оценить какую концентрацию полимера нужно иметь и ваших условиях ( при вашей минерализации воды). Вполне возможно что понадобится более концентрированный раствор полимера чем вы предполагаете.
Потом смотрите в моделях что они берут и как учитывают адсорбцию полимера. Опять же, адсорбция выше при более высокой минерализации пластовой воды и концентрации полимера.
Хороший ресурс на тему полимерного заводнения: Reservoir Sweep Improvement Group
SPE Статья: Potential for Polymer Flooding Reservoirs with Viscous Oils
Excel файл со всеми расчетами из этой статья (оценка потенциала доп добычи по Buckley Leverett).
Коллеги, поправьте, если нужно. Но я не вижу смысл качать полимер при вязкости нефти всего 2,7 сПЗ? полимерное заводнение применяется, чтобы снизить разницу между вязкостью закачиваемого и вытесняемого агентов. Здесь и так все очень даже неплохо с этим.
Нужно понять причину преждевременного обводнения скважин. Закачки нет, вода уже пришла. Есть уверенность, что после закачки полимера пойдет нефть?
Полимер используется для загущения нагнетаемой воды. Эффект достигается за счет уменьшения соотношения вязкостей нефти и воды. Увеличение нефтеотдачи достигается за счет экономического эффекта - сокращения срока разработки и получение того же самого накопленного объема при более низкой обводненности. Однако, загущение воды снижает приемистость нагнетательных скважин и следовательно дебит нефти добывающих скважин, поэтому в требованиях указывают хорошую проницаемость. Увеличение коэффициента вытеснения, при прохождении фронта воды с полимером, обычно незначительное. Какие-то скромные 2-3% к остаточной нефтенасыщенности.
Поэтому не ясно, зачем вам нужен полимер. Может быть вам нужен ПАВ?
Первичная фильт объектов (screeening) для Polymer Flooding (источник)
У вас как минимум 2 параметра не проходят этот фильт: вязкость нефти и минерализация воды. Насколько я понимаю, эти критерии основаны на анализе практики - как успешных так и не очень. Поэтому можно сказать, что с вашими условиями успешных проектов по полимерному заводнение не было.
Насчет минерализации - много ли месторождений с такой пластовой водой? Вот по этой же причине и насчет ПАВов сомнения есть.
всем добрый день/вечер. Выскажу свое мнение...
К ответу на 1-ый вопрос-здесь необходимо (как уже заметили) сначала определиться по возможным источникам обводнения (закачки воды нет в нагн.скв.), степени влияния закачки и распространения фронта нагнетания от предполагаемой нагн.скважины.
По 2-му вопросу - насчет влияния минерализации (хотя здесь надо опять же уточнить сначала, закачка будет осуществляться также минерализованной водой? критерием является минерализация и состав закачиваемой воды, а не пластовой) - в настоящее время наша компания делает проект по ПАВ-ПАА заводнению на месторождении Самарской области, где минерализация закачиваемой воды более 200г/л (плот-1,157г/см3), на сегодняший день есть достаточно большой выбор полимеров (Франция, Китай) которые можно применять при таких условиях (наша лаборатория проводит адаптационные исследования технологий ПАА-заводнения для конкретных условий по зак.воде, геологич.условиям и пр. по реологии, фильтрационным исследованиям).
По 3-му - стоимости, у нас есть информация по стоимости химии (опять же для нашего текущего проекта проводим исследования разных полимеров и по своим св-вам и по ценам есть существенный разброс: Франция/ Китай ), если есть у вас заинтересованность пришлите свои предложения нам (avishnyakova74@mail.ru ), рассмотрим, возможно что-то предложим )));
Ну и насчет вязкости нефти (тоже есть сомнения) - по нашим критериям (на основе опыта работы, РД разработанным в свое время Гипровостокнефть РД 39-0148311-206-85) эффективного применения вязкость нефти необходима 3-100спз, при более низких значениях вязкости применение ПАВ-заводения может быть эффективно в сильно неоднородных коллекторах (за счет выравнивания фронта в следствии частично адсорбции ПАА на породе и соотв.селективного снижения проницаемости), у вас коллектора -однородный ...
Возможно имеет смысл применение ПАВ или ПАВ-ПАА заводнения..., а не в чистом виде ПАВ-заводнения
добрый день, по статье вопрос "% mobile oil recovered" - это нефтеотдача или ?
Есть действующий проект в Казахстане на месторождении Северные Бузачи
Вы сначала определитесь, нужно ли вообще там полимерное заводнение. Откуда вода?
Обязательно проведите ГИС и определилите источник обводнения. Не задумывались над вопросом откуда 99% воды в нагнетательной скважине перед тем как она стала нагнетательной? При таком проценте обводнения скважиной должны были извлечены все её извлекаемые запасы.
Сдается мне, что залежь у вас водоплавающая. Если это не так, то тогда у ваших скважин нет цементного камня за колонной, или вода вообще посторонняя. Скорее всего вам надо проводить РИР. Закачка полимеров проводится с целью снижения подвижности закачиваемой воды, что приводит к увеличению коэффициента охвата, а значит и КИН. Не думаю, что при двух работающих скважинах надо проводить закачку полимеров. Ну, только если деньги не считают в вашей компании.
Да, залежь водоплаващая, так что вода "родная", не заколонная.
К моменту начала закачки (если решим все же попробовать полимер или ПАВ) уже будет пробурена третья скважина, а больше на этой залежи уже может и не надо, в отдаленном будущем возможно еще 4-ю пробурим, но она будет несколько обособлена - за разломом. Деньги в нашей компании считают, но повысить нефтеотдачу как-то надо, вот ищу способы это сделать для залежи такого типа, т.е. поиски не ограничиваются какой-то конкретной технологией - можно предлагать что угодно, лишь бы был эффект, но бюджет, конечно, ограничен.
Если говорить не о полимерном заводнении, а о ремонтно-изоляционных работах, то есть один сильный хороший гель SPMI-1, разработанный спецом из Роснефти Никитиным Маратом.
Добрый день, форумчане! Кто-нибудь делал анализ эффективности полимерного заводнения. Если да, можете поделиться рабочими базами или текстом для примера. Очень нужно. Благодарю заранее Всех
Привет инженер,
Можешь начать с презентации Рэнди Сирайта.
http://baervan.nmt.edu/groups/res-sweep/media/pdf/Polymer-Flooding-Introduction.pdf
На 37 слайде можно увидеть список полимерных проектов которые активны в мире на данный момент. Для каждого проекта указан ряд источников. В них ты можешь покопаться поподробнее.
Добрый день. Тоже, кстати, не понимаю зачем вам полимеры качать. ПАВы тоже не понимаю для чего. У вас активный водонапорный режим. ППД не организовано. Я не знаю Вашу систему разработки, но если это ННС, то нужно писать ПГИ, определять интервал обводнения и проводить водоизоляционные работы. Разработку можно строить на: 1. Естественной энергии пласта путем постоянного переноса интервалов перфорации вслед за подъемом ВНК. 2. Организовать закачку воды в нефтяную часть, обеспечить 100% компенсацию отборов. И только после оргазизации второго варианта можно думать о повышении кин увеличением Квыт путем довытеснения нефти полимерами.
В случае с ГС ситуация похожая, но тут в обводнившихся стволах нужно в первую очередь думать как проводить РИР. Все зависит от способа заканчивания и конструкции хвостовика.
Качать полимер под ВНК смысла нет, а качать его в легкую нефть без предварительной прокачки воды тоже глупо как-то...