Ноя 09
Поделитесь, пожалуйста, опытом, а если есть ссылками на толковую литературу по такому вопросу. Имеется нефтегазоконденсатное месторождение, газовая часть находится в разработке около 20 лет, давление уже значительно посажено. По нефтяной оторочке информации ноль. Предполагают что она практически полностью разгазирована и возможно частично вторглась в газовую часть. Но нефть с баланса никто не списывал, необходимо извлекать. Вопрос, что можно предложить в данном случае? Если применить заводнение, можно ли будет извлечь нефть из нефтяной зоны?
Опубликовано
16 Ноя 2009
Активность
34
ответа
7284
просмотра
11
участников
0
Рейтинг
Это нехорошая ситуация, когда на месторождении газовая часть разрабатывается раньше, так как в этом случае оторочка вполне могла попросту расформироваться (т. е. "размазаться"). Если она совсем расформировалась, то фиг знает, что делать
В Норвегии, на Тролле для разработки нефтяных оторочек с небольшой толщиной используют системы горизонтальных (в том числе многозабойных) скважин с эквалайзерами. Вот статья:
Она не совсем по теме (там больше про эквалайзеры притока), но тем не менее общее представление о применении горизонтальных скважин там нормально дано.
Еще могу порекомендовать (в электронном виде, к сож., у меня нет):
1. "Моделирование и оптимизация разработки нефтяной оторочки при нагнетании в пласт воды и газа"
Ермолаев А.И., Ибрагимов И.И. "Наука и техника в нефтегазовой промышленности" № 2/2008 УДК 622.276.43
Аннотация
Предлагаются модели процессов вытеснения нефти водой или газом из нефтенасыщенной части газонефтяной залежи, а также модель оптимизации технологических параметров разработки нефтяной оторочки по критерию максимальной прибыли. Приведены результаты численного моделирования процесса воздействия на нефтяную оторочку и пример аналитического решения задачи оптимизации технологических параметров. Использование предлагаемых моделей позволяет оценить рентабельность разработки нефтяной оторочки газонефтяных месторождений, а также сформировать набор предварительных вариантов ее разработки, из которых в дальнейшем может быть выбран вариант, подлежащий реализации.
2. "Оптимизация технологических параметров разработки нефтяной оторочки газонефтяных месторождений". Ахметзянов А.В., Ибрагимов И.И., Ермолаев А.И. "Газовая промышленность" (сентябрь/622/2008)
3. Еще в книжке С.Н. Закирова (кажется, "Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений") есть разбор примеров аналогичных ТроллюSPE_100308_MS_P.pdf
Да, ситуация не очень хорошая. Тем более что недропользователю и сейчас все равно что будет с оторочкой. Кстати одна из дочек "национального достояния". А за литературу - спасибо!
Не за что. Жалко, что "Газпром" такой фиговый недропользователь (
можно скорее всего уже забыть про оторочку. считал кин на оторочке в 25 метров, 8-10% получается не больше. И это при том, что сначала разрабатывается оторочка, а уже потом через ~20 лет сдувается газавая шапка. В вашем случае пробурив скважны на оторочку вы найдете пленку нефти и много воды. Хотя нужно все смотреть индивидуально: толшина оторочка, размер шапки, сила аквифера, накопленный отбор по газу, уровне проницаемости и много еще чего. Идеально было бы взять модель месторождения и прогнать скрининг вариант. МОжно обойтись и очень простой 2х мерной моделью - при правельных входных данных можно получить адекватный результат для начала.
To Garfield
Поиграйтесь на гидродинамической модели с различными вариантами развития ситуаций. Выберите несколько типов разброса параметров, зарядите МЕПО и посмотрите, что получится.
Посмотрите варианты разбуривания с разными типами заканчивания скважин. Эквалайзеры в горизонталках - это хорошо, но стоимость зависит от компоновки. Причем стоимость скачет в очень сильных интервалах. Примеры применения эквалайзеров есть.
To Kolos
КИН 10% - тоже КИН. Запасы там есть.
To Rfus
Газпром - нормальный недропользователь. Не хуже и не лучше, по сравнению с другими в России.
Нету смысла делать какие-либо расчеты и "играться с моделью". Тем более платить бешенные деньги Шлюму на МЕПО и остальную х... Не поддавайтесь на провакации.
На самом деле никто разрабатывать оторочку не хочет, хотя цкр и гкз заставляет. Причина банальна - добыча нефти из оторочки убыточна, она "тянет" всю экономику месторождения вниз. Хорошо, если добыча газа каким-то образом покрывает убытки от нефти и вцелом проект положительный по экономике. Но так бывает редко. Выход - недропользователи ищут пути "затянуть" начало добычи нефти (держат оторочки постоянно на стадии ОПР или доразведки) или вообще стараются обосновать каким-либо образом техническую невозможность ее разработки (именно техническую, а не экономическую. для цкр и гкз доводы про плохую экономику по барабану).
Насчет того, что никто не хочет разрабатывать, то тут я с вами не соглашусь. С каких это пор добыча нефти стала убыточна? Поэтому, что-ли у Газпрома есть планы по разбуриванию дополнительных участков ..... НГКМ? Особенно, при условии, что ГКЗ и ЦКР Газпрому не указ.
Именно, что убыточна. Пример Уренгойского НГКМ тому пример. Причина - необходимо бурить дорогие гор.скважины, чтобы получить приемлемый дебит; нельзя организовать ППД и ГКМ (гидроразыв); быстрый прорыв газа и низкий КИН.
По поводу экономической нерентабельности разработки оторочек можно поспорить.
На вышеупомянутом Тролле в былинные времена была норвежская компания Statoil (На всякий случай: Тролль - это месторождение с триллионным запасом газа и нефтяной оторочкой с толщиной порядка 15 метров). Statoil отказался разрабатывать оторочку и её отдали разрабатывать другой норвежской компании - Norsk Hydro. На дворе была середина-конец девяностых и цены на нефть были не то чтобы заоблачные, месторождение морское, но тем не менее Гидро набурила горизонталок, многостволок, и смогла экономически рентабельно добывать нефть из оторочки. Теперь это месторождение, будучи преимущественно газовым, даёт очень значительный вклад в общий объем добычи нефти в Норвегии. Вот.
Так что стоны недропользователей по поводу убыточности добычи из оторочек, конечно имеют под собой основания, но во многом происходят от нежелания искать пути их разработки и вообще этим заниматься
Про игры с моделями не надо! Она уже есть, только вот точность прогноза при нулевой исходной информации - сами понимаете какая (определенно не выше). Поэтому играться можно сколь угодно долго и получить на ней все что угодно. По поводу Газпрома как недропользователя, то lemon абсолютно прав. Не хотят они разрабатывать нефтяные оторочки. Куда проще отобрать газ и списать запасы в оторочке. Меня интересовал практический опыт разработки подгазовых зон, может быть лабораторные эксперименты, но не гидродинамические модели.
А насчет цен - меня до сих пор удивляет тот факт, что у сервисных компаний (в нашем регионе) стоимость метра бурения, на том же разрезе, раз в пять ниже чем у Бургаза, при более высокой скорости строительства. Да и скважины заканчивают без аварий. Вот вам и экономика.
Здесь, на самом деле много вопросов возникает к вам. Например. Скважины сколько по времени работают? Сколько раз они себя уже окупили? Опять же дорогие горизонталки по сравнению с чем? С сеноманскими вертикалками? Или с нефтяными горизонталками на офшоре?
To Garfield
.
Газпрому деваться некуда. Газпром себе уже планку по добыче нефти поставил. Сейчас её надо выполнять. А то, что модели плохие, то как же вы варианты с горизонталками и гидроразрывом просчитывали? Что-то мне не верится, что на калькуляторе
ГРП в нефтяной отрочке ???
Газпром разрабатывал нефтегазовые месторождения и довольно не плохо. Да и не только Газпром.
Дело в том, что все простые и "удобные" нефтяные оторочки закончились.
Что там твроиться с Тролем? Сколько MEG`а ребята льют в скважину? А что они интересно делают с горизонталками?
Всё это очень странно выглядит, в смысле рентабильность добычи из 15 метровой оторочки, да еще в северном море (средняя температур, по-моему около 3-4 С).
Опыт моделирования показывает, что полностью отсутствует база в методах отбора проб
для нормального PVT исследования.
Garfield, в вашем случае, когда ГДИ нет или все в "некондиции", строить ФМ с целью доизвлечения
нефти... как бы мягко выразиться... ЭЭЭЭээээ.. Это - стрельба из "воздушки" по целям на расстоянии в км.
ДЛя развития советую:
Желтов Ю.В. Мартос В.Н. Разработка и эксплуатация НГКМ
Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений
имхо, тут можно только приготовиться платить штрафы, если "национальное достояние" не договорится в очередной раз.
по существу, по-хорошему, оторочку нужно для начала хотя бы заново разведать, чтобы знать, какое там сейчас давление, насыщение и прочее. если там что-то еще осталось - да, можно попробовать позаводнять) но нужно знать, что там вообще есть.
а в техсхеме-то что сказано про оторочки?
молодой человек, не заносите свою безграмотность в массы)) крайне глупая и совершенно нелепая аналогия с 10ю кубами на Уренгойском. Если ты копнул лопатой и оттуда посочилась нефть - твоя рентабельноая добыча эквивалентна стоимости аренды лопаты, мобилизации рабочего и его услуг в течение одной минуты.
мы говорим о нефтяной оторочке УНГКМ. учитывая Ваши познания, думаю, не секрет, что скважины с малейшим содержанием свободной воды в продукции - сразу гасятся недропользователем. думаю, что знаете, почему так происходит.
здесь реально нерентабельно добывать эти 10 кубов.
не думал, что экономические аспекты добычи углеводородов остаются для Вас в тени)))
а горизонтальные скважины - это отдельная тема для горьких слез.
Lead, предлагаю посмотреть на экономику добычи с более широкой точкой зрения. Уренгой - это город газовиков, следовательно все специалисты смотрят на работу промыслов с точки зрения Газпрома. То же самое относится и проектантам Газпрома. Но нефть добывает не только Газпром, но и куча других компаний. Если отбросить в сторону все вариации по стоимости добычи нефти, цены на нефть, налогов и прочей, то посмотреть на рентабельность можно с использованием месторождений-аналогов.
В соседней ветке я недавно упоминал Харампурское месторождение, которое разрабатывает Роснефть. С точки зрения северянина оно совсем недалеко от УНГКМ
Так вот. Роснефть спокойно добывает нефть на Харампуре, причем уже давненько, и, что самое интересное, абсолютно не жалуясь на нерентабельность добычи нефти. На мой взгляд, если бы там добыча была нерентабельна, то месторождение бы тихо прикрыли до лучших времен. И сделали бы это ещё в 98. В свою очередь специалисты Газпрома жалуются на нерентабельность добычи с нефтяной оторочки с замечательными запасами (ни в коем разе не ставлю под сомнение компетенцию Газпромовских спецов) и с очень похожими параметрами. Парадокс?
Если эффективность обоих компаний ставить равной (я думаю, что это можно сделать), то тогда, на мой взгляд, мы упираемся только в один параметр. Это внутренняя норма рентабельности. Я подозреваю, что эта цифра для Газпрома и Роснефти различны.
Возможно этим и объясняются все эти песни про нерентабельность оторочки
Не ради "корысти", а только из спортивного интереса - "Факты в студию!"
1. Вязкость нефти для УНГК и 2вар ?
2. площади ГНВЗ, ВНЗ, ГНЗ, ЧНЗ для обоих ?
3. соотношение этаж нефтеносности/этаж газаносности ?
4. пластовые давление & температура, опять же по 2м вариантам ?
5. наличие актвиного в. бассейна и там, и там?
6. наличие тектонических нарушений
7. литологическая картина
.....
А так - только "пальцы", и то не у носа...
По теме.
Вязкость, дебиты, глубины примерно одинаковы. Вода+ ППД творят чудеса. Точные цифры сказать не могу. Да и если возьму, то напечатать не смогу
Ны дык интеренсо
Давай обсудим! К примеру, рядом с УНКГ, есть Ен-яха. Так это ж небо и земля.
Совсем другая картина по геологии и другая нефть.
Ну это к примеру.
Давай с главного. А каком конкретно объекте УНГК речь?
Это тот, где газлифт, лет так 8-10 эксплуатируют?
Вар, БУ10-БУ11, насколько я помню.
Коллеги, а как оценить скорость движения нефтяной оторочки в ГК залежи??
Если говорить про баланс добычи при одновременной разработке, то здесь, наверное идет газовый фактор (если по книгам). Чем больше газовый фактор в нефти, тем газа больше отбираем чем надо.
vostochka93]
Коллеги, а как оценить скорость движения нефтяной оторочки в ГК залежи??
Смотря куда она движется.
Если есть модель, то тут всё очень просто. строим начальный SOIL, индексируем
ячейки по SOIL INIT >0. Затем вибираем необходимый интервал (год, день, месяц)
и индексируем заново по SOIL >0. из
результирующего строим карту нас. толщин. По кубу SOIL INIT, так же строим карту толщин.
Если вычесть начальную карту из конечной, то получим карту подъема ГНК.
В основном движется ГНК, но при высоких отборах из шапки может двигаться и ВНК.
Если модели нет, то необходимо исходить из условий отбора-закачки и граничных условий для аквифера.
Вар, вы моделлер? Гипрогаз? Как интересно
.
Может быть вы в курсе, как там скважина 201331 поживает, которая на БУ11 была пробурена?
Вару - сразу плюспять.
Алексей, в наступающем году имею необходимость пожелать Вам и Вашим коллегам отсутствия стремлений к сетевому онанизму) Есть что написать - пишите, там разберемся... Нет аргументов, инфа конфиденциальна или пытаетесь оспорить мнение субъекта, у которого палец ближе к носу, чем у Вас - аллах Вам в помощь
По "Вы" с большой буквы: меня тут кто-то может обвинить в излишней серьезности? бу-га-га. С наступающим
Leadgeol
Большой респект ! С НГ ! Желаю не иссякнуть вашему ПОЗИТИВЧЕГУ
вы моделлер? Гипрогаз? Как интересно .
Не угадал. С УНГК никогда не работал. Мои объекты повосточней будут.
Посоветуйте, пожалста, штонибуть по експлуатацыи НГКМ, тоесть гапзовых местороджений с нефтяной оторочкой студентту
Студенту - лекции. У Вас достаточно сильный универ.
Господа, поясните какие профиля и в каких направлениях и почему (с точки зрение гидродинамики и дальнейшей эксплуатации) закладывают на нефтяные оторочки.. ну соответсвенно прошу сцылочку на литературку почитать.. а то пробелы в знаниях:)
Пласт не тронутый разработкой... если про одну и туже дочку... Трогать газ не разрешали изза оторочки.
Бурение, с керном (ФЭС, Седиментология), и отборами проб, замерами давлений.
Наработав сетку (небольшая оторочка), бурение боковых стволов...