ASP flooding

Bugkon 24 3
Мар 14 #1

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:

  1. Причины отсутствия работ в России;
  2. Если работы проводились, то возможно кто-то может поделиться результатам или хотя бы указать направление куда копать, с кем пообщаться;
  3. Порекомендуете где можно прочитать обобщенную инфу по данной технологии;
  4. Есть ли российские компании, выполняющие такие работы.

Спасибо.

Инженер 175 9
Мар 14

1. Нефть нужна сейчас, нефть которая будет не скоро не интересуют российские НК, стоит это дорого

4. На Салыме закачивают)

Bugkon 24 3
Мар 14

Так понимаю Салым Петролеум это кошелек, а кто подрядчик?

Хотелось влезть в теорию.

Eugene 519 10
Мар 14

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

 

 

DimA1234 246 10
Мар 14

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/.

Гоша 1092 10
Мар 14

1. Химия в масштабах пласта - это очень дорого и очень рисковано. Возможно, у китайцев она дешевле, раз уж они делают? 

DimA1234 246 10
Мар 14

Гоша пишет:

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?

Kolos 200 9
Мар 14

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.

DimA1234 246 10
Мар 14

Kolos пишет:

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.

Kolos 200 9
Мар 14

 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.

VIT 1043 10
Мар 14

Kolos пишет:

 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.

Рушан 290 10
Мар 14

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

Bugkon 24 3
Мар 14

VIT пишет:

Kolos пишет:

 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.

Не про это случайно говорите: http://energy.gov/articles/using-innovative-technique-retrieve-oil-lawre...

Bugkon 24 3
Мар 14

Kolos пишет:

 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.

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.

Bugkon 24 3
Мар 14

DimA1234 пишет:

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/.

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

DimA1234 246 10
Мар 14

Bugkon пишет:

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.

albinos 31 10
Мар 14

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. 

DimA1234 246 10
Мар 14

albinos пишет:

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?

albinos 31 10
Мар 14

DimA1234 пишет:

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.

Eugene 519 10
Мар 14

Есть вот такая софтина для оценки перспектив МУН SWORD

VIT 1043 10
Апр 14

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.

beliyYAR 98 9
Апр 14

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).

Oil_man 13 7
Апр 14

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.

DimA1234 246 10
Апр 14

Oil_man пишет:

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?

Oil_man 13 7
Апр 14

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.

Oil_man 13 7
Апр 14

~~«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/

AGA 694 5
Апр 14

Oil_man пишет:

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.

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 =)

Гоша 1092 10
Апр 14

AGA пишет:

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.

AGA 694 5
Апр 14

Гоша пишет:

AGA пишет:

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 =)

 

Гоша 1092 10
Апр 14

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.

helgibh 59 5
Апр 14

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. 

Рушан 290 10
Апр 14

Кому может быть интересно - SPE 169157 теперь доступно на onepetro.org

Go to top