Высоковязкие нефти

Последнее сообщение
Dadonch 14 12
Фев 10

Доброго времени суток!
Посоветуйте, пожалуйста, какую-либо литературу по методикам разработки месторождений с высоковязкой нефтью. Необходимо проанализировать имеющиеся на сегодняшний день и предложить какой-либо приемлемый вариант.
Работаю в Томской обл. Здесь опыт в данной сфере отсутствует (вязкость около 200cp)
Если возможно, бросьте ссылки, либо саму информацию на dadonch@mail.ru
Заранее благодарен!

DmitryB 487 14
Мар 10 #51

RomanK. пишет:

Пароциклические обработки (ПЦО) имеет кратковременный эффект: приехал с установкой, обдал паром, разогрел призабойную зону, откачал, уехал. В масштабах разработки осуществляемое нагнетание теплового агента в течении года (2008) повысило пластовую температуру на 0 градусов С. Коэффициент извлечения нефти по характеристикам вытеснения на конец разработки составит 0.1.
Эффекты вокруг нас smile.gif


Вот так всегда, ничего не получилось из-за криворукости, и теперь пароциклическая обработка "не работает" у них. Или может вы что-то другое имеете ввиду?
Я под пароциклической обработкой понимаю cyclic steam stimulation, huff-and-puff, т.е. закачка пара в течение месяца или двух, потом добыча, пока дебит не упадет совсем, скорее всего несколько месяцев, потом новый цикл. Температура пласта поднимается градусов до 200. Только сетка скважин нужна плотная.

RomanK. 2181 14
Мар 10 #52

Под ПЦО понимаются циклически проводимые обработки забоев скважин паром (локальная обработка на местах). Проводимая закачка теплоагента наверно проводится и в постоянном и в циклическом режимах, здесь не скажу. За такое длительное время чего только не делалось.
Пласт прогреть до 200 конечно можно, если не учитывать фактическое строение месторождения. А так по факту нуль и есть нуль.

DmitryB 487 14
Мар 10 #53

RomanK. пишет:

Под ПЦО понимаются циклически проводимые обработки забоев скважин паром (локальная обработка на местах). Проводимая закачка теплоагента наверно проводится и в постоянном и в циклическом режимах, здесь не скажу. За такое длительное время чего только не делалось.
Пласт прогреть до 200 конечно можно, если не учитывать фактическое строение месторождения. А так по факту нуль и есть нуль.


Так что это, циркуляция пара в скважине или все-таки закачка в пласт? Даже если просто циркулировать пар, термопары в этой скважине уже будут показывать какое-то повышение температуры. Нуль - это где вообще измерялась температура и как?
Ну а чтобы прогреть, как раз надо учитывать строение месторождения. А то вы как-то категорично заявляете. Факты вне контекста ничего не значат.

VIT 1124 15
Мар 10 #54

RomanK. пишет:

Пароциклические обработки (ПЦО) имеет кратковременный эффект: приехал с установкой, обдал паром, разогрел призабойную зону, откачал, уехал. В масштабах разработки осуществляемое нагнетание теплового агента в течении года (2008) повысило пластовую температуру на 0 градусов С. Коэффициент извлечения нефти по характеристикам вытеснения на конец разработки составит 0.1.
Эффекты вокруг нас smile.gif


Видел презентацию по SAGD в Канаде (где горизонтальные скважины парами одна над другой) так мне запомнилось там КИН больше 50% был. Они даже керн доставали и показывали - чистый как стеклышко. Ну это скорее периодическая закачка-добыча-закачка и т.д.

maxim 83 15
Мар 10 #55

VIT пишет:

Видел презентацию по SAGD в Канаде (где горизонтальные скважины парами одна над другой) так мне запомнилось там КИН больше 50% был. Они даже керн доставали и показывали - чистый как стеклышко. Ну это скорее периодическая закачка-добыча-закачка и т.д.


В канаде вроде SAGD процентов 50 занимает от всех МУН, так же еще в штатах широко используется этот метод.
На ряду с паровым гравитационным дренажем существую различные модификации метода закачки пара, эффективного в тех или иных условиях, таких как
Парощелочное воздействие
Химическое выпаривание и т.д.

Собираюсь в канаду в мае, как раз эти методы изучать) может че и привезу

volvlad 2256 15
Мар 10 #56

VIT пишет:

Видел презентацию по SAGD в Канаде (где горизонтальные скважины парами одна над другой) так мне запомнилось там КИН больше 50% был.

Так и есть такой КИН при SAGD +/- 5%.

maxim 83 15
Мар 10 #57

maxim пишет:

...

А каие при этом риски, вот на Русском слой ММП порядка 300 метров, вот тебе и доп затраты на оборудования wacko.gif
а наличие глин в поровой структуре приводит к снижению порового пространства и проницаемости, а так же куча технологических рисков, в общем все бы ничего если бы условия позволяли sad.gif

volvlad 2256 15
Мар 10 #58

maxim пишет:

Еще такой момент, какая плотность сетки при SAGD и на сколько дороже такие скважины чем при закачке горячей воды, ведть если по деьгам это будет существенная разница, то можно для сравнения посчитать более плотную сетку с закачкой гор. воды что скорее всего покажет довольно большого значения КИН.

Пар гораздо эффективнее горячей воды за счет latent heat.
Если вы не хотите бурить "дорогие" горизонтальные скважины, бурите тогда кучу вертикальных и качайте в них пар, а не горячую воду. Но я не уверен, что данный вариант будет эффективнее. Хотя заранее это со 100% уверенностью сказать нельзя. Считай разные варианты, оценивай, что эффективнее.

Вообще при SAGD - диаметр steam chamber до 200-250 метров, т.е. будет такое же расстояние между скважинами. И длина гориз. секции 500-1000 метров.

maxim 83 15
Мар 10 #59

V. Volkov пишет:

Пар гораздо эффективнее горячей воды за счет latent heat.
Если вы не хотите бурить "дорогие" горизонтальные скважины, бурите тогда кучу вертикальных и качайте в них пар, а не горячую воду. Но я не уверен, что данный вариант будет эффективнее. Хотя заранее это со 100% уверенностью сказать нельзя. Считай разные варианты, оценивай, что эффективнее.

Вообще при SAGD - диаметр steam chamber до 200-250 метров, т.е. будет такое же расстояние между скважинами. И длина гориз. секции 500-1000 метров.


Считать не считать тут делу не поможешь, если существуют различные технологические риски, пока не позволяющие использовать в качестве агента воздейсвтия пар высокого давления sad.gif

А считать если только экономику прикинуть в предположении что все у нас получится так как запланировали!

DmitryB 487 14
Мар 10 #60

maxim пишет:

Считать не считать тут делу не поможешь, если существуют различные технологические риски, пока не позволяющие использовать в качестве агента воздейсвтия пар высокого давления sad.gif

А считать если только экономику прикинуть в предположении что все у нас получится так как запланировали!


Послушайте Волкова, он все правильно говорит. Бурить скважину и качать в нее горячую воду - это деньги на ветер. Только пар, и чем горячее, тем лучше. По законам термодинамики, самый эффективный способ доставки тепла в пласт. Технологические проблемы с паром решены уже. Используют же.
Все дело в геологии. Она решает все. Особенно вертикальные неоднородности всякие нежелательны.
Кстати, если скоро в Калгари, могу посоветовать ресторанчики свои любимые: Milestones, Villa Firenze. Может, Unknown что посоветует.

RomanK. 2181 14
Мар 10 #61

DmitryB пишет:

Так что это, циркуляция пара в скважине или все-таки закачка в пласт? Даже если просто циркулировать пар, термопары в этой скважине уже будут показывать какое-то повышение температуры. Нуль - это где вообще измерялась температура и как?
Ну а чтобы прогреть, как раз надо учитывать строение месторождения. А то вы как-то категорично заявляете. Факты вне контекста ничего не значат.


ПЦО это закачка пара в добывающую скважину с мобильной установки, вроде так. Разогревается некоторая часть пласта, как выше писали до пяти ПЦО выдерживает скважина, потом необходим период накопления. Вроде как локальная обработка, но одна из основных способов добычи нефти. Системно проводится площадная закачка пара, но здесь много отрицательных факторов, на большую глубину трудно донести пар (есть мнение что закачивается фактически теплая вода), большой этаж нефтеносности (сейчас не скажу на что влияет), подстилается активной пластовой водой (по большому счету проводится попытка разогреть водонапорный бассеин), что еще, развитая трещиноватось и наличие суперколлекторов - в итоге закачиваемый теплоагент вылетает на забоях добывающих скважин без совершения теплообмена. Плюс к этому до сорока слоев на скважину, а это значит наличие непроницаемых прослоев, что тоже не очень хорошо, и высокая вероятность что слой тупиковый, следовательно непрогревается и всё такое.
Как температуру меряют не знаю, но меряют. За последние года не произошло нагрева пласта, то есть соблюдается баланс тепла, сколько подвели столько и отвели в воду, общая температура намного ниже чем хотелось. В течении пятнадцати лет давление держится постоянным, все попытки поднять давление ни к чему не приводят, то есть в начале отыграл упругий режим и всё. Обводненность за 90% из тысячи что ли скважин половина скважин простаивает. Пробовали огромное количество технологий, сейчас бурят три ГС, посмотрим на паровые камеры. Такое вот состояние дел по единственному (не считая Яреги) месторождению в России где ведется промышленная добыча термической нефти.
Когда говорят что первая интеллектуальная скважина была пробурена на Сахалине не верьте, первая интеллектуальная скважина была закопана здесь smile.gif
Как говорят, пациент скорее мертв чем жив, но 700 с небольшим миллионов тонн геологических запасов бросить нельзя. Прошу прощения если тон категоричен, пытаюсь писать кратко.

DmitryB 487 14
Мар 10 #62

Налицо все отрицательные факторы, которые только можно придумать. Если закачивается теплая вода, которая к тому же греет в основном пластовую воду, то конечно о чем вообще говорить. Донести пар до пласта, пожалуй, решаемая задача, но если закачивать его в воду, то опять же толка не будет. А трещины - это совсем неплохо. При циклической обработке и при SAGD некоторые специально качают пар под давлением выше давления разрыва пласта.
Другое дело, если вы пытаетесь вытеснить нефть паром в другую скважину. Это гиблое дело smile.gif

Нашел тут неплохую страничку. Так, в общих чертах: http://www.canadianenergyadvantage.com/bit...al-recovery.php

В pdf'е карта со списком проектов. Там не все термика, но тем не менее.OilSands_Projects.pdf

Unknown 1656 15
Мар 10 #63

DmitryB пишет:

Кстати, если скоро в Калгари, могу посоветовать ресторанчики свои любимые: Milestones, Villa Firenze. Может, Unknown что посоветует.

я лучше покажуsmile.gif

maxim 83 15
Мар 10 #64

Unknown пишет:

я лучше покажуsmile.gif


Да я не против, всегда за "хорошо время провести" wink.gif

Гоша 1199 15
Мар 10 #65

DmitryB пишет:

Кстати, если скоро в Калгари, могу посоветовать ресторанчики свои любимые: Milestones...


Да, был там smile.gif хорошо. хоккей заходил посмотреть вечерами.

Господа, прекращаем флудить.

Крен 10 12
Апр 10 #66

k-159 пишет:

Павлова Гора в Краснодарском крае. Первые опыты осуществлены еще Губкиным и Шейнманом на Нефтяно-Ширванском месторождении (тоже в Краснодарском крае) в 30-х годах. На Павловой горе были осуществлены именно не опыты, а полная разработка. КИН составил всего 45% плюс 15% сгорело в пласте.

А что Вы имели в виду фразой "применение, но не использование"?

"В СССР, но не в России" - и в России до сих пор применяют тепловые методы - в Роснефти, Лукойле, РИТЭКе, Татнефти и на Яреге (не знаю кто разрабатывает, наверно тоже ЛУКОЙЛ).


А где в России применяют внутрипластовое горение? Есть ли специалисты по данному направлению?

69eyes 56 13
Апр 10 #67

maxim пишет:

Кто что нибудь слышал про методы снижения вязкости заключающиеся в уменьшении тяжелых компонентов содержащихся в нефти?например микробиологическое, если такие микробы будут кушать к примеру парафинистые фрации или другие
импульстное, вибрационное или под действием токов позволяющее рабить длинные малекулярные структуры на более мелкие.

В одном журнале (То ли нефтяное хозяйство, то ли какой-то мировой журнал на русском языке) американцы делились опытом, дескать на месторождении высоковязкой нефти они пускали ток по пласту, ток шёл по пластовой воде и нагревал нефть, уменьшая её вязкость.

westa 152 13
Апр 10 #68

Крен пишет:

А где в России применяют внутрипластовое горение? Есть ли специалисты по данному направлению?


Знаю, что раньше в тюменском отделении СургутНИПИнефть была америкосовская лабораторная установка по исследованию процесса внутрипластового горения на баженовской свите. Даже несколько статей выпустили по результатам исследований. Вольф А.А. этим занимался. Интересно, что сейчас с установкой и ведутся ли исследования.....

Крен 10 12
Апр 10 #69

в этой области работаю не так давно, за это время испытал в собственной практике метод инициирования горения неглубокозалегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью (битумом), с помощью пара. На сегодня стоит задача определения фронта распространения горения. Может, кому известны эффективные способы?

DmitryB 487 14
Апр 10 #70

69eyes пишет:

В одном журнале (То ли нефтяное хозяйство, то ли какой-то мировой журнал на русском языке) американцы делились опытом, дескать на месторождении высоковязкой нефти они пускали ток по пласту, ток шёл по пластовой воде и нагревал нефть, уменьшая её вязкость.


Есть такая фишка, только чтобы прогреть достаточно далеко в пласт, надо атомную электростанцию на месторождении построить smile.gif К тому же рассольчик еще закачать для лучшей проводимости. Прогреть призабойную зону - это вполне реально. А дальше можно уже паром.

DmitryB 487 14
Апр 10 #71

Крен пишет:

в этой области работаю не так давно, за это время испытал в собственной практике метод инициирования горения неглубокозалегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью (битумом), с помощью пара. На сегодня стоит задача определения фронта распространения горения. Может, кому известны эффективные способы?

На практике или в лабе?

69eyes 56 13
Апр 10 #72

http://slil.ru/28970333 - здесь подборка нескольких статей из журналов "Нефтяное хоз-во" и "Нефтегазовые технологии". Нашёл пару-тройку статей про использование электрического тока, но к сожалению, всё для небольших глубин.

Крен 10 12
Апр 10 #73

DmitryB пишет:

На практике или в лабе?

на промысле. интересно, а в канаде решили проблему по методам контроля за фронтом?

DmitryB 487 14
Апр 10 #74

Крен пишет:

на промысле. интересно, а в канаде решили проблему по методам контроля за фронтом?


Ни в Канаде, ни где либо еще не решили эту проблему. Максимально контролируемый процесс должен получаться по технологии THAI, но это в теории. На месторождении еще только испытывается, насколько я знаю.

А на каком это промысле вы такое провернули, интересно? Я знаю людей, которые всю жизнь над этим работают. Так все-таки битум или высоковязкая нефть? Можно поподробней? По пальцам пересчитать можно такие проекты. Если я правильно вас понял...

Крен 10 12
Апр 10 #75

DmitryB пишет:

Ни в Канаде, ни где либо еще не решили эту проблему. Максимально контролируемый процесс должен получаться по технологии THAI, но это в теории. На месторождении еще только испытывается, насколько я знаю.

А на каком это промысле вы такое провернули, интересно? Я знаю людей, которые всю жизнь над этим работают. Так все-таки битум или высоковязкая нефть? Можно поподробней? По пальцам пересчитать можно такие проекты. Если я правильно вас понял...

технология THAI запатентована канадской фирмой Petrobank, по их рассказам они ее широко применяют, причем затраты окупаются. Многого не рассказывали, тем более по методам контроля. В технологии есть неясный момент, например, как они ограничивают приток флюида в выработанной части пласта, вскрытого горизонтальным стволом.

Битум или вязкая нефть - это вопрос терминологии и ... налогообложения. Появились льготы при добыче высоковязкой нефти - переименовали битумы в нефти.

"Провернуть" удалось за счет широко известного способа инициирования ВГ с помощью водяного пара. Проектов мало, согласен, в этом и трудность сегодняшнего положения - зажигать умеем, а контролировать и управлять процессом - нет. Вот и приходится искать чужой опыт.

Крен 10 12
Апр 10 #76

69eyes пишет:

http://slil.ru/28970333 - здесь подборка нескольких статей из журналов "Нефтяное хоз-во" и "Нефтегазовые технологии".

Спасибо за материалы! Правда, некоторые файлы не открываются

DmitryB 487 14
Апр 10 #77

Крен пишет:

технология THAI запатентована канадской фирмой Petrobank, по их рассказам они ее широко применяют, причем затраты окупаются. Многого не рассказывали, тем более по методам контроля. В технологии есть неясный момент, например, как они ограничивают приток флюида в выработанной части пласта, вскрытого горизонтальным стволом.

Битум или вязкая нефть - это вопрос терминологии и ... налогообложения. Появились льготы при добыче высоковязкой нефти - переименовали битумы в нефти.

"Провернуть" удалось за счет широко известного способа инициирования ВГ с помощью водяного пара. Проектов мало, согласен, в этом и трудность сегодняшнего положения - зажигать умеем, а контролировать и управлять процессом - нет. Вот и приходится искать чужой опыт.


По-моему, разница существенная. Высоковязкая нефть в пластовых условиях мобильна, битум - нет. Можно переименовывать что угодно во что угодно, только флюидам в пласте на это наплевать. От этого битум мобильным не станет.

Вот и я о том же, что дело-то нехитрое. Самое сложное - это заинтересовать менеджмент, получить разрешение. Никто связываться пока с процессом внутрипластового горения не хочет. В том числе большинство канадских компаний. Petrobank себя хорошо рекламирует. По их словам у них все сказочно там, a как на самом деле - неизвестно.

maxim 83 15
Апр 10 #78

DmitryB пишет:

По-моему, разница существенная. Высоковязкая нефть в пластовых условиях мобильна, битум - нет. Можно переименовывать что угодно во что угодно, только флюидам в пласте на это наплевать. От этого битум мобильным не станет.

Вот и я о том же, что дело-то нехитрое. Самое сложное - это заинтересовать менеджмент, получить разрешение. Никто связываться пока с процессом внутрипластового горения не хочет. В том числе большинство канадских компаний. Petrobank себя хорошо рекламирует. По их словам у них все сказочно там, a как на самом деле - неизвестно.


Согласен, и если так дальше наше руководство думать будет не видать нам хороших значений КИНов...будем качать то да се, а реально дело до конца довести никто не сможет, если уж что-то делать то делать это основательно и до конца, а не так чтобы абы как лишь бы что-то сделать.

DmitryB 487 14
Апр 10 #79

maxim пишет:

Видел я эту установку, она вроде чендлеровская, а кернодержатель они сами сделали, конечно эта установка является уникальной, но проводить исследования на ней практически невозможно, есть довольно существенные минусы, не позволяющие оценить процесс воздействия. Какие-то параметры получить удается, но я вот сомневаюсь что там присутствует стабильный фронт горения....да и вообще скоро эта установка у утиль пойдет, хотя и стоит больше 2-х млн $.
На 2008 год в мире действующих проектов по горению 4, нашел только их, может и больше, причем в Румынии более 10 лет уже идет этот процесс, все проекты реализуются под руководством Канадских научных центров.

Bellevue -США
Suplacu de Barcau - Румыния
Santhal and Balol - Индия

источники:
1 Oil & Gas Journal / Apr.21, 2008
2 DOE, In-Situ combustion Handbook – Principles and Practice, / Nov, 1998, Partha S.Sarathi
3 JCPT, Current Status of Commercial In Situ Combustion Projects Worldwide / Nov. 2007 Vol. 46, No. 11
Согласен, и если так дальше наше руководство думать будет не видать нам хороших значений КИНов...будем качать то да се, а реально дело до конца довести никто не сможет, если уж что-то делать то делать это основательно и до конца, а не так чтобы абы как лишь бы что-то сделать.


Горение также было применено в 60-х на месторождении Battrum в Саскечеване, в 80-х на месторождении Каражанбас в Казахстане, и на месторождении Morgan в районе Ллойдминстера в Альберте в 80-90-х годах. Про Морган можете почитать статьи SPE. Также еще было применено горение на мест. Балахани в Азербайджане, Videle в Румынии и Balaria, тоже в Румынии. В США: W. Newport, Lost Hills, Midway Sunset, S. Belridge, Bellevue, Forest Hill, Brea Olinda.

Крен 10 12
Апр 10 #80

DmitryB пишет:

Высоковязкая нефть в пластовых условиях мобильна, битум - нет.

Это ваша классификация среди как минимум десятка других. Мне же известны примеры конкретных месторождений, не менее 20 лет считавшихся битумными, как вдруг после изменений в Налоговом Кодексе ставших нефтяными с высокой вязкостью флюидов.

Крен 10 12
Апр 10 #81

DmitryB пишет:

От этого битум мобильным не станет.

Битум - хоть и неньютоновская, но все жидкость, и при определенных депрессиях тоже течет.

Крен 10 12
Апр 10 #82

DmitryB пишет:

Горение также было применено в 60-х на месторождении Battrum в Саскечеване, в 80-х на месторождении Каражанбас в Казахстане, и на месторождении Morgan в районе Ллойдминстера в Альберте в 80-90-х годах. Про Морган можете почитать статьи SPE. Также еще было применено горение на мест. Балахани в Азербайджане, Videle в Румынии и Balaria, тоже в Румынии. В США: W. Newport, Lost Hills, Midway Sunset, S. Belridge, Bellevue, Forest Hill, Brea Olinda.

А как же Канада с их технологией THAI? Где-то ведь ее применяют?

DmitryB 487 14
Апр 10 #84

Крен пишет:

Битум - хоть и неньютоновская, но все жидкость, и при определенных депрессиях тоже течет.


Холодным способом добывают высоковязкую нефть с вязкостью несколько тысяч cP.
Битум с вязкостью в сотни тысяч или даже полтора миллиона cP ничем не выкачивается, к сожалению.

Крен 10 12
Апр 10 #85

DmitryB пишет:

Насколько я знаю, только Petrobank. Вот ссылочка: http://www.youroilandgasnews.com/petrobank...ions_44198.html

спасибо за ссылку. к сожалению, минимум технических деталей, в большинстве только планы

maxim 83 15
Апр 10 #86

DmitryB пишет:

Горение также было применено в 60-х на месторождении Battrum в Саскечеване, в 80-х на месторождении Каражанбас в Казахстане, и на месторождении Morgan в районе Ллойдминстера в Альберте в 80-90-х годах. Про Морган можете почитать статьи SPE. Также еще было применено горение на мест. Балахани в Азербайджане, Videle в Румынии и Balaria, тоже в Румынии. В США: W. Newport, Lost Hills, Midway Sunset, S. Belridge, Bellevue, Forest Hill, Brea Olinda.


Я имел в виду те что на данный момент действующие (на 2008),
Спасибо Dmitry, думаю информацию посмотреть можно.

k-159 294 14
Апр 10 #87

Крен пишет:

А где в России применяют внутрипластовое горение? Есть ли специалисты по данному направлению?


В России горение вроде в Татарии пробовали на Мордово-Кармальском месторождении. Обратитесь в ТатНИПИнефть, они занимаются этим.

А в СССР несколько проектов по горению было, почти все проводило НПО "Союзтермнефть" (оно же ОАО "РосНИПИтермнефть"), сейчас такой конторы нет, а в правоприемнице почти никого не осталось из специалистов по этому делу, да и из архивов все куда-то подевалось...

Вспомнил - акадэмик Боксерман же занимался многия лета свои изучением горения, щас он советник ген.директора Зарубежнефти вроде

Страницы

Go to top