Зарегистрирован: 20.07.2006 Сообщения: 6 Откуда: РФ
Добавлено: Чт Июл 20, 2006 13:17 Заголовок сообщения: Оценка перспектив методов третичной разработки в РФ
Недавно столкнулась с нефтехимом и пытаюсь оценить стратегические перспективы ГДР, Теплового метода,Химического метода, Газового метода и Микробиологического. Но найденая в СМИ информация довольно противоречива: с одной стороны ГРД наиболее массовый метод и оценивается многими экспертами как наиболее перспективный, с другой стороны дебет при ГДР имеет тенденцию к снижению уже через 2-3 недели после проведения мероприятий. Все остальные методы насколько мне удалось выяснить являются все-таки экзотикой для РФ. Хотелось бы узнать мнение людей "В ТЕМЕ" и обсудить этот вопрос.
Зарегистрирован: 24.04.2005 Сообщения: 1979 Откуда: Москва
Добавлено: Пт Июл 21, 2006 00:32 Заголовок сообщения: Re: Оценка перспектив методов третичной разработки в РФ
Наташа писал(а):
Недавно столкнулась с нефтехимом и пытаюсь оценить стратегические перспективы ГДР, Теплового метода,Химического метода, Газового метода и Микробиологического. Но найденая в СМИ информация довольно противоречива: с одной стороны ГРД наиболее массовый метод и оценивается многими экспертами как наиболее перспективный, с другой стороны дебет при ГДР имеет тенденцию к снижению уже через 2-3 недели после проведения мероприятий.
ГДР - это гидроразрыв пласта? Пожалуй, действительно один самых популярных способов увеличения дебита.
Очень много зависит от того, насколько хорошо спланировано и рассчитано мероприятие и насколько хорошо подобран пропант.
Наташа писал(а):
Все остальные методы насколько мне удалось выяснить являются все-таки экзотикой для РФ.
Методик много. Пробовали даже проводить небольшие подземные ядерные взрывы.
ГДР это и есть ГРП- извиняюсь за словоблудие%)))
А нельзя поподробнее от каких характеристик пропанта зависит эффективность ГРП. И как Вы считаете: какой пропант предпочтительнее для ГРП- покрытый или простой?
ГРП - гидроразрыв пласта, про аббревиатуру ГДР никогда не слышал. ГРП делятся на проппантные и кислотные. Проппант это мелкие шарики, которыми забивается трещина дабы это трещина не сузилась под воздействием пластового давления. При кислотном ГРП роль расширителя трещины играет кислоты которая выгрызает пласт около трещины. Чем больше проппантные шарики по диаметру тем больше проницаемость трещины ну и соответственно дебит скважины. В формуле Дарси это увеличение отражается в скин-факторе (обычно шлюмберже достигает скин-фактора -4.7). Если шарики покрытые ( то бишь обрезиненые) , то они менее подвержены разрушению, соотвественно ГРП более эффективно, но такой проппант дороже обычного.
То что эффект от ГРП недолговечен это зависит от факторов, влияющих на дебит скважины. Например при водоплавающей залежи резкое увеличение дебита может вызвать подтягивание воды к перфорации , соотвественно быстрый прорыв воды и дебит нефти будет резко падать, при увеличенном дебите общей жидкости (нефть+вода). Еще если нет эффективной поддержки пластового давления (закачка воды, газа), то увеличение дебита приводит к уменьшению пластового давления, то есть депресии на скважину, что тоже влияет на уменьшение дебита. Также при некачественном ГРП трещина может просто схлопнуться (через два-три недели) и дебит естественно упадет. Так что выбирайте грамотных подрядчиков (я например работаю в Halliburton) )
А что, есть из кого выбирать? БиДжи, Шлюмбера, Халлибуртон. И всё...
Моё скромное мнение: бурите скважины на правильном растворе, обеспечьте жесткий контроль за параметрами раствора в момент вскрытия пласта, и будет вам счяяястье.
Потому как о методах повышения н/отдачи можно будет позабыть за ненадобностью.
А что, есть из кого выбирать? БиДжи, Шлюмбера, Халлибуртон. И всё...
А российских сервисных компаний совсем не осталось? Или они работают по долгосрочным договорам с ВИНКами?
"Сургутнефтегазу" ведь явно не Шлюмбера и Халлибуртон бурят!
Фракмастер вообще-то был буржуйский. Был... Потому что его уже нет.
Цитата:
Филорам.
Про этого ничего не скажу. Первый встречаю.
Цитата:
а почему интенсификация отомрет за ненадобностью?
Если грамотно вскрыть пласт, не нарушив его коллекторские свойства в призабойной зоне ,грамотно зацементировать эксплуатационную колонну, интенсификация (ГРП, кислотка и т.д.) просто физически будет не нужна, т.к. мы получим абсолютно чистый, не загрязненный технологическими жидкостями пласт, который с первых минут будет работать с максимальной производительностью. Эти технологии стоят дорого. Довольно дорого. Но, как известно, скупой платит дважды. И сэкономив на этапе строительства скважины, эксплуатирующая компания вынуждена переплачивать на порядок больше, чтобы вывести производительность скважины на запланированный уровень. И не факт, что этот уровень будет достигнут при интенсификации добычи.
Всё вышесказанное относится к интенсификации в призабойной зоне пласта, т.к. работы по воздействию на весь пласт в целом (исключение высокопроницаемых промытых областей, закачка высоковязких полимерных пачек, изменение направления фильтрации и т.д) придется проводить согласно плану разработки, в любом случае.
"Сургутнефтегазу" ведь явно не Шлюмбера и Халлибуртон бурят!
В данный момент у меня нет дипломатических отношений с сотрудниками Сургутнефтегаза, не у кого спросить, но по прошлому году могу сказать, что Сургутнефтегаз является своеобразным заповедником на территории России. Они в большинстве случаев прекрасно обходятся своими силами, в то время как остальные нефтяные компании практикуют привлечение сервисных компаний для выполнения ответственных операций. Сервисные компании привлекаются только на очень сложные проекты. Но таких обьемов работ мало. Это просто такая стратегия управления, не очень эффективная на мой взгляд, но всё же позволяющая снизить эксплуатационные затраты на разработку месторождения. Еще раз напоминаю - это по прошлым годам. Сейчас вполне могло всё измениться...
Хм, если грамотно вскрыть пласт, то скин-фактор в идеале будет 0, может -1 при мощной перфорации, ГРП же позволяет сделать скин -4.7, -6.3. Что в разы увеличивают добычу.
То что эффект от ГРП недолговечен это зависит от факторов, влияющих на дебит скважины. Например при водоплавающей залежи резкое увеличение дебита может вызвать подтягивание воды к перфорации , соотвественно быстрый прорыв воды и дебит нефти будет резко падать, при увеличенном дебите общей жидкости (нефть+вода). Еще если нет эффективной поддержки пластового давления (закачка воды, газа), то увеличение дебита приводит к уменьшению пластового давления, то есть депресии на скважину, что тоже влияет на уменьшение дебита. Также при некачественном ГРП трещина может просто схлопнуться (через два-три недели) и дебит естественно упадет.
Кроме того, трещина может задеть водоносный пласт со всеми вытекающими.
)
