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