Mogućnosti pridobivanja ugljikovodika iz nekonvencionalnih resursa Authori: Lilit Cota i StjepanTrogrlić Zagreb, 9.05.2014. Znanstveni skup NEKONVENCIONALNA LEŽIŠTA UGLJIKOVODIKA ISTRAŽIVAČKI POSTUPCI I PRIDOBIVANJE RGN fakultet 9. svibanj, 2014
Mogućnosti pridobivanja ugljikovodika iz
nekonvencionalnih resursa
Authori: Lilit Cota i StjepanTrogrlić
Zagreb, 9.05.2014.
Znanstveni skup NEKONVENCIONALNA LEŽIŠTA UGLJIKOVODIKA ISTRAŽIVAČKI POSTUPCI I PRIDOBIVANJE
RGN fakultet 9. svibanj, 2014
NEKONVENCIONALNI IZVORI UGLJIKOVODIKA
Komparacija plinonosnih šejlova i gustih plinonosnih pješčenjaka
Shale
Gusti plinonosni pješčenjaci- pješčenjaci, siltiti- mala propusnost (μD)- zamka kao ograničavajući faktor- hidrauličko frakturiranje za
komercijalno pridobivanje
Plinonosni šejlovi- šejlovi, silt.lapori, mudstoni- mala propusnost (nD)- kontinuirane formacije – bez
zamke- hidrauličko frakturiranje za
komercijalno pridobivanje
Metan iz ugljenaPlinski hidrati
ZNAČAJKE PLINONOSNIH ŠEJLOVA (Shale Gas)
Plinonosni šejlovi jesu nekonvencionalna ležišta prirodnog plina, koja se nalaze u finozrnatim sedimentnim stijenama, gdje dominiraju šejlovi, koji sadrže gline i druge minerale poput kvarca i kalcita
Kontinuirana formacije – bez zamke – plin se generira i ostaje u istoj formaciji
Ukupna organska tvar (eng. TOC),termalna zrelost, mineralogija i prirodni frakturni sustavi su ključni
Plin u šejlu može biti u tri oblika:1. Slobodan Plin u matriksnoj šušljikavosti
stijena i prirodnim frakturama2. Adsorbirani Plin - adsorbiran na organsku i
mineralnu površinu prirodnih fraktura imatriksa
3. Otopljeni Plin HC otopljeni u bitumenu
Ukupan Plin=slobodan+ adsorbiran + otopljen
ZNAČAJKE GUSTIH PLINONOSNIH LEŽIŠTA (Tight Gas Reservoir)
Gusta (slabopropusna) plinonosna ležišta (Tight Gas Reservoirs)
• Gusta plinonosna ležišta- ležišta u kojim se očekuje propusnost za plin < 0.1mD (SAD politička definicija)
• Najtočnija definicija – „Ležišta iz kojih se ne mogu proizvesti ekonomski isplative količine ugljikovodika niti ostvariti prihvatljiv iscrpak bez stimulacije ležišta metodom hidrauličkog frakturiranja u vertikalnom ili horizontalnom kanalu ili pak da se buše multi-lateralne bušotine”. (S.A. Holditch)
• Netipična gusta ležišta:- duboka ili plitka- nadpritisnuta ili s hidrostatskim lež. tlakom- visoke ili niske temperature- prekrivena ili lečasta- homogena ili prirodno frakturirana- s jednim ležištem ili s više ležišta
• Ekonomska situacija i karakteristike rezervoara utječu na optimalno bušenje, opremanje i stimulacijske metode svake pojedine bušotine
• Cijena bušenja, opremanje i stimulacija bušotine, plus cijena plina i tržište utječu na razradu gustih (slabopropusna) plinonosnih ležišta
PROCJENE REZERVI NEKONVENCIONALNIH IZVORA UGLJIKOVODIKA U
SVIJETU U NEPREKIDNOM SU PORASTU
2010
KARAKTERISTIKE ŠEJLOVA U SAD-u
Znanstveni skup
NEKONVENCIONALNA LEŽIŠTA UGLJIKOVODIKA ISTRAŽIVAČKI POSTUPCI I PRIDOBIVANJE
RGN fakultet 9.svibanj, 2014
Znanstveni skup
NEKONVENCIONALNA LEŽIŠTA UGLJIKOVODIKA ISTRAŽIVAČKI POSTUPCI I PRIDOBIVANJE
RGN fakultet 9.svibanj, 2014
„Konvencionalan Plin” Plinonosni šejlovi
zahtijeva postojanje strukturne ili
stratigrafske zamke
mehanizam zamke nije potreban
zahtijeva postojanje matične stijene,
ležišta, pokrovnih stijena
plin se nakuplja u prirodnim frakturama
ili adsorbira na mineralnu površinu
propusnost 0.1mD do 2-3D
šupljikavost 5-35%
drenažni radijus 1-3+ km
propusnost < 0.001mD
šupljikavost 1-6%
drenažni radijus od 10-20 fraktura u
1-1.5 km lateralama
frakturirani rezervoari čine samo ~ 20 %
proizvodnje konvencionalnih
ugljikovodika
plinonosni šejlovi moraju se stimulirati
frakturiranjem kako bi bili komercijalno
pridobivi
sedimentologija i kartiranje facijesa
mogu biti važni indikatori kvalitete
ležišta
Analize stres režima, drobivost stijene
puno su važnije, iako lokalne promjene
facijesa mogu utjecati na proizvodnju
Usporedba istraživanja i proizvodnje konvencionalnog / nekonvencionalnog plina
Faktor pridobivanja kod šejla (na primjeru Barnett Shale-a)
Znanstveni skup
NEKONVENCIONALNA LEŽIŠTA UGLJIKOVODIKA ISTRAŽIVAČKI POSTUPCI I PRIDOBIVANJE
RGN fakultet 9.svibanj, 2014
Znanstveni skup
NEKONVENCIONALNA LEŽIŠTA UGLJIKOVODIKA ISTRAŽIVAČKI POSTUPCI I PRIDOBIVANJE
RGN fakultet 9.svibanj, 2014
Panonski bazen, neogenski sub-bazeni(bitno drugačija dubina i starost sedimenata u odnosu na USA bazene)
INA je trenutno započela realizaciji Pilot Projekta ispitivanja
nekonvencionalnih ležišta u Panonskom bazenu
NAKON 5 GODINA OPSEŽNIH STUDIJA I PRIPREMNIH AKTIVNOSTI …Ispitati će se 3 genetski raznovrsna tipa ležišta na 5 lokacija u Panonskom bazenu: •„PLINSKI SHALE-ovi/MUDSTONE-i” U MEĐIMURJU•SLABO PROPUSNI PJEŠČENJACI U PODRAVINI•NEKONVENCIONALNA NAFTA U POSAVINI (tradicionalna naftna provincija RH),
Projekt obuhvaća: Realizacija: 2013/2014. Investicija >100MM HRKBušenje i opremanje 1 duboke bušotinePripremu lokacija i opremanje 4 „stare” INA bušotineHF i ispitivanje 5 bušotinaSnimanje visoko rezolutne 3D seizmike
Međunardona servisna kompanija
TIGHT OIL PLAYS ( LEŽIŠTA NAFTE IZ MATIČNIH STIJENAU HRVATSKOJ –SAVSKI BAZEN )
• ukupni organski sadržaj Corg do 2%• impozantne debljine čak do 200m• niske šupljikavosti• niske propusnosti < 1mD• nadpritisnuta formacija• dobrog generirajućeg potencijala u naftnom prozoru• proizvodnja moguća samo primjenom tehnologije bušenja
horizontalnih bušotina i primjene višestrukog frakturiranja u horizontalnom dijelu kanala bušotine
• velika gustoća bušotina • znatna financijska ulaganja• dug period povrata uloženog kapitala
SHALE GAS ( LEŽIŠTA PLINA IZ ZAPLINJENIH ŠEJLOVA –DRAVSKI I MURSKI BAZEN )
• debljine nekoliko stotina metara• niske šupljikavosti (3-4%)• niske propusnosti < 0.0059mD• visoke temperature >170°C• nadpritisnute formacije • proizvodnja moguća samo uz primjenu bušenja horizontalnih bušotina s
lateralama i do 1000m i uz primjene višestrukog frakturiranja i do 15 fakovau horizontalnom dijelu kanala bušotine
• velika gustoća bušotina • mala početna proizvodnja• brzi pad proizvodnje tijekom prve godine (i do 90% od početne proizvodnje)• zahtjeva znatna financijska ulaganja• dug period povrata uloženog kapitala
TIGHT GAS SAND ( LEŽIŠTA PLINA IZ GUSTIH ZAPLINJENIH PJEŠČENJAKA –DRAVSKI I MURSKI BAZEN )
• debljine nekoliko stotina metara• niske šupljikavosti (3-4%)• niske propusnosti < 0.024mD• visoke temperature >170°C• nadpritisnute formacije • proizvodnja je moguća samo uz primjenu bušenja horizontalnih bušotina s
lateralama i do 1000m i uz primjene višestrukog frakturiranja i do 15 fakovau horizontalnom dijelu kanala bušotine
• velika gustoća bušotina • mala početna proizvodnja• znatna financijska ulaganja• dug period povrata uloženog kapitala
FAZE ISTRAŽIVANJA I RAZRADE NEKONVENCIONALNIH
LEŽIŠTA UGLJIKOVODIKA
Razrada polja
Istraživanje Procjena
Razrada nekonvencionalnih izvora:„Good Science leads to Good Engineering”
Predviđanje Pilot Proizvodnja
Utvrđivanje kvalitete i kvantitete resursa
Utvrđivanjeproduktivnosti
Identificiranje „coreareas”
Optimalizirati bušenje, frakturiranje i opremanje bušotina
Poboljšati efikasnost Studija bazena Jezgre/analize jezgara Geološko praćenje Karotažna mjerenja Procjena rezervoara Stimulacija u
vertikalnom kanalu bušotine u cilju definiranja inicijalne proizvodnje i pada proizvodnje kroz vrijeme
Bušenje Remontna ispitivanja i
stimulacija Proizvodno ispitivanje Višestruko frakturiranje
u horizontanom kanalu Plan razrade polja
Usmjereno bušenje Remontna ispitivanja i
stimulacija Liftiranje/delikvifikacija Tretiranje s vodom Kontinuirano
poboljšanje
Go/No Go
Go/No Go
BROJ BUŠOTINA POTREBAN DA SE POSTIGNE PROIZVODNJA PLINA OD 1
MILIJARDE KUBNIH METARA TIJEKOM PROIZVODNOG CIKLUSA BUŠOTINE
11.9 $/Mcf (2.4kn/m3) cijena plina na domaćem tržištu u 2013.
Cijena usluge bušenja u Hrvatskoj vrlo je slična situaciji u Europi
horizontalne bušotine s višestrukim frakturiranjem (50% skuplje od vertikalnih), ali postižu znatno bolju početnu proizvodnju (IP) i smanjuju broj bušotina u polju
da bi se proizvelo 1 milijardu m3 plina iz plinonosnih šejlova potrebno je izbušiti i frakturirati najmanje 7-10 bušotina (horizontalnih) (EUR od 100 do 150 MMcm) IP od56 640 do 283 200 m3/d plina
a za proizvodnju 1 milijarde m3 plina iz plinonosnih pješčenjaka treba izbušiti i frakturirati 3-4 bušotine (EUR od 280 do 390 MMcm)IP do 396 000 m3 /d
Tight Oil Plays
Očekivanja od pilot projekta
• Benefiti u smislu povećanja kopnenih rezervi plina i proizvodnje plina u RH
• Odziv rezervoara čije će se realne proizvodne mogućnosti utvrditi tek nakon stimuliranja i
dugotrajnog ispitivanja
• Min. odstupanja u realizaciji dimenzija induciranih pukotina u odnosu na projektirane vrijednosti
što će ovisiti o optimiziranju svih parametara u procesu frakturiranja
• Kompleksniji i skuplji rudarski radovi u odnosu na radove u konvencionalnim etažama
Panonskog bazena
• S obzirom na svjetska iskustva pad proizvodnje plina nakon 1. godine proizvodnje u rasponu
43% do 80%, „manje je više”
Početni neuspjeh ne smije obeshrabriti a mnoga USA polja su „proradila” nakon velikog broja
pokušaja stoga što
„Na svijetu ne postoje dva ista nekonvencionalna plinska ležišta…”
FRAKTURIRANJE bušotine Molve-23
Hvala na pozornosti