Upload
others
View
6
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
HIDRAULIČKO FRAKTURIRANJE U
HRVATSKOJ:
Jučer, danas, sutra
Prof. dr. sc. Marin Čikeš
Iz predgovora četvorice
predsjednika SPE-a
• “… naš stav je da je nafta (i plin i ugljen), navedena kao fosilno gorivo, imala izrazito povoljan utjecaj na moderno društvo i da će se taj utjecaj nastaviti još desetljećima.”
• “Nismo protiv alternativnih izvora energije kao što su vjetar, sunčeva energija, biogoriva i slično. Ali je neodgovorno sugerirati da ovi izvori energije mogu zamijeniti čak i mali dio energije fosilnih goriva u bliskoj budućnosti, ako se to ikad i dogodi.”
Iz predgovora četvorice
predsjednika SPE-a
• “Mi ne možemo razumjeti zašto političari i novinski komentatori prezentiraju kao činjenice stvari koje se jednostavno ne mogu dogoditi. Ovo uključuje izjave da će sunčeva energija činiti 20% svjetske energije za 20 godina ili da će vjetar igrati istu ulogu čak i ranije. Nijedan od ovih izvora energije ne može činiti više od nekoliko postotaka svjetske energije u sljedećih 20 godina.”
• “ … U međuvremenu, nafta i plin su na raspolaganju.”
Višestruko frakturirana horizontalna bušotina –
komplementarnost dviju tehnologija
Višestruke radijalne frakture
Shema iniciranja i napredovanja pukotine
Utiskivanje podupirača u pukotinuPodupirač:
– Kvarcni pijesak;
– Smolom obloženi kvarcni pijesak;
– Keramička zrnca (ISP);
– Sinterizirani boksit (HSP).
Shematski
prikaz
površinske
opreme za
izvođenje
hidrauličkog
frakturiranja
Fotografija
površinske
opreme pri
izvođenju
masivnog
frakturira-
nja
Fotografije frakturiranja u knjizi “Hrvatski naftaši”
Naprezanja u ležišnim stijenama• Jedan od najvažnijih
parametara, koji utječu na geometriju, orijentaciju (vertikalno/horizontalno) i azimut hidraulički stvorene pukotine, jest in-situ naprezanje (napon), kako u ležišnim tako i u pokrovnim i podinskim stijenama.
• Opće stanje naprezanja u podzemlju određeno je s tri glavne, međusobno okomite i nejednake komponente, sx, sy, sz.
• Vertikalna komponenta, sz, predstavlja geostatički tlak, koji se može izračunati integriranjem gustoće, r, pokrovnih stijena od površine Zemlje do dubine ležišne stijene:
• Tipične vrijednosti vertikalnog naprezanja u sedimentnim bazenima kreću se u području 23 do 25 kPa/m.
Vertikalna pukotina
okomita na najmanje
naprezanje
Vertikalna pukotinaHorizontalna pukotina -
ograni~ena ve}im- vertikalno naprezanje
naprezanjima umanje od lateralnog
pokrovnim i
podinskim stijenama
DULJINA PROPORCIONALNA NAPREZANJU
s
s
s
z
y
x
s
s
s
z
y
x
0
( )
H
z h gdhs r
Naprezanja u ležišnim stijenama• Pretpostavljajući
linearnu elastičnost
ležišnih stijena,
horizontalne
komponente
naprezanja, sx, sy, određene su
jednadžbama:
• gdje je n Poissonov koeficijent, p
ležišni (porni) tlak, a sEnaprezanje prouzročeno
vanjskim utjecajima, kao što su
tektonski poremećaji, termalni
efekti itd.
Vertikalna pukotina
okomita na najmanje
naprezanje
Vertikalna pukotinaHorizontalna pukotina -
ograni~ena ve}im- vertikalno naprezanje
naprezanjima umanje od lateralnog
pokrovnim i
podinskim stijenama
DULJINA PROPORCIONALNA NAPREZANJU
s
s
s
z
y
x
s
s
s
z
y
x
1 x
x z Ep pn
s s sn
1 y
y z Ep pn
s s sn
O rizicima pri frakturiranju – u knjizi …
KGD model hidraulički stvorene pukotine• Na temelju jednadžbi
klasične mehanike stijena, razvijen je primjenjivi model, poznat pod akronimom KGD(Kristijanovič-Geertsma-de Klerk), pretpostavljajući horizontalno ravninsko stanje deformacije.
• Dakle, oblik pukotine ne ovisi o njenoj vertikalnoj poziciji, zbog čega ni širina pukotine nije funkcija njene visine, pa imamo pukotinu konstantne visine, pravokutnog uzdužnog presjeka u vertikalnoj ravnini (Slika).
• Ovakav model dobro opisuje slučaj kad je visina pukotine veća od njene duljine.
PKN model hidraulički stvorene pukotine• Ako se x zamijeni sa z, a
2L s hf, imamo slučaj vertikalne ravninske deformacije, u ravnini okomitoj na smjer napredovanja pukotine, što predstavlja osnovicu za PKN model (Perkins, Kern, Nordgren).
• Takav je slučaj u vertikalno ograničenim zonama, gdje je visina pukotine manja od njene duljine.
• Budući da nema vertikalnog protoka fluida tlak je jednoliko raspoređen po visini pukotine, pa jednadžba širine pukotine glasi:
2
21 2( ) 1 (0) 1 2
f
f
f
h p zw z w z h
G h
n
Simulacija hidrauličkog frakturiranja:
Fracture Width Contours (EOJ)
Fracture Width Contours (Closure)
Concentration/Area (Closure)
Fracture Conductivity (Closure)
Perfs
T2
T1
Temperature profiles after pre-treatment test
GR
SP
RT
Temperature log after calibration treatment
SP
RT
Temp. 3.5h
Temp. 5.5h
Perfs.
Perf.
T2
T1
GR
SP
SW
Temperaturni profil nakon hidrauličkog loma
Ustaljeni radijalni protok
• Neoštećena
bušotina, ks=k:
• Oštećena
bušotina, ks
Frakturirana bušotina – ustaljeni protok• Pseudoradijalni
protok:
• Ako je:
• Tada je: • Pa je omjer indeksa
proizvodnosti:
.
2
lnst
e
w
khJ
rB
r
100f
fD
f
k wC
kL
.
ln
ln0,5
e
st w
e
f
r
J r
rJ
L
0,5
ln 0,5
w f
f w
r L
s L r
Frakturirana bušotina – poluustaljeni protok
Frakturirana bušotina – neustaljeni protok
Frakturirana bušotina – tipske krivulje
Production Simulators
In real cases, a modern finite-difference reservoir simulator is
preferable for productivity analysis. Generally, such
simulator cover two different cases,
Constant production rate;
Constant flowing pressure;
and three different reservoir models,
Infinite reservoir;
Finite reservoir with closed outer boundary;
Finite reservoir with constant pressure at outer
boundary;
Production Simulation Example
Well Model: Fractured Well/Infinite Reservoir
Dimensionless Conductivity: 10
Propped Fracture Length: 87.5 (m)
Net Pay Zone Height: 10 (m)
Initial Reservoir Pressure: 230 (bar)
Reservoir Permeability: 1 (md)
Reservoir Porosity: 10 (%)
Reservoir Fluid Viscosity: 0.24 (cp)
Wellbore Skin Factor: 10
Začetci tehnologije HF-a u Hrvatskoj
• Na teorijskom planu, proces hidrauličkog frakturiranja nazočan je u Hrvatskoj prilično dugo. Naime, ubrzo nakon objavljivanja njegovog prvog izvođenja, 1947. godine u SAD-u,
J.B. Clark: "A Hydraulic Process for Increasing the Productivity of Wells", Transactions of AIME (1949), 186.,
• proces hidrauličkog frakturiranja opisan je i u hrvatskoj naftnoj literaturi:
J. Vučković: "Stvaranje raspuklina u slojevima", Nafta 9, rujan 1954.,
L. Berdon: "Sand-oil frac", Nafta 12, prosinac 1954.,
V. Peroš: "Sredstva koja se primjenjuju kod hidrauličkog stvaranja raspuklina u slojevima", Nafta 2, veljača 1957.
Početci primjene HF-a u Hrvatskoj
• Prvi pokušaji praktične primjene ovog procesa također su opisani u literaturi, i prezentirani na simpozijima:
L. Berdon: "Frakturiranje slojeva u Lendavi", Nafta 6, lipanj 1957.,
J. Szabo, A. Ivaniš, R. Holub: "Hidrauličko razdiranje stijena s visokim slojnim pritiscima i visokim temperaturama u ležištu Petišovci", Simpozij o razradi ležišta i pridobivanju nafte i plina, Cavtat, 18.-22. listopada 1976.
• No, sve do osamdesetih godina to su bile rijetke operacije, bez značajnijih rezultata:
Ž. Škrinjar, Z. Nađaković, B. Lončarić, M. Čikeš, M. Režek: "Tehnički problemi izvođenja specijalnih rudarskih radova u bušotinama istočne Slavonije", DIT 10, lipanj 1982.
Znanstveni i stručni napredak• Nekoliko znanstvenih radova s početka osamdesetih godina
svjedoči o zavidnom stručnom znanju u hrvatskoj naftnoj industriji:
K. Jelić: "Određivanje smjera frakturiranja u bušotini Klo-21", Zbornik radova R-G-N fakulteta Sveučilišta u Zagrebu, u povodu 40 god. rada 1939-1979., Zagreb, 1979.,
B. Molak: "Hidrauličko razdiranje stijena - veća proizvodnja nafte i plina, I-III", Nafta 12, prosinac 1979., Nafta 1, siječanj 1980., Nafta 2, veljača 1980.,
M. Čikeš, J. Papo: "Gibanje i raspored podupirača u vertikalnoj pukotini", Nafta 34 (1), siječanj 1983.,
M. Čikeš: "Opći pristup projektiranju masivnog hidrauličkog frakturiranja", IV. Jadranski susret naftaša, Cavtat, 14.-17. listopada 1985.,
M. Čikeš, J. Papo: "Simuliranje procesa hidrauličkog frakturiranja stijena-ležišta nafte i plina", VIII. Međunarodni simpozij "Kompjuter na sveučilištu", Cavtat, 12.-15. svibnja 1986.; Nafta39 (7-8), srpanj-kolovoz 1988.
Operativna ograničenja
• Međutim, slaba opremljenost hrvatske naftne industrije
radnim sredstvima i popratnom mjernom tehnikom,
uzrokom su skromnih rezultata, a time i nedostatne,
pa i neadekvatne, primjene ovog procesa.
• Naime, sva dotadašnja frakturiranja izvedena su s
nedostatnim obujmom fluida i premalim protokom, uz
izrazito malu koncentraciju, pa dakle i ukupnu masu
podupirača, što je sve skupa, najčešće, rezultiralo
kratkom, vrlo slabo vodljivom pukotinom.
• S druge pak strane, izostanak značajnijih rezultata
stvorio je nepovjerenje prema ovom procesu što je
sužavalo izbor bušotina-kandidata za hidrauličko
frakturiranje na zaista najlošije.
Prekretnica• U tom smislu, prekretnicom se može smatrati 1985. godina, kada je, uz
angažman inozemne usluge, frakturirana plinsko-kondenzatna bušotina Kal-5alfa, te, unatoč iznimno teškim ležišnim uvjetima, polučen izvrstan rezultat:
M.J. Economides, M. Čikeš, H. Pforter, T.H. Udick, P. Uroda: "The Stimulation of a Tight, Very-High-Temperature Gas-Condensate Well", Unconventional Gas Technology Symposium, Louisville, SAD, 18.-21. svibnja, 1986., rad br. SPE 15239; SPE Formation Evaluation, ožujak 1989.
• Nakon toga slijedi nekoliko serija takvih poslova koji su dobrim dijelom opisani u domaćoj i stranoj literaturi:
B. Omrčen, I. Ibrahimpašić, B. Lončarić: "Svladavanje složenih prirodnih zapreka u funkciji iskorištavanja ležišta ugljikovodika u dubokom Panonu", Nafta 38 (11-12), studeni-prosinac 1987.
M. Čikeš: "Mogućnost povećanja pridobivih rezervi ugljikovodika primjenom postupka MHF", Konferencija "Strategija znanstveno-tehnološkog razvoja u geologiji, rudarstvu i metalurgiji", Opatija, 26.-28. listopada 1988.
M. Čikeš, M.J. Economides: "Fracturing of High-Temperature, Naturally Fissured, Gas-Condensate Reservoirs", 1990 SPE European Petroleum Conference, Hag, Nizozemska, 22.-24. listopada, 1990., rad br. SPE 20973; SPE Production Engineering, svibanj 1992.
M. Čikeš: "Long-Term Hydraulic Fracture Conductivities Under Extreme Conditions", EUROPEC'96, SPE European Petroleum Conference, Milano, Italija, 22.-24. listopada, 1996., rad br. SPE 36878; SPE Production & Facilities, studeni 2000.
Rezultati• Kroz to vrijeme poboljšana je i opremljenost domaće
industrije, pa je glavnina poslova nakon 1989. godine
izvedena uz minimalno ili nikakvo angažiranje strane
opreme.
• Također, od tada počinje i sustavno praćenje
ostvarenih proizvodnih rezultata.
• U nastavku je dan usporedni prikaz proizvodnih
parametara prije i poslije hidrauličkog frakturiranja u
plinskim, odnosno plinsko-kondenzatnim i naftnim
bušotinama.
• Prikupljeni podaci odnose se na razdoblje od 1985.
god. do lipnja 1994., za koje je razdoblje dana i
kumulativna proizvodnja plina, kondenzata i nafte.
Podatci …
Podatci …
Rezultati hidrauličkih frakturiranja u
Hrvatskoj, obrađeni u doktorskoj
disertaciji
"Mogućnost povećanja pridobivih
zaliha ugljikovodika primjenom
postupka hidrauličkog frakturiranja“
(M. Čikeš, veljača 1995., R-G-N
fakultet Sveučilišta u Zagrebu)
REZULTATI HIDRAULI^KIH FRAKTURIRANJA PLINSKIH BU[ OTINA U REPUBLICI HRVATSKOJ
DNEVNA PROIZVODNJA PLINA I KONDENZATA (m3/d) KUMULATIVNA PROIZV.
DATUM BU[ OTINA PRIJE FRAKTURIRANJA POSLIJE FRAKTURIRANJA OMJER LIPANJ, 1994. DO VI/94. (m3)
H.F. PLIN KOND. PLIN KOND. I.P. PLIN KOND. PLIN KOND.
V. 1985. Kal-5alfa 2,696.00 3.50 50,269.00 25.10 15.80 - - 8.46E+06 4,520.00
VIII. 1986. Kal-3 14,044.00 8.60 135,420.00 115.50 103.00 28,622.00 24.90 2.66E+08 234,000.00
VIII. 1986. Mol-15 125,700.00 9.30 441,974.00 37.00 10.90 121,500.00 10.70 3.26E+08 27,600.00
VIII. 1986. Mol-26 5,000.00 0.40 21,100.00 1.90 4.20 - - - -
XII. 1986. Ok-34 12,860.00 7.50 79,770.00 14.90 10.00 39,500.00 7.60 1.42E+08 38,000.00
X. 1987. StG-1 40,257.00 44.30 134,793.00 137.00 6.70 26,274.00 28.10 1.06E+08 112,000.00
X. 1987. Mol-23 5,800.00 0.40 38,600.00 3.10 8.20 - - - -
XI. 1987. Ok-23 10,857.00 1.40 23,853.00 2.00 3.60 16,800.00 2.30 3.35E+07 8,130.00
VI. 1989. StG-2 2,351.00 1.60 52,527.00 67.30 131.40 - - - -
VII. 1989. Kal-11 79,320.00 53.70 179,500.00 104.80 6.60 8,600.00 7.10 1.45E+08 124,000.00
VII. 1989. Mol-25 166,670.00 11.90 253,200.00 16.90 4.40 325,600.00 23.60 3.51E+08 27,700.00
VII. 1989. Mol-31 35,700.00 0.90 105,250.00 8.70 12.60 73,700.00 4.30 1.50E+08 10,100.00
XI. 1989. OkD-3 15,989.00 2.40 35,731.00 11.30 3.20 19,800.00 6.60 2.98E+07 11,800.00
VI. 1990. Ok-53alfa 4,599.00 2.00 23,980.00 7.70 76.50 14,900.00 5.30 1.21E+07 4,020.00
VII. 1990. Kal-14 51,322.00 31.10 159,551.00 113.70 5.50 60,189.00 34.00 1.30E+08 84,200.00
XI. 1990. StG-5 37,778.00 34.90 55,551.00 78.10 3.60 - - 2.17E+06 2,300.00
XI. 1990. StG-6 94,461.00 103.80 140,537.00 154.00 8.00 70,105.00 74.80 6.38E+07 67,800.00
XII. 1990. Ok-36alfa 4,000.00 1.40 55,828.00 20.00 170.50 87,700.00 33.10 4.94E+07 21,800.00
X. 1992. Ok-55 5,000.00 2.10 77,833.00 18.10 36.70 - - - -
III. 1994. Ok-57 36,645.00 18.70 171,682.00 51.40 11.80 - - - -
UKUPNO 751,049.00 339.90 2,236,949.00 988.50 893,290.00 262.40 1.81E+09 777,970.00
SREDNJA VRIJEDNOST 15,016.50 5.50 78,801.50 22.55 9.10 39,500.00 10.70 1.06E+08 27,600.00
PROSJE^NA VRIJEDNOST 37,552.45 17.00 111,847.45 49.43 31.66 68,714.62 20.18 1.21E+08 51,864.67
REZULTATI HIDRAULI^KIH FRAKTURIRANJA NAFTNIH BU[ OTINA U REPUBLICI HRVATSKOJ
PROIZVODNJA NAFTE PRIJE H.F. PROIZVODNJA NAFTE POSLIJE H.F - DO VI/94.
DATUM BU[ OTINA VRIJEME KUMULATIVNA DNEVNA (m3/d) VRIJEME KUMULATIVNA DNEVNA (m3/d)
H.F. (GOD.) (m3) PROSJE^ NA PRIJE H.F. (GOD.) (m3) PROSJE^ NA POSLIJE H.F. VI/94.
X. 1989. OK-14alfa 3.00 1,866.00 1.70 0.00 4.50 34,800.00 21.19 47.50 15.30
X. 1989. Ok-21alfa 4.00 5,790.00 3.97 0.00 4.50 9,110.00 5.55 24.70 1.20
XII. 1989. @u-261 0.00 0.00 0.00 1.00 4.40 14,790.00 9.21 7.80 14.50
XII. 1989. @u-266 0.00 0.00 0.00 0.80 4.40 20,790.00 12.95 14.80 9.10
I. 1990. Ok-9 14.00 23,366.00 4.57 0.00 4.30 8,670.00 5.52 21.20 1.70
I. 1990. Ok-10 11.00 48,319.00 12.03 0.00 4.30 5,790.00 3.69 16.20 1.50
XII. 1990. @u-271 0.00 0.00 0.00 1.50 3.40 10,830.00 8.73 10.90 5.50
XII. 1990. @u-270 0.00 0.00 0.00 1.20 3.40 8,960.00 7.22 8.60 5.20
XII. 1990. @u-127 11.50 4,854.00 1.16 1.20 3.40 3,640.00 2.93 5.10 1.40
VI. 1991. Jam-76alfa 4.50 1,037.00 0.63 0.00 2.60 2,640.00 2.78 10.00 1.50
VI. 1991. Bl-13 16.80 12,782.00 2.08 0.90 3.00 11,860.00 10.83 25.10 8.50
III. 1992. Bl-17 0.00 0.00 0.00 0.80 2.10 2,240.00 2.92 8.70 1.40
IV. 1992. @u-257 0.00 0.00 0.00 2.00 2.10 8,640.00 11.27 16.80 10.20
IV. 1992. @u-253 4.50 3,800.00 2.31 0.00 2.10 216.00 0.28 1.20 0.40
IV. 1992. Bn-40 33.00 11,495.00 0.95 0.00 2.10 4,870.00 6.35 14.50 3.30
I. 1993. Cr-12 0.00 0.00 0.00 3.50 0.80 2,430.00 8.32 12.60 8.10
III. 1993. Bn-57 27.00 7,427.00 0.75 0.50 1.10 2,760.00 6.87 15.40 3.50
III. 1993. Jo-2 0.00 0.00 0.00 1.20 1.10 2,500.00 6.23 34.90 4.00
V. 1993. Bl-3 18.00 3,957.00 0.60 0.60 1.00 5,910.00 16.19 23.50 10.60
V. 1993. Bl-68 14.00 21,200.00 4.15 1.80 1.00 4,030.00 11.04 19.30 14.00
V. 1993. @u-272 2.00 1,626.00 2.23 2.00 1.00 5,630.00 15.42 51.10 9.30
XI. 1993. @u-275 1.40 2,767.00 5.41 4.00 0.50 2,230.00 12.22 3.50 19.10
XI. 1993. @u-263 4.00 2,797.00 1.92 2.40 0.50 2,530.00 13.86 31.70 17.90
II. 1994. @u-273 2.00 1,610.00 2.21 3.30 0.25 599.00 6.56 12.20 5.00
UKUPNO 170.70 154,693.00 46.69 28.70 57.85 176,465.00 208.15 437.30 172.20
SREDNJA VRIJEDNOST 3.50 2316.50 1.06 0.95 2.10 5250.00 7.77 15.10 5.35
PROSJE^ NA VRIJEDNOST 7.11 6445.54 1.95 1.20 2.41 7352.71 8.67 18.22 7.18
Rezultati hidrauličkih frakturiranja
naftnih bušotina u RH do VI./94.Vrijemegod.
Qm3
qsrm3/d
qm3/d
Prosjek za grupu od 16 bušotina
Prije HF 10.67 9668 2.92 1.04
Poslije HF 2.26 6580 8.83 7.14
Prosjek za grupu od 8 bušotina
Prije HF 0 0 0 1.5
Poslije HF 2.71 8897 8.36 7.25
Prosjek za svih 24 bušotine
Prije HF 7.11 6445 1.95 1.2
Poslije HF 2.41 7353 8.67 7.18
Rezultati hidrauličkih frakturiranja
plinskih bušotina u RH do VI./94.Prosječne vrijednosti za 20 bušotina
Proizvodnja plina, m3/d 37,550
Prije
HF Proizvodnja kondenzata, m3/d 17.0
Proizvodnja plina, m3/d 111,850
Proizvodnja kondenzata, m3/d 49.4
Poslij
eH
F Omjer indeksa proizvodnosti 31.66
Proizvodnja plina, m3/d 68,715
Proizvodnja kondenzata, m3/d 20.18
Kumulativna proizvodnja plina, m3 1.21E+08
Nako
n 5
.55
go
din
a
Kumulativna proizvodnjakondenzata, m3
51,865
Pre-frac & Post-frac Well
Performance on Molve FieldWell Number 15 25 31
Gas production, m3/day 125,700 154,000 35,700
Condensate production,m3/day
3.9 13.5 4.3
Pre
-fra
c
Flowing pressure, bar 103 290 202
Gas production, m3/day 440,000 253,000 105,000
Condensate production,m3/day
25 9.4 9.6
Po
st-
fra
c
Flowing pressure, bar 369 399 361
Gas production, m3/day 234,700 254,400 99,800
Condensate production,m3/day
16.8 22.6 8.4
At
2 y
ea
rs
Flowing pressure, bar 327 335 215
Pre-frac & Post-frac Well
Performance on Kalinovac FieldWell Number 3 11 14
Gas production, m3/day 14,000 51,300 12,300
Condensate production,m3/day
14.2 30.9 7
Pre
-fra
c
Flowing pressure, bar 132 205 72
Gas production, m3/day 132,300 106,100 179,500
Condensate production,m3/day
120 74.4 104
Po
st-
fra
c
Flowing pressure, bar 433 347 404
Gas production, m3/day 97,000 105,00 100,000
Condensate production,m3/day
75.1 73 67
At
2 y
ea
rs
Flowing pressure, bar 409 313 399
Pre-frac & Post-frac Well
Performance on Stari Gradac FieldWell Number 1 6
Gas production, m3/day 40,200 52,900
Condensate production,m3/day
44.5 48.6
Pre
-fra
c
Flowing pressure, bar 246 375
Gas production, m3/day 134,800 140,400
Condensate production,m3/day
137.6 156.2
Po
st-
fra
c
Flowing pressure, bar 374 426
Gas production, m3/day 42,200 72,500
Condensate production,m3/day
50.1 79
At
4 y
ea
rs
Flowing pressure, bar 233 360
“Sibirska epopeja”
• Uslijed smanjenih domaćih aktivnosti tijekom Domovinskog rata, INA-Naftaplin pokušava prodati svoje usluge na inozemnom tržištu.
• U tome uspijeva koncem 1995. god., kad s ruskom naftnom tvrtkom Varjogannjeftegaz (VNG) sklapa ugovor za projektiranje, izvođenje i nadzor pilot-projekta od tri frakturiranja na tri različita polja.
• Nakon uspješnog pilot-projekta u ožujku i travnju 1996., slijedi komercijalni ugovor za novih 150 frakturiranja, čija realizacija započinje u rujnu iste godine.
Oduševljenje lokalnog novinara nakon pilot-projekta
HF u sibirskim uvjetima• Osobitosti primijenjene tehnologije izložene su i na
znanstveno-stručnim skupovima:
Marin Čikeš, Srećko Čubrić, Mekhraly R. Moylashov: “Formation Damage Prevention by Using an Oil-Based Fracturing Fluid in Depleted Oil Reservoirs of Western Siberia", 1998 SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, SAD, 18.-19. veljače 1998.
Marin Čikeš, Srećko Čubrić: "Гидравлический разрыв пласта как средство оптимизации добычи нефти из юрских залежей Западной Сибири", Научно-техническо совещание "РОВЫЩЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ", Radužni, Zapadni Sibir, Rusija, 23.-27. ožujka 1998.
Pre & Post-fracture Production
Median Average
Pre-fracture rate, m3/d 5.1 6.8
First 15 days rate, m3/d 77 77
First 15 days BHFP, bar 146 149
Early period rate, m3/d 57 60
Late period rate, m3/d 51 50
Late period water cut, % 10 20
Pressure Transient Analysis
Median Average
Last production rate, m3/d 74 74
BH flowing pressure, bar 141 145
Initial reservoir press., bar 222 229
Net reservoir thickness, m 20 20
Reservoir permeability, md 1.07 1.1
Fracture half-length, m 62 65
Fracture conductivity, md*m 1960 1760
HF u kupnji “Bijelih Noći”
• Tijekom realizacije prvih 60 frakturiranja na bazi komercijalnog ugovora, tj. nakon dostatnog upoznavanja geoloških i ležišnih karakteristika naftnih polja Zapadnog Sibira, započinju pregovori o preuzimanju 50%-tnog vlasničkog udjela VNG-a u mješovitom rusko-američkom poduzeću “Bijele Noći”, kao nadoknade za daljnjih 50 frakturiranja.
• Početkom 1999. godine “Bijele Noći” sa svoja dva naftna polja, Zapadni Varjogan i Tagrinsk, nalazi se u 100%-tnom vlasništvu INE.
• Nedugo zatim započinje intenzivna razrada ležišta, u čemu ključnu ulogu imaju hidraulička frakturiranja.
“Bijele Noći” prije i poslije …
“White Nights” Ltd. -- Reservoirs Description
B-10 Ach-2,3 U-1
Formation Lower Cretaceous Jurassic
Rock Type -------- S a n d s t o n e -----
Depth, m 2,730 2,820 3,000
Net Pay, m 4 - 15 4 - 25 4 - 10
Porosity, % 17 - 20 16 - 17 16 - 17
Permeability, mD 1 - 3 0.5 - 2 0.5-1.5
Water Sat., % 37 36 36
“White Nights” Ltd. -- PVT Properties
B-10 Ach-2,3 U-1
Initial Pressure, bar 270 280 302
Bubble Point, bar 100 154 302
Solution GOR, m3/m3 109 126 195
Oil Gravity, oAPI 43 43 44
Volume Factor, m3/m3 1.32 1.37 1.5
Oil Viscosity, cp 0.64 0.74 0.4
Temperature, oC 83 88 91
Pre & Post-fracture Well Performance
Pre-fracture production range:
Production rate, m3/d 4.5 - 9
Production time, years 1 - 10
Average post-fracture production:
First-month rate, m3/d 90
First-3-months rate, m3/d 62
Current rate, m3/d 40
Current water cut, % 21
Povijest proizvodnje bušotine ZV-3196 prije i poslije H.F.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
09.07.1999 28.08.1999 17.10.1999 06.12.1999 25.01.2000 15.03.2000
q;
WH
P;
Wa
ter
Co
nte
nt
0
50
100
150
200
250
BH
P
q liquid (m3/day)
WHP (atm)
Water content (%)
BHP (atm)
Q=149 m3Q=3858 m3
PBU Test Results
pi=276 bar
kh=7.8 mD.m
k=0.87 mD
xf=121 m
Prosječna kumulativna proizvodnja frakturiranih bušotina
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
20 40 60 80 100 120 140 160
Prosječno vrijeme rada bušotina (dana)
Ku
mu
lati
vn
a p
roiz
vo
dn
ja
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Bro
j b
ušo
tin
a
Proizvodnja nafte (t)
Proizvodnja likvida (m3)
Broj bušotina
Prosječna dnevna proizvodnja frakturiranih bušotina
0
20
40
60
80
100
120
20 40 60 80 100 120 140 160
Prosječno vrijeme rada bušotina (dana)
Dn
ev
na p
roiz
vo
dn
ja
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Bro
j b
ušo
tin
a;
Sad
ržaj v
od
e
Proizvodnja nafte (t/dan)
Proizvodnja likvida (m3/dan)
Broj bušotina
Sadržaj vode (vol %)
Stanje proizvodnje pojedinih ležišta polja Z. Varjogan
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
U-1 Ačimovka B-10 KUPOLA I. Z.VARJOGAN
30.04.1999. Broj bušotina
28.02.2000. Broj bušotina
28.02.2000. Broj H.F.
30.04.1999. q (*10 m3/d)
28.02.2000. q (*10 m3/d)
Dio izlaganja iz
2003. god.
KAKO POVEĆATI PRIDOBIVE
ZALIHE NAFTE I PLINA U
DRŽAVI HRVATSKOJ
Dr.sc. Marin Čikeš
Dipl.ing.naftnog inženjerstva
Neovisni savjetnik
Svrha izlaganja
Ponuditi odgovore na pitanja:
Može li se uopće povećati zalihe
nafte i plina jedne države?
O kolikom se potencijalnom
povećanju zaliha radi?
Koliko povećanje zaliha nudi
suvremena tehnologija?
Definicija zaliha (SPE, WPC)
“Dokazane zalihe sirove nafte, prirodnog
plina i njegovih kapljevina su procijenjene
količine za koje geološki i tehnološki
podaci ukazuju, s razumnom sigurnošću,
da će se moći pridobiti u budućnosti iz
poznatih ležišta, pod postojećim
ekonomskim uvjetima.”
Dokazane zalihe = bilančne (rentabilne)
zalihe kategorija A, B, C1 (NN 48/92).
Neformalna podjela ležišta nafte i plina
Konvencionalna, tj. ležišta, čija geološka i tehnološka svojstva omogućuju njihovo rentabilno iskorištavanje konvencionalnim metodama.
Nekonvencionalna, tj. ležišta, čija svojstva sprječavaju njihovo rentabilno iskorištavanje konvencionalnim metodama (ležišta nafte i plina u slabo propusnim stijenama, ležišta viskozne nafte, prirodni plinski hidrati ...).
Obranjena doktorska teza (1995.)
Primjenom postupka hidrauličkog frakturiranja u nekonvencionalnim ležištima povećavaju se pridobive (bilančne) zalihe, odnosno konačni iscrpak nafte i plina u otkrivenim ležištima, čime se omogućuje i povećanje neotkrivenog pridobivog potencijala u još neotkrivenim ležištima.
Distribucija neobnovljivih prirodnih
sirovina-”Trokut resursa” (Masters-Gray)
PRVA KLASA
LEŽIŠTA SLABIJE KVALITETE
LEŽIŠTA NAJSLABIJE KVALITETE
TEHNOLOŠKA
POBOLJŠANJA
VIŠA
CIJENA
MALI CILJEVI
SEIZMIKA
GEOLOGIJA
VEĆI CILJEVI
INŽENJERING
GEOLOGIJA
VELIKI CILJEVI
ZNANSTVENA
ISTRAŽIVANJA
Distribucija propusnosti ležišnih stijena-
National Petroleum Council, SAD, 1980.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0.00001 0.0001 0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
PROPUSNOST (E-15 m2)
OB
UJA
M L
EŽIŠ
TA
(%
)
Distribucija propusnosti 191 bušotine
Travis Peak formacije (SAD)
0
20
40
60
80
100
120
0.0001 0.001 0.01 0.1 1 10 100
PROPUSNOST (E-15 m2)
KU
MU
LA
TIV
NA
VJ
ER
OJ
AT
NO
ST
(%
)
Zaključci
Kako u Hrvatskoj još nema relevantnih procjena nafte, odnosno plina "u ležištu" u nekonvencionalnim ležištima, poput one američkog Nacionalnog vijeća za naftu, ni sustavne statističke distribucije ležišnih karakteristika (propusnosti, šupljikavosti, debljine) u ležištima koja se ne iskorištava (dakle, u većini nekonvencionalnih ležišta), poput one za Travis Peak formaciju u SAD, nužno je znanstveno-istraživačku djelatnost usmjeriti u tom pravcu.
Zaključci - nastavak
Prema prioritetima, takvu djelatnost bi se moglo svrstati u slijedeće grupe:
identificiranje i kategoriziranje nekonvencionalnih ležišta;
odabir najperspektivnijih ležišta, uvažavajući aktualne mogućnosti tehnologije;
procjena proizvodnog potencijala ležišta;
određivanje optimalnog postupka za razradu i iskorištavanje ležišta.
Zaključci - nastavak
U sklopu takvog rada može se preporučiti izradu studije mogućeg povećanja (bilančnih) zaliha nafte i plina primjenom postupka hidrauličkog frakturiranja, po slijedećim skupinama ležišta ili dijelova ležišta:
izvanbilančne - nerentabilne zalihe u ležištima koja se iskorištava, ako je uzrok nerentabilnosti zaliha slaba propusnost ležišta;
slabo propusni dijelovi ležišta, na inače rentabilnim poljima;
ležišta koja se ne iskorištava jer su im cjelokupne pridobive zalihe svrstane u klasu izvanbilančnih-nerentabilnih;
brojni istražni lokaliteti, gdje su ispitivanjem u zacijevljenim bušotinama ili DST-om, dobiveni slabi pritoci nafte ili plina;
neotkrivena nekonvencionalna ležišta, koja nesumnjivo postoje, ali za čije je otkrivanje nužno primijeniti i nekonvencionalne metode.