Download pdf - 140/2014. · Istraživanja i proizvodnje nafte i plina se sastoji od tehnoloških pravaca, koji povezuju naftna polja Mosla-vine, kao izvor proizvodnje plina, plinskih polja Podra-vine

4 432-0331 NSSI

Godište / Volume 34. Broj / Number 140/2014.

Putovanje od 1000 kilometara započinje punim spremnikom.Već pola stoljeća pomičemo granice u naftnom i plinskom poslovanju kako

bismo vam osigurali najbolju kvalitetu i najugodnije iskustvo kupovine.

Uz vas smo i u drugim segmentima života, kroz podršku koju dajemo

raznim ekološkim, kulturnim, sportskim i obrazovnim projektima.

Vaša vjernost gorivo je koje pokreće naše poslovanje.

50 GODINAPUTUJEMO S VAMA

PodržavaPlin.... 24

Ovaj broj je pod pokroviteljstvom INA-Industrija nafte, d.d.

8 pt - SloTheSans Light

Slika na naslovniciNaftna bušotina u Slavoniji

Hrvatska udruga naftnih inženjera i geologaSjedište: Šubićeva 29Ured: Barčićeva 910000 Zagreb

Predsjednik HUNIG-aakademik Mirko Zelić

DopredsjedniciZa naftno rudarstvoBožidar Omrčen, dipl. ing.Za geologijuJosip Križ, dipl. ing.Za tehnička pitanjamr. sc. Bojan Milković

Glavni tajnikmr. sc. Jusuf Rajković

Poslovna tajnicaS. Novak Zoroe, dipl. pol.

[email protected]@[email protected]@[email protected]@ina.hr

Telefon01/465 32 9401/465 32 80

Matični broj: 0966584OIB: 71462679759Žiro-račun: IBAN HR23 2340 0091 1100 6500 2

Riječ urednikaA Word from the EditorIvan Meandžija . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5

Odgovorna energetska aktivnost u rastućem svijetu (Službena publikacija 21. svjetskog naftnog kongresa)Responsibly Energising a Growing World (Official Publication of the 21st World Petroleum Congress)Mirko Zelić . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9

EOR potencijal naftnih polja u HrvatskojEor Potenital in Croatian Oil FieldsVlatko Bilić Subašić, Nenad Smontara . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15 Proizvodnja prirodnog plina iz hrvatskog dijela podmorja Jadrana Natural Gas Production from the Croatian Part of AdriaticJako Križan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24

Jonsko – jadranski plinovod, od ideje do ostvarenja strateškog regionalnog projektaIonian - Adriatic Pipeline, From Idea to Implementation of the Strategic Regional ProjectVladimir Đurović . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35

EGR metoda povećanja proizvodnje prirodnog plinaEGR Method of Increasing Natural Gas ProductionMatea Šmitran, Izidora Jurinić, Vladimir Majder . . . . . . . . . . . . . . . . . .41

Istraživati konvencionalna ili nekonvencionalna ležišta?Conventional or Unconventional Exploration?Hrvoje Lipovac, Josip Križ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .46 Prenamjena transportnog sustava plina na uvjete transporta CO2Conversion of Gas Transportation System to CO2 TransportIvana Kaličanin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53

Novosti iz naftnog i plinskog gospodarstvaNews from the oil and gas sectorBožidar Omrčen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .58

Evaluation of surfactants with laboratory testsEvaluacija surfaktanata laboratorijskim testovima János Tóth i Tibor Bódi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64

Vijesti i događaji iz naftnog i plinskog gospodarstva u Republici HrvatskojNews from the Croatian oil and gas industry. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74

Sadržaj / Contents

_________________________________________________________________________ 3




ISSN 1330-2434Godište/Volumen 34. Br. /Num. 140/2014.

Izdavač / PublisherHUNIG – Hrvatska udruga naftnih inženjera i geologa10000 Zagreb, Šubićeva 29

Za izdavača / For the publisherakademik Mirko Zelić – predsjednik HUNIG-a

Glavni urednik / Editor-in-Chiefakademik Mirko Zelić (HAZU, HUNIG)

Tehnička urednica / Technical EditorStefanija Novak Zoroe, dipl. pol. (HUNIG)

Izdavački savjet / Publishing CouncilPredsjednik/PresidentBranko Radošević, dipl. ing. (CRODUX)

Članovi / Members:prof. dr. sc. Igor Dekanić (RGN F)Dragutin Domitrović, dipl. ing. (CROSCO)dr. sc. Tomislav Dragičević (HNK)prof. dr. sc. Josip Halamić (HGI)dr. sc. Stevo KolundžićKrešimir Malec, dipl. pol. (PSP)mr. sc. Bojan Milković (INA)Ivan Novaković, dipl. ing. (STSI)dr. sc. Gordana Sekulić (JANAF)Želimir Šikonja, dipl. ing. (INA)Tomislav Thür, dipl. iur. (INA)Marin Zovko, dipl. oec. (Plinacro)

Urednički odbor / Editorial BoardPredsjednik/PresidentIvan Meandžija, dipl. ing. (HUNIG)

Članovi / Members:Dijana Bigunac, dipl. ing. (INA)Vlatko Bilić Subašić, dipl. ing. (INA)dr. sc. Zoran Čogelja (INA)Laslo Farkaš Višontai, dipl. ing. (INA)Dražen Kolembus, dipl. ing. (Plinacro)prof. dr. sc. Zdenko Krištafor (RGN F) Josip Križ, dipl. ing. (HUNIG)Željko Mlinarić, dipl. ing. (INAgip)Božidar Omrčen, dipl. ing. (HUNIG)Davorka Tancer, dipl. ing. (INA)Milan Vranešić, dipl. ing. (CRODUX)Damir Vrbić, dipl. ing. (JANAF)

Kompjutorska priprema i obrada teksta i slika / ITAlan Čaplar (UREDNIK d.o.o.)

Tisak / Printed bySTEGA TISAK d.o.o., Zagreb

Distribucija / DistributionHUNIG

Naklada / Circulation500 primjeraka




4 _________________________________________________________________________




Riječ urednikaA Word from the Editor

Ivan Meandžija HUNIG, Zagreb

[email protected]

Poštovani čitatelji, drage kolegice i kolege,

Pred Vama je novi, 140 . broj stručnog časopisa Hrvatske udruge naftnih inženjera i geologa „NAFTA i PLIN“ . I ovoga puta smo nastojali da sadržajem stručnih i preglednih članaka obuhvatimo što veći broj djelatnosti i tema iz područja naftnog-plinskog rudarstva, odnosno energetike u cjelini i time pridonesemo zanimljivosti i većoj čitanosti našeg časopisa .

Prva tema koju donosimo u časopisu je pregledni članak akademika Mirka Zelića ODGOVORNA ENER-GETSKA AKTIVNOST U RASTUĆEM SVIJETU . Radi se naime, o službenoj publikaciji 21 . svjetskog naftnog kongresa, održanog u Moskvi od 15 . do 19 . lipnja 2014 ., izdavača First World Petroleum . U spomenutoj publika-ciji obuhvaćena su ova tehnološka područja: Strategija i upravljanje energetskim sustavima, Istraživanje i proi-zvodnja nafte i plina, Snabdijevanje i potražnja prirod-nog plina, Prerada nafte i plina i petrokemija, Održivi razvoj i Rukovođenje industrijom .

Dvojica Ininih stručnjaka Nenad Smontara i Vlatko Bilić Subašić napisali su stručni članak pod nazivom EOR POTENCIJALI NAFTNIH POLJA U HRVAT-SKOJ . U ovom su radu prikazani rezultati početnog EOR pregleda hrvatskih naftnih polja, čime je utvrđen ukupan EOR potencijal u Hrvatskoj te ujedno definirano koje su to EOR metode primjenjive na našem prostoru .

U časopisu donosimo stručni članak Jake Križana PROIZVODNJA PRIRODNOG PLINA IZ HRVAT-SKOG DIJELA PODMORJA JADRANA . U njemu se autor osvrće na: prva seizmička snimanja, potom istražna bušenja, prva otkrića ugljikovodika, partnerstvo s talijanskim ENI-em i EDISONOM, odnosno sklapa-njem dva ugovora o podjeli proizvodnje na ugovornom području Sjeverni Jadran, Aiza Laura i Izabela kao te

dakako i prvoj proizvodnji plina iz podmorja Jadrana u listopadu 1999 . Danas na Jadranu, INA sa svojim partnerima, ima 10 plinskih polja, 19 proizvodnih i jednu kompresorsku platformu s 50 proizvodnih bušo-tina te je položeno 500 km različitih promjera podmor-skih cjevovoda . Primjena najstrožih standarda u zaštiti okoliša na Jadranu nema alternativu, jer naše more i dalje treba ostati najljepše more svijeta .

O značajnim potencijalima projekta Jadransko-jonskog plinovoda za energetski i gospodarski razvoj Hrvatske i zemalja u regiji, više možete pročitati u stručnom članku JONSKO – JADRANSKI PLINOVO, OD IDEJE DO OSTVARENJA STRATEŠKOG REGI-ONALNOG PROJEKTA autora Vladimira Đurovića iz tvrtke Plinacro . Ta plinovodna poveznica novog plinskog transportnog sustava Republike Hrvatske s projektom TAP (Trans – Adriatic Pipeline) u Albaniji, predstav-lja osnovu plinskog prstena jugoistočne Europe i stvara pretpostavku plinofikacije značajnog dijela regije . Kao takav uvršten je i na listu Projekta od zajedničkog inte-resa (PCI) i na listu Projekata od interesa Energetske zajednice .

Članak naslova EGR METODA POVEĆANJA PROIZVODNJE PRIRODNOG PLINA, čiji su autori Matea Šmitran, Izidora Jurinić i Vladimir Majder ukratko analizira jedan od potencijalnih Ininih projekata u kontinentalnoj Hrvatskoj . Naime, utiskivanjem CO2, odnosno EGR metodom, postiže se ponovna uspostava energije ležišta, koja pokreće do tada nepridobive zalihe plina u ležištu, čime se produljuje proizvodni vijek rada polja i povećava ukupni iscrpak iz ležišta . Cilj projekta je pridobivanje dodatnih količina ugljikovodika na eksplo-atacijskom polju uz pozitivan ekološki učinak, jer se

_________________________________________________________________________ 5




Dear readers and colleagues,

We are pleased to present you the 140th issue of the professional journal of the Croatian Association of Petro-leum Engineers and Geologists “OIL & GAS” . In this issue, as usual, we have tried to include professional papers and review articles covering a variety of activities and themes from the oil and gas sector and the entire energy industry in order to make our journal more inte-resting and extend our readership .

The first topic presented in the magazine is a review article by Mirko Zelić, F .A . “RESPONSIBLY ENERGI-SING A GROWING WORLD” . This is the official publi-cation of the 21st World Petroleum Congress held in Moscow from15-19 June 2014 published by First World Petroleum . The publication includes these technological areas:

Strategy and Management of Energy Systems, Oil and Gas Exploration & Production, Oil and Gas Refi-ning and Petrochemistry, Sustainable Development and Industry Management .

Two INA experts, Vlatko Bilić Subašić and Nenad Smontara wrote a professional paper titled EOR POTE-NITAL IN CROATIAN OIL FIELDS . The paper gives

the overview of results of the preliminary screening of Croatian oil fields for EOR which determined the overall EOR potential in Croatia and defined EOR methods applicable in the area .

The journal also includes a professional paper by Jako Križan NATURAL GAS PRODUCTION FROM THE CROATIAN PART OF ADRIATIC providing a review of first seismic surveys, exploratory drilling, then first hydrocarbon discoveries, partnership with the Italian ENI and Edison, i .e . conclusion of two Production Sharing Agreements in the North Adriatic, Aiza Laura and Izabela Contract Areas resulting in the first offs-hore gas production in October 1999 . Today in Adriatic INA together with its partners operates 10 gas fields, 19 production platforms and one compression platform with 50 production wells and 500 km of different diameter sea lines . Compliance with the most stringent environmental standards in Adriatic has no alternative as our sea is to remain the most beautiful sea in the world .

You can read about significant potentials of the Ionian-Adriatic pipeline for the energy and economic development of Croatia and the countries in the region

u podzemlje utiskuje značajna količina CO2, čime se smanjuju emisije u zrak .

ISTRAŽIVATI KONVENCIONALNA ILI NEKON-VENCIONALNA LEŽIŠTA? pitanje je na koje u zajed-ničkom radu Hrvoje Lipovac i Josip Križ traže odgovor . Velike naftne kompanije sve više se suočavaju s tom dvojbom . Ekonomika istraživanja u Meksičkom zaljevu uvelike se razlikuje od primjerice proizvodnje plina iz šejlova . Da bi znale gdje su isplatljivija ulaganja, kompa-nije moraju izraditi usporedivu ekonomiku . Dok za konvencionalne projekte postoji dobro razrađena metoda evaluacije, za nekonvencionalne projekte takovu metodu tek treba napraviti .

Za novi broj časopisa Ivana Kaličanin je pripremila rad čiji je naslov PRENAMJENA TRANSPORTNOG SUSTAVA PLINA NA UVJETE TRANSPORTA CO2 . Sustav transporta plina u Ininom Segmentu djelatnosti Istraživanja i proizvodnje nafte i plina se sastoji od tehnoloških pravaca, koji povezuju naftna polja Mosla-vine, kao izvor proizvodnje plina, plinskih polja Podra-vine i Etanskog postrojenja u Ivanić-Gradu . Projektom

utiskivanja CO2 u naftna polja Šumećana i Žutica došlo je do izgradnje novih te prenamjene dijela postojećih transportnih plinskih pravaca u transportni sustav CO2 . Autorica piše o tome kako su obavljene nužne provjere stanja postojećih cjevovoda kojima će se transportirati CO2 .

U redovitoj rubrici našeg časopisa NOVOSTI IZ NAFTNOG I PLINSKOG GOSPODARSTVA Božidar Omrčen piše o ovisnosti gospodarstva EU o uvozu prirodnog plina iz Rusije .

Dvojica profesora na Rudarsko-geološko-naftnom fakultetu u Miškolcu, u Mađarskoj, Tibor Bódi i János Tóth objavljuju stručni rad pod nazivom EVALUACIJA SURFAKTANATA LABORATORIJSKIM TESTOVIMA . Upravo laboratorijski testovi modela istiskivanja najpri-kladniji su način proučavanja i evaluacije zajedničkog učinka utjecajnih parametara kroz povećanje koefici-jenta istiskivanja nafte surfaktantima .

Na posljednjim stranicama časopisa za Vas smo izdvojili vijesti iz naftnog i plinskog gospodarstva u Republici Hrvatskoj .

6 _________________________________________________________________________




in the professional paper IONIAN - ADRIATIC PIPE-LINE, FROM IDEA TO IMPLEMENTATION OF THE STRATEGIC REGIONAL PROJECT by Vladimir Đuro-vić from Plinacro . This pipeline connection of the new Croatian transmission system with TAP (Trans - Adria-tic Pipeline) Project represents a basis of the South East European gas ring and creates a precondition for deve-loping gas distribution network in a significant part of the region . As such the project was included in the list of Projects of Common Interest (PCI) and the list of Projects of Energy Community Interest (PECI) .

The article titled EGR METHOD OF INCREASING NATURAL GAS PRODUCTION, by Matea Šmitran, Izidora Jurinić and Vladimir Majder provides a short analysis of one of INA’s potential projects onshore Croa-tia . Specifically, CO2 injection i .e . EGR method re-esta-blishes reservoir energy, which mobilises until then unre-coverable original gas in place thus enabling extension of gas production and increasing ultimate gas recovery . The aim of the project is recovery of additional hydrocar-bon volumes from the exploitation field with favourable environmental impact, since a significant CO2 volume is injected into the subsurface, which reduces air emissions .

CONVENTIONAL OR UNCONVENTIONAL DEVELOPMENT? is a question addressed in a joint paper by Hrvoje Lipovac and Josip Križ . Major oil compa-nies are increasingly being faced with this dilemma . Economics of exploration in the Gulf of Mexico differs considerably from the shale gas production, for instance . In order to find out which investments are more profi-

table companies have to perform comparable economic calculations . While a well developed evaluation method exists for conventional projects, such a method is yet to be developed for the unconventional ones .

For the new issue of the magazine Ivana Kaličanin prepared a paper titled CONVERSION OF GAS TRAN-SPORTATION SYSTEM TO CO2 TRANSPORT . Gas transportation system in INA Exploration & Production BD consists of technological routes, which connect Mosla-vina oil fields, as a source of gas production, Podravina gas fields and Ethane Plant, Ivanić Grad . Within the scope of CO2injection project in the Šumećani and Žutica oil fields, new gas transportation routes were built and some existing ones were converted into the CO2 tran-sportation system . The author writes about the necessary activities that were carried out to check the condition of existing pipelines selected for CO2 transportation .

In our regular section NEWS FROM THE OIL AND GAS SECTOR Božidar Omrčen writes about the EU dependence on Russian gas imports .

Two professors from the Faculty of Earth Science and Engineering Miškolc, Hungary, Tibor Bódi and János Tóth publish a professional paper titled EVALUATION OF SURFACTANTS WITH LABORATORY TESTS . It is the displacement model test in laboratory that is the most appropriate way to study and evaluate the joint effect of the influential parameters, via the excess displacement efficiency of the surfactant displacement .

The last pages of the journal offer news form the Croatian oil and gas sector .

_________________________________________________________________________ 7




Uvod

U ovoj knjizi koja je izdana od strane FIRST WORLD PETROLEUM izdavačke firme obuhvaćeno je niz stručnih članaka vezanih za program »21. svjetskog naftnog kongresa« održanog u Moskvi od 15. – 19. lipnja 2014. godine.

Ovaj kongres karakterističan je po tome, što je izložbeni prostor obuhvaćao preko 55.000 m2, zatim mu je nazočilo preko 5.000 posjetitelja, od toga, preko 500 čelnika tvrtki, predsjednika, ministara i drugih uglednih stručnjaka. Organizator je »Ruski nacionalni komitet«. Na kongresu su obuhvaćena slijedeća tehno-loška područja:

■ Strategija i upravljanje energetskim sustavima ■ Istraživanje i proizvodnja nafte i plina ■ Snabdijevanje i potražnja prirodnog plina ■ Prerada nafte i plina i petrokemija ■ Održivi razvoj ■ Rukovođenje industrijom.

Prvi Svjetski naftni kongres održan je 1933. u Londonu a drugi 1937. u Parizu. Za vrijeme drugog svjetskog rata nije se održavao i tek 1951. održan je treći Svjetski naftni kongres u Hagu, da bi se slije-deći održavali svake četvrte godine do 1991., a nakon toga, svake treće godine, kako slijedi: Rim – 1955., New York – 1959., Frankfurt – 1963., Mexico City – 1967., Moskva – 1971.,Tokio – 1975., Bukurešt – 1979., London – 1983., Houston – 1987., Buenos Aires – 1991., Stavanger – 1994., Peking – 1997., Calgary – 2000., Rio de Janeiro – 2002., Johanesburg – 2005., Madrid – 2008., Doha – 2011., Moskva – 2014.

Odabrani članci koji obrađuju navedena tehnološka područja

1. Članak pod naslovom: How technology led to tectonic shifts in oil and gas supply (Kako je tehnolo-gija dovela do tektonskih pomaka u opskrbi naftom i plinom), autora D. Yegina, potpredsjednika IHS-a (Information Handling Services) naglašava nekoliko bitnih informacija i konstatacija vezanih za naftno-plinsko rudarstvo, odnosno gospodarstvo, kako slijedi: a) nove značajnije rezerve nafte i plina očekuju se u

nekonvencionalnim ležištima, dubokim morima (posebice u području Arktika i Brazilskog morskog dijela) te u Kanadskim naftnim pijescima;

b) »nekonvencionalna revolucija« u SAD-u omogućila je povećanje proizvodnje plina tako da je zastupljena s 44% ukupne proizvodnje, a nafta je porasla za 64%, čime je ostvareno preko dva milijuna radnih mjesta;

c) SAD ostaje drugi najveći uvoznik nafte, tj. poslije Kine, ali je najveći izvoznik naftnih derivata (preko 232 x 106m3/g.), dok će koncem 2015. i početkom 2016. postati jedan od glavnih izvoznika ukapljenog prirodnog plina (LNG), tj. uz bok Qataru i Australiji;

d) IHS je identificirao 23 najperspektivnija područja za otkrivanje rezervi nafte iz nekonvencionalnih ležišta (»tight oil formations«) i to, uz SAD, u zapadnom Sibiru u Rusiji, u Kini i Argentini.

2. U članku pod naslovom: Unlocking opportunity with innovation and cooperation, (Inovativnost i koope-rativnost otvaraju nove prilike), autora R. Tillersona, čelnika naftne kompanije »Exxon Mobil«, naglašava se da će populacija u svijetu do 2040. porasti za 30% i da će se nove rezerve pronaći novim tehnologijama

Odgovorna energetska aktivnost u rastućem svijetu (Službena publikacija 21. svjetskog naftnog kongresa)

Responsibly Energising a Growing World (Official Publication of the 21st World Petroleum Congress)

Mirko Zelić HUNIG

[email protected]

_________________________________________________________________________ 9




prikladne za duboka i ultraduboka mora, zatim za Arktik te za nekonvencionalna ležišta. Exxon Mobil i Rosneft osnovali su »Joint Venture« za operacije u Sahalinu, Kara moru i zapadnom Sibiru, kao i zajednički »Centar za istraživanje Arktika« na području koji pripada Rusiji. Tu se još naglašava da će, prema procjeni US EIA (Energy Information Aministration) u SAD-u do konca 2015. proizvodnja nafte iz nekonvencionalnih ležišta porasti na 545,5 x 106m3/g. Isto tako, zanimljiva je procjena US DOE (Department of Energy) koja predviđa da će se u istom razdoblju smanjiti emisija CO2 i ekvivalentnih plinova na razini 1990., unatoč povećanju konzumenata prirodnog plina za 50 milijuna.

3. U članku Developing new technologies to meet expanding demand (Razvoj novih tehnologija kao odgo-vor na rastuću potražnju), autora B. Dudley, izvršnog direktora BP-a konstatira se sljedeće: a) Rusija je lider u proizvodnji nafte i plina u svijetu i

veliki potencijalni izvori ugljikovodika omogućit će joj još veću proizvodnju;

b) prema procjeni »BP Energy Outlook« potražnja za energijom do 2035. g. porast će za 41%, što će se osigurati iz nekonvencionalnih ležišta posebice, u SAD-u, Rusiji i Kini;

c) prosječni iscrpak nafte iz ležišta u svijetu iznosi oko 35%, a povećanjem tog iscrpka na 45%, dobilo bi se oko 160 x 109m3 nafte, što po sadašnjoj potrošnji odgovara više od tridesetogodišnje potražnje nafte;

d) preporuča se forsirati metode utiskivanja vode niske slanosti (»LoSal® EOR«) u svim naftnim ležištima pogodnima za to, budući da bi se takvom tehnologi-jom mogao postići konačni iscrpak nafte iz ležišta i do 60%.

4. Članak pod naslovom: US unconventional output redraws the global energy map (Proizvodnja iz nekon-vencionalnih ležišta u SAD-u mijenja energetsku kartu svijeta), autorice M. van der Hoeven, izvršne direkto-rice IEA, usredotočen je na analizu energetskih područja uz slijedeću procjenu: a) razvoj proizvodnje nafte i plina iz nekonvencionalnih

ležišta u SAD-u promijenit će svjetsku energetsku kartu (mapu);

b) lagana nafta (»light tight oil – LTO) iz nekonvencio-nalnih ležišta dostići će svoj maksimum u 2030.;

c) svi novi izvori nafte povećat će svjetsku proizvodnju u 2035. za 14%;

d) potražnja za primarnom energijom u 2035. iznosit će oko 15 x 109 toe (tona ekvivalentne nafte) (Izvor: World Energy Outlook, 2013.).

5. Autor A. S. El-Badri, generalni tajnik OPEC-a u članku pod naslovom Energy security is vital for produ-cers as well as consumers (Energetska sigurnost je od presudne važnosti i za proizvođače i za potrošače), ističe niz podataka koje možemo sumirati kako slijedi: a) 2,6 milijardi ljudi za svoje osnovne potrebe oslanjaju

se na biomasu i drvo, dok 1,2 milijarde ljudi nemaju pristup električnoj energiji;

b) globalna energetska potražnja do 2035. porast će za 52%;

c) fosilna goriva će i dalje dominirati, ali će do 2035. pasti s 82% na 80% (udio nafte će pasti s 33% na 27%; udio plina će porasti s 22% na 26%; udio ugljena će ostati na 27%);

d) svjetski konačni iscrpak nafte i plinskog kondenzata (prema US Geological Survey), iznosit će preko 600 x 109m3;

e) prema procjeni »OPEC’s World Oil Outlook« svjet-ska potražnja za primarnom energijom u 2035. g. iznosit će 18,4 x 109 toe/g. (od čega se na naftu odnosi 20,6%, na prirodni plin 26,6%, na ugljen 32,6% te na nuklearnu energiju i obnovljive izvore energije oko 20,2%).

6. Članak pod naslovom: A helping hand in deve-loping Africa’s energy resources (Pomoć pri razvijanju energetskih izvora u Africi), autora M. Simmondsa, državnog ministra za Afriku, Foreign and Commonwe-alth Office, UK obuhvaća informacije vezane za energet-ski razvoj Afrike, naglašavajući značajnu međusobnu povezanost energije i geopolitike u svijetu. Tu se također ističe da u Africi oko 500.000.000 ljudi nema pristupa električnoj energiji. Prema procjeni IEA, Afrika će do 2035. pokrivati oko 8% globalne energetske potražnje.

7. Autor V. Alekperov, predsjednik LUKOIL-a, u članku pod naslovom: Is a shale revolution possible in Russia (Je li u Rusiji moguća revolucija u proizvodnji iz škriljevaca), elaborira mogućnost otkrivanja novih rezervi nafte i plina u Rusiji iz glinovitih škriljevaca (shales), pri čemu izdvajamo sljedeće navode: a) prema »US Energy Information Administration«

Rusija je svjetski lider u rezervama nafte u glinovitim škriljevcima (ispred SAD-a, koji je drugi) i trenutno iz tih ležišta proizvodi nafte oko 600.000 t dnevno;

b) za razliku od SAD-a, gdje se iskorištavanjem i proi-zvodnjom ugljikovodika iz škriljevaca bave privatne male i srednje tvrtke, u Rusiji se time bave krupne velike tvrtke pa je i profitabilnost niska;

c) glavne rezerve nafte u škriljevcima u Rusiji nalaze se u zapadnom Sibiru, površine preko 1.000.000 m2 s ležištima dubine preko 2.000 m i efektivne debljine

10 ________________________________________________________________________




20 – 30 m; procijenjene rezerve nafte iznose 140 – 170 x 109 tona;

d) u razradi ležišta škriljevaca u navedenom području sudjeluju u partnerstvu Rosneft i Gazpromneft s ExxonMobil-om i Shell-om te nezavisne tvrtke LUKOIL i Surgutneftegaz. Kao kontraktori sudjeluju zapadne servisne tvrtke Weatherford, Schlumberger, Baker Hughes i Halliburton;

e) jedinična cijena proizvodnje nafte iz škriljevaca je dvostruko veća od one iz konvencionalnih ležišta;

f) budući da prema procjeni ruskog Ministarstva za energiju, proizvodnja nafte u Rusiji može u sljedeća dva desetljeća pasti od 500 na 370 milijuna tona godiš-nje, ruska Vlada je započela fiskalnu reformu za istra-živanje, razradu i proizvodnju nafte iz ovih formacija.

8. Članak pod naslovom: Mexico opens up energy sector and frees PEMEX to change (Meksiko otvara energetski sektor i omogućuje promjene u PEMEX-u), autora E.L. Austina, generalnog direktora PEMEX-a, posvećen je naftnom rudarstvu u Meksiku s osvrtom na naftnu tvrtku PEMEX, koja je najznačajnija tvrtka i koja osigurava 1/3 poreznih prihoda državi.

Godišnja proizvodnja tvrtke PEMEX iznosi oko 146 x 106m3. i raspolaže s četiri bušaće platforme za duboka mora. Inače, potencijalne rezerve ugljikovodika u Meksiku iznose oko 25,0 x 109m3, većinom u nekonven-cionalnim ležištima i dubokim morima. Po dokazanim rezervama prirodnog plina u škriljevcima Meksiko se nalazi na 6. mjestu u svijetu.

9. Autor I. Davletshin, vodeći analitičar za naftu i plin tvrtke Renaissance Capital u članku pod naslovom Fiscal and cultural barriers to raising recovery in Russia (Fiskalne i kulturne barijere povećanju proizvodnje u Ruskoj Federaciji), analizira fiskalne i druge aktivnosti vezane za naftno-plinsko rudarstvo u Rusiji, naglašava-jući da je ruska vlada najveći dioničar u naftno-plinskom sektoru, temeljeći se: a) na poreznu funkciju, tj. preko 70% cijena uglji-

kovodika, posebice prirodnog plina, otpada na državne takse;

b) na najveće investicije u tom sektoru, tj. kontroli-rajući 50% proizvodnje nafte i 80% proizvodnje prirodnog plina.

Usvaja se na ruskim naftnim i plinskim poljima najsuvremenija sofisticirana tehnologija za povećanje proizvodnje nafte i plina kao što su vodoravna bušenja s više – stupanjskim frakturiranjem proizvodnih formacija. Značajno je napomenuti da naftne tvrtke Gazpromneft

i Shell zajednički grade polimersko postrojenje u Rusiji za proizvodnju polimera za utiskivanje u naftna ležišta u cilju povećanja iscrpka nafte iz ležišta.

10. Zanimljivo gradivo obuhvaćeno je u članku pod naslovom: Maximising ultimate recovery from uncon-ventional reserves (Postizanje maksimalne proizvodnje iz nekonvencionalnih rezervi), autora J. Millera, glav-nog izvršnog direktora tvrtke Halliburton, na temelju kojega možemo izlučiti sljedeće: a) ovo je zlatno doba za tehnologiju izrade i kompletira-

nja proizvodnih bušotina i to u nekonvencionalnim ležištima, u dubokim morskim ležištima, i u starim konvencionalnim ležištima;

b) sljedećih 20 godina potražnja za energijom rast će 1,5% godišnje, a svijet će za to vrijeme konzumirati energiju za 35% više;

c) proizvodnja prirodnog plina iz škriljevaca u svijetu porasla je od 28 x 109m3 u 2007. godini na preko 280 x 109m3 u 2013. godini;

d) proizvodnja nafte iz škriljevaca u istom periodu porasla je za 47%;

e) prognozira se porast rezervi prirodnog plina u SAD-u u nekonvencionalnim ležištima za oko 60%, a u svijetu za oko 20%, dok se porast rezervi nafte u navedenim ležištima procjenjuje i u svijetu i u SAD-u za oko 25%;

f) naglasak je na povećanje konačnog iscrpka i nafte i plina na postojećim konvencionalnim ležištima i to stimulacijskim metodama kao što su:

■ utiskivanje vode niskog saliniteta u ležišta u cilju podržavanja ležišnog tlaka;

■ utiskivanja CO2 u ležišta; ■ utiskivanje polimera; ■ termičke metode; ■ progušćivanje mreža bušotina na poljima (tzv. »infill drilling«).

Ova posljednja je posebice pogodna za nekonvenci-onalna ležišta koja su karakteristična po vrlo maloj propusnosti.

11. Članak pod naslovom: Changing the world: America’s tight oil revolution (Američka revolucija u proizvodnji nafte iz gustih formacija mijenja svijet), autora H. Hamma, glavnog izvršnog direktora tvrtke, Continental Resources, posvećen je novoj tehnologiji proizvodnje tzv. lagane nafte (»Light tight Oil - LTO«) iz slabopropusnih ležišta u SAD-u. Takva nafta ima kvalitetna svojstva, tj. relativno malu gustoću i niski sadržaj sumpora te se smatra najkvalitetnijom naftom u svijetu. Uz to naglašava se sljedeće:

________________________________________________________________________ 11




a) Federalni zakon u SAD-u donesen 1970., kontrolira snabdijevanje, potražnju i cijenu energije;

b) američkim aktima kao što su: »Energy Policy« i »Conservation Act« iz 1975. te »Export Administra-tion Act« iz 1979. zabranjen je izvoz američke nafte, ali će se to u sljedećim godinama mijenjati, jer je do 2020. (prema DEPA – Domestic Energy Producers Alliance) predviđena američka energetska neovisnost i mogućnost izvoza ugljikovodika;

c) novom tehnologijom vodoravnog bušenja postiže se dužina vodoravnog kanala bušotine 1.500 – 3.000 m;

d) trenutno, tj. u 2014. g. SAD izvozi naftne derivate u količini od oko 680.000 m3/d.

12. U članku pod naslovom: Making the most of what’s left in the North Sea (Kako pridobiti najviše od preostalih količina u Sjevernom moru) , autor sir I. Wood, bivši glavni direktor tvrtke Wood Group, navodi da je Velika Britanija u zadnjih pet desetljeća bila glavni internacionalni igrač u naftnoj i plinskoj indu-striji zahvaljujući uspješnoj vlastitoj »offshore« industriji okružujućeg Sjevernog mora. Do sada je iz tog okruženja Velika Britanija proizvela blizu 6,0 x 109 toe (tona ekviva-lentne nafte), zaposlila preko 400.000 ljudi diljem zemlje i pritom ostvarila izvoz u raznoj robi i servisima u preko 100 zemalja u vrijednosti preko 7 milijardi engleskih funti godišnje. Uz to, valja naglasiti sljedeće: a) proizvodnja ugljikovodika u UK opada, postigla je

vrhunac 1999. Ostatak pridobivih rezervi iznosi oko 3,3 x 109 toe te je zbog toga u prošloj godini uloženo oko 14 milijardi funti za otkrivanje novih naftnih i plinskih ležišta;

b) u razdoblju od 50 godina investirano je u Sjeverno more (koje pripada UK) oko 300 milijardi funti i pritom je državna blagajna zaradila preko 300 mili-jardi samo na proizvodnim taksama;

c) trenutno je u proizvodnji preko 300 naftnih i plinskih polja, od marginalnih, srednjih do velikih.

13. U članku pod naslovom: Global gas prices: A random walk or inevitable convergence? (Globalne cijene plina: Nasumično kretanje ili neizbježno pribli-žavanje?), autora H.V. Rogersa, direktora Programa istraživanja plina sa Oxford Instituta za studije o ener-giji, navodi se nekoliko bitnih informacija vezanih za cijenu prirodnog plina i ukapljenog prirodnog plina, između ostalog: a) temeljeći se na nekoliko studija, u slijedećih neko-

liko desetljeća prirodni plin će najbrže rasti u udjelu globalnog energetskog tržišta;

b) »Brent« cijena prirodnog plina kretala se od 10 USD/106 BTU (British Thermal Unit) u 2007., do 20 USD/106 BTU u 2013. godini;

c) u istom razdoblju u »Azijskom LNG Spotu« cijena se kretala od 7 USD/106 BTU do 19 USD/106 BTU, a »Henry Hub« cijena plina u SAD-u kretala se oko 6 USD/106 BTU, dok je cijena po »European hub-u« oko 11 USD/106 BTU;

d) značajno je naglasiti da je u 2013. razlika između »European hub« cijene plina i cijene ruskog plina (koja se temelji na cijeni nafte) bila manja od 5%;

e) do konca 2019. u SAD-u će se brojni uvozni UPP (LNG) terminali preinačiti u izvozne za količine ukapljenog prirodnog plina oko 70 – 110 x 109m3 godišnje.

14. Članak pod naslovom: LNG to grow twice as fast as overall demand for gas (Industrija UPP-a će rasti dvostruko brže nego ukupna potražnja za plinom), autora S. Hill-a, predsjednika firme Global Energy Marketing and Shipping – BG Group, opisuje razvoj UPP (LNG) tehnologije tj. ukapljenog prirodnog plina (SVT), te predviđa da će proizvodnja i opskrba UPP-a rasti dvostruko brže od prirodnog plina, tj. 5%/g. Do 2025. g. globalna UPP opskrba dostići će od one 240 x 106 t u 2013. g. na 400 x 106 t u 2025. godini te će iznositi 10% ukupno konzumiranog plina u svijetu. Danas je u svijetu u opticaju oko 380 UPP brodova, pri čemu se obavi 75.000 tereta iz 17 izvoznih zemalja u 27 uvoznih zemalja svijeta.

15. U članku pod naslovom: Australian LNG floats to the top(Australija preuzima vodeće mjesto među izvoznicima UPP-a), autora P. Colemana, direktora tvrtke Woodside Energy, naglašava se da će u slijede-ćim desetljećima australska UPP industrija biti vodeća u svijetu. Ujedno je prikazan kronološki razvoj naftnog rudarstva u Australiji od 1970. g. do danas, pri čemu je na postrojenja kao što su: »offshore« platforme, podvodna infrastruktura, procesna skladišna postrojenja na kopnu te postrojenja za punjenje UPP brodova i UPP brodovi, uloženo preko 27 x 109 USD. U pet proizvodnih jedi-nica proizvodi se godišnje oko 16 x 106 tona ukapljenog prirodnog plina. Planira se u slijedećih sedam novih UPP – projekata uložiti preko 200 x 109 USD, čime će se postići 20% ukupnog globalnog snabdijevanja ukaplje-nim prirodnim plinom.

16. Članak pod naslovom: The EU takes an option on developing shale gas (EU odlučuje o kretanju u razradu ležišta plinskih škriljevaca), autora D.A. Iago,

12 ________________________________________________________________________




korespodenta firme Argus Media Group u Brislu, posvećen je analizi zakonskih mogućnosti istraživanja prirodnog plina iz nekonvencionalnih ležišta u EU, pri čemu se naglašava pravo EU članica da same izaberu izvore energije koje će iskorištavati, kao i generalnu strukturu snabdijevanja energijom. Europska komisija je procijenila da pridobive rezerve prirodnog plina u EU u škriljevcima iznose oko 16 x 1012m3.

17. D. Demers, izvršni direktor kanadske tvrtke Westport u članku pod naslovom: Natural gas engi-nes hit the roads of North America (Motori pogo-njeni plinom na cestama Sjeverne Amerike), analizira upotrebu prirodnog plina u cestovnom i morskom prometu, usredotočujući se na ukapljeni prirodni plin - UPP (LNG) i stlačeni (komprimirani) prirodni plin – SPP (CNG). Međunarodna energetska agencija (IEA) procjenjuje značajan porast primjene prirodnog plina u transportu, kako u cestovnom, tako i u morskom. To se potkrepljuje i razlikom u cijeni, pri čemu se navodi da je u SAD-u prosječna cijena dizela oko 3,92 USD/106 BTU, odnosno ukapljenog prirodnog plina 2,76 USD/106 BTU, dok je cijena komprimiranog plina oko 2,09 USD/106 BTU. Ulažu se značajna sredstva u SAD-u u UPP (LNG) i SPP (CNG) postaje, pri čemu su vodeće firme Shell, zatim, kanadska firma Westport te firma Blu and Clean Energy.

18. U članku pod naslovom: Preparing and promo-ting the energy transition (Priprema za i promovira-nje prijelaza na obnovljive izvore energije), autor C. Margerie, glavni direktor tvrtke Total, usredotočuje se na naftno-plinsku industriju i na odgovornost u snab-dijevanju energije. Tu možemo izlučiti nekoliko bitnih navoda: a) globalna potražnja za energijom procjenjuje se do

2035. više od 30%; b) energija vjetra i sunčeva energija porast će do 2035.

godine od sadašnjih 1% na 6%; c) fosilna goriva će i dalje dominirati i do 2035. g. i biti

će zastupljena sa 74%, nafta će biti na 28% a prirodni plin na 25%;

d) životni vijek naftnih rezervi (izuzev naftnih škrilje-vaca) procjenjuje se na oko 80 godina, a prirodnog plina (izuzev plinskih hidrata) na oko 140 godina;

e) pad proizvodnje nafte iz starih polja kao i povećanje potražnje za naftom do 2030. treba nadoknaditi novom proizvodnjom blizu 9,0 x 106m3/d, što je oko 60% sadašnje tekuće proizvodnje nafte u svijetu;

f) 60% stakleničkih plinova rezultat su proizvodnje i potrošnje fosilnih goriva, pri čemu najviše sudjeluje

Kina stvarajući emisiju oko 24%, SAD oko 18%, a EU oko 12%.

19. Članak pod naslovom: Make a start to climate action by cutting flaring (Ublažavanje klimatskih promjena započnite smanjenjem spaljivanja na baklji), autorice R. Kyte, potpredsjednice World Bank Group za klimatske promjene, razmatra, kako i sam naslov kaže, utjecaj fosilnih goriva na klimatske promjene, naglašavajući, posebice, utjecaj naftnog plina koji izgara na bakljama širom svijeta. Navedimo samo neke podatke vezane uz ovu temu: a) nedavno je International Panel Climate Change

(IPCC) objavio promjenu klime koja bi mogla uzro-kovati:

■ rizike podizanja razine mora; ■ poplave i oštećenja gradova; ■ rizike o nesigurnosti i nestašici hrane; ■ rizike o infrastrukturi;

b) u žarištu je eliminacija izgaranja plina na bakljama, gdje su uključene 32 naftne kompanije i zemlje proi-zvođači nafte;

c) svake godine u svijetu izgori na bakljama oko 140 x 109m3 plina, što rezultira emisijom CO2 u zraku u količini od oko 350 x 106 tona, a to je ekvivalentno 1/3 konzumacije plina u EU;

d) u mnogim zemljama radi se na eliminaciji izgara-nja plina na bakljama koristeći ga u druge svrhe: Meksiko, Azerbejdžan, Nigerija, Saudijska Arabija, Katar, UAE, Kuwait i dr.;

e) najveći potrošači plina na bakljama (izraženo 109m3/g.) su: Rusija (50), Nigerija (15), Iran (12), Irak (10), SAD (7), Alžir (6), Kazahstan (5), Angola (4,5), Saudijska Arabija (4), Libija (4), Venecuela (3,5), Meksiko (3,5), Kina (3), Kanada (2,5), Indone-zija (2,5), Qatar (2,5), Uzbekistan (2,5), Oman (2,5), Malezija (2), Egipat (2).

20. Članak pod naslovom: Balance of power in Russian partnerships (/ Ravnoteža moći u partner-stvima s ruskim kompanijama), autora J. Hendersona, Oksfordski institut za energetske studije, i A. Fergu-sona bivšeg šefa odjela za plin firme TNK-BP, obrađuje uspješnu suradnju zapadnih i ruskih naftnih kompanija u cilju unapređenja tehnologije istraživanja, razrade i proizvodnje nafte i plina, kao i u cilju otkrivanja i pove-ćanja rezervi nafte i plina u Rusiji. Izdvajamo neke bitne navode: a) nedavni »joint ventures« između ruskih kompanija

Rosnefta, Gazproma, Novateka i brojnih internaci-onalnih naftnih kompanija, u protekle dvije godine

________________________________________________________________________ 13




označili su povratak partnerskoj strategiji koja je 2000. g. u Rusiji napuštena;

b) inozemne naftne kompanije osiguravaju suvre-menu tehnologiju, eksperte u upravljanju i kapital, dok domaće ruske kompanije osiguravaju prostor i koncesije za pogodno istraživanje i otkrivanje rezervi nafte i plina;

c) najveći »joint ventures« između ruske kompanije TNK i engleske kompanije BP ostvaren je 2003. g. koji je rezultirao uspješnom suradnjom;

d) značajan »joint ventures« između Rosnefta i Exxona, Statoila i ENI-a fokusiran je na istraživanje nafte u Arktičkom području te na istraživanje nafte u nekon-vencionalnim ležištima;

e) razvijen je »7R« model angažmana (»engagement model«) koji bi trebao doprinijeti pozitivnom odnosu inozemnih i domaćih investitora u poslovnim okol-nostima u Rusiji. Nakon 15 g. analiziranja modela »7R« dokazano je da potencijalni strani partneri u Rusiji imaju mogućnost uspješne suradnje na opera-tivnom, kulturnom i duhovnom planu;

f) model »7R« obuhvaća pojmove nužne za uspješnu suradnju kompanija:

■ Resourcing – izvorište, poticaj; ■ Renewal – obnova; ■ Reciprocity – uzajamnost; ■ Relevance – važnost; ■ Reality – stvarnost; ■ Rigour – stroge mjere; ■ Relationships – srodni odnosi.

21. Autor D. Kaberuka, predsjednik Afričke banke za razvoj u članku pod naslovom: Realising Africa’s full oil and gas potential (Ostvarenje punog naftnog i plinskog potencijala Afrike), objavljuje niz podataka vezanih za naftnu industriju u Africi, od kojih izdvajamo one bitne:proizvodnja nafte u Africi u 2013. iznosila je preko 360

x 106m3/g; a) Afrika ima oko 10% dokazanih svjetskih rezervi

nafte, i 8% dokazanih rezervi prirodnog plina; b) Afrička banka za razvoj nedavno je osnovala Afri-

can Natural Resources Center (Centar za Afričke prirodne izvore) koji bi trebao osigurati financijsku i tehničku pomoć te stručni savjet za razvoj domaćeg gospodarstva;

c) naglašene su zemlje koje imaju uspješno razvijeno naftno rudarstvo, kao što su: Angola, Gabon, Nige-rija, Republika Kongo, Gana, Kenija, Uganda, Mada-gaskar, Mozambik i Tanzanija.

22. U članku pod naslovom: Innovative financing for upstream oil and gas (Inovativna rješenja za finan-ciranje istraživanja i proizvodnje nafte i plina), autor J. Martin, direktor odjela za globalnu energiju Standard Chartered Bank, naglašava nekoliko bitnih informacija vezanih za naftno rudarstvo. To su: a) prema procjeni IEA, zbog porasta potražnje za ener-

gijom, u slijedećih 20 g. investirat će se u naftnu industriju godišnje oko 1,0 bilijun USD;

b) najveće investiranje odnosit će se na: ■ vrlo duboka mora; ■ na »pre-salt« ležišta u Brazilu; ■ na škriljevce (shales) u SAD-u, Rusiji, Kini; ■ na istočnu Afriku, radi otkrića relativno velikih rezervi prirodnog plina;

c) nacionalne naftne kompanije kontroliraju preko 70% dokazanih pridobivih rezervi ugljikovodika u svijetu i odgovorne su za preko 60% proizvodnje istih.

23. Članak pod naslovom: The human challenge in the oil and gas industry (Izazovi ljudskih resursa u industriji nafte i plina), autora M. C. Filhoa, generalnog tajnika Brazilskog instituta za naftu, plin i biogoriva, posvećen je ljudima i generacijama vezanim za razvoj naftno-plinske industrije. Izdvajamo slijedeće podatke: a) svjetska potražnja za energijom do 2040. godine

porast će za 56%; b) prema »UN World Population Prospects »(2012.)

očekuje se do 2040. porast stanovništva na 9 mili-jardi;

c) održivi razvoj nije moguć bez održive energije te razvoj modernih energetskih servisa fundamentalan je za razvoj društva;

d) jedan od glavnih zadataka svjetske industrije odnosi se na zapošljavanje novih generacija stanov-ništva poznata kao »Y« (ili Millennial), (rođene 1980.) i »Z« generacije (rođene 1990.), koja je karakteristična po vrijednosti koja se razlikuje od prethodne generacije »X«;

e) generacija »Y« svjedočila je tehnološkom razvoju interneta, a aktivna je i otvorena prema socijalnim mrežama;

f) generacija »Z« rođena je u vrijeme PC-a, mobilnih telefona, MP3 playera te internetske povezanosti;

g) strategija naftnih kompanija i vlada odnosi se na privlačenje ovih generacija u naftno rudarstvo.

akademik Mirko Zelićpredsjednik Znanstvenog vijeća za naftu i plin HAZUpredsjednik HUNIG-a

14 ________________________________________________________________________




Ključne riječi: inicijalni EOR pregled, povećanje iscrpka, Hrvatski EOR potencijalKey Words: initial EOR screening, increased recovery, Croatian EOR potential

Sažetak

Svako naftno ležište određeno je velikim brojem karak-teristika, kao što su: ležišni tlak i temperatura, svojstva ležišne stijene, tip nafte te njezin sastav i viskoznost. Posljedica tog mnoštva varijabli je velika raznoli-kost naftnih ležišta. Zbog toga nisu sva naftna ležišta podobna za primjenu EOR-a i nije svaka EOR metoda primjenjiva na svako ležište.

Postupak početnog EOR pregleda naftnih polja uključuje popisivanje svih bitnih svojstava ležišta i ležišnih fluida te njihovu usporedbu s kriterijima primjenjivosti raznih EOR metoda. Ovo je prvi korak u definiranju EOR potencijala na nekom prostoru, koji će brzo istaknuti sva perspektivna polja/ležišta za EOR te maknuti fokus s nepodobnih kandidata.

Takav početni pregled proveden je na svim značaj-nim naftnim poljima u Hrvatskoj. Pritom su popisane ključne karakteristike ležišta i fluida za sve hidrodina-mičke jedinice s utvrđenim rezervama nafte većim od 1*106 m3 (iznimno je obuhvaćeno i nekoliko manjih HDJ) te su uspoređene s publiciranim empirijskim kriterijima primjenjivosti EOR metoda.

U ovom su radu prikazani rezultati početnog EOR pregleda hrvatskih naftnih polja. Spomenutim pregle-dom utvrđen je ukupan EOR potencijal u Hrvatskoj i definirane su primjenjive EOR metode.

AbstractEvery oil reservoir is determined by many characte-ristics, such as reservoir pressure and temperature, reservoir rock properties, crude oil type, its compo-sition and viscosity. The consequence of such a large number of variable properties is great diversity of oil reservoirs. Therefore, not all oil reservoirs are suitable for EOR and not every EOR method is applicable to a certain oil reservoir.

The process of initial oil field EOR screening invol-ves the inventory of all significant reservoir and fluid properties and their comparison with the applicability criteria of various EOR methods. This is the first step in defining the EOR potential in a broader area, and it will quickly highlight all promising fields / reservoirs suitable for EOR implementation while removing focus from unsuitable candidates.

This initial screening was conducted on all major oil fields in Croatia. The key properties for all reservo-irs containing more than 1*106 m3 initial oil in place (and exceptionally, several smaller reservoirs) were listed and compared to published empirical criteria for applicability of EOR methods.

This paper presents the results of the initial EOR screening for Croatian oil fields. It further includes the total EOR potential in Croatia and applicable EOR methods.

EOR potencijal naftnih polja u HrvatskojEor Potenital in Croatian Oil Fields Vlatko Bilić Subašić

INA d.d., Zagreb [email protected]

Nenad Smontara INA d.d., Zagreb

[email protected]

________________________________________________________________________ 15




UvodU razdoblju između 1978. i 1991. godine izvršena su detaljna laboratorijska ispitivanja učinka ugljiko-vog dioksida na istiskivanje nafte iz naftnih ležišta u Hrvatskoj. Ta istraživanja, zajedno s numeričkom simulacijom istiskivanja nafte iz ležišta, pokazala su da je naizmjeničnim utiskivanjem ugljikovog diok-sida i vode moguće ostvariti značajan dodatni iscrpak nafte iz naftnih ležišta eksploatacijskih polja Ivanić i Žutica. Pilot projekt je započeo 2001. utiskivanjem slane vode u naftno ležište s ciljem povećanja ležišnog tlaka, a u razdoblju od 2003. do 2006. provedeno je i utiskivanje ugljikovog dioksida. Na temelju rezul-tata pilot projekta donesena je odluka o realizaciji prvog projekta povećanja iscrpka nafte (EOR projekt) u Hrvatskoj. U izgradnju površinskog sustava (KS Molve, KS Etan, cjevodovi i membranski separator na KS Žutica) te opremanje utisnih i proizvodnih bušotina do sada je investirano preko 480 milijuna kuna, dok je za dovršenje projekta, u razdoblju 2015. – 2016., potrebno uložiti još 313 milijuna kuna. Prema numeričkom modelu ležišta, EOR projektom utiskivanja CO2 će se povećati konačni iscrpak nafte za 4,8% od utvrđenih geoloških rezervi.

Cilj ovoga rada je dati pregled ukupnog EOR potencijala u Hrvatskoj i definirati primjenjive EOR metode, uz već spomenuto utiskivanje ugljikovog diok-sida u iscrpljena naftna ležišta.

EOR (Enhanced Oil Recovery) je proces pove-ćanja iscrpka nafte utiskivanjem fluida koji se ne nalaze prirodno u ležištu. Povećanje iscrpka poslje-dica je manipulacije kemijskih i fizikalnih interakcija u naftnim ležištima na način koji unaprjeđuje povoljne uvjete crpljenja.

Konvencionalnim metodama proizvodnje nafte moguće je prosječno iscrpiti oko 35 % utvrđenih rezervi nafte. To znači da u trenutku prekida proi-zvodnje na nekom polju, u ležištu preostaje oko 65 % utvrđenih rezervi nafte, što je velik i atraktivan cilj za EOR metode, jer one imaju potencijal za prekategori-zaciju nepridobivih rezervi nafte u bilančne rezerve.

Može se reći da je EOR skup metoda za produ-ljenje proizvodnog vijeka iscrpljenih ili nerentabilnih naftnih polja. EOR se često primjenjuje u tercijarnoj fazi crpljenja naftnih polja, nakon što proizvodnja konvencionalnim i manje riskantnim metodama, kao što su primarna proizvodnja i zavodnjavanje, postane nerentabilna zbog male proizvodnosti bušotina i viso-kog udjela vode u proizvodnji. No može se koristiti i u sekundarnoj fazi crpljenja umjesto zavodnjavanja ili u primarnoj fazi crpljenja, kod ležišta s teškom naftom.

Sve EOR metode podrazumijevaju utiskivanje nekog fluida u ciljano ležište. Ukupna djelotvornost bilo kojeg procesa utiskivanja fluida u ležište, s ciljem istiski-vanja ležišne nafte, određena je umnoškom makroskop-ske i mikroskopske djelotvornosti istiskivanja.

EOR se oslanja na tri temeljna mehanizma:1. Redukcija međupovršinske napetosti između

ležišne nafte i utiskivanog (istiskujućeg) fluida s ciljem povećanja kapilarnog broja i povećanja mikroskopske djelotvornosti istiskivanja.

2. Smanjenje omjera pokretljivosti fluida radi pove-ćanja makroskopske djelotvornosti istiskivanja nafte iz ležišta. To se postiže povećanjem visko-znosti istiskujućeg fluida, smanjenjem relativne propusnosti istiskujućeg fluida te smanjenjem viskoznosti nafte koja se istiskuje.

3. Smanjenje viskoznosti nafte, odnosno, poveća-nje pokretljivosti nafte dovođenjem toplinske energije u ležište, radi olakšanja utoka nafte u proizvodne bušotine.

EOR metode definirane su vrstom fluida koji se utiskuje u ciljano ležište te se mogu svrstati u četiri kategorije:

1. EOR metode utiskivanja plinova u uvjetima miješanja: ■ uključuju metode utiskivanja dušika/dimnih plinova, plinovitih ugljikovodika i CO2;

■ oslanjaju se na smanjenje ili poništavanje međupovršinske napetosti između ležišne nafte i utisnutih fluida.

2. Kemijske EOR metode: ■ uključuju metode utiskivanja polimera te mice-larno-polimernih i alkalnih otopina;

■ oslanjaju se na dodavanje jednog ili više kemij-skih aditiva utisnom fluidu kako bi se postiglo smanjenje ili poništavanje međupovršinske napetosti između ležišne nafte i istiskujućeg fluida i/ili smanjenje omjera pokretljivosti između njih.

3. Termalne EOR metode: ■ uključuju metode cikličkog i kontinuiranog utiskivanja pare te sagorijevanje nafte u ležištu;

■ oslanjaju se na zagrijavanje ležišne nafte uvođe-njem toplinske energije u ležište i na taj način smanjenje njene viskoznosti i olakšanje protoka kroz ležište.

4. Mikrobiološke EOR metode: ■ oslanjaju se na utiskivanje mikroorganizama u ležište, koji u reakciji s ležišnim fluidima gene-riraju polimere ili surfaktante.

16 ________________________________________________________________________




Empirijski kriteriji primjenjivosti EOR metodaEOR metode primjenjuju se od 1959. Do danas je u svijetu implementirano preko 600 projekata, a ujedno su provedena mnoga laboratorijska ispitivanja radi boljeg razumijevanja EOR mehanizama. Zbog velike količine sakupljenog teoretskog znanja i praktičnog iskustva, može se zaključiti kako je EOR zrela tehno-logija. Veći broj publiciranih članaka u naftaškoj struci bavi se kriterijima primjenjivosti EOR metoda. Jedan od najčešće citiranih skupova kriterija postavio je Martin Taber (Taber et.al., 1996). Taberovi kriteriji u potpunosti su empirijski, a temelje se na stvarnim projektima, koji su do tad bili provedeni u svijetu te predstavljaju presjek karakteristika ležišta i fluida uspješnih EOR projekata. Stoga se mogu shvatiti i kao poželjna svojstva ležišta i ležišnih fluida za pojedine EOR metode.

Za potrebe analize opisane u ovom članku, Tabe-rov set kriterija je modificiran i nadopunjen dodat-nim karakteristikama ležišta i fluida. Usvojeni kriteriji sastoje se od 11 EOR metoda tablično suprotstavljenih s 13 svojstava ležišta i ležišnog fluida.

Spomenute karakteristike ležišta i fluida su: ■ gustoća nafte u površinskim uvjetima ■ trenutna viskoznost nafte u ležištu ■ sastav nafte (dominantna skupina ugljikovodič-nih frakcija)

■ trenutno zasićenje ležišta naftom

■ litologija ležišta (pješčenjak, pijesak, karbonat, breča/konglomerat)

■ efektivna debljina ležišta ■ prosječna apsolutna propusnost ležišta ■ prosječni porozitet ležišta ■ dubina ležišta ■ temperatura ležišta ■ nagib ležišta (više ili manje od 15°) ■ postojanje i tip heterogenosti ležišta (homogeno, proslojci lapora, sekundarni porozitet)

■ salinitet slojne vode Prikaz presjeka karakteristika ležišta i fluida s EOR metodama nalazi Tablici 1. Govoreći općenito o poželjnim ležišnim svojstvima

za pojedine EOR metode, proces utiskivanja plinova u uvjetima miješanja zahtijevaju lake nafte s malom viskoznošću. Takve nafte često imaju veliki udio lakih i srednjih ugljikovodičnih frakcija, koje su nužne za postizanje miješanja utisnutog i ležišnog fluida kroz višestruke kontakte (dinamičko miješanje). Povoljnija su tanja ležišta i/ili ležišta s većim nagibom, zbog manje vjerojatnosti gravitacijske segregacije utisnutog plina i ležišne nafte, što negativno djeluje na makroskopsku djelotvornost istiskivanja. Ujedno, ležište treba biti dovoljno duboko da u njemu bude moguće postići minimalni tlak miješanja.

Kemijske EOR metode zahtijevaju niže tempera-ture ležišta, kako bi se izbjegla termalna degradacija polimera. Zahtijevaju ležište pješčenjaka, kako bi se smanjila adsorpcija surfaktanata i ostalih skupih kemi-

Tablica 1. Kriteriji primjenjivosti EOR metoda

U�skivanje dušika i/ili dimnih plinova u

uvje�ma miješanja

U�skivanje plinovi�h ugljikovodika u

uvje�ma miješaja

U�skivanje CO2 u uvje�ma miješanja

Is�skivanje na�e nemješljivim

plinovima

micelarno-polimerno, alkalno/PAT/polimerno ili alkalno zavodnjavanje

Polimerno zavodnjavanje

Sagorijevanje na�e u ležištu

Ciklično u�skivanje pare

(huff and puff)

Kon�nuirano u�skivanje pare (steam flooding)

SAGD (steam assisted gravity

drainage)

MEOR (microbial enhanced

oil recovery)

Gustoća na�e na površinskim uvje�ma

(kg/m3)< 850; prosjek 790 < 916; prosjek 820 < 922; prosjek 845 < 986; prosjek 918 < 934; prosjek 850 < 966; prosjek 896 < 1 000; prosjek 959 < 1014; prosjek 968 < 1014; prosjek 968 < 1014; prosjek 968 < 950; prosjek 875

Trenutna viskoznost na�e u ležištu

(mPa*s)< 0,4; prosjek 0,2 < 3; prosjek 0,5 < 10; prosjek 1,5 < 600; prosjek 65 < 35; prosjek 13 < 150; >10 < 5 000; prosjek 1 200 < 200 000; prosjek 4 700 < 200 000; prosjek 4 700 < 200 000; prosjek 4 700 < 50

Sastav na�e (udio pojedinih frakcija i

komponen�)

visok udio lakih frakcija C1-C7


visok udio srednjih frakcija C5-C12

nebitnovisok udio lakih i srednjih frakcija,

prisustvo organskih kis.nebitno

visok udio teških frakcija, prisustvo

asfaltenanebitno nebitno nebitno nebitno

Trenutno zasićenje ležišta na�om

(% pornog volumena)> 40; prosjek 78 > 30; prosjek 71 > 30; prosjek 46 > 45; prosjek 70 > 35; prosjek 53 > 50; prosjek 64 > 50; prosjek 67 > 40; prosjek 66 > 40; prosjek 66 > 40; prosjek 66 > 50; prosječno 60

Litologija ležišta (pješčenjak / pijesak /

karbonat)pješčenjak ili karbonat pješčenjak ili karbonat pješčenjak ili karbonat nebitno pješčenjak pješčenjak

pješčenjak, pijesak ili karbonat

pješčenjak ili pijesak pješčenjak ili pijesak pješčenjak ili pijesak pješčenjak

Efek�vna debljina ležišta (m)

< 3, osim u slučaju velikog nagiba sloja ili

masivnog ležišta


masivnog ležišta

velik raspon povoljnih debljina

nebitno nebitno nebitno > 3 > 6 > 6 > 6 nebitno

Prosječna apsolutna propusnost ležišta

(mD)nebitno nebitno nebitno nebitno > 10; prosjek 450 > 10; prosjek 800 > 50 > 100; prosjek 2 700 > 100; prosjek 2 700 > 100; prosjek 2 700 > 75; prosječno 190

Prosječni porozitet ležišta

(%)

> 11; prosjek 18, nebitno u slučaju

sek. poroziteta


sek. poroziteta


sek. poroziteta


sek. poroziteta


sek. poroziteta


sek. poroziteta> 15 > 20 > 20 > 20

> 12; prosječno 19, nebitno u slučaju

sek. poroziteta

Dubina ležišta (m)

> 1830 > 1220 > 760 > 550 < 2750; prosjek 1000 < 2750 < 3500; prosjek 1070 < 1220; prosjek 460 < 1220; prosjek 460 < 1220; prosjek 460 < 1055; prosječno 750

Temperatura ležišta (°C)

nebitno < 121 < 121 nebitno < 93; prosjek 52 < 93; prosjek 60 > 38; prosjek 57 nebitno nebitno nebitno < 75

Nagib ležišta > 15 °povoljno zbog

gravitacijskog utjecajapovoljno zbog





gravitacijskog utjecajanebitno nebitno nebitno nebitno nebitno

Heterogenost ležištaSekundarni porozitet

nepovoljanSekundarni porozitet



veoma nepovoljanSekundarni porozitet





veoma nepovoljanProslojci lapora veoma

nepovoljniSekundarni porozitet

nepovoljan

Salinitet slojne vode (g/l NaCl)

nebitno nebitno nebitno nebitno < 100 < 100 nebitno nebitno nebitno nebitno < 100

Povoljna svojstva na�e i ležišta

EOR metode

________________________________________________________________________ 17




kalija na stijenu te dovoljno veliku propusnost da se omogući dovoljan utisni kapacitet. Kemijske metode funkcioniraju i s umjereno teškim i nešto viskoznijim naftama, no još uvijek je potrebno izbjeći nepovoljan omjer pokretljivosti između istiskivanog i istiskujućeg fluida.

Kod primjena termalnih EOR metoda, najvažnije je imati visoko zasićenje ležišta naftom, pogotovo kod metode utiskivanja pare, gdje se dobar dio proizve-dene nafte na površini koristi kao gorivo za proizvod-nju pare. Ujedno, ležište bi moralo biti pliće, jer se u kanalu utisnih bušotina gubi toplinska energija. Kod metode sagorijevanja nafte u ležištu, bitno je da ležište bude veće debljine, kako bi se smanjili gubici topline u susjedne formacije. Sve termalne metode primjenjuju se isključivo na ležištima s jako viskoznim naftama, koje pri originalnoj ležišnoj temperaturi otežano struje kroz ležište i sporo utiču u bušotine te nije moguće ostvariti rentabilnu proizvodnju bez uvođenja dodatne toplinske energije u ležište s ciljem smanjenja visko-znosti nafte.

Na kraju je bitno napomenuti kako su izražena heterogenost i prirodna raspucanost ležišta nepovoljni za sve vrste EOR-a, a za neke metode su i eliminacijski kriterij.

Treba naglasiti da su kriteriji iz tablice 1 samo smjernice za odabir optimalne EOR metode, a ne čvrsta pravila. Oni su veoma korisni za brz i jeftin kvalitativni pregled velikog broja ležišta - kandidata za EOR, prije nego što se donese odluka o izradi skupih ležišnih studija i numeričkih modela.

Početni EOR pregled naftnih polja u Hrvatskoj

Inicijalnim EOR pregledom obuhvaćene su sve značaj-nije akumulacije nafte u Hrvatskoj, s izuzetkom naftnih polja Ivanić i Žutica na kojima je, u trenutku izrade ove analize, već proveden EOR projekt utiskivanja CO2. Preciznije, obuhvaćene su sve hidrodinamičke jedinice (HDJ) s utvrđenim rezervama nafte većim od 1*106 m3 (iznimno je obuhvaćeno i nekoliko manjih ležišta). Za sve spomenute HDJ popisano je 13 kritičnih svoj-stava ležišta i ležišnih fluida koja su se zatim uspore-

đivala s kriterijima primjenjivosti svake EOR metode. Ukoliko se pojedino svojstvo ležišta ili fluida nalazilo unutar raspona vrijednosti kriterija određene EOR metode, tada je ćelija na presjeku svojstva i metode obojana zeleno. Kada se svojstvo ležišta ili fluida nala-zilo na rubu raspona vrijednosti kriterija određene EOR metode, tada je ćelija na presjeku obojana žuto. U slučaju kada se svojstvo nalazilo izvan raspona vrijed-nosti kriterija, ćelija na presjeku obojana je crveno. Za potrebe ovog početnog pregleda izrađen je Visual Basic program u Excelu koji je cijeli proces uvelike automati-zirao. Primjer usporedbe karakteristika naftnog ležišta A1 u tektonskom Bloku 3 na polju Stružec s kriterijima pojedinih EOR metoda prikazan je u Tablici 2.

Ukoliko je svih 13 svojstava ležišta i ležišnih fluida optimalno zadovoljilo kriterije neke EOR metode (ili su neki od njih nebitni), tada je ta metoda proglašena optimalnom za promatranu HDJ. U slučaju da su se neka svojstva nalazila u rubnom rasponu kriterija EOR metode, tada je ta metoda proglašena uvjetno primjenjivom za promatranu HDJ, što ukazuje na potrebu za dodatnim laboratorijskim ispitivanjima prije prihvaćanja/odbacivanja metode. Kada neka svojstva nisu zadovoljavala kriterije EOR metode, tada je metoda proglašena neprimjenjivom za proma-tranu HDJ.

Rezultati inicijalnog EOR pregleda razvrstani su po proizvodnim regijama u Hrvatskoj i prikazani u sažetim tablicama 3.- 6. Pritom, prikazane su samo HDJ koje su pogodne za neku EOR metodu te metode koje su primjenjive u promatranoj proizvodnoj regiji. Uz tablicu s rezultatima inicijalnog pregleda nalaze se i podaci o utvrđenim rezervama i trenutnom iscrpku analiziranih HDJ.

Ćelije u sjecištima redaka s nazivima promatranih HDJ i stupaca s nazivima EOR metoda obojene su ovisno o stupnju kompatibilnosti ležišta i EOR metoda. Zelena boja označava potpuno zadovoljavanje krite-rija EOR metode, žuta označava djelomičnu (uvjetnu) kompatibilnost, a crvena nekompatibilnost. Dodatno, u ćelijama su navedena svojstva promatrane HDJ koja su nekompatibilna s kriterijima pojedine EOR metode. Podebljana su svojstva koja se nalaze izvan kriterija, a u zagradi su navedena svojstva koja rubno zadovoljavaju kriterij.

18 ________________________________________________________________________




Tablica 2. Usporedba karakteristika naftnog ležišta A1 u tektonskom bloku 3 na polju Stružec s kriterijima EOR metoda

Gustoća na�e 831 kg/m3 Litologija ležišta Efek�vna debljina 16,2 mViskoznost na�e 0,904 mPa*s Dubina težišta ležišta 820 m Nagib ležišta > 15 °

Zasićenje ležišta na�om 38,1 % Temperatura ležišta 60,2 °C Heterogenost ležištaSastav na�e (visok udio lakih/srednjih/teških frakcija) Propusnost ležišta 50 mD Salinitet slojne vode 8,13 g/l NaCl

Posebne komponente (prisustvo organskih kiselina ili asfaltena) Porozitet ležišta 28,6 %

U�skivanje dušika i/ili dimnih plinova u

uvje�ma miješanja


uvje�ma miješaja


Is�skivanje na�e nemješljivim

plinovima

micelarno-polimerno, alkalno/PAT/polimerno ili alkalno zavodnjavanje


Sagorijevanje na�e u ležištu


(huff and puff)


SAGD (steam assisted gravity

drainage)

MEOR (microbial enhanced

oil recovery)

Gustoća na�e na površinskim uvje�ma

(kg/m3)< 850; prosjek 790 < 916; prosjek 820 < 922; prosjek 845 < 986; prosjek 918 < 934; prosjek 850 < 966; prosjek 896 < 1 000; prosjek 959 < 1014; prosjek 968 < 1014; prosjek 968 < 1014; prosjek 968 < 950; prosjek 875

Trenutna viskoznost na�e u ležištu

(mPa*s)< 0,4; prosjek 0,2 < 3; prosjek 0,5 < 10; prosjek 1,5 < 600; prosjek 65 < 35; prosjek 13 < 150; >10 < 5 000; prosjek 1 200 < 200 000; prosjek 4 700 < 200 000; prosjek 4 700 < 200 000; prosjek 4 700 < 50

Sastav na�e (udio pojedinih frakcija i

komponen�)



visok udio srednjih frakcija C5-C12

nebitnovisok udio lakih i srednjih frakcija,

prisustvo organskih kis.nebitno

visok udio teških frakcija, prisustvo

asfaltenanebitno nebitno nebitno nebitno

Trenutno zasićenje ležišta na�om

(% pornog volumena)> 40; prosjek 78 > 30; prosjek 71 > 30; prosjek 46 > 45; prosjek 70 > 35; prosjek 53 > 50; prosjek 64 > 50; prosjek 67 > 40; prosjek 66 > 40; prosjek 66 > 40; prosjek 66 > 50; prosječno 60

Litologija ležišta (pješčenjak / pijesak /

karbonat)pješčenjak ili karbonat pješčenjak ili karbonat pješčenjak ili karbonat nebitno pješčenjak pješčenjak

pješčenjak, pijesak ili karbonat

pješčenjak ili pijesak pješčenjak ili pijesak pješčenjak ili pijesak pješčenjak

Efek�vna debljina ležišta (m)


masivnog ležišta


masivnog ležišta

velik raspon povoljnih debljina

nebitno nebitno nebitno > 3 > 6 > 6 > 6 nebitno

Prosječna apsolutna propusnost ležišta

(mD)nebitno nebitno nebitno nebitno > 10; prosjek 450 > 10; prosjek 800 > 50 > 100; prosjek 2 700 > 100; prosjek 2 700 > 100; prosjek 2 700 > 75; prosječno 190

Prosječni porozitet ležišta

(%)


sek. poroziteta


sek. poroziteta


sek. poroziteta


sek. poroziteta


sek. poroziteta


sek. poroziteta> 15 > 20 > 20 > 20

> 12; prosječno 19, nebitno u slučaju

sek. poroziteta

Dubina ležišta (m)

> 1830 > 1220 > 760 > 550 < 2750; prosjek 1000 < 2750 < 3500; prosjek 1070 < 1220; prosjek 460 < 1220; prosjek 460 < 1220; prosjek 460 < 1055; prosječno 750

Temperatura ležišta (°C)

nebitno < 121 < 121 nebitno < 93; prosjek 52 < 93; prosjek 60 > 38; prosjek 57 nebitno nebitno nebitno < 75

Nagib ležišta > 15 °povoljno zbog






gravitacijskog utjecajanebitno nebitno nebitno nebitno nebitno

Heterogenost ležištaSekundarni porozitet









veoma nepovoljanProslojci lapora veoma

nepovoljniSekundarni porozitet

nepovoljan

Salinitet slojne vode (g/l NaCl)

nebitno nebitno nebitno nebitno < 100 < 100 nebitno nebitno nebitno nebitno < 100

(pješčenjak, pijesak ili karbonat)da / ne

(sekundarni porozitet, proslojci lapora)

Povoljna svojstva na�e i ležišta

EOR metode

Tablica 3. Sumarni rezultati EOR inicijalnog pregleda naftnih polja Proizvodne regije Zapadna Hrvatska


uvje�ma miješaja


Is�skivanje na�e nemješljivim plinovima

micelarno-polimerno, alkalno/PAT/polimerno

ili alkalno zavodnjavanje



(huff and puff)


Polje Bunjani, ležišta I+II, III, IV, V

dubina ležišta (svojstva na�e, debljina

i porozitet ležišta)

porozitet i dubina ležišta

zasićenje na�om, porozitet ležišta

propusnost i porozitet ležišta



(svojstva na�e)


(svojstva na�e)4,8 13,0

Polje Dugo Selo, ležište D

dubina ležišta (svojstva na�e,

zasićenje na�om)op malno zasićenje na�om

zasićenje na�om, propusnost ležišta

zasićenje na�om (propusnost ležišta)

propusnost ležišta (svojstva na�e,

zasićenje na�om, dubina ležišta)

propusnost ležišta (svojstva na�e,

zasićenje na�om, dubina ležišta)

2,9 36,5

Polje Dugo Selo, ležište E



zasićenje na�om, propusnost ležišta,

temperatura

zasićenje na�om (propusnost ležišta,

temperatura)


(svojstva na�e, dubina ležišta)



1,9 36,5

Polje Kloštar, I pješčana serija, HDJ X



propusnost ležišta (zasićenje na�om)






2,8 43,6

Polje Kloštar, ležišta α , β, HDJ XXI

svojstva na�e, zasićenje na�om

op malno zasićenje na�ompropusnost ležišta,

temperatura

viskoznost na�e, zasićenje na�om,

propusnost ležišta, temperatura

propusnost i dubina ležišta

(svojstva na�e, zasićenje na�om)



2,9 26,0

Polje Kloštar, ležišta Pn, Ms, Tg, HDJ XXIV


op malno zasićenje na�omzasićenje na�om,








5,5 24,6

Polje Kloštar, ležišta Pn, Ms, Tg, HDJ XXVI


op malno zasićenje na�omzasićenje na�om,








1,4 11,1

Polje Šumećanisvojstva na�e,

debljina i dubina ležišta (zasićenje na�om)

svojstva na�e, dubina ležišta


zasićenje na�om)

svojstva na�e (propusnost ležišta)


(propusnost ležišta)



4,4 25,4

EOR objekt (polje, ležište)

EOR metodeGeološke

rezerve na�e, 106 m3

Trenutni iscrpak na�e,

%

________________________________________________________________________ 19




Tablica 4. Sumarni rezultati EOR inicijalnog pregleda naftnih polja Proizvodne regije Sjeverna Hrvatska


Is�skivanje na e nemješljivim plinovima




MEOR (microbial enhanced oil

recovery)

Polje Bilogora ležište F, blok 1

op�malno zasićenje na omzasićenje na�om, propusnost ležišta

zasićenje na om (viskoznost na�e

propusnost ležišta)

zasićenje na om, propusnost ležišta

(dubina ležišta) 3,0 34,1

Polje Bilogora ležište F1, blok 1





(dubina ležišta) 1,3 37,4

Polje Jagnjedovac, ležište α , blok IV

dubina ležišta zasićenje na omzasićenje na�om, propusnost ležišta




1,1 18,0

Polje Jagnjedovac, ležište B, blok II

dubina ležišta (svojstva na�e)

zasićenje na�om propusnost ležištaviskoznost na�e, zasićenje na�om, propusnost ležišta


1,5 11,0

Polje Šandrovac, ležište E, blok 6.6a, HDJ 4

zasićenje na�om zasićenje na omzasićenje na�om, propusnost ležišta

zasićenje na om (propusnost ležišta)


10,7 40,4

Polje Šandrovac, ležište E, blok 42, HDJ 6

op�malno zasićenje na�om op�malnozasićenje na om

(propusnost ležišta)zasićenje na�om, propusnost ležišta

3,4 33,5

Polje Šandrovac, ležište F, blok 42, HDJ 2


zasićenje na om (propusnost ležišta)

zasićenje na om (dubina ležišta)

1,0 29,9


EOR metodeGeološke

rezerve na e, 106 m3

Trenutni iscrpak na e,

%

Tablica 5. Sumarni rezultati EOR inicijalnog pregleda naftnih polja Proizvodne regije Središnja Hrvatska


uvje�ma miješaja






(huff and puff)



recovery)

Polje Bizovac, ležište Bizovac 2

svojstva na�e, zasićenje na�om, prirodne frakture

svojstva na�e, prirodne frakture

litologija, propusnost ležišta, temperatura,

prirodne frakture

litologija, propusnost ležišta, temperatura,

prirodne frakture (zasićenje na�om)

litologija, propusnost, porozitet i dubina lež.

(svojstva naf., zasićenje na�om, prirodne frak.)

litologija, propusnost, porozitet i dubina lež., prirodne frak. (svojstva

na�e, zasićenje naf.)

litologija, propusnost i dubina ležišta,

temperatura (zasićenje na�om, prirodne frak.)

1,1 25,9

Polje Beničanci, ležište Beničanci

svojstva na�e, zasićenje na�om,

temperatura, prirodne frakture

zasićenje na�om, temperatura, prirodne

frakture


(zasićenje na�om, propusnost ležišta


frakture (propusnost ležišta)

zasićenje na�om, propusnost, porozitet i dubina ležišta (svojstva

na�e, prirodne frak.)

zasićenje na�om, propusnost, porozitet i dubina ležišta, prirodne

frak. (svojstva na�e)

zasićenje na�om, propusnost i dubina ležišta, temperatura (prirodne frakture)

39,8 45,3

Polje Kučanci-Kapelna, ležište Ladislavci (EL, F1a, F1b)

svojstva na�e (zasićenje na�om,


svojstva na�e, temperatura, prirodne

frakture


(zasićenje na�om, propusnost ležišta)


frakture (propusnost ležišta)

zasićenje na�om, propusnost, porozitet i dubina ležišta (svojstva


zasićenje na�om, propusnost, porozitet i dubina ležišta, prirodne


zasićenje na�om, propusnost i dubina ležišta, temperatura (prirodne frakture)

1,8 41,6

Polje Obod Lacići, ležište Lacići-1

svojstva na�e zasićenje na�om,



frakture

propusnost ležišta, temperatura, prirodne

frakture (zasićenje na�om)

zasićenje naom, propusnost ležišta,


zasićenje naom, propusnost, porozitet i dubina ležišta (svojstva


zasićenje naom, propusnost, porozitet i dubina ležišta, prirodne


zasićenje naom, propusnost i dubina ležišta, temperatura (prirodne frakture)

2,6 34,9

Polje Obod Lacići, ležište Lacići-1a

svojstva na�e zasićenje na�om,



propusnost ležišta, temperatura, prirodne

frakture (zasićenje na�om)

zasićenje naom, propusnost ležišta,


propusnost, porozitet i dubina ležišta (svojstva na�e, zasićenje na�om,

prirodne frak.)

propusnost, porozitet i dubina ležišta, prirodne

frak. (svojstva na�e, zasićenje na�om)

zasićenje naom, propusnost i dubina ležišta, temperatura (prirodne frakture)

1,6 41,2

Polje Đeletovci, ležište c+i


zasićenje na�om, prirodne frakture

svojstva na�e, zasićenje na�om, prirodne frakture


zasićenje naom, prirodne frakture


zasićenje naom, porozitet lež. (svojstva

na�e, propusnost i dubina lež., prirodne f.)

zasićenje naom, porozitet, prirodne frak. (svojstva na�e, dubina i

propusnost lež.)

zasićenje naom (dubina ležišta,

prirodne frakture)5,7 41,7

Polje Privlaka, ležište Privlaka

svojstva nae, dubina ležišta

(zasićenje na�om, prirodne frakture

svojstva na�e, prirodne frakture


zasićenje naom, prirodne frakture


zasićenje naom, porozitet lež. (svojstva

na�e, propusnost i dubina lež., prirodne f.)

zasićenje naom, porozitet, prirodne frak. (svojstva na�e, dubina i

propusnost lež.)

zasićenje naom (dubina ležišta,

prirodne frakture)1,9 43,0

Polje Privlaka, ležište A4

svojstva nae, dubina ležišta

(zasićenje na�om, debljina ležišta)

svojstva na�esvojstva na�e,

zasićenje na�omzasićenje na�om

debljina ležišta, svojstva na�e,

zasićenje na�om, propusnost i dubina

debljina ležišta, svojstva na�e,

zasićenje na�om, propusnost i dubina

zasićenje na�om 0,7 20,7


EOR metodeGeološke

rezerve nae, 106 m3

Trenutni iscrpak nae,

%

20 ________________________________________________________________________




Tablica 6. Sumarni rezultati EOR inicijalnog pregleda naftnih polja Proizvodne regije Istočna Hrvatska


uvje�ma miješaja


Is�skivanje na�e nemješljivim plinovima





recovery)

Polje Stružec, ležište P1, blok 3




zasićenje na�om (viskoznost na�e,



1,8 47,0

Polje Stružec, ležište P2, blok 3







4,2 47,0

Polje Stružec, ležište A1, blok 3







6,9 47,0








2,5 47,0








2,9 47,0








1,2 47,0








2,0 47,0








1,4 47,0








1,1 47,0








1,0 47,0

Polje Jamarica, ležište L1, blok 29

debljina ležišta (svojstva na�e,




propusnost ležišta, temperatura)

zasićenje na�om, dubina ležišta, temperatura

0,8 27,6

Polje Jamarica, ležište L1, blok 38

debljina ležišta (svojstva na�e,


propusnost ležišta (zasićenje na�om,

temperatura)

zasićenje na�om, propusnost ležišta (viskoznost na�e,

temperatura)

zasićenje na�om, propusnost i dubina ležišta, temperatura

0,7 37,1

Polje Lipovljani, ležište Kozarica I, blok 24

debljina i dubina ležišta (svojstva na�e,



zasićenje na�om, propusnost ležišta (viskoznost na�e)


(dubina ležišta)1,0 33,7

Polje Lipovljani, ležište Lipovljani 1, blok 34


zasićenje na�om zasićenje na�omzasićenje na�om,




propusnost i dubina ležišta, temperatura (zasićenje na�om)

0,6 35,0

Polje Lipovljani, ležište Bujavica, blok 34

debljina i dubina ležišta (svojstva na�e,






(dubina ležišta)1,0 30,4

Polje Kozarica, ležište Kozarica I

svojstva na�e, debljina i dubina ležišta

svojstva na�e zasićenje na�om svojstva na�e op malno propusnost ležišta 5,0 10,0


EOR metodeGeološke

rezerve na�e, 106 m3

Trenutni iscrpak na�e,

%

Preostali EOR potencijal u Hrvatskoj i primjenjive EOR metode

Rezultati inicijalnog EOR pregleda pokazuju da u svakoj proizvodnoj regiji ima prostora za neki oblik EOR-a. Kada se zbroje utvrđene rezerve svih HDJ koje se potencijalno mogu zahvatiti nekom EOR metodom (HDJ obojane zeleno i žuto), dobiju se sljedeći rezultati:

■ Proizvodna regija Zapadna Hrvatska, PRZH: 26,6 * 106 m3 nafte; prosječni iscrpak 26,2 %

■ Proizvodna regija Sjeverna Hrvatska, PRSrH: 33,5 * 106 m3 nafte; prosječni iscrpak 39,9 %

■ Proizvodna regija Središnja Hrvatska, PRSjH: 22,2 * 106 m3 nafte; prosječni iscrpak 34,7 %

■ Proizvodna regija Istočna Hrvatska, PRIH: 59,7 * 106 m3 nafte; prosječni iscrpak 41,4 %

S obzirom da su sva velika polja u Hrvatskoj već desetljećima crpljena te spadaju u kategoriju zrelih polja s relativno niskim trenutnim zasićenjem naftom,

________________________________________________________________________ 21




očito je da će se metode temeljene na povećanju mikroskopske djelotvornosti djelovanja, odnosno mobi-lizaciji nepokretne nafte, iskristalizirati kao najprimje-njivije. Među njima je dominantna metoda utiskivanja CO2 u uvjetima miješanja, kao najsvestranija metoda, pogodna za najširi raspon ležišnih uvjeta. Identificirana su 24 kandidata koji optimalno zadovoljavaju kriterije za utiskivanje CO2 te 12 kandidata koji ih djelomično zadovoljavaju. Glavni kandidati su polje Beničanci te istaknute HDJ na polju Stružec, Šandrovac i Kloštar s najznačajnijim utvrđenim rezervama nafte. Neke od tih HDJ, s većom dubinom zalijeganja i lakšim naftama, djelomično su pogodna i za utiskivanje plinovitih uglji-kovodika u uvjetima miješanja (Beničanci i istaknute HDJ na poljima Kloštar, Obod Lacići i Lipovljani).

Druga EOR metoda po primjenjivosti u Hrvatskoj je alkalno-micelarno-polimerno zavodnjavanje, koja također djeluje na principu povećanja mikroskopske djelotvornosti istiskivanja, no zahtjevnija je po pitanju propusnosti i maksimalne temperature ležišta. Pregle-dom su izdvojena dva optimalna kandidata (istaknute HDJ na poljima Kozarica i Šandrovac) te 26 djelomič-nih kandidata (istaknute HDJ na polju Stružec, Šandro-vac, Kloštar, Dugo Selo, Bilogora...). Neke od tih HDJ, s višim trenutnim zasićenjem naftom, pogodne su i za čisto polimerno zavodnjavanje (istaknute HDJ na polju Kozarica, Kloštar, Jagnjedovac, Privlaka i Lipovljani)

Mikrobiološke EOR metode najmlađe su u EOR obitelji te se mogu smatrati eksperimentalnom meto-dom, jer im je primjena u svijetu do danas ostala ogra-ničena na pilot projekte. Izdvojeno je šest potencijalnih kandidata koji djelomično zadovoljavaju kriterije: ista-knute HDJ na polju Đeletovci, Kozarica, Šandrovac, Privlaka i Jagnjedovac.

Termalne metode utiskivanja pare u ležište zadnje su po primjenjivosti. Razlog tome je što su pogodna ležišta s teškim i viskoznim naftama rijetka pojava u Hrvatskoj. Dodatni razlog je mali broj ležišta s dovoljno visokim trenutnim zasićenjem naftom. „Isplivala“ su samo dva djelomična kandidata: polje Šumećani i leži-šte A4 na polju Privlaka.

Također je vidljivo da neke od spomenutih EOR metoda, prema početnom pregledu, nisu primjenjive u Hrvatskoj. Utiskivanje dušika i dimnih plinova je metoda utiskivanja plina s najrestriktivnijim kriteri-jima za postizanje uvjeta miješanja te pregledom nisu pronađeni kandidati koji ih zadovoljavaju. Sagorijevanje nafte u ležištu nije primjenjivo zato što u Hrvatskoj nisu otkrivena polja s ekstremno viskoznom naftom. SAGD (steam-assisted gravity drainage) također nije primje-njiv u Hrvatskoj. Iako postoje djelomični kandidati za

klasično utiskivanje pare, oni su karakterizirani prosloj-cima lapora u ležištu, zbog čega je u njima onemogu-ćeno ključno vertikalno gibanje fluida u ležištu, koje se spontano odvija kod gravitacijske segregacije.

Potrebno je naglasiti da se rezultati analize opisane u prethodna dva poglavlja, odnosno istaknuta naftna polja i HDJ, mogu shvatiti kao konkretni prijedlozi autora za dodatna razmatranja u kontekstu implemen-tacije EOR-a. Ukoliko bude interesa za daljnjim isko-rištavanjem preostalog EOR potencijala na području Republike Hrvatske, a trenutne visoke cijene sirove nafte na svjetskim robnim burzama osiguravaju povoljnu ekonomsku klimu, rad iz ovog članka može se proširiti izradom detaljnijih analiza i studija te ocjena izvodljivosti kroz izvođenje pilot projekata.

Zaključak

Ovaj početni EOR pregled predstavlja tehničku procjenu primjenjivosti EOR metoda na hrvatskim naftnim poljima. Rezultat je definiranje preostalog EOR potencijala u Hrvatskoj, odnosno popis polja i ležišta na kojima je moguća primjena EOR-a te najpri-mjerenije EOR metode za primjenu na njima. U ovom su koraku također eliminirana sva ležišta i polja koja su nepogodna za primjenu EOR-a i koja neće više biti u fokusu daljnjih razmatranja.

Vidljivo je kako u svakoj hrvatskoj proizvod-noj regiji postoji mogućnost primjene više vrsta EOR metoda. Utiskivanje CO2 je najprimjenjivija metoda i njome se mogu zahvatiti HDJ s ukupno 130,9 * 106 m3 početnih utvrđenih rezervi nafte. U Hrvatskoj postoje relativno jeftini podzemni izvori CO2, što dodatno ističe tu metodu kao prvi izbor na hrvatskim naftnim poljima. Nakon toga po primje-njivosti, slijede kemijske metode pa mikrobiološke i termalne metode.

Rad u ovom članku predstavlja prvi korak u procesu pokretanja EOR projekta na bilo kojem prostoru. Slje-deći je korak analitička procjena prirasta proizvodnje nafte uz primjenu EOR-a te prve ekonomske procjene rentabilnosti. Zatim slijedi izrada detaljnih ležišnih studija koje uključuju laboratorijska ispitivanja ležišne stijene i fluida te izradu numeričkih modela s precizni-jim prognozama proizvodnje. Potom slijedi provedba pilot projekta, kojim je potrebno potvrditi izvodlji-vost i pozitivan efekt EOR-a te kalibracija numerič-kog modela s rezultatima pilota. U zadnjem koraku, ukoliko se pilot projekt pokaže uspješnim, EOR projekt se proširuje na nivo cijelog polja.

22 ________________________________________________________________________




ZahvalaAutori žele zahvaliti referentima analiziranih

naftnih polja, ležišnim inženjerima: Božić Lidija, Janjanin Bogdan, Jukić Lucija, Kajba Marina, Kiš Alen,

Lazo Ana, Plantić Dubravka, Vučković Vesna, Zornjak Dorian, na pomoći oko pripreme podataka potrebnih za inicijalni EOR pregled naftnih polja opisan u ovom članku.

Literatura1. Abass, E., and Lin Song, C.: ‘’ Artificial Intelligence Selection with Capability of Editing New Parameter for EOR Screening

Criteria’’, Journal of Engineering Science and Technology Vol. 6, No. 5 (2011).2. Al Adasani, A., and Baojun, B.: ’’Analysis of EOR projects and updated screening criteria’’, Journal of Petroleum Science and

Engineering 79 (2011).3. Almeida, J.: ‘’Practical Applications and Novel EOR Methods’’, Halliburton (2009).4. Andrei, M. et al.: ‘’Enhanced Oil Recovery with CO2 Capture and Sequestration’’, ENI exploration and production division, Italy

& ENI refining and marketing division, Italy5. Awan, A.R., Teigland, R., and Kleppe, J.: ‘’A Survey of North Sea Enhanced-Oil-Recovery Projects Initiated During the Years

1975 to 2005’’, SPE 99546 (February 2008).6. Babadagli, E.: ‘’Selection of Proper EOR Method for Efficient Matrix Recovery in Naturally Fractured Reservoirs’’, SPE 69564

(March 2001).7. Berrufet, M.A.: ‘’Class notes for PETE 609 – Module 1 – Introduction to Enhanced Oil Recovery (EOR) Methods’’, (2001).8. Ferno, M.: ‘’Enhanced Oil Recovery in Fractured Reservoirs’’, Department of Physics and Technology, University of Bergen,

Norway.9. Goričnik, B.: ‘’Possible Revitalization of Mature Oilfields in Croatia – CO2 Process Assesment from Laboratory Data, Interna-

tional Oil and Gas Conference, Zadar, Croatia (October, 2001).10. Jamaloei, B.Y.: ‘’Chemical Flooding in Naturally Fractured reserviors: Fundamental Aspects and Field-Scale Practices’’, Oil &

Gas Science and Technology, Vol. 66 (2011).11. Lake, L.W., and Walsh, M.P.: ‘’Tehnical Report: Enhanced Oil Recovery (EOR) Field Data Literature Search’’, (2008).12. Manrique, E. et al.: ‘’Effective EOR Decision Strategies with Limited Data: Field Cases’’, SPE 113269 (April 2008).13. Sarma, H.K.: ‘’Gas Processes: Principles and Field Applications, General Screening Criteria-1’’. 14. Terry, R.E.: ‘’Enhanced Oil Recovery’’, Encyclopedia of Physical Science and Technology 3rd Edition, vol.18 (2001).15. Taber, J.J., Martin, F.D., and Seright, R.S.: ‘’EOR Screening Criteria Revisited-Part 1: Introduction to Screening Criteria and

Enhanced Recovery Field Projects’’, SPE 35385 (June, 1997).16. Taber, J.J., Martin, F.D., and Seright, R.S.: ‘’EOR Screening Criteria Revisited-Part 2: Applications and Impact of Oil Prices’’,

SPE 39234 (June, 1997).17. Thomas, F.B. et al.: ‘’Enhanced Oil Recovery by Gas Injection: Proposed Screening Criteria’’, Petroleum Society of CIM, CIM

#96-119 (1996).18. Trujillo, M. et al.: ‘’Selection Methodology for Screening Evaluation of Enhanced-Oil-Recovery Methods’’, SPE 139222 (Decem-

ber 2010).

Vlatko Bilić Subašić, dipl. ing.Glavni stručnjak za investicijske projekte u SD Istraživanje i proizvodnja nafte i plinaINA d.d.,V, Holjevca 10, Zagreb

Nenad Smontara, dipl. ing.Vodeći ležišni inženjer u Sektoru za geologiju i inženjeringINA d.d., Šubićeva 29, Zagreb

________________________________________________________________________ 23




Ključne riječi: istraživanje, otkriće, koncesija, ugovor o podjeli proizvodnje, smanjenje rizika, tehnologija, ulaganje, rudarski objekti, eksploatacijska bušotina, okolišKey words: exploration, discovery, concessions, production sharing agreement, risk reduction, tech-nology, investment, mining facilities, exploitation well, environment

Sažetak

Prve istražne aktivnosti na području Jadrana datiraju iz sredine šezdesetih godina prošlog stoljeća, kada se krenulo sa seizmičkim snimanjima. Nakon kupovine bušaće platforme Panon, započela su intenzivnija istražna bušenja. Iako se očekivao pronalazak nafte, otkrivena su – plinska polja. Prvo među njima bilo je i ono najveće – polje Ivana, 1973. godine, a nakon toga je otkriveno još 11 jadranskih plinskih polja. Sredinom devedesetih godina prošlog stoljeća, INA d.d od Vlade Republike Hrvatske dobiva koncesiju za eksploataciju ugljikovodika na eksploatacijskim poljima epikonti-nentalnog pojasa hrvatskog dijela Jadranskog mora.

INA je s talijanskom kompanijom ENI sklopila dva ugovora o podjeli proizvodnje na ugovornom području Ivana, (istovjetno eksploatacijskom polju Sjeverni Jadran) te ugovornom području Aiza Laura, (unutar kojeg je eksploatacijsko polje Marica).

Partnerstvo s ENI-em je značilo značajno smanjenje financijskih rizika, preuzimanje znanja i tehnologije. ENI je sve do izgradnje kopnenog spoja s hrvatskim plin-skim sustavom (2006.), osigurao korištenje svog sabirnog

tehnološkog sustava za dopremu plina s jadranskih plin-skih polja u Hrvatsku. INA je zajedno s Eni-em uložila u kapitalnu izgradnju rudarskih objekata i postrojenja u ugovornim područjima, preko 1, 5 milijardi USD. Od početka proizvodnje, listopad 1999. do kraja 2013., iz 9 plinskih polja proizvedeno je preko 15 milijardi m3 plina.

Otkrićem plinskog polja Izabela, INA je također s drugom talijanskom kompanijom, Edison, 2002. sklopila ugovor o istraživanju i podjeli proizvodnje na ugovornom području Izabela (eksploatacijsko polje Izabela). U kapitalnu izgradnju rudarskih objekata i postrojenja na polju Izabela uloženo je blizu 140 mili-juna EUR. Eksploatacija plina s plinskog polja Izabela započela je početkom srpnja 2014.

Na 10 plinskih polja, na području sjevernog Jadran ukupno je instalirano 19 proizvodnih i jednu kompresorska platforma s 50 proizvodnih bušotina te je položeno 500 km različitih promjera podmorskih cjevovoda. Do kraja studenog 2014. očekuje se početak eksploatacije i sa plinskog polja Ika JZ, na kojem je već instalirana eksploatacijska platforma s četiri dvozonski opremljene bušotine.

Primjena najstrožih standarda u zaštiti okoliša na Jadranu nema alternativu jer naše more i dalje treba ostati najljepše more svijeta.

Abstract

The first exploration activities in the Adriatic, dating from the mid-sixties of last century, when acquiring seismic survey has started. After buying the Panon drilling platform, intensive exploratory drilling has

Proizvodnja prirodnog plina iz hrvatskog dijela podmorja Jadrana Natural Gas Production from the Croatian Part of Adriatic

Jako Križan INA d.d. Zagreb

[email protected]

24 ________________________________________________________________________




started. Although discovery of oil was expected, gas fields were discovered. First of them was the greatest - Ivana field, in 1973, and after that, another 11 gas fields in the Adriatic were discovered.

In mid-nineties of last century, INA gets conce-ssion from Croatian Government for the exploitation of hydrocarbons on exploitation fields inside of Croa-tian part of epicontinental shelf of Adriatic. Ina with Italian company Eni has entered into two Production Sharing Agreements on Contract Area Ivana, (equi-valent to the exploitation field “Northern Adriatic”), and the Contract Area Aiza - Laura (within is the exploitation field “Marica”). Partnership with ENI for INA, has meant a significant reduction in financial risk, taking knowledge and technology. Eni, until the construction of land connection with Croatian gas system (2006), provided the use of its gathering tech-nology system for delivering of gas from the Adriatic gas fields to Croatia.

INA together with Eni invested in capital construc-tion of mining facilities in contract areas, over 1, 5 billion USD. Since the beginning of October 1999, by the end of 2013, over 15 billion Scm of gas from 9 gas fields was produced.

The discovery of the gas field Izabela, INA was also with another Italian company Edison, entered in 2002, into Production Sharing Agreement in Contract Area Izabela (exploitation field Izabela). In capital construction of mining facilities was invested close to EUR 140 million. Start of gas production from the gas field Izabela began in early July 2014.

On 10 gas fields in Northern Adriatic area, total of 19 production and one compressor platforms were installed, with a 50 production wells and laid 500 km of subsea pipelines of different diameters.

By the end of November 2014, is expected to begin gas exploitation from gas field Ika JZ, on which is alre-ady installed exploitation platform with four dual-zone equipped wells. Applying the most stringent envi-ronmental standards in Adriatic has no alternative because our sea should still be the most beautiful sea in the world.

Uvod

Krajem šezdesetih godina prošlog stoljeća, stalnim ulaganjem u istraživanje i razradu na kopnu, otkriva-jući i puštajući u proizvodnju naša najveća kopnena naftna polja, INA Naftaplin se razvijao i rastao. Njegovo ondašnje vodstvo odlučilo je da je kompanija spre-

mna za širenje i nove tehnološke izazove u istraživanje podmorja Jadrana (off shore). Počela su (1968.) prva seizmička snimanja hrvatskog podmorja. Prve istražne bušotine u podmorju Jadrana izrađene s iznajmljenom platformom Neptun, a nakon kupovine samopodižuće bušaće platforme Panon 1977., intenzivnije su zapo-čeli radovi istraživačkog bušenja. Osim u razdoblju od 1982. do 1989. godine, kada Jadran istražuje sa stra-nim partnerima, INA Naftaplin je istražne aktivnosti tijekom 1970.-ih i 1980.-ih godina uglavnom obavljala samostalno. Iako se očekivao pronalazak nafte, što je i bio cilj, otkrivena su – plinska polja. Prvo među njima bilo je i ono najveće – polje Ivana otkriveno 1973. istražnom bušotinom Jadran-6. Nakon Ivane, otkri-veno je još 11 jadranskih plinskih polja: 1978. Ika, a od 1980.-1993. polja: Ida, Annamaria, Ksenija, Koraljka i Irma. Slijede nova otkrića polja Marica (2000.), Kata-rina (2002.), Ana (2006.), Vesna (2006.), Irina (2006.), Izabela (2006.) te Ika JZ (2008.).

Istodobno, na obalnom dijelu hrvatskog kopna (poluotok Istra) nije bilo izgrađenog prihvatnog plin-skog sustava, kao ni potrošnje prirodnog plina u tom dijelu Republike Hrvatske. Tako su otkrivena plin-ska polja bila na „čekanju“, sve do sredine devedese-tih godina prošlog stoljeća, kada je započela njihova razrada i kasnije pridobivanje. Prije same odluke o početku razrade razmatrane su dvije mogućnosti upotrebe i dopreme jadranskog plina prema hrvatskoj obali i potrošačima:

■ doprema plina podmorskim cjevovodom do hrvatske obale i njegova upotreba za energetske transformacije (plinska elektrana);

■ korištenje sabirno tehnoloških sustava drugih kompanija te njegova doprema do potrošača na hrvatskom tržištu, preko prve hrvatske interko-nekcije s europskim plinskim sustavom - Rogatec.

Obje opcije imale su i prednosti, ali i mane i kako znamo izabrana je ova potonja.

Razrada plinskih polja - partnerstva s ENE-em i Edisonom

U veljači 1996. INA od Vlade Republike Hrvatske, dobiva koncesiju za eksploataciju plina u eksploata-cijskom polju ugljikovodika Sjeverni Jadran, koje se nalazi na zemljopisnom području sjevernog Jadrana, unutar epikontinentalnog pojasa RH. Temeljem te odluke INA je kao kompanija u državnom vlasništvu te kao ekskluzivni nositelj koncesijskih prava i obveza, bila „ovlaštena“ samostalno donijeti odluku o eventual-

________________________________________________________________________ 25




nom uključivanju drugih kompanija u projekt razrade otkrivenih plinskih polja. Tako je INA ušla u partner-stvo s talijanskom nacionalnom naftnom kompanijom ENI (tada Agip) u veljači 1996., prvenstveno zbog:

■ prijenosa „know how“ tj. velike mogućnosti razmjene i prijenosa znanja, iskustava i tehno-logije u izvođenju rudarskih radova i organi-zaciji instalacijskih aktivnosti na off shoru. U tu svrhu osniva se zajednička operativna kompanija INAgip, koja izvodi sve aktivnosti istraživanja, razrade i eksploatacije plina na eksploatacijskom

polju ugljikovodika Sjeverni Jadran, a od 1997. i na eksploatacijskom polja Marica.

Većinu ležišta otkrivenih jadranskih plinskih polja, izuzev plinskog polja Ika, gdje nalazimo i karbonatna ležišta, čine nekonsolidirani i slabo vezani pješčani slojevi. Iz tog razloga su u razradnom stadiju u kanalu bušotine, u zonama ležišta, izvedena hidraulička razdiranja, te izve-deni pješčani zasipi, prvenstveno radi pobolj-šanja dreniranja i konsolidacije pribušotinske zone.

Slika 1. Shema dijela eksploatacijske opreme instalirane u off shore bušotini

26 ________________________________________________________________________




Slika 2. Instalirano postolje (jacket) i nadziđe (palube) proizvodne platforme, te strukturni model ležišta

Strukturni model ležišta

■ značajnog smanjenja financijske izloženo-sti za realizaciju izgradnje rudarskih objekata, proizvodnih platformi i instalacija na plinskim poljima u podmorju, koja je ovisno o dubinama mora, višestruko skuplja nego na kopnu.

■ U oba ugovorna područja INA je zajedno s Eni-em uložila u kapitalnu izgradnju rudarskih objekata i postrojenja preko 1. 5 mlrd USD, s time da je važno spomenuti da su značajni dio rudarskih radova i izgradnje objekata izvela hrvatska poduzeća. No, nažalost ne u mjeri u kojoj su objektivno mogla, jer su slabo koristila mnoge prilike koje su im pružali „naftaši“.

■ mogućnosti korištenja Eni-evog sabirnog tehno-loškog sustava za dopremu plina s jadranskih plinskih polja, koji se transportirao kroz Italiju i Sloveniju do Hrvatske. Ovakav smjer dopreme plina koristio se sve do izgradnje podmorskog cjevovoda od kompresorske platforme Ivana K do kopnenog spoja s hrvatskim plinskim susta-vom 2006. na istarskom poluotoku (terminal Galižana). Svi spojni (intrafield) cjevovodi, kao i tehnološki otpremni pravci prema hrvatskom i talijanskom kopnu prikazani su na Slici 3.

■ Sve aktivnosti istraživanja, razrade i eksploata-cije rezervi prirodnog plina, koje je INA sklopila s Eni-em na tzv. ugovornim područjima odvi-jaju se kroz ugovore o podjeli proizvodnje (PSA – Production Sharing Agreement). Ugovorno područje Sjeverni Jadran poklapa se s površi-nom eksploatacijskog polja Sjeverni Jadran, dok je ugovorno područje Aiza Laura znatno veće od odobrenog eksploatacijskog polja Marica.

Generalno se može reći da se razrada plinskih polja na eksploatacijskim poljima Sjeverni Jadran i Marica, odvijala u tri faze:

■ Prva faza u razdoblju od potpisa ugovora do zaključno 2001., obuhvaćala je razradu najve-ćeg plinskog polja Ivana, na kojem je instali-rano pet (5) proizvodnih platformi te izbušeno i dvozonski opremljeno 13 proizvodnih bušotina s izgrađenim spojnim cjevovodima te otpremnim cjevovodom Ivana A – Garibaldi K. Sustav je pušten u eksploataciju puštanjem u rad platforme Ivana A i bušotine Ivana – 4 L, nadnevka 22. listopada 1999.

■ Druga faza razrade u razdoblju 2004. – 2006., obuhvatila je razradu manjih plinskih polja (Marica, Ika, Ida, Katarina), izgradnju kompre-sorske platforme Ivana K te njen spoj s hrvatskim

________________________________________________________________________ 27




Slika 3. Proizvodne platforme i instalacije na sjevernom Jadranu u eksploatacijskim poljima ugljikovodika Sjeverni Jadran, Marica i Izabela

28 ________________________________________________________________________




Slika 4. Eksploatacijska polja Sjeverni Jadran & Marica – Vremenski tijek izvođenja rudarskih radova i instalacija proizvodnih platformi

Slika 5. Instalacija kompresorske platforme Ivana K

________________________________________________________________________ 29




plinskim sustavom. U tom periodu instalirano je sedam proizvodnih platformi, te izbušeno i dvozonski opremljeno 18 proizvodnih bušotina.

■ Treća faza započela je 2008. razradom marginal-nih i malih polja (Ana, Vesna, Irina, Annamaria, Ika JZ) i traje praktički do danas. U tom peri-odu instalirano je pet proizvodnih platformi te izbušeno i dvozonski opremljeno 14 proizvodnih bušotina.

U ovoj fazi značajno je spomenuti i razradu plinskog polja Annamaria, koje se prostire u podmorju epikontinentalnih pojaseva Repu-blike Hrvatske i Republike Italije, za koje su dvije

Slika 6. Instalacija nadziđa (proizvodnog i stambenog modula) proizvodne platforme Annamaria A

zemlje potpisale i Tehnički ugovor o objedinja-vanju zajedničkog plinskog polja (unitizaciji), kojim je određena međudržavna podjela proi-zvodnje i rezervi plina s polja.

U INI se prvi put, a time i u Hrvatskoj, u prvoj polovici 2014., izvode rudarske aktivnosti simultanih operacija bušenja i opremanja bušotine Ika A-4 Hor, s istodobnom eksploatacijom prirodnog plina na plat-formi Ika A. To je rad u tzv. SIMOP modu (a simulta-

Slika 7. Izgradnja postolja platforme Ika JZ u brodogradilištu V. Lenac u Rijeci

30 ________________________________________________________________________




Slika 8. Platforma Izabela sjever, shema pripajanja plinskog polja Izabela na platforme Ivana A/K

________________________________________________________________________ 31




neous gas production from existing wells and execution of mining activities) bez zaustavljanja eksploatacije plina tijekom izvođenja navedenih rudarskih aktivnosti.

Želeći nastaviti daljnje istraživanje ugljikovodika u području sjevernog dijela sjevernog Jadrana, INA i EDISON Int S.p.A., talijanska energetska kompa-nija, sklopili su 2002. ugovor o istraživanju te kasnije i ugovor o podjeli proizvodnje na eksploatacijskom polju (ugovornom području) Izabela u kojem se partner-stvo realizira preko operativne kompanije EDINA. Na plinskom polju Izabela instalirane su dvije platforme

(Izabela jug i Izabela sjever) te izbušeno i dvozon-ski opremljeno 5 proizvodnih bušotina. Za potrebe razrade plinskog polja Izabela u kapitalnu izgradnju rudarskih objekata i instalacija, INA je s partnerom uložila 140 milijuna EUR.

Na sva tri eksploatacijska polja na području sjever-nog Jadrana na 10 plinskih polja, ukupno je instalirano 18 proizvodnih i 1 kompresorska platforma s ukupno izbušenih i dvozonski opremljenih 46 proizvodnih bušotina, a na morsko dno položeno je preko 400 km cjevovoda različitog promjera.

Slika 9. Proizvodnja prirodnog plina na Jadranu u razdoblju 1999. – 2013.

56 % udjela dnevne proizvodnje plina Panon

Slika 10. Udio jadranskog plina u ukupnoj proizvodnji plina i ugljikovodika u Republici Hrvatskoj

32 ________________________________________________________________________




U cijelom dosadašnjem tijeku eksploatacije prirod-nog plina sa sjeverno jadranskih plinskih polja, nije zabilježen niti jedan ekološki incident, što ponajviše govori o kvalitetno izabranoj i primijenjenoj tehnolo-giji, kao i tehnološkoj disciplini svih zaposlenika koji su radili i rade na izgrađenim rudarskim objektima.

Primjena najstrožih standarda u zaštiti okoliša na Jadranu nema alternativu jer naše more i dalje treba ostati najljepše more svijeta.

Proizvodnja prirodnog plina

U razdoblju od početka eksploatacije od 1999. do zaključno s 2013., s jadranskih plinskih polja prido-biveno je 15,8 x109 m3 plina ili 94 MM boe. Dnevni udio jadranskih plinskih polja čini 44 % domaće proi-zvodnje plina. Puštanjem u rad plinskog polja Izabela taj udio će se i povećati. Ako gledamo ukupnu proi-zvodnju, onda udio jadranskog plina čini 30 % ukupne proizvodnje ugljikovodika u Republici Hrvatskoj.

Zaključak

Gledajući proteklo skoro pedeset godišnje razdoblje, istraživanja i petnaest godišnje razdoblje eksploatacije ugljikovodika na hrvatskom odobalju (off shore-u), ključnim držim nekoliko bitnih činjenica:

■ U sjevernom dijelu hrvatskog dijela Jadrana s obzirom na veliku istražnu i razradnu aktivnost u proteklom razdoblju a temeljem raspoloživih spoznaja o preostalim ugljikovodičnim poten-cijalima i otkrivenim poljima, treba očekivati ograničeni nastavak istraživanja i razrade margi-nalnih polja ali uz bitno drugačiju organizaciju i podjelu rizika.

■ Istražne aktivnosti fokusirati će se na srednji i južni Jadran. Ovome će svakako pridonijeti i Zakon o istraživanju i eksploataciji ugljikovo-dika, a s objavljenim javnim nadmetanjem za izdavanje dozvola za istraživanjem i eksploata-ciju u 29 odobalnih istražnih blokova, ukupna istražna te nadamo se kasnija i razradna aktiv-nost će se znatno ubrzati i proširiti.

■ U cijelom dosadašnjem tijeku istraživanja, razrade i eksploatacije prirodnog plina (s preko pridobivenih petnaest milijardi kubika) sa sjeverno jadranskih plinskih polja, nije zabilje-žen niti jedan ekološki incident, U cijelom budu-ćem tijeku svih istražno - razradnih aktivnosti ovaj kriterij mora biti prvi prioritet i uvjet svakoj odabranoj tehnologiji u izvođenju rudarskih radova na moru,

mr. sc. Jako Križandirektor Službe proizvodnje plinaINA d.d, Zagreb, V. Holjevca 10

Slika 11. „Moj galebe“

________________________________________________________________________ 33




Ključne riječi: Jonsko - jadranski projekt, Trans - jadranski plinovod, projekt od zajedničkog interesa, razvojKey words: Trans Adriatic Pipeline, Project of Common Interest, development

Sažetak

Ideja Jonsko – jadranskog plinovoda (IAP) je izrasla na istraživanju mogućnosti i opravdanosti izgrad-nje plinskog transportnog sustava do krajnjeg juga Republike Hrvatske. Zbog ograničenog potencijala potrošnje domaćeg tržišta istraženi su potencijali potrošnje prirodnog plina cijele regije (južnog dijela BiH, Crne Gore, Albanije,…) koja je praktički bila neplinificirana. Sinergija povezivanja hrvatskog plin-skog transportnog sustava s nekim od novih dobav-nih projekata, koji su bili planirani teritorijima Grčke i Albanije i čiji je cilj bio dobaviti prirodni plin iz novih kaspijskih i srednjoistočnih izvora, te plino-fikacije navedenih zemalja, dali su zamah toj ideji i omogućili njeno prerastanje u strateški regionalni projekt.

Projekt Jonsko – jadranski plinovod je prepoznat kao projekt od izuzetnog značenja. Ta plinovodna poveznica novog plinskog transportnog sustava Repu-blike Hrvatske s projektom TAP (Trans – Adriatic Pipe-line) u Albaniji, predstavlja osnovu plinskog prstena

jugoistočne Europe i stvara pretpostavku plinofika-cije značajnog dijela regije. Kao takav uvršten je i na listu Projekta od zajedničkog interesa (PCI) i na listu Projekata od interesa Energetske zajednice (PECI). Ostalim zemljama u okruženju omogućio bi diversi-fikaciju dobave plinom iz kaspijskih i bliskoistočnih izvora. Nova dimenzija projekta je dobivena odlukom konzorcija SHAH DENIZ 2 o izboru TAP-a za projekt transporta novih količina prirodnog plina iz istoimenih kaspijskih izvora na europsko tržište.

Kad se navedenome doda činjenica da je izrađena sveobuhvatna studija izvedivosti za cjelokupni projekt, odnosno za njegove dijelove na području svih zemalja udomiteljica plinovoda (Albanija, Crna Gora i Hrvat-ska, a i Bosna i Hercegovina, u zasebnoj studiji za njen odvojak IAP-a), neupitno je da je ostvarenje ovog na dobrom putu.

Abstract

The Idea of Ionian - Adriatic Pipeline (IAP) has stemmed from the investigation of possibility of and rationale for building the gas transmission system going to the Croa-tian far south. Due to the limited consumption poten-tial of the domestic market natural gas consumption potentials have been investigated for the entire region (southern part of Bosnia and Herzegovina, Montene-gro, Albania...) which has practically been without a gas

Jonsko – jadranski plinovod, od ideje do ostvarenja strateškog regionalnog projektaIonian - Adriatic Pipeline, From Idea to Implementation of the Strategic Regional Project

Vladimir Đurović

PLINACRO d.o.o., Zagreb [email protected]

________________________________________________________________________ 35




distribution network. Synergy resulting from connection of the Croatian gas transmission system with some of new supply projects, which were planned through Greek and Albanian territories with the aim to supply natural gas from new Caspian and Middle East sources, has given a momentum to this idea and enabled its deve-lopment into a strategic regional project.

The Ionian - Adriatic Pipeline Project has been reco-gnised as a project of extreme importance. This pipeline connection of the new Croatian transmission system with TAP (Trans - Adriatic Pipeline) Project represents a basis of the South East European gas ring and creates a precondition for developing gas distribution network in a significant part of the region. As such the project was included in the list of Projects of Common Interest and the list of Projects of Energy Community Interest (PECI). For other countries in the surroundings it would enable diversification of gas supply from Caspian and Middle East sources. A new dimension was added to the project by SHAH DENIZ 2 consortium decision on the selection of TAP as the project for transportation of new quantities of natural gas from the aforementioned Caspian sources to the European market.

Considering the above and in view of the fact that a comprehensive Feasibility Study has been conduc-ted for the entire project and for its parts in all host countries (Albania, Montenegro and Croatia, and also Bosnia and Herzegovina, in a separate study for its branch of IAP), implementation is unquestionably on the right track.

Uvod

Činjenica je da je okončanjem velikog razvojno-ulagač-kog poduhvata, provedbe Plana razvoja, modernizacije i izgradnje plinskog transportnog sustava u Republici Hrvatskoj od 2002. do 2011., dostignuta visoka razina razvijenosti plinskog transportnog sustava u Repu-blici Hrvatskoj. Međutim, još pri izradi toga plana bilo je jasno da se njegovom provedbom neće postići puna teritorijalna pokrivenost, jer je planirano da plino-vodni sustav završi u Splitu (Dugopolje). Dijelom je to bilo i razumljivo, jer su potencijali juga Hrvatske za korištenje prirodnog plina bili nedovoljni da bi opravdali značajna ulaganja. Stoga je tvrtka Plinacro provela istraživanja potencijala za korištenje prirodnog

Slika 1. Koncept IAP-a (Izvor Plinacro/TAP)

36 ________________________________________________________________________




plina šire regije (jug BiH, Crna Gora, Albanija,…). S druge strane, područjima Albanije i Grčke, počeli su se razmatrati i planirati razni tranzitni pravci i pokretati projekti tranzitnih plinovoda. Sve to je bilo plodno tlo za rađanje ideje o povezivanju hrvatskog plinskog transportnog sustava s nekim od tih budućih tranzitnih plinovoda.

Tako je još 2004., rođena ideja Jonsko - jadran-skog plinovoda (Slika 1.) koja je svoje polazište i izvo-rište našla u projektu TAP (Trans Adriatic Pipeline). Najnovija zbivanja na plinskoj sceni, prije svega odluka SHAH DENIZ 2 konzorcija o izboru TAP-a za tran-sport prirodnog plina iz tog azerbajdžanskog polja, su pokazala da je Plinacro bio na pravom putu oblikujući i razvijajući projekt Jonsko - jadranskog plinovoda.

Osnovne značajke projekta

Projekt IAP se, kao što je prethodno rečeno, temelji na ideji o povezivanju postojećeg plinskog transportnog sustava Republike Hrvatske, preko Crne Gore, i Albanije s plinovodnim sustavom TAP (Trans Adriatic Pipeline) (Slika 2). Ukupna duljina plinovoda od hrvatskog Splita do albanskog Fierija iznosi 511 kilometara (Slika 3.).

Slika 3. Duljina plinovoda po državama (izvor Studija izvodljivosti IAP-a)

Slika 2. Trasa - IAP (izvor Studija izvodljivosti IAP-a)

________________________________________________________________________ 37




Inicijalni kapacitet od 5 mlrd m3/god planiran je za opskrbu prirodnim plinom Albanije (1 mlrd m3/god), Crne Gore (0.5 mlrd m3/god), Bosne i Hercegovine (1 mlrd m3/god) i Hrvatske (2.5 mlrd m3/god). Međutim, studija izvodljivosti ukazala je na potrebu za većim kapacitetom do 2040. godine, ukupno IAP - 6,8 mlrd m3/god (Slika 4.).

Realizacija cjelokupnog projekta Jonsko – jadran-skog plinovoda omogućava otvaranje novog energet-skog koridora za regiju jugoistočne Europe u okviru četvrtog transportnog koridora EU, u cilju uspostave novog dobavnog pravca prirodnog plina iz Srednjeg istoka i Kaspijske regije. Otvaranje južnog koridora se planira ostvariti plinom iz azerbajdžanskog plinskog polja SHAH DENIZ 2, koji bi plinovodom SCP (South Caucasus Pipeline) bio transportiran do turske granice, pa kroz Tursku do grčke granice plinovodom TANAP (Trans - Anatolian Pipeline), a nadalje TAP-om kroz Grčku, Albaniju i podmorskim plinovodom dospio do prvobitno ciljanog tržišta Italije. U Albaniji bi se Jonsko – jadranski plinovod povezao na TAP i tako bi se Hrvatskoj, BiH, Crnoj Gori i Albaniji, ali i zemljama šire regije omogućio pristup plinu iz SHAH DENIZ-a 2.

Svakako treba naglasiti kako je TANAP klju-čan projekt za otvaranje južnog koridora, ne samo za SHAH DENIZ 2, nego i za ostala plinska polja s

Bliskog istoka i srednje Azije, a o njegovom kapacitetu će ovisiti i pristup ostalim potencijalima prirodnog plina u susjednim regijama.

Valja naglasiti da i TAP, odnosno njegov podmor-ski dio, koji će se također graditi za dvosmjerni protok otvara mogućnost opskrbe prirodnim plinom zemljama šire regije i iz tog pravca. I sam Jonsko – jadranski plinovod imat će mogućnost dvosmjernog protoka plina, odnosno omogućavat će opskrbu jugo-istočne Europe prirodnim plinom iz drugih izvora, od kojih treba istaknuti buduće LNG rješenje na otoku Krku.

Projekt je prepoznat od EU tijela, tako da je na listi projekata od zajedničkog interesa (PCI) Europske komisije, te na listi Projekata od interesa Energetske zajednice (PECI), a ujedno predstavlja i okosnicu plin-skog prstena jugoistočne Europe.

Projekt IAP (Slika 5.): ■ uvodi u regiju ekološki prihvatljiv energent (zamjena za drvo, ugljen, loživo ulje...);

olakšava plinofikaciju Albanije; ■ stvara preduvjete plinofikacije Crne Gore; ■ olakšava plinofikaciju značajnog dijela Bosne i Hercegovine;

■ omogućava diverzificiranu dobavu za čitavu regiju;

Slika 4. Opskrba plina - IAP (izvor Studija izvodljivosti IAP-a)

38 ________________________________________________________________________




■ omogućava pristup hrvatskim i albanskim skla-dišnim kapacitetima;

■ omogućava značajan tranzit i prihod od njega Albaniji, Crnoj Gori i Hrvatskoj;

■ gospodarski aktivira čitavu regiju; ■ stvara preduvjete za zatvaranje jadranskog plin-skog prstena i vezu sa talijanskim plinskim susta-vom, ali i sustavima Slovenije i Mađarske – širi regionalni značaj;

■ uklapa se u ideju južnoeuropskog (EEC) plin-skog prstena čineći jednu od njenih ključnih osnova;

■ omogućava jednostavan prihvat i otpremu može-bitne proizvodnje prirodnog plina na novim područjima (nove koncesije) u Hrvatskoj, Crnoj Gori i Albaniji.

Stanje aktivnosti

Plinacro je inicirao aktivnosti na projektu IAP prije 10-ak godina, ali prva službena prihvaćanja i potvrde su dobivena 2007. godine potpisivanjem Ministarske deklaracije između Hrvatske, Crne Gore i Albanije, kojoj se u 2008. priključila i Bosna i Hercegovina, te istovremenim potpisivanjem Memoranduma o razu-

mijevanju između EGL-a (tadašnjeg nositelja TAP-a) i Plinacra, kojim je utemeljena zajednička radna grupa i intenzivirane aktivnosti. Slijedili su Memorandumi o razumijevanju TAP-a i Plinacra, a zatim TAP-a i ostalih „stakeholdera“, formiranje Međudržavnog odbora za IAP, osnivanjem radnih grupa, te potpisivanjem Memo-randuma o razumijevanju između Plinacra i Socara.

I Europska komisija je prepoznala značaj projekta te je u lipnju 2011. projektu dodijeljeno 3,5 mil EUR za izradu sveobuhvatne studije izvodljivosti iz EU fonda Western Balkan Investment Framework (WBIF).

Studija izvodljivosti je završena početkom 2014. U sklopu te studije izrađeni su:

■ Studija tržišta za IPA; ■ Studija utjecaja na okoliš i socijalni utjecaj zahvata za Crnu Goru i Albaniju;

■ Socijalni utjecaj zahvata za Hrvatsku; ■ Studija isplativosti za cijelu trasu plinovoda; ■ Analiza studije utjecaja na okoliš za Hrvatsku u odnosu na EU uredbe;

■ Regionalni, zakonodavni i politički aspekti IAP-a; ■ Institucionalni razvojni model za Crnu Goru i Albaniju;

■ Poslovni razvojni model IAP-a; ■ Sveobuhvatna studija izvodljivosti.

Slika 5. Plinski prsten jugoistočne Europe

________________________________________________________________________ 39




U cilju određivanja odvojka IAP-a za Bosnu i Hercegovinu izrađena je prethodna studija izvedivo-sti kojom je odvojak na pravcu Zagvozd – Imotski – Posušje odabran kao optimalno rješenje. I ova studije je financirana od strane WBIF-a.

U izradu studije, a i cijelog projekta od kraja 2013. Godine uključili su se i konzultanti JASPERS-a, čija je uloga usmjeravati izradu projekta prema Uredbama EU i uputama Europske komisije.

Sljedeći koraci

Izrađena sveobuhvatna studija izvedivosti za pred-stavlja kvalitetnu osnovu za nastavak ostalih aktiv-nosti na pripremi projekata. Činjenica je da se sve pripremne aktivnosti za hrvatske dionice IAP-a kontinuirano odvijaju i da je za njih postignuta visoka razina pripremljenosti. Tako su usuglašeni i izrađeni svi prostorno – planski dokumenti, Studije utjecaja na okoliš za hrvatske dionice IAP-a već su završene, kao i idejni projekt za dionicu Split – Ploče, dok je za druge dvije dionice trenutno u izradi. Za dionice IAP-a na područjima Crne Gore i Alba-nije to nije slučaj pa se navedene aktivnosti moraju pokrenuti i intenzivirati i na njima. Stoga je Plinacro, kao dugogodišnji OTS, velikog iskustva i značajnih potencijala, a kao nositelj ideje i pokretač IAP-a, i najzaineresiraniji za njegovo ostvarivanje, usmje-rio svoje aktivnosti i na potporu i stručnu pomoć novoimenovanim nositeljima plinofikacije u Crnoj Gori i Albaniji. Cilj je dovođenje pripremljenosti svih dionica IAP-a na istu razinu.

Usporedno s time pokreću se i provode aktivno-sti traženju i animiranju potencijalnih partnera za

provedbu ovog strateškog regionalnog projekta. U prvom planu su potencijalni dobavljači prirodnog plina i potencijalni veliki kupci, odnosno budući korisnici transporta. Predstoje i intenzivne aktivnosti na istra-živanju i osiguravanju izvora financiranja. Slijedom rezultata tih sveobuhvatnih aktivnosti će se pristupiti izboru provedbenog, odnosno poslovnog modela za ostvarenje projekta.

U cilju usklađenog i učinkovitog rada na provedbi svega navedenog predviđeno je potpisivanje odgovara-jućeg Memoranduma o razumijevanju i suradnji između tvrtki odgovornih za pripremu i provedbu projekta u zemljama nositeljicama: ALBPETROL – Albanija, MONTENEGRO BONUS – Crna Gora, BH GAS – Bosna i Hercegovina i PLINACRO – Hrvatska. Slijedom takvog dokumenta utemeljila bi se zajednička stručna radna grupa i intenzivirale aktivnosti na pripremi i provedbi ovog strateškog regionalnog projekta.

Zaključak

Iz svega prethodno navedenog proizlazi da su potenci-jali projekta Jonsko – jadranskog plinovoda veliki i da je sinergija njegovih možebitnih učinaka, za energetike i gospodarstva zemalja regije izuzetna. Međutim, bez obzira na dosadašnja prihvaćanja i očitovanja o neupit-noj potpori njegovom ostvarenju, u svim sredinama i na svim razinama, nužno je usklađeno i učinkovito djelovanje svih sudionika.

Republika Hrvatska, a poglavito PLINACRO d.o.o. kao inicijatora projekta, svjesni su svoje uloge u tome i spremni su je odraditi na najbolji način.

Vladimir Đurović, dipl. inž.direktor Službe strateškog razvojaPLINACRO d.o.o., Zagreb, Savska cesta 88a

40 ________________________________________________________________________




Ključne riječi: EGR metoda, staklenički plin CO2, plin-ska ležišta, numeričke simulacije, terenska ispitivanjaKeywords: EGR method, greenhouse gas CO2, gas reservoirs, numerical simulations, field testing

SažetakIzraz »Enhanced Gas Recovery« (EGR) opisuje metodu utiskivanja ugljičnog dioksida u svrhu povećanja iscrpka prirodnog plina iz gotovo iscrpljenih plinskih polja. U početku proizvodnje tlak u ležištu je visok, a time i proizvodnja plina, no s vremenom, kako tlak u ležištu opada, smanjuje se dotok plina na površinu. Utiskivanjem CO2, odnosno EGR metodom, postiže se ponovna uspostava energije ležišta, koja pokreće do tada nepridobive zalihe plina u ležištu čime se omogu-ćava produljenje proizvodnje plina i povećava ukupni iscrpak iz ležišta.

Riječ je o jednom od potencijalnih Ininih projekata u kontinentalnoj Hrvatskoj. Cilj projekta je pridobi-vanje dodatnih količina ugljikovodika na eksploata-cijskom polju uz pozitivan ekološki učinak, jer se u podzemlje utiskuje značajna količina CO2, čime se smanjuju emisije u zrak. Budući da koncentracija CO2 u atmosferi kontinuirano raste, a zbog sve strožih ekoloških standarda, moguće je na ovaj način velike količine CO2 ukloniti iz atmosfere.

Primjenom ove metode produljilo bi se razdoblje proizvodnje na plinskim poljima, a ujedno bi se osigu-rala energija uz očuvanje okoliša za naredne generacije.

Abstract “Enhanced Gas Recovery“ (EGR) describes a method of CO2 injection for the purpose of increasing natu-ral gas recovery from almost depleted gas fields. In the beginning of the field life the reservoir pressure is high, resulting in high gas production, but over time, as the reservoir pressure drops, gas flow to the surface decreases. CO2 injection i.e. EGR method re-establishes reservoir energy, which mobilises until then unrecoverable original gas in place thus enabling extension of gas production and increasing ultimate gas recovery.

This is one of INA’s potential onshore projects. The aim of the project is recovery of additional hydrocar-bon volumes from the exploitation field with favou-rable environmental impact, since a significant CO2 volume is injected into the subsurface, which reduces air emissions. As the concentration of atmospheric CO2 continually increases, and in view of increasingly stringent environmental standards in this manner it is possible to remove large amounts of CO2 from the atmosphere.

By application of this method the life of producing gas fields would be extended, at the same time provi-ding energy and preserving the environment for future generations.

EGR metoda povećanja proizvodnje prirodnog plinaEGR Method of Increasing Natural Gas Production

Vladimir Majder INA d.d., Zagreb

[email protected]

Izidora Jurinić INA d.d., Zagreb

[email protected]

Matea Šmitran INA d.d., Zagreb

[email protected]

________________________________________________________________________ 41




1. UvodAntropogene emisije stakleničkih plinova znatno su se povećale korištenjem fosilnih goriva od početka procesa industrijalizacije što negativno utječe na atmosferu i globalno zatopljenje pa se danas ulažu značajni napori kako bi se smanjile emisije stakleničkih plinova. U INA d.d. najveće količine CO2 nastaju prili-kom proizvodnje plina iz polja Duboke Podravine koji sadrži u prosjeku oko 30% CO2, a radi se o količinama 600-700 tisuća m3 na dan što je značajna količina.

Slika 1. Prikaz porasta koncentracije CO2 u atmosferi nakon

industrijalizacije

U cilju smanjenja emisija stakleničkih plinova u atmosferu, kontinuirano se razvija niz metoda za geološko skladištenje ugljikovog dioksida. Trenutno se najperspektivnijim za utiskivanje smatraju:

1. Iscrpljena naftna i plinska ležišta;2. Naftna i plinska ležišta u proizvodnji u svrhu

povećanja iscrpka nafte i plina (engl. EOR i EGR);

3. Duboki slani vodonosnici (geološki slojevi ispu-njeni vodom povišena saliniteta);

4. Duboka ležišta ugljena koja nije moguće eksplo-atirati;

5. Korištenje ugljikovog dioksida u cilju povećanja iscrpka metana ugljenih slojeva (engl. Coal Bed Methane);

6. Ostale mogućnosti (utiskivanje u bazalte, naftne šejlove, kaverne).

Nakon što se CO2 izdvoji i transportira, utiskuje se u geološku formaciju u svrhu trajnog skladištenja, uz iznimku kod metoda u kojima se CO2 koristi za povećanje iscrpka nafte ili plina, jer se u tom slučaju određena količina CO2 ponovno vraća na površinu s proizvedenim fluidom, dok dio CO2 ostaje zarobljen u ležištu.

Slika 2. Mogućnosti geološkog skladištenja CO2

42 ________________________________________________________________________




Tijekom utiskivanja, tlak raste iznad 74 bara (kritični uvjeti za CO2: temperatura 30, 95°C; tlak 73, 8 bar) te je CO2 tako u tzv. superkritičnom stanju tj. gustoće kaplje-vine, ali i dalje se ponaša kao plin. Nakon što je utisnut, CO2 popunjava pore unutar ležišne stijene.

Tijekom vremena raznim mehanizmima dolazi do dugoročnog „zarobljavanja“ CO2 u ležištu. CO2 ima tendenciju migracije prema gore, dok nije zaustavljen pokrovnom stijenom ispod koje se tada akumulira. Oko 10-20% ukupnog volumena CO2 je zarobljeno u porama u stijeni koje su premale da bi omogućile migraciju plina u ležištu. Geološka sekvestracija CO2 u naftna i plinska ležišta se temelji na principima EOR-a. Utiskivanje CO2 u naftno ležište povećava tlak ležišta i omogućuje ekstrakciju nafte ili plina, a CO2 popunjava prazne pore u kojima su se ranije nalazili ugljikovodici.

2. EGR – povećanje iscrpka plina

Za plinska ležišta, postotak iscrpka je veći od postotka iscrpka nafte. U ležištima Panonskog bazena u prosjeku je moguće pridobiti oko 75% početnih rezervi plina iz ležišta prirodnom energijom ležišta, dok je kod crplje-nja nafte tako pridobivo u prosjeku 35%. Glavni razlog tome je što je protok plina kroz pore stijene puno bolji od protoka dosta viskozne nafte. Međutim, kako s vremenom napreduje proizvodnja, dolazi do pada tlaka u ležištu te se smanjuje dotok plina na površinu. To dovodi do razmišljanja kako pridobiti preostali dio plina u ležištu i time produljiti proizvodnju.

3. Usporedba EOR i EGR metodePovećanje iscrpka nafte (EOR) utiskivanjem misci-bilnog CO2 u naftno ležište se u svijetu primjenjuje od 1960-ih i smatra se već razvijenom i uhodanom tehnologijom u naftnoj industriji. Međutim, utiski-vanje ugljikovog dioksida u vidu povećanja iscrpka plina (EGR) je rijetko primjenjivano. O tom konceptu se raspravlja preko 15 godina i još uvijek nije komer-cijalno primijenjena na plinskom polju. Smatra se da su glavni razlozi za to bili:

■ Do danas je CO2 bio relativno skup procesni medij;

■ Geološko skladištenje odnosno sekvestracija nije još uvijek široko prakticirana;

■ Postoji mogućnost da utiskivanjem CO2 brzo dođe do miješanja CO2 s metanom u ležištu, što bi dovelo do manjeg iscrpka plina.

Kada se radi o naftnim poljima gdje se primje-njuje EOR metoda, koncepti na kojima se ona bazira su sljedeći:

1. Istisnuti naftu fluidom visoke viskoznosti (npr. polimerom);

2. Povećati mobilnost nafte smanjivanjem visko-znosti pomoću surfaktanata;

3. Utiskivanje miscibilnog plina kako bi se smanjila viskoznost i gustoća nafte;

4. Povećati temperaturu ležišta kako bi se smanjila viskoznost nafte cikličkom obradom bušotine (engl. Huff and Puff), utiskivanje vodene pare (engl. Steam flooding), spaljivanje nafte u sloju (engl. Fire flooding) itd.

Ali kada je riječ o plinskom ležištu, metoda koju je moguće koristiti je utiskivanje plina koji će zamijeniti prirodni plin u ležištu (metan, etan, itd.). Za utiskiva-nje bi se tako koristio plin male komercijalne vrijed-nosti koji je raspoloživ u velikim količinama kao što su dušik, ugljikov dioksid, ispušni plinovi, itd., a koji

Slika 3. Ponašanje CO2 u porama ležišne stijene nakon utiskivanja

Slika 3. Prikaz ciklusa CO2 EGR-a

________________________________________________________________________ 43




je gušći i teži od plina koji se proizvodi pa bi ga tako istiskivao na površinu, odnosno prema proizvodnim bušotinama.

Tablica 1. Usporedba EOR i EGR metode

EOR EGR

Status Dokazano Pretpostavka

Trošak 5-20 USD/t CO2 5-20 USD/t CO2

Koristi

0, 25-0, 5 t nafte/t CO215 USD/bbl nafte25-55 USD/ t CO2

0, 03-0, 05 t metana/t CO20, 5-3 USD/GJ plina1-8 USD/ t CO2

Mogući proboj EGR-a je činjenica da je posto-tak iscrpka plinskih ležišta diljem svijeta trenutno u prosjeku oko 75% te postoji značajan potencijalni izvora plina iz postojećih ležišta koji bi se mogao dodatno proizvesti ako bi se EGR pokazao izvedivim i ekonomski održivim. Ono što ovoj metodi ide u prilog je povećan interes za geološku sekvestraciju CO2 i razvoj povezanih tehnologija za hvatanje i skladištenje CO2, što mijenja ekonomsku vrijednost CO2 koji bi se koristio kao utisni plin za EGR.

Što se tiče izvedivosti EGR-a, uključena je i moguć-nost cirkulacije postojećeg CO2 iz ležišta tzv. zatvore-nim sustavima, kako bi se proizveo dodatan prirodni plin te kombinirani sustavi skladištenja ugljikovog dioksida i povećanog iscrpka plina (CSEGR) kod kojeg je izvor CO2 neki drugi (npr. ispušni plinovi iz elektrana ili industrijskih postrojenja). CO2 se također razmatrao kao potencijalni plin za plinski jastuk kod skladištenja prirodnog plina nakon završetka CSEGR procesa.

4. Ispitivanja i simulacije

EGR metoda utiskivanjem ugljikovog dioksida analizi-rana je brojnim numeričkim simulacijama i laboratorij-skim testiranjima. Budući da je EGR još uvijek u ranoj fazi razvitka, vjerojatno je da će doći do puno odstu-panja od rezultata simulacija. No računalne simulacije su važan i jeftin alat za dizajniranje pilot projekata i predviđanje optimalnih parametara utiskivanja.

Glavni zaključci studija su sljedeći: ■ Gustoća CO2 je 2 do 6 puta veća od gustoće prirodnog plina te je vjerojatna stabilna gravi-tacijska zamjena tj. teži ugljikov dioksid utisnut

na dno ležišta bi ostajao pri dnu, a lakši prirodni plin bi se tom „jastuku“ CO2 podizao prema proi-zvodnim bušotinama

■ Miješanje utisnutog CO2 i metana u ležištu ne mora biti značajno i postoji mogućnost da se kontrolira raznim operativnim strategijama;

■ EGR se može učinkovito primijeniti u kasnom stadiju iscrpljivanja i to povećanjem tlaka u leži-štu ili balansiranim cikličkim utiskivanjem;

■ Maksimalna količina dodatno pridobivog plina simulacijama se procjenjuje na oko 10% od početnih rezervi plina u ležištu (GIIP);

■ Ako se primjeni u ranijem stadiju crpljenja ležišta, EGR uzrokuje manji konačan iscrpak metana;

■ EGR može biti učinkovita metoda u plin-skim ležištima s vodonapornim režimom, gdje ovisnost o stadiju crpljenja nije toliko značajna. U tom slučaju održavanje tlaka utiskivanjem CO2 omogućuje usporavanje utoka akvifera te djelo-mično ublažava stvaranje vodenog konusa kojeg uzrokuje značajan pad tlaka;

■ Visoka topivost CO2 u vezanoj vodi u usporedbi s metanom omogućuje lakše istiskivanje odnosno zamjenu metana ugljikovim dioksidom čime je i usporen prodor CO2.

Jedna od simulacija analizirala je dva scenarija utiskivanja:

■ Kontinuirano utiskivanje ugljikovog dioksida i pridobivanje metana već od samog početka projekta;

■ Primarna proizvodnja prirodnog plina do ekonomske granice, čemu bi uslijedilo utiski-vanje ugljikovog dioksida u svrhu sekundarnog pridobivanja plina.

Rezultati simulacije su pokazali da je najveći iscr-pak metana postignut u slučaju prvotne proizvodnje plina do ekonomske granice pa tek nakon toga utiski-vanjem CO2. Maksimalna količina dodatno proizvede-nog plina je bila manja od 10% OGIP. U slučaju kada je utiskivanje CO2 započelo u ranoj fazi postignut je manji iscrpak metana, ali je zato u tom slučaju ubrzano crpljenje metana i poboljšana retencija CO2 u ležištu.

Do danas je proveden samo mali broj terenskih testiranja EGR-a, a jedno od njih je provedeno u Mađar-skoj na plinskom polju Budafa Szinfeletti. Utiskivala se mješavina 80% CO2 i 20% metana u iscrpljeno plinsko ležište (izvor ugljikovog dioksida - prirodni bazen CO2 u blizini) i to tijekom perioda od 8 godina (1986.-1994.). Prvotni režim ležišta bio je slabi vodo-naporni režim. EGR i skladištenje CO2 započeli su kad

44 ________________________________________________________________________




je iscrpljenost ležišta plina dosegla 67% od prvotne količine plina u ležištu (OGIP) i tijekom tog vremena je zabilježen inkrement pridobivenog plina od 11, 6% OGIP, odnosno 35% preostalih rezervi plina na početku testiranja. To se poprilično slaže s rezultatima jednog od prethodnih simulacijskih projekata koji je pretpostavio inkrement pridobivenog plina u EGR-u od 10%.

5. Zaključak

Budući da koncentracija CO2 u atmosferi kontinuirano raste, a mnoge zemlje su se obvezale smanjiti emisije stakleničkih plinova, pojavila se potreba za meto-dama dugoročnog skladištenja ugljikovog dioksida. Iscrpljena naftna i plinska ležišta su se istaknula kao vrlo atraktivne opcije za geološku sekvestraciju CO2 iz više razloga: dobra geološka karakterizacija, razvijena tehnologija i laka prenamjena za potrebe skladište-nja CO2. EOR projekti, koji se provode već više od 40 godina, dali su dobre rezultate i EOR utiskivanje CO2 je trenutačno druga najčešće korištena metoda za pove-ćanje iscrpka nafte. Dok je kod naših naftnih ležišta u prosjeku uobičajenim metodama proizvodnje moguće ostvariti iscrpak u prosjeku 35%, kod plinskih ležišta

je taj postotak veći i iznosi 75%. Taj visoki postotak iscrpka te relativno niska cijena plina u odnosu na naftu najvjerojatnije je razlog što se dosad malo pažnje pridalo EGR-u. EGR se bazira na principu povećanja tlaka u ležištu, uslijed pada tlaka višegodišnjom eksplo-atacijom ležišta, i to utiskivanjem ugljikovog dioksida u ležište. Iako je proveden mali broj terenskih ispitivanja ove metode, napravljene su brojne simulacije. Još uvijek je upitna ekonomska isplativost ove metode budući da nije dovoljno istražena i primjenjivana, kao EOR metoda, a razne simulacije i pilot projekti su dali razli-čite rezultate. No bez obzira na to, EGR se u budućnosti vidi kao obećavajući način za produljenje proizvod-nog vijeka i ekonomičnog iscrpljivanja velikog broja visoko iscrpljenih plinskih ležišta te očuvanje okoliša za naredne generacije.

Poželjne karakteristike plinskog ležišta za EGR utiskivanjem CO2 su sljedeće:

■ relativno mala heterogenost ležišta što omogu-ćuje veći inkrement pridobivenog nezagađenog plina (plin bez CO2);

■ veći broj bušotina (najmanje 4 do 5) za EGR operacije;

■ određeni uvjeti temperature i tlaka pri kojima je najveći učinak skladištenja CO2.

Literatura1. Gou, Y., Hous, Z., Liu, H., Zhou, L., Numerical simulation of carbon dioxide injection for enhanced gas recovery (CO2-EGR)

in Altmark natural gas field, 20132. Jikich, S., Smith, D., Sams, N., Bromhal, G., Enhanced Gas Recovery (EGR) with Carbon Dioxide Sequestration: A simulation

study of effects of injection strategy and operational parameters, 20033. Jurinić, I., KSU (Kaptiranje i Skladištenje Ugljikovog dioksida) – utjecaj na okolinu4. Kühn, M, Kolditz, O., The CLEAN project in the context of CO2 storage and enhanced gas recovery, 2012.5. http://www.globalccsinstitute.com/publications/co2-storage-depleted-gas-fields/online/972066. http://www.clean-altmark.org/front_content.php?idcat=1486&client=36&lang=40

Matea Šmitran, inženjer naftnog rudarstvainženjer naftnog rudarstva 2INA d.d., Upravna zgrada Žutica

Izidora Jurinić, inženjer kemijevodeći inženjer kemijske tehnologijeINA d.d., Zagreb, V. Holjevca 10

Vladimir Majder, inženjer građevinarstvainženjer za održavanjeINA d.d., Zagreb, V. Holjevca 10

________________________________________________________________________ 45




Ključne riječi: šejl, ekonomika istraživanja i proizvod-nje nafte i plinaKey words: shale, oil and gas exploration and produc-tion economics evaluation method

Sažetak

Velike naftne kompanije sve više se suočavaju s dvoj-bom da li ulagati u konvencionalno istraživanje ili u razrađivanje nekonvencionalnih rezervi. Ekonomika istraživanja u Meksičkom zaljevu uvelike se razlikuje od primjerice proizvodnje plina iz šejlova. Da bi znale gdje su isplatljivija ulaganja, kompanije moraju izraditi usporedivu ekonomiku. Dok za konvencionalne projekte postoji dobro razrađena metoda evaluacije, za nekon-vencionalne projekte takovu metodu tek treba napra-viti. Ovo je postepen proces koji se odvija usporedo s razvojem saznanja o samoj proizvodnji usporedo sa spoznajama o svim rizicima koje se pojavljuju u procesu.

Abstract

Large oil companies are increasingly faced with the dilemma whether to invest in conventional explora-tion, or to pursue unconventional projects,. Economics of exploration in the Gulf of Mexico (GoM), is very different from a shale gas project. In order to have comparable economics companies first have to define a common evaluation method. While conventional exploration have well defined rules of evaluation for unconventional projects have a method of evaluation

has yet to be defined. This is gradual processes which evolves as the knowledge of these projects increases and as more and more risks are exposed.

Uvod

“Bila su to najbolja a ujedno i najgora vremena“–(citat iz Dickens-ova romana “Priča o dva grada”) možda najbolje opisuje stanje u plinskoj industriji danas. Dok se kompanija Chesapeake (drugi najveći proizvođač plina iz nekonvencionalnih ležišta u SAD-u) bori za opstanak na američkom tržištu, cijene plina u Aziji dostigle su rekordne iznose. Brzi rast proizvodnje plina iz nekonvencionalnih izvora u Sjevernoj Americi izazvao je istovremeno veliki entuzijazam i duboki skepticizam. Dok su neki proizvodnju iz šejla već proglasili bez rizika, gotovo poput manufakture, drugi su se pitali hoće li se iz takve proizvodnje ikada ostvariti očekivana dobit. Uz to, neki smatraju da je tehnologija eksploatacije plina iz škriljevaca, zbog utiskivanja veli-kih količina vode i frakturiranja slojeva ekološki štetna. Međutim u SAD, zemlji s največim brojem bušotina za proizvodnju plina iz škriljevaca nema podataka o štetama kao posljedica te tehnologije. Isto tako drugi smatraju da treba posvetiti pozornost potresima na takvim područjima. Spominje se da se pri korište-nju hidrauličkog frakturiranja mogu pojaviti i manji potresi (do 3 stupnja po Richteru). Međutim, postoji i suprotno mišljenje. Naime, frakturiranjem dolazi do otvaranja mikro pukotina koje, ustvari, relaksiraju i smanjuju tlakove i napetosti u geološkim formacijama što spriječava pojavu velikih potresa. Isto tako, vode

Istraživati konvencionalna ili nekonvencionalna ležišta?Conventional or Unconventional Exploration?

Hrvoje Lipovac INA d.d., Zagreb

[email protected]

Josip Križ HUNIG, Zagreb

[email protected]

46 ________________________________________________________________________




koje se koriste kod frakturiranja, zbog smanjenja tlaka na ušću bušotine, vraćaju se na površinu i koriste na sljedećoj bušotini.

Zbog kolapsa cijena plina u Sjevernoj Americi došla su na vidjelo sva ograničenja takovih izvora i njihova izloženost cjenovnom riziku. To pak otvara raspravu o tome kako najbolje raspodijeliti uložena sredstva između konvencionalnog istraživanja i nekon-vencionalnih projekata, uz preispitivanje i same defi-nicije što se to smatra nekonvencionalnim projektom. S više od stoljeća iskustva, naftna industrija ima dobro razrađene okvire i alate za mjerenje rizika i dobiti kod konvencionalnog istraživanja.

Tu postoje jasno određene faze sa čvrsto definira-nim rizicima i aktivnostima, dok naftna industrija tek

treba definirati što točno znači nekonvencionalno, a upravo je nedostatak općepriznate tehnike vrednova-nja nekonvencionalnih projekata najveći problem kod kreiranja ukupnog portfelja naftne kompanije.

Utvrđivanje faza projekata

Konvencionalno istraživanje se odvija kroz faze: istra-živanje, potvrda, razrada i proizvodnja, s jasnim prije-lazima između faza: otkriće, konačna odluka o ulaga-njima, prva proizvodnja, napuštanje ležišta. Nakon potvrdne faze i nakon što je projekt odobren za razradu naftna industrija obično više ne računa s geološkim rizikom ležišta.

Slika 1. Usporedba tijeka novca hipotetskog konvencionalnog i nekonvencionalnog projekta Izvor: Wood Mackenzie Consulting

________________________________________________________________________ 47




Rizici i neizvjesnosti koji ostaju vrednuju se kroz analizu osjetljivosti, ali to su samo mjerenja općih rizika projekata, a ne i njegovih suštinskih tehničkih i komercijalnih problema.

Dvije su velike razlike u fazama životnog ciklusa nekonvencionalnih projekata. Prvo, prijelaz između faza je daleko manje izražen nego kod konvencional-nih projekata, i drugo, postupak razotkrivanja rizika je sporiji nego kod konvencionalnog istraživanja.

Za nekonvencionalne projekte, Wood Mackenzie definira četiri faze projekta: koncept, pilot, podiza-nje proizvodnje (engl. „ramp-up“) i fazu eksploata-cije. Tijekom koncepta, kompanija pokušava iden-tificirati potencijalne nekonvencionalne ciljeve koji nemaju nikakvu prethodnu povijest proizvodnje. Da bi smanjila rizik, kompanija mora početi s probnim (pilot) bušenjem, riješiti tehničke probleme i troškove te utvrditi da li se postignuti rezultati mogu ponoviti na komercijalnoj osnovi. Tijekom tih ranih faza, nije još potpuno jasno hoće li razrada projekta biti izvediva u komercijalnim razmjerima.

Dakle, baš kao što se tijek novca konvencional-nih projekata vrednuje ponderiranjem s rizikom, isti proces (cashflow) treba poduzeti i s novčanim tije-kom nekonvencionalnih projekata. U pet godina otkri-veno je više od 1 milijarde ekvivalenata uvjetne nafte vrijedno više od 17 milijardi USD. Ovo je ostvareno uz ulaganja od 6.2 milijarde USD i još predviđena buduća ulaganja od 2.3 milijarde USD da se razrade otkrivene rezerve. U idućih pet godina proizvodit će se preko 130 tisuća ekvivalentnih barela nafte dnevno uz osta-tak rezervi od 375 milijuna barela s vrijednošću od 4.4 milijarde USD. Dodatno projekt će imati prepolov-ljena slobodna financijska sredstva s 1 milijarde na 500 milijuna USD u narednim godinama.

Iako kod nekonvencionalnih projekata kompa-nije obično ne govore o prijelazu u razradnu fazu, međutim, često nailazimo na fazu gdje dolazi do povećanja proizvodnje (ramp-up),nakon što je pilot projekt završen,financiranje osigurano, bušaće garniture ugovorene, proizvodne licence osigurane, transportni sustavi pripremljeni, itd. Projekt zatim prelazi u proizvodnu fazu, kada se stalno mora odvi-jati novo razradno bušenje radi održavanja postojeće proizvodnje (zbog strmog opadanja proizvodnje). Tijekom kasnijih faza, postotak preostale površine podobne za privođenje proizvodnji (engl. percentde-velopable) i odstupanja od očekivane proizvodnje bušotina predstavljaju najveći rizik podzemlja a koji proizvodnja iz konvencionalnih ležišta nema. Posto-tak preostale površine podobne za proširivanje proi-

zvodnje je izravna odrednica broja i lokacija budućih bušotina.

To određuje preostalu vrijednost projekta, a iska-zuje se kao postotak u odnosu na ukupnu nerazrađenu površinu. Rizici u kasnijim fazama projekta mogu biti vrlo značajni. Na primjer, vodeći američki operater na proizvodnim poljima plina iz šejlova primjenjuje faktore od 30% do 75% od ukupne površine kao površinu gdje je moguća i buduća proizvodnja. Vrednovanje isplativo-sti proizvodnje iz konvencionalnih i nekonvencionalnih ležišta polazi od istih pretpostavki a to su: –cijena, veli-čina proizvodnje, ulaganje, troškovi, te fiskalni uvjeti-i oni su jednako raspoređeni u svim fazama projekata. Međutim ključna odrednica koja se mijenja kroz životni vijek projekta je konačna varijabla s najvećim utjecajem na vrednovanje a to je vjerojatnost uspjeha (eng. chan-ceofsuccess-CoS.), koja se može kvantificirati kombi-nacijom tehničkih i komercijalnih rizika.

Koeficijent uspjeha proizvodnje iz šejla

Dokazi da je šejl više rizičan i manje homogen su neoborivi. Od 30-tak tipova (eng. play) plinskih polja u šejlu u SAD-u, samo 10 ih je nakon pilot faze u punoj razradi. Dok se neki tipovi polja još uvijek testiraju, za 10 ih je nedvojbeno dokazano da su neisplativi ili s brojnim podzemnim i nadzemnim izazovima. Budući da na svaki neuspješni dolazi jedan uspješni, to poka-zuje da bi vjerojatnost uspjeha pojedinog tipa polja u šejlu mogao biti oko 50%. Čak i kada pojedini tip polja u šejlu prođe ozbiljna testiranja kroz pilot projekte, to ne znači da će taj tip polja u cijelosti biti okvalificiran kao komercijalan. Primjer za to je Niobrara, gdje je zbog heterogenosti samo podskup pilota provedenih u području dovelo do komercijalne razrade.

Zadatak pilot faza je također da odredi dobre dije-love područja (engl. sweetspots). Čak i u homogenim područjima, postotak površina koja su komercijalna je daleko manji od 100%. Na primjer, uspjeh u Eagle Ford-u je koncentriran samo na usko područje kontakta plin-nafta koja se proteže kroz sredinu područja.

Kreiranje portfelja

Svrstavanje u faze životnog ciklusa projekta olakšava kompanijama i računanje sa činjenicom da se većina investicijskih projekata ne mogu samo tako uspoređi-vati. Velike tvrtke za istraživanje i proizvodnju nafte i

48 ________________________________________________________________________




plina danas su sve više u dvojbi da li ulagati u konven-cionalna ili nekonvencionalna istraživanja.

Dvojbe ne bi trebalo biti, jer treba ulagati u jedne i druge projekte. Da bi razmotrio takav slučaj, Wood Mackenzie je proveo hipotetsku vježbu za kompaniju koja odlučuje o ulaganju 1 milijarde dolara godišnje u razdoblju od pet godina, između konvencionalnog istraživanje u Meksičkom zaljevu (GOM) i razrade postojećih, dokazanih rezervi iz šejla u području Eagle Ford. Te dvije mogućnosti su vrlo različite u pogledu povećanja rezervi.

Prema procjenama pet milijardi dolara uloženo u istraživanje na području Meksičkog zaljeva, mogu otkriti oko 1 milijarde barela kroz nova polja (predvi-đeni trošak otkrića $ 5/boe), dok u Eagle Ford-u za iste novce moglo bi se izgraditi gotovo 600 bušotina što, uz prosječnu procjenu konačnog iscrpka od 900.000 barel ekvivalenta po bušotini, donosi samo pola rezervi u odnosu na Meksički zaljev, odnosno oko 530 milijuna ekvivalentnih barela.

Korištenjem zadanih ekonomskih pretpostavki i analize u Meksičkom zaljevu očekuje se i znatno veća neto sadašnja vrijednost (NPV) od oko 5 milijardi dolara (nakon odbitka istražnih troškova), dok kod Eagle Ford projekta se očekuje samo oko 1,5 milijarde dolara.

Nekonvencionalni projekt poput Eagle Ford nudi, međutim, neke prednosti, poput bržeg početka proi-zvodnje. U ovom slučaju dosegnuvši vrhunac proi-zvodnje od 130.000 ekvivalentnih barela nafte na dan (boe/d) u roku od pet godina. Zbog duljeg trajanja razrade duboko morskih projekata, projekt u Meksič-kom zaljevu bi dosegnuo svoj vrhunac proizvodnje od 174.000 boe/d tek za 11 godina. Raniji početak proizvodnje stvara prihod koji je potreban za financi-ranje ulaganja, što znači da su maksimalno potrebna novčana sredstva za projekt u Eagle Ford-u samo 2,8 milijarde dolara, dok duboko morski projekt zahtijeva 8,5 milijardi dolara. Iako su toliko različiti, konvenci-onalni i nekonvencionalni investicijski projekti mogu se nadopunjavati i raditi zajednički na korporativ-noj razini. Rana proizvodnja iz nekonvencionalnog projekta može ispuniti prazninu dugih konvencional-nih ciklusa. Nekonvencionalni projekt osigurava rano pozitivne novčane tijekove, pomaže da se ublaži duboki minus samostalnog novčanog tijeka konvencionalnog projekta. Konvencionalni i nekonvencionalni projekti također mogu biti komplementarni unutar portfelja jer oni imaju različite rizike (bilo po vrsti ili po njihovoj vremenskoj rasprostranjenosti), što potencijalno pruža mogućnost diversifikacije za ukupni profil rizično-sti portfelja. S obzirom na njihovu obično veću povr-

Slika 2. Utjecaj na ukupnu neto sadašnju vrijednost nakon poreza uz promjenu +/-20% cijene nafte,

proizvedenih količina, ulaganja i proizvodnih troškova. Izvor: Wood Mackenzie Consulting

________________________________________________________________________ 49




šinsku rasprostranjenost nekonvencionalni projekti također pružaju mogućnost za daljnji razvoj s napret-kom tehnologije. Ključ uspjeha u upravljanju nekon-vencionalnim projektima u portfelju kompanije leži u potpunom uvažavanju njihovih faza životnog ciklusa i rizičnih obilježja.

Analiza osjetljivosti projekta

Također je važno prepoznati kako će marginalna priroda projekata proizvodnje iz šejla utjecati na portfelj zbog izloženosti rizicima prodajne cijene, proizvodnim te troškovnim rizicima. Kada se uspoređuje projekt u kasnijem životnim fazama moraju se uzeti u obzir uobičajene ključne neizvjesnosti, poput količina proi-zvodnje, cijene nafte i troškova. Procjena nekonvenci-onalnih projekata je daleko osjetljivija, uglavnom zbog znatno viših donjih granica cijena nafte pri kojima je projekt još uvijek isplativ. Na primjer, projekt u Bakken-u je pozitivan tek uz cijenu nafte od barem $50/bbl, dok bi usporedivi projekt u Meksičkom zaljevu bio poziti-van i uz cijenu nafte od samo $15/bbl. U ovom drugom slučaju, 20% promjena u količinama proizvodnje može dovesti do 30% promjene neto sadašnje vrijednosti, ali 20% promjena količina proizvodnje u Bakken-u će zaljuljati neto sadašnju vrijednost plus ili minus 110%. Promjena u cijeni nafte ima još veći utjecaj. Ova razina promjena cijena nafte je uobičajena, a količina koja će se proizvesti je vrlo neizvjesna. No, dok konvencionalni

projekt može trpjeti te promjene, nekonvencionalni projekt u Bakken-u je u opasnosti da bude neekonomi-čan. Za mnoge proizvođače plina te su pojave sve više prisutne. U tom svjetlu, nekonvencionalni projekti su rizičniji od konvencionalnih, posebno tijekom razvojne faze. Ekonomika nekonvencionalnih projekata također je daleko više osjetljiva na troškove nego ona konven-cionalnih projekata. U slučaju proizvodnih troškova, utjecaj na konvencionalne projekte je zanemariv, ali za nekonvencionalne projekte proizvodni troškovi su vrlo važni. To može predstavljati podcijenjenu, dugoročnu opasnost za nekonvencionalne projekte, zbog nedovolj-nog iskustva i informacija o dugoročnim operativnim troškovima i zahtjevima za održavanjem nekoliko dese-taka tisuća već izbušenih bušotina, osobito onih koje proizvode naftu. Na pozitivnoj strani je napredak u tehnologiji smanjenja troškova, što potencijalno može značajno poboljšati ekonomiku ovih projekata.

Zaključak

Zahvaljujući našem nedovoljnom razumijevanju nekonvencionalnih resursa,vjeruje se da je proizvodnja iz šejlova gotovo jednako rizična kao visoko-budžetno konvencionalno istraživanje. Poznato je da je u konven-cionalnom procesu istraživanja i proizvodnje ugljiko-vodika najveći rizik u istražnoj fazi. Ovaj se rizik sve više smanjuje u fazi razrade, a gotovo je neznatan u fazi proizvodnje. Međutim, nije tako s nekonvenci-

Slika 3. Konvencionalni i nekonvencionalni projekti mogu se međusobno nadopunjavati u portfelju kompanije Izvor: Wood Mackenzie Consulting

50 ________________________________________________________________________




onalnim resursima. Naime, priroda tog rizika je da se manifestira u kasnijem životnom vijeku projekta, a ne da se smanjuje, kao kod konvencionalnih proje-kata. Jedan od najvećih rizika je točna procjena broja bušotina u razradnoj i proizvodnoj fazi, gdje dosadaš-nja iskustva govore da ih treba biti i znatno više nego kod konvencionalnih kolektora. No, usprkos tome, postoji mjesto i za nekonvencionalne projekte u korpo-rativnom portfelju, ako tvrtke primjenjuju metode za procjenu rizika, koje će im omogućiti da usporede nekonvencionalne i konvencionalne projekte na istoj osnovi. Kako u nekonvencionalnim procesima postoji mnogo varijabli i nepoznanica važno je identificirati

baš one koje zaslužuju najveću pažnju i najviše utječu na ekonomičnost projekta. To u velikoj mjeri ovisi o tome u kojoj se trenutnoj fazi ciklusa projekt nalazi. U nekonvencionalnim projektima postoji opasnost da se procjena obavlja više s uobičajenim tehničkim i opera-tivnim pretpostavkama. No, čini se da su, osim tehnič-kih i vrlo važni komercijalni rizici i neizvjesnosti koji su daleko specifičniji i time važniji za prepoznavanje i ocjenu ekonomičnosti nekonvencionalnih projekata. Nove tehnologije i inovacije, ponajprije u horizontal-nom bušenju i hidrauličkom frakturiranju, imati će izuzetno pozitivno značenje u projektima nekonven-cionalnih resursa.

Literatura1. www.forbes.com: Information for the World’s Business Leaders2. www.forbes.com: Matthew Hulbert: Why American Natural Gas Will Change The World3. www.bg-group/aboutBG/Profile4. Philip Budzik: Relationship Between Henry Hub Spot Prices and U.S. Wellhead Prices / Enefrgy Information Administration

Hrvoje Lipovac, dipl. oec.Vodeći stručnjak za podršku projektima u SD Istraživanje i proizvodnja nafte i plinaINA d.d., Zagreb, V. Holjevca 10

Josip Križ, dipl. ing.Dopredsjednik Hrvatske udruge naftnih inženjera i geologaHUNIG, Zagreb, Barčićeva 9

________________________________________________________________________ 51

AEKS d.o.o. za proizvodnju, usluge i trgovinuOmladinska 45, Ivanić GradTel.: 01/2881-440Fax.: 01/2881-438e-mail: [email protected]

1. Kemijska čišćenja u industriji

2. Kemijska čišćenja u brodogradnji

3. Intervencije u zaštititi okoliša

4. Sakupljanje, obrada i skladištenje opasnog otpada, zbrinjavanje starih ulja, razlivenih ugljikovodika, otpadnih kiselina i sl.

5. Proizvodnja kemijskih sredstava

6. Kemijska i mehanička čišćenja i antikorozijaka zaštita u termoelektranama i hidroelektranama


















Ključne riječi: plinski transportni sustav, plinovod, produktovod CO2,Key words: gas pipelines system, gas pipeline, CO2 pipeline

Sažetak

Sustav transporta plina u Ininom Segmentu djelatnosti Istraživanja i proizvodnje nafte i plina sastoji se od tehnoloških pravaca koji povezuju naftna polja Mosla-vine kao izvor proizvodnje plina, plinskih polja Podra-vine i Etanskog postrojenja u Ivanić-Gradu. Projektom utiskivanja CO2 u naftna polja Šumećani i Žutica došlo je do izgradnje novih te prenamjene dijela postoje-ćih transportnih plinskih pravaca u transportni sustav CO2. Prenamjene transportnih sustava uvijek predstav-ljaju izazov za investitora kao i za izvođača. Provjera stanja postojećih cjevovoda kojima će se transportirati CO2 obavljena je kao priprema za transport. Obavljena su mjerenja debljine stjenke neinvazivnim alatima, te na temelju rezultata mjerenja određene radnje popra-vaka i sanacija kritičnih mjesta.

Abstract

INA d.d. Company Exploration and Production Sector’s main gas pipeline consists of technological pipelines connecting oil fields in Moslavina, which are the source of gas production, oil fields in Podravina and Ethane plant in Ivanić-Grad. The project of impressing CO2

into Šumećani and Žutica oil fields resulted in building new transportation pipelines and repurposing of parts of existing gas transportation pipelines into CO2 trans-portation system. Conversion of different transportation systems always represents challenge to investor and also to contractor. Pipeline integrity surveys of future CO2 pipelines were done as preliminary job before begin-ning of transport. In-line surveys with non-destruction tools and repairing the critical locations of pipeline’s wall thickness were the part of this preliminary job.

Uvod

Prenamjena transportnih sustava, bez obzira radilo se o promjeni vrste fluida, promjeni uvjeta transporta ili dogradnji sustava, predstavlja izazov za investitora odnosno vlasnika sustava kao i za izvođača radova.

Transportni plinski sustav kompanije INA d.d. Sektora istraživanja i proizvodnje nafte i plina sastoji se od tehnoloških pravaca koji povezuju naftna polja Moslavine kao izvor proizvodnje plina, plinskih polja Podravine i Etanskog postrojenja u Ivanić-Gradu.

Projektom utiskivanja CO2 u naftna polja Šume-ćani i Žutica došlo je do izgradnje novih te prenamjene dijela postojećih transportnih plinskih pravaca u tran-sportni sustav CO2. Provjera stanja postojećih cjevo-voda kojima će se transportirati CO2 obavljena je kao priprema za transport. Obavljena su mjerenja debljine stjenke neinvazivnim alatima, te na temelju rezultata mjerenja određene korektivne radnje popravaka odno-sno sanacija lokacija kritičnih oštećenja.

Prenamjena transportnog sustava plina na uvjete transporta CO

2

Conversion of Gas Transportation System to CO

2 Transport

Ivana Kaličanin INA d.d., Zagreb

[email protected]








________________________________________________________________________ 53




Snimanje stjenki plinovoda metodom mjerenja gubitka magnetskog toka

Snimanje stanja stjenke magistralnog plinovoda Molve – Etan obavljeno je u svibnju 2007. neinva-zivnim MFL alatom (engl. Magnetic Flux Leakage) metodom mjerenja gubitka magnetskog toka. Ispiti-vanje je obavila kompanija GE PII Pipeline Solutions, Njemačka.

Analiza rezultata mjerenja dobivena je u ljeto 2007. te se pristupilo sanaciji kritičnih točaka. Podaci mjere-nja pripremljeni su u skladu sa priznatom internacio-nalnom praksom (POP, 2009) kao i prema standardu Američkog naftnog instituta (API, 2005).

Sveukupno je pronađeno preko 14.000 lokacija ošte-ćenja, procijenjena uglavnom kao vanjska korozija, 120 bliskih metalnih objekata, 16 ekscentričnih kolona i 34 nagnječenja cjevovoda. Ovakav veliki broj oštećenja nije neuobičajen, pogotovo kada se radi o cjevovodu starijem od 30 godina. Kako bi se broj mjesta popravaka smanjio na optimalnu mjeru, uvažavajući rezultate mjerenja ošte-ćenja koje je potrebno provjeriti otkopavanjem i sanirati, analiziraju se svi dostupni podaci o mjerenjima i stanju cjevovoda te donose zaključci.

S obzirom da je ispitivanje stanja stjenke plino-voda bilo obavljeno u svrhu sanacije svih kritičnih točaka kao priprema sustava na budući transport CO2 za potrebe EOR projekta na naftnim poljima Ivanić i Žutica, pristupilo se detaljnoj analizi izvještaja kako bi se odredile lokacije na kojima će se obaviti provjera rezultata mjerenja i ujedno sanacija kritičnih točaka smanjenja debljine stjenke cjevovoda.

U izvještaju o ispitivanju detaljno je prikazano 15 najvećih oštećenja stjenke koji su odabrani na sljedeći način:

■ tri najveća oštećenja kod kojih je ERF > 1, ERF (engl. Estimated Repair Factor) je procijenjeni faktor popravka odnosno omjer između maksi-malnog dozvoljenog radnog tlaka i izračunatog sigurnog tlaka na mjestu oštećenja s obzirom na smanjenje debljine stjenke cjevovoda;

■ sva oštećenja koja su dublja od 80% nominalne debljine stjenke na mjestu mjerenja;

■ sva oštećenja s ERF > 1,3; ■ sva oštećenja s 1,0<ERF>1,3.

Dozvoljeni radni tlak na mjestu oštećenja računa se prema metodi navedenoj u normi ASME B31.G

Slika 1. MFL alat promjera DN 500

54 ________________________________________________________________________




(ASME, 2008). Radi se o konzervativnoj metodi, no samim time se povećava sigurnost sustava i smanjuje rizik od propuštanja.

Ulazni parametri za izračunavanje dozvoljenog radnog tlaka na mjestu oštećenja stjenke cjevovoda su:

■ svojstva materijala cijevi; ■ nazivni promjer;

■ debljina stjenke; ■ maksimalna dubina oštećenja; ■ duljina oštećenja.

Izračunom se dolazi do slijedećih podataka: ■ sigurni radni tlak na mjestu oštećenja, ■ ERF (procijenjeni faktor popravka).

Tablica 1. Popis kritičnih oštećenja pri ERF>1 (Izvještaj mjerenja)

Tablica 2. Popis kritičnih oštećenja nakon izračuna stvarnog radnog tlaka na mjestima oštećenja

________________________________________________________________________ 55




U izvještaju su dobiveni podaci o 15 izdvojenih mjesta oštećenja prema već navedenim parametrima (radni tlak P=50 bar, MAOP=50 bar), prikazani u tablici 1.

Svi prikazani podaci su vrijednosti procijenjenog faktora popravka ERF veće od 1, što bi značilo da je potrebno sanirati svih 15 oštećenja na izdvojenim loka-cijama. Kako bi se odredile stvarne lokacije kritičnih oštećenja pristupilo se izračunu stvarnog projektiranog tlaka (prema ASME B31.8).

Rezultati izračuna su sljedeći: ■ Pi = 72,56 bar za segmente cjevovoda debljine stjenke nwt = 7,14 mm

■ Pi = 80,49 bar za segmente cjevovoda debljine stjenke nwt = 7,92 mm

Prema dobivenim izračunima tlaka na mjestu ošte-ćenja, ponovno je izračunat ERF za 15 lokacija dobi-venih u Tablici 1. Rezultati su prikazani u Tablici 2 (radni tlak P=72,56 bar za nwt=7,14; radni tlak P=80,49 za nwt=7,92 mm).

Prema dobivenim podacima u obzir za sanaciju su uzeta oštećenja na prvih pet lokacija i to:

■ oštećenja na točkama (engl. Insp . Sheet Number) 5,14 i 9 izabrana su prema kriteriju triju najvećih oštećenja kod kojih je ERF>1;

■ oštećenja u točci 10 izabrano je prema kriteriju oštećenja koja su dublja od 80% debljine stjenke;

■ oštećenja u točci 7 izabrano je prema kriteriju oštećenja s ERF>1,3.

Sanacije oštećenja obavljene su tijekom 2007. godine, dok je nastavak radova obavljen 2010. godine. U međuvremenu je nabavljen potreban materijal za sanaciju i ugovoreni radovi sa stručno osposobljenim djelatnicima koji imaju licencu za obavljanje takve vrste radova popravaka cjevovoda.

Odabrana je metoda popravka kompozitnim obuj-micama. To je uobičajeni način sanacija kritičnih mjesta, pogotovo u slučajevima kada nije moguće prekinuti tran-sport fluida cjevovodom. Sanacija je obavljena prema američkom standardu ASME PCC-2 (ASME, 2008).

U sklopu građevinskih i strojarskih radova poprav-ljena su i dva nagnječenja stjenke cjevovoda. Popravci su obavljeni čeličnim obujmicama s epoksidnom ispu-nom i kompozitnim obujmicama. Na sljedeće dvije slike prikazani su karakteristični uzroci korozije – ošte-ćenja izolacijske prevlake.

Na svim odabranim lokacijama popravaka ošte-ćenja potvrđeni su podaci Izvještaja o mjerenju MFL alatom.

Slika 2. Oštećenje izolacije uz spoj vodiča katodne zaštite lokacija Budrovac (uz staklenik)

56 ________________________________________________________________________




Literatura1. API 1163, (2005): In-Line Inspection Systems qualification”, American Petroleum Institute2. ASME B 31.G Standard of Pressure Piping (2008)3. ASME PCC-2 Repair of Pressure Equipment and Piping (2008)4. Kaličanin (2013): Utvrđivanje rizika od propuštanja naftovoda i razvoj sustava za upravljanje cjevovodima u RH, Doktorski

rad, RGN fakultet, Zagreb5. POP - Pipeline Operators Forum, (2009): Specifications and requirements for intelligent pig inspection of pipelines6. Tehnička dokumentacija INA, SD Naftaplin, Sektor proizvodnje nafte i plina, (2008)7. Tehnička dokumentacija INA, SD Istraživanje i proizvodnja nafte i plina, Sektor istraživanja i proizvodnje nafte i plina za JIE, (2010)

dr. sc. Ivana Kaličaninvodeći stručnjak za investicijske projekte u Istraživanju i proizvodnji nafte i plinaINA d.d., Ivanić Grad, Moslavačka 15

Slika 3. Oštećenja izolacijske prevlake na lokaciji CPS Molve

ZaključakKvalitetnim odabirom neinvazivne metode mjerenja debljine stjenke cjevovoda, kao i mjerenja ovalnosti cjevovoda te pozornom analizom rezultata dobivenih navedenim mjerenjima, dolazi se do relevantnih poda-taka o lokacijama koje je potrebno sanirati. Zahvalju-jući tomu će se smanjiti troškovi nepotrebnih radova.

Sve navedene radnje mjerenja, analize rezul-tata mjerenja kao i korektivne radnje popravaka na mjestima oštećenja značajno smanjuju rizik od propu-štanja cjevovoda.

(Zahvaljujem kolegici Draženki Filjar, diplomiranoj inženjerki naftnog rudarstva na ustupljenim podacima koji su korišteni u ovom radu) .

________________________________________________________________________ 57




Novosti iz naftnog i plinskog gospodarstvaNews from the oil and gas sector

Božidar Omrčen HUNIG, Zagreb

[email protected]

Ovisnost gospodarstva EU o uvozu prirodnog plina iz Rusije

Naglo zahlađenje međudržavnih odnosa Republike Ukrajine i Federacije Rusije destabiliziralo je proces izvoza prirodnog plina iz Rusije u zemlje Europske Unije. Kao što je poznato, prirodni plin se većim dijelom transportira iz Rusije s tri plinovoda, koji su u cijelosti izgrađeni uzduž teritorija Ukrajine od zapadne granice Rusije, pa do istočne granice EU. Taj poremećaj uvoza plina, može ugroziti gospodarski razvoj zemalja EU. Radi realne procjene ovisnosti razvoja gospodarstva EU o uvozu prirodnog plina za 2012., uključuje:

■ proizvodnju prirodnog plina u zemljama EU; ■ potrošnju prirodnog plina u zemljama EU; ■ veličinu uvoza prirodnog plina iz Rusije; ■ veličinu uvoza prirodnog plina iz Norveške, Alžira i drugih zemalja.

Prema procjenama Eurogas-a i BP Statistical Review-a, ukupna proizvodnja prirodnog plina u zemljama EU-a u 2012. iznosila je 154,35 milijardi m3 (Tablica 1., 2.). Proizvodnja je ostvarena u 18 zema-lja EU-a, dok u 12 zemalja nisu pronađene komerci-jalno pridobive zalihe prirodnog plina. U jednoj od zemalja EU-e, prirodni plin se ne rabi niti u indu-striji ni u domaćinstvima (Malta). Ukupna potrošnja prirodnog plina u zemljama EU-e u 2012. iznosila je

450,74 milijardi m3 plina. S obzirom na veličinu potroš-nje uvezeno je 296,40 milijardi m3 od toga iz Rusije 80,028 milijardi m3, sustavom plinovoda izgrađenih na teritoriju Ukrajine.

Ostale količine prirodnoga plina uvezene su iz Norveške 22%, Alžira 9,8% i iz ostalih zemalja 8%.

Tablica 1. Podaci o prirodnom plinu zemalja EU, 2012.

EU - 28Proizvodnja prirodnog

plina

Potrošnja prirodnog

plina 1. AUSTRIJA 1,83 9,09 2. BELGIJA 0 17, 06 3. BUGARSKA 0,40 2,72 4. HRVATSKA 1,63 2,86 5. CIPAR 0 0 6. ČEŠKA 0,15 8,29 7. DANSKA 6,46 3,95 8. ESTONIJA 0 0,57 9. FINSKA 0 3,1210. FRANCUSKA 0,63 42,8911. NJEMAČKA 9,09 75,8812. GRČKA 0 4,2313. MAĐARSKA 9,80 3,8014. IRSKA 0,20 4,5515. ITALIJA 7,86 69,3216. LATVIJA 0 1,4617. LITVA 0 3,35

58 ________________________________________________________________________




EU - 28Proizvodnja prirodnog

plina

Potrošnja prirodnog

plina18. LUKSEMBURG 0 1,1219. MALTA 0 020. NIZOZEMSKA 64,49 36,7221. POLJSKA 4,23 16,7522. PORTUGAL 0 4,7523. RUMUNJSKA 11,00 13,6624. SLOVAČKA 0,12 6,0625. SLOVENIJA 0 0,8926. ŠPANJOLSKA 0 31,6927. ŠVEDSKA 0 1,1228. V. BRITANIJA 41,38 79,00UKUPNO 154,35 450,74

Jedinica: milijarda m3

Izvor: Eurogas 2013, BP Statistical Review of World Energy 2013,

Objavljeno 14. ožujka 2014.

Tablica 2. Ovisnost o uvozu plina u središnjoj i jugoistočnoj EU, 2012.

Zemlje EU Uvoz plina

Ruski plin

Ruski plin upotrošnji

1. SLOVENIJA 100,0% 60,2% 60,2% 2. GRČKA 100,0% 55,6% 55,6% 3. SLOVAČKA 98,4% 83,5% 82,3% 4. ČEŠKA 98,0% 58,6% 57,5% 5. BUGARSKA 97,7% 100% 83,5% 6. ITALIJA 88,5% 53,6% 28,9% 7. AUSTRIJA 78,9% 76,1% 60,0% 8. MAĐARSKA 78,2% 100,0% 78,2% 9. HRVATSKA 34,5% N/A N/A10. RUMUNJSKA 24,3% 100,0% 24,3%PROSJEK 79,1% 68,1% 53,5%

N/A: nepoznat broj

U protekloj 2013., gotovo u cijeloj Europi uklju-čujući sve zemlje EU-e zatim u Turskoj, Norveškoj, Švicarskoj i u zemljama jugoistočne Europe (Alba-niji, Bosni i Hercegovini, Crnoj Gori, Kosovu, Make-doniji i Srbiji), ukupno je potrošeno 534,28 milijardi m3 prirodnog plina. Rusija je od ukupne potrošnje isporučila, navedenim zemljama Europe, 30% prirod-nog plina, to jest 162,857 milijardi m3. Od te količine značajni dio prirodnog plina transportiran je mrežom plinovoda izgrađenom na teritoriju Republike Ukra-jine. EIA procjenjuje da se plinskom mrežom Ukra-jine transportira 16% od ukupne veličine potrošnje

prirodnog plina u navedenim zemljama Europe, to jest 85,714 milijardi m3. Procjena je temeljena na podacima objavljenim u izvješću tvrtki Gazprom i Eastern Bloc Energy. Ruski prirodni plin transportira se kroz Ukra-jinu prema Zapadnoj Europi s dva velika sustava plino-voda. Plinovodi su nazvani Bratstvo i Soyuz (Slika 1.).

Slika 1. Najveći plinovodi za transport prirodnog plina preko Ukrajine

Bratstvo je ruski plinovod s najvećim protočnim kapacitetom s kojim se prirodni plin transportira iz Rusije u zemlje EU-e. Plinovod Soyuz povezuje sustav ruskih plinovoda s plinskom mrežom u sred-noj Aziji.

Treći veliki ruski plinovod kroz Ukrajinu (Trans Balkan) opskrbljuje ruskim prirodnim plinom države jugoistočne Europe i Tursku. U nedavnoj prošlosti, čak se je 80% ruskog prirodnog plina transportiralo u Europu kroz teritorij Ukrajine. Međutim, izgradnjom plinovoda Nord Stream (Sjeverni tok), koji izravno kroz Baltičko more povezuje Rusiju s Njemačkom, transport plina kroz Ukrajinu smanjio se s 80% na 50-60%. Plinovod je pušten u pogon 2011. Količina plina koji se transportira kroz Ukrajinu ovisi i o sezoni. Tako se u zimskim mjesecima veličina tran-sporta povećava na 350 milijuna m3/dan, dok se u ljetnim mjesecima smanjuje na 180 milijuna m3/dan.

Ako se uzme u obzir činjenica da su 2012. države EU-e za uvezeni plin Rusiji platile 160 milijardi USD, tada je jasna razina ovisnosti gospodarstva EU-e o uvozu plina iz Rusije, ali i razina ovisno-sti obima punjenja državnog proračuna Rusije o izvozu, odnosno prodaji prirodnog plina državama EU-e. Daljnje zaoštravanje odnosa između Ukrajine i Rusije, izravno je ugrozilo razvoj gospodarstva EU-e ali i ekonomsku moć Rusije. Brojni struč-

________________________________________________________________________ 59




njaci analizirali su potencijalne alternative dobave prirodnog plina iz drugih pravaca i izvora. Posebno se razmatra mogućnost zamjene ruskog prirodnog plina s američkim ukapljenim prirodnim plinom. Poznato je da su velike naftne kompanije SAD-a proteklih godina razvile revolucionarne tehnologije koje su omogućile da se iz slabo propusnih naslaga škriljevaca profitabilno pridobivaju ogromne koli-čine prirodnog plina. To je doprinijelo da je SAD-e postao ne samo najveći proizvođač prirodnog plina

u svijetu nego i potencijalno veliki izvoznik plina. Stoga pojedini svjetski priznati stručnjaci smatraju da je moguće, u relativno kratkom razdoblju, opskrbu država EU-a ruskim plinom zamijeniti s ukapljenim prirodnim plinom iz SAD-a. Za tran-sport ukapljenog prirodnog plina rabe se posebno konstruirani brodovi i LNG terminali za izvoz i uvoz. Kako su gotovo svi LNG terminali u SAD-u bili izgrađeni za uvoz prirodnog plina, potrebno ih je što prije rekonstruirati za izvoz.

Božidar Omrčen, dipl. ing.dopredsjednik HUNIG-a za naftno rudarstvo

60 ________________________________________________________________________




Key words: EOR methods, surfactant displacement, displacement model test in laboratoryKljučne riječi: EOR metoda, istiskivanja nafte surfak-tantima, laboratorijski testovi modela istiskivanja

Abstract

The increasing energy demand of the world, including the oil demand, makes it necessary to decrease the water fraction of the produced oil, which is generally high after water displacement. The expected further production can be triggered by using EOR methods, mostly by using dilute water solution of surfactants (tensides).

Though there are numerous scientific papers discussing slug type displacement by tensides, there are still several open questions to be solved until the less risky industrial application gets attained. The effi-ciency of the surfactant displacement is determined not only the by quality of the surfactant – its physical chemical interaction with the formation rock, oil and brine – other factors, like the location of the residual oil in the porous rock after water displacement, its avai-lability for the surfactant, the properties of the formed emulsion, the segregation of the oil, the retention of the surfactant, the main active forces of the displacement (hydraulic, interfacial, gravitational), the pore structure of the rock, the horizontal and vertical heterogeneity of the rock etc. are also influential.

The description of the multiparametric functional relationship is cumbersome, therefore, a displacement model test in laboratory is the most appropriate way to study and evaluate the joint effect of the influential parameters, via the excess displacement efficiency of the surfactant displacement. By examining more influ-ential factors, the technological and economical risk reduces since thus a more complete scientific cognition can be reached.

The evaluation of the surfactant can be performed by determination the magnitude of the displacement efficiency of a short (~7 cm) rock sample model during a continuous experiment sequence, while the measure-ment of the displacement efficiency of slug type displa-cement tests at least a ~20 cm long rock sample model is required. Multi component (sequential) slug type displacement tests demand 100 cm or even longer rock sample models, especially if the examination of fluid mechanical properties of the components is required.

The following analysis discusses a wide range of influential parameters with the results of measure-ments performed on rock sample models of different length, i.e. the methodology of the determination of the excess displacement efficiency and effectiveness of the surfactant of displacement tests on porous rocks, rock sample models (natural sandstone, artificial sandstone) with continuous injection of dilute solutions / slug + following water injection type is presented here, detai-ling the qualification of the used surfactant in particu-lar. We compared the results of the displacement tests

Evaluation of surfactants with laboratory testsEvaluacija surfaktanata laboratorijskim testovima

János Tóth University of Miskolc, Hungary

Tibor Bódi University of Miskolc, Hungary

[email protected]

________________________________________________________________________ 61




performed on different length of rocks at reservoir and laboratory conditions. However, the role of the physical chemical interactions between the fluids and the rock are not discussed here.

Sažetak

Sve veća potražnja za energijom u svijetu, uključujući potražnju za naftom, nameće nužnost smanjenja udjela vode u proizvedenoj nafti, koji je nakon zavodnjavanja u pravilu visok. Očekivana daljnja proizvodnja može se potaknuti primjenom EOR metoda, većinom injektira-njem vodene otopine površinski aktivnih tvari (surfak-tanata/tenzida).

Iako postoji velik broj znanstvenih radova koji se bave istiskivanjem injektiranjem obroka tenzida, još uvijek postoje otvorena pitanja koja traže rješenje kako bi primjena u industriji bila manje rizična. Efikasnost istiskivanja nafte surfaktantima ne određuje samo kvaliteta surfaktanta – njegova fizikalno-kemijska inte-rakcija s ležišnom stijenom, naftom i slanom vodom; drugi faktori kao što su lokacija preostale nafte u poroznoj stijeni nakon istiskivanja vodom, dostupnost preostale nafte za surfaktant, svojstva nastale emulzije, odvajanje nafte, retencija surfaktanta, glavne aktivne sile istiskivanja (hidraulička, međufazna, gravitacijska), porna struktura stijena, horizontalna i vertikalna hete-rogenost stijene i drugo također imaju utjecaja.

Opis višeparametarskog funkcijskog odnosa je dosta složen, stoga su laboratorijski testovi modela istiskivanja najprikladniji način proučavanja i evalu-acije zajedničkog učinka utjecajnih parametara kroz povećanje koeficijenta istiskivanja nafte surfaktantima. Analizom čimbenika koji imaju veći utjecaj smanjuje se tehnološki i ekonomski rizik budući da se na taj način dolazi do potpunije znanstvene spoznaje.

Evaluacija surfaktanta može se napraviti određi-vanjem vrijednosti koeficijenta istiskivanja kratkog (~7 cm) modela uzorka stijene tijekom kontinuiranog injektiranja dok je za mjerenje koeficijenta istiskivanja testovima injektiranja obroka otopine potreban model uzorka stijene dugačak barem ~20 cm. Test istiskivanja injektiranjem obroka više komponenti (u serijama) traži modele uzorka stijene dugačke barem 100cm ili čak duže, posebno ako je potrebno analizirati meha-niku fluida komponenti.

U analizi se razmatra širok raspon utjecajnih para-metara zajedno s rezultatima mjerenja obavljenima na modelima uzoraka stijena različitih duljina odnosno u radu je prikazana metodologija utvrđivanja poveća-

nja koeficijenta istiskivanja i učinkovitosti surfaktanta testovima provedenim na poroznim stijenama, mode-lima uzoraka stijena (prirodni pješčenjak, umjetni pješčenjak) kontinuiranim /obročnim utiskivanjem otopina te nakon toga utiskivanjem vode, posebno detaljno navodeći kvalificiranost korištenog surfak-tanta. Usporedili smo rezultate testova istiskivanja obavljenih na stijenama različitih duljina pri ležišnim i laboratorijskim uvjetima. Fizikalno-kemijske inte-rakcije između fluida i stijene nisu predmet ovog rada.

1. Introduction

The increasing energy demand of the world, including the oil demand, makes it necessary to decrease the water fraction of the produced oil, which is generally high after water displacement. The expected further production can be triggered by using EOR methods, mostly by using dilute water solution of surfactants (tensides).

Though there are numerous scientific papers discussing slug type displacement by tensides, there are still several open questions to be solved until the less risky industrial application gets attained. The effi-ciency of the surfactant displacement is determined not only the by quality of the surfactant – its physical chemical interaction with the formation rock, oil and brine – other factors, like the location of the residual oil in the porous rock after water displacement, its avai-lability for the surfactant, the properties of the formed emulsion, the segregation of the oil, the retention of the surfactant, the main active forces of the displacement (hydraulic, interfacial, gravitational), the pore structure of the rock, the horizontal and vertical heterogeneity of the rock etc. are also influential..

The description of the multiparametric functional relationship is cumbersome, therefore, a displacement model test in laboratory is the most appropriate way to study and evaluate the joint effect of the influential parameters, via the excess displacement efficiency of the surfactant displacement. By examining more influ-ential factors, the technological and economical risk reduces since thus a more complete scientific cognition can be reached.

The evaluation of the tensides, dilute water solu-tion of surfactants, can be performed by taking the following factors into account: magnitude of the inter-facial tension decrease between the oil and the forma-tion water, magnitude of CMC etc., but these factors – neither if we investigate them separately, nor if we

62 ________________________________________________________________________




investigate them together - do not cover all the para-meters which influence the displacement efficiency. As a consequence, the laboratory displacement tests on rock model assemblies are the most suitable method to evaluate, study the joint effect of the parameters via examining the excess displacement efficiency of the tenside (surfactant) slug type measurements.

The aim of the evaluation of the surfactant is to determine the flow conditions of the displacement test performed on rock sample and the parameters to be measured during the experiment. To determine the order of the displacement efficiency values of the surfactants, it is enough to perform a continuous displacement measurement on a short (~7 cm) rock sample model, while the measurement of the displace-ment efficiency of slug type displacement tests at least a ~20 cm long rock sample model is required. Multi component (sequential) slug type displacement tests demand 100 cm or even longer rock sample models, especially if the examination of the alteration of the fluid mechanical properties of the components is requ-ired.

The following analysis discusses a wide range of influential parameters with the results of measure-ments performed on rock sample models of different length, i.e. the methodology of the determination of the excess displacement efficiency and effectiveness of the surfactant of displacement tests on porous rocks, rock sample models (natural sandstone, artificial sandstone) with continuous injection of dilute solutions / slug + following water injection type is presented here, detai-ling the qualification of the used surfactant in particu-lar. We compared the results of the displacement tests performed on different length of rocks at reservoir and laboratory conditions. However, the role of the physical chemical interactions between the fluids and the rock are not discussed here.

2. The relationships used for the evaluation of the measurement data

The laboratory oil displacement tests occur generally in linear flow system on generally cylindrical rock samples with a constant cross section, at constant depression or constant displacing fluid flow rate (qi) conditions. Since the „chemical flooding” technologies are generally performed after the conventional water displacement, our laboratory tests are also preceded by water displacement in all cases. In practice there are only a few examples for injecting more than 1 Vp of

water into the reservoir space, therefore, it is expedient to continue the conventional water displacement until one pore volume water injection, and then to start the chemical flood.

In accordance with these, the order of the deter-mination of the displacement efficiency in laboratory is the following:

a) Saturation of the rock model (assem-bled of rock samples from the examined reservoir rock) with formation water, determi-nation of its pore volume;

b) Water permeability measurement on the rock sample;

c) Water displacement with oil from the exami-ned oil field, determination of the connate water saturation and the ’original oil in place’ of the rock sample (restoration of initial ’reservoir condition’);

d) Water displacement till 1Vp formation water injection;

e) Constant or slug type injection of water solution of surfactants or water solution of surfactant+polymer, continued by mobility controller slug or following water injection.

The chemical flood by dilute solutions of surfactants can be considered as an immiscible displacement. Thus, the relationships mentioned in [1, 2] papers are valid for the chemical flood after the conventional water displacement.

During the water displacement and the chemical flood, the cumulative injected water volume (Vi), the produced water (Wp) and oil (Np) volume, if nece-ssary, the tenside concentration (c) in the produced fluid, the depression applied on the rock sample (Dp), the average pressure (p) of the displacement and the temperature (T) are to be measured as a function of time (t). From the measurement data, the Vi=f(t), Dp=f(t) functions can be edited as well (besides others), which are, in ln Vi=f(ln t), or ln (Dp)=f(ln t) formulas, linear functions for the secondary displace-ment process after the breakthrough. The dVi/dt =qi (t) injection rate, depending from the flow system, can be constant in time (qi=const.), when Dp= f(t), or qi=f(t), when Dp=const.

From the injected water and chemical solution volumes, and from the produced fluid volumes, the displacement equation can be determined:

p

i

p

i

VVba

NV

+= (1)

________________________________________________________________________ 63




for the water displacement and the surfactant solution injection, as sequential processes. The linear displace-ment equation gives the fluid volume to be injected, in the secondary phase of the displacement, for an oil production volume unit as a function of the pore volume of the injected fluid.

During the secondary phase of the displace-ment, a two-phase flow occurs across the whole length of the rock sample, thus, their sum mobility divided by the one-phase water mobility, i.e. the mobility ratio can be given by the following equation:

( )wi

i

pqpqM

∆∆

= (2)

based on Darcy’s equations.The displacement efficiency is:

==

p

ipD V

VfNN

E (3)

i.e. the amount of oil produced during the whole process divided by the original oil in place.

The displacement equation (Eq. 1) is only linear when the rock sample is homogeneous, and the whole displacement process is ’homogeneous’ as well (homo-geneity occurs when neither the rock sample, nor the quality of the flowing fluid, nor the flow system alters during the process). Otherwise, the relationship can be constructed by several linear sections. Between these linear considered sections, there are transient intervals. To set the linear sections and the transient intervals, the differential formula of the displacement equation (Eq. 1) can be used well:

p

i

pi

pi

VVb

)V/V(d)N/V(d=

, (4)

where b=constant for the ’homogeneous’ displace-ment process (water displacement, continuous displa-cement with surfactants), and b=transient for the transient intervals. Eq. 4 can be applied on discrete measurement data as difference equation.

By using the displacement equation determined for the water displacement executed till Vi=1 Vp, the fictive water displacement efficiency for Vi >1 Vp water displacement can be calculated by the following equa-tion

++

+=

1VVbaN

VVE

p

i ww

piD w

w

(5)

where the fictive volume of the injected water Viw is equal to the volume of the surfactant solution. In other words, if the conventional water displacement continues until injecting Vi cumulative volume, as the end of the surfactant injection, the further fictive water displacement efficiency can be calculated by Eq. 5.

For the process of the surfactant injection, the excess displacement efficiency related to the conventi-onal water displacement can be calculated by perfor-ming the following calculation:

=−=∆

p

iDDD V

VfEEE w

, (6)

which is actually the difference of Eq. 3 written for displacement with the surfactant and Eq. 5.

The differential formula of Eq. 6 demonstrates the ’dynamics’ of the displacement process very well:

)

VV(f

)VV(d

)E(dp

i

p

i

D =∆

, (7)

which expresses the speed of the effect of the chemical (tenside) on the displacement process.

The cumulative weight (G) of the chemical injected into the rock sample during the experiment divided by the excess produced oil volume during the displa-cement by the surfactant gives the efficiency of the method during the process:

p

i

p NVc

NG

∆∆⋅

=∆

. (8)

On the basis of the laboratory test data it can be concluded that during injecting 3-4 pore volumes of the chemical solution, there is only a minimal amount of chemical in the produced water. This shows that the injected chemical partially got adsorbed on the pore surface, partially migrated into the immobile oil and water and partially migrated into the produced oil.

64 ________________________________________________________________________




3. Laboratory testsThe laboratory tests were performed on rock samples which were made of grinded stone powder from an oil reservoir with a gas cap, having approximately the same grain size composition, by artificial consolidation (No.2, H-6, H-10) and on natural sandstone samples

from Algyő field (H-160 and H-161). The geometric parameters and the main petrophysical properties of the rock assemblies can be found in Table 1.

The main parameters of the displacement measure-ments summarized in Table 2.

Table 1. Main parameters of rock samples

Samples Unit No. 2. H-6. H-10. H-160. H-161.

Measurement conditions laboratory (20 oC, 1 bar) reservoir (98 oC, 170 bar)

Length cm 6.84 21.25 20.67 99.80 100.00

Diameter cm 3.75 3.72 3.72 3.75 3.746

Porosity fraction 0.1475 0.1568 0.1392 0.2994 0.3050

Pore volume cm3 11.16 36.29 31.35 330.00 336.00

Water permeability 10-3 mm2 96.69 87.50 75.77 151.33 256.49

Connate water saturation fraction 0.1625 0.2694 0.3919 0.4696 0.4642

Original Oil In Place cm3 9.35 26.51 19.06 175.00 180.00

Table 2. The main parameters of the displacement measurements

Samples No.2. H-6. H-10. H-160. H-161.

Displacement parameter

Displacement conditions Dp ~const. Dp~const. qi~const qi~const qi~const

Displaced water: Vi 1 Vp 1 Vp 1 Vp 1 Vp 1 Vp

Efficiency, ERw 0.5348 0.4715 0.5770 0.4000 0.4111

Slug type displacement with tenside FAA1 FAA1 FAA2 FAA3 FAA4

Mass concentration, c, g/dm3 10 1 5 15 15

Volume, DVi 6.1 Vp 6.2 Vp 4.8 Vp 1 Vp 1 Vp

Volume of following water, DVi - - - 1.23 Vp 1.00 Vp

Excess effective displacement efficiency DEDeff 0.2011 0.1237 0.2675 0.1777 0.2243

Specific tenside consumption at 1 Vp injection, G/DNp g/cm3 0.0900 0.0660 0.0750 0.0492 0.0439

________________________________________________________________________ 65




Fig. 1: Alteration of the injected fluid volume and depression

Fig. 2: Displacement equation

Fig. 3: Differential displacement equation

Fig. 4: Alteration of displacement efficiency

Fig. 5: Excess displacement efficiency and its derivative curve

Fig. 6: Excess displacement efficiency and the cumulative specific chemical injection

Fig. 7: Alteration of the mobility ratio

Fig. 8: Change of the injected fluid volume and depression

66 ________________________________________________________________________





Fig. 10: Differential displacement equation

Fig. 11: Alteration of displacement efficiency


Fig. 13: A Excess displacement efficiency and the cumulative specific chemical injection




________________________________________________________________________ 67





Fig. 18: Derivative of the displacement equation

Fig. 19: Alteration of the displacement efficiency






68 ________________________________________________________________________












________________________________________________________________________ 69







4. Interpretation of measurement results

1) Test of No. 2. rock sample

The No. 2 measurement was performed on a short (~7 cm long), artificially consolidated sandstone rock sample after injecting 1 Vp water. The used chemi-cal agent was a tenside (surfactant) was the 10 g/l water solution of the tenside marked with FAA1 sign. Both the water injection, both the chemical solution was injected continuously at an approximately constant depression (Dp); see Fig. 1, where the cumulative quan-tity of the injected water + chemical solution can also be studied with respect to time.

The upper straight line in Fig. 2 is the displacement function of the water displacement, while the lower straight line there is the displacement function for the chemical solution injection (Eq. 1). In this figure an arrow shows the actual interval of the water displace-ment (the extrapolated section can be found right from the arrow). From there, the chemical solution injection occurred (interval of the surfactant solution), while a transition section can be found between the water displacement interval and the chemical solution injec-tion interval, whose function points do not intercept the upper (water displacement) or the lower (surfactant solution injection) straight lines. The points of the surfactant solution injection function give a linear function only after this transition interval. The tangent of the transition section and the straight intervals are shown by the difference functions written with respect to Eq. 4 (see Fig. 3).

The displacement efficiency determined as a func-tion of the cumulative injected water and chemical/pore volume ratio (Vi/Vp) is shown in Fig. 4. Until Vi/Vp=1, it was calculated from the measured data, while the other points of the function was determined by Eq. 5. The points of the function of the injection can be determined by the effectively produced cumulative oil volumes. The point where the oil mobilized by the surfactant solution exits can be found where the two curves diverge from each other, which naturally occurs with a delay after the start of the injection of the acting solution.

From the data in Fig. 4, the curves of Fig. 5 could be plotted after calculations with Eqs 6-7. The DED curve shows the increase in the effective excess displa-cement efficiency, while the d(DED) curve shows the rate of the increase of the effective excess displacement efficiency as a function of the Vi/Vp ratio.

70 ________________________________________________________________________




Fig. 6 shows both the DED function and the cumu-lative specific weight of the chemical determined by Eq. 8 (G/DNp), which function has a definite maximum and minimum. The maximum point is actually the start point of the production of the excess oil mobilized by the chemical solution, while its minimum point corresponds to the maximal efficiency increase rate.

The mobility of the fluid flowing across the rock sample during the water displacement + surfactant solution injection process is shown in Fig. 7 along with the mobility of the single phase water (Eq. 2). It can be easily noticed that the mobility ratio gradually incre-ases during the surfactant solution injection, which means that the joint flow of the mobilized oil and the surfactant solution occurs with a higher and higher mobility. In correspondence with this, the injection rate of the surfactant solution gradually increases related to the initial rate, while the depression (Dp) remains approximately constant during the whole test (Fig. 1).

2) Test of the H-6 rock sample

The test of the H-6 rock sample was performed on an almost 21 cm long artificially consolidated sandstone rock sample at laboratory conditions by injecting c=1 g/l FAA1 tenside water solution after the preceding 1 Vp water injection. The water injection and the conti-nuous injection of the chemical solution took place with an approximately constant depression (Dp) in this case as well (Fig. 8), the alteration of the cumulative amount of the injected water + chemical solution is also shown in Fig. 8.

The data of this measurement can be seen in Figs 8-14 in the same structure and by taking the same principles into consideration. As the tests of the No.2 short sample (~7 cm) and the H-6 long sample (~21 cm) were performed with the same type of tensides (FAA1), but in different concentrations (10 g/l), thus, the analogous figures are presented side by side to ease the comparison.

The Figs 11-14. of the H-6 do not show the same trend as it was experienced for the No.2 test in Figs 4-7. It is especially true for Figs 12-13. In Fig. 12 it can be seen that the excess displacement efficiency (DED) increases almost linearly during the injection, thus, the rate of the increase of the efficiency is approximately constant. In Fig. 13 it can be seen that the specific chemical agent consumption (G/DNp) is approximately constant as well.

If we compare the two tests, the following results can be important:

■ By injecting approximately the same volume of surfactant solution (~ 6 Vp), the excess effective displacement efficiency is 0.201 in case of c=10 g/l, while it is 0.124 in case of c=1 g/l.

■ The specific chemical consumption was more favorable at the H-6 test as well.

■ On the other hand, an important advantage of the No.2 test parameters is that by injecting approxi-mately 1 Vp surfactant solution, DED~0.100 excess effective displacement efficiency can be reached.

■ The trends of the tests performed on the short (~7 cm) and the long (~21 cm) rock assemblies show generally the same trends, thus, it can be concluded that the examination of the constant surfactant solution injection can be performed on short samples as well, especially as a compa-rison test.

3) Test of the H-10. rock sample

The H-10 test was performed at laboratory conditions by a qi=constant injection rate on a rock sample made by artificial consolidation from sand from Algyő. The results of the tests are presented in Figs. 15-21. We experienced that the trends of the functions show generally the same trend as it was when Dp~constant, which match our expectations, since the flow condi-tions were also the same for the two tests.

The most favorable chemical consumption of FAA2 tenside was again found when ~1 Vp chemical was injected, which corresponds with a ~10 % excess displacement efficiency value (see Figs 20-21).

4) Test of the H-160. rock sample

On the H-160 rock sample, the displacement by the chemicals took place in the following way. After the water displacement (Vi=1 Vp), two 0.25-0.25 Vp 20 g/l and two 0.25-0.25 Vp 10 g/l FAA3 tenside + polimer chemical slugs were injected, and between the slugs, 0.25 Vp 0.25 g/l polymer slugs were injected, all at reservoir conditions, which was followed by a conven-tional type of following water injection. The length of the rock sample was 99.80 cm in this case, since the slug type displacement could not be performed on short rock samples, due to hydraulic and measurement tech-nology reasons. The primary aim of the test, besides the determination of the displacement efficiency, was the hydraulic study of the slug type displacement, i.e. we also studied the oil/emulsion bank formed during the movement of the chemical slug.

________________________________________________________________________ 71




The measurement results can be seen in Figs. 22-28, analogously to the previously mentioned tests. On the basis of the figures, the following important conclusions can be made:

■ At the previously mentioned tests, during the continuous surfactant solution injection, the mobility ratio of the fluids was constantly increasing, but in this case, at first, it gradu-ally decreased, and after the injection of the first polymer slug, it settled at an approximately constant value during the injection of the left slugs (which was around the third of the value experienced during the water injection), while during the following water injection, it increased very slowly (Fig. 23). This can be only explained by emulsion formation, which occurs when the FAA3 type of tenside is used.

■ Since the displacement measurement took place at a constant injection rate from start to end, and the mobility ratio decreased during the chemical and polymer slug injection only to the third of its original value (water displacement), the depres-sion increased significantly during the injection of the slugs, which can cause problems at tech-nological applications.

■ In Figs 26-28 it can clearly be seen that the production of the mobilized oil (emul-sion) starts approximately after the injec-tion of the first chemical and polymer slugs (~0.5 Vp).

■ The specific chemical (only tenside!) consump-tion (Fig. 28) increases only gradually to a ~0.05 g/cm3 value during the chemical and polymer slug injection sequence.

5) Test of the H-161 rock sample

The H-161 rock sample is a 100 cm long natural sandstone rock sample. The measurement on it was performed with the FAA4 type tenside + polymer slug after the water displacement (Vi =1 Vp) by injecting two 0.25-0.25 Vp 20 g/l and two 0.25-0.25 Vp 10 g/l chemical slugs, plus 0.25 Vp 0.25 g/l polymer slugs between them, all of them at reservoir conditions, and the test was ended with a conventional type following water injection. The measurement results can be seen in Figs 29-35.

In Fig. 30 the mobility ratio of the fluids can be seen, which show similar trends to the H-160 measurement, but it is more favorable than that, since during the poly-mer slug injection, though the mobility ratio decreased to

the third of its initial value and then it increased gradu-ally, in the end, it became slightly more favorable. Such quality emulsion could not be formed as at the H-160 measurement, due to the different quality of the tenside.

The H-161 measurement – which was performed with a constant injection rate during the whole process – shows that during the injection of the FAA4 type tenside (with the used polymers) we do not have to face injection problems at technological applications.

It have to be mentioned that the oil production there starts again after the first surfactant and polymer slug injections (~0.5 Vp), like it was for the H-160 test.

The specific chemical (only tenside!) consumption (Fig. 35) increases only gradually during the chemical and polymer slug injections to a ~0.045 g/cm3 value, which is slightly more favorable than it was experi-enced during the H-160 test, where the FAA3 tenside and the same polymer was used.

Conclusions1. The evaluation of the measurement results of

continuous tenside solution injection on both short (~7 cm) and long (21 cm) consolidated rock assemblies are suitable methods for compar-ing the efficiency of tensides (No2, H-6, H-10 measurements).

2. Slug type displacement tests should be executed with the most suitable tensides on at least 20-21 cm long consolidated rock samples, while on 100 cm long rock models (~100 cm) only special tests (e.g. hydraulic characteristics, emulsion flow in porous rocks etc.) are worthy to be performed (H-160, H-161 measurements).

3. The shown measurement results are a broader application of the previously shown displacement equations [1, 2].

4. The presented evaluation methodology expresses the alteration of all parameters (Vi/Np, M, ED) which help the evaluation of the given tenside.

5. The excess effective displacement efficiency (Eq. 6) and its derivative functions (Eq. 7) demon-strate the dynamics of the continuous and slug type displacement with the surfactant solution, and to complete the examination, taking the specific cumulative chemical consumption (func-tion of G/DNp, Eq. 8) into consideration can also be worthy.

72 ________________________________________________________________________




Acknowledgements

“The described work was carried out as part of the TÁMOP‐4.2.1.B‐10/2/KONV‐ 2010‐0001 project in the framework of the New Hungarian Development Plan. The realization of this project is supported by the European Union, co‐financed by the European Social Fund.”

List of symbols

a, b constants, c mass concentration, g/ld diameter, cmE efficiency, G weight, gk permeability, 10-3/m2

l length, cm

M mobility ratio arány, N original oil in place, cumulative oil production, cm3

p pressure, barq flow rate, cm3/sS saturation, t time, s

V cumulative volume, cm3

W cumulative water volume, cm3

D difference. IndexesD displacement, i injected, initial, o oil, w water.

References1. TOTH, J., BODI, T., SZUCS, P., CIVAN, F.: Practical method for analysis of immiscible displacement in laboratory core tests.

Transport in Porous Media, 31 (3): 347-363 ( June 1998)2. TÓTH, J., BÓDI, T., SZÜCS, P., CIVAN, F.: Convenient formulae for determination of relative permeability from unsteady-state

fluid displacements in core plugs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 36: 33-44 (2002)

________________________________________________________________________ 73




INA nastavlja ulaganja u EOR projekt kojim će se osigurati dodatne količine nafte

Primjena tercijarnih metoda povećanja iscrpka nafte, odnosno revitalizacija starih i djelomično iscrpljenih ležišta na polju Žutica i Ivanić s ciljem proizvodnje dodatnih količina ugljikovodika jedan je od najvažni-jih Ininih projekata. Realizacija EOR projekta utiski-vanja ugljičnog dioksida u ležišta spomenutih polja, čiji je voditelj Dubravko Novosel, je podijeljen u dvije faze. U prvoj fazi, koja se odvijala u razdoblju od 2010. do 2014., INA je uložila 534 milijuna kuna, a u drugoj fazi (2014. - 2016.) predviđeno je uložiti još 343 milijuna kuna.

U sljedećim investicijskim ciklusima će se opre-miti proizvodne bušotine na polju Ivanić i Žutica – sjever. Nadalje, podzemnom opremom će se opre-mit 23 utisne bušotine na polju Žutica-jug, da bi se potom mogao utiskivati ugljični dioksid. Numerič-kom simulacijom predviđeno je šest naizmjeničnih ciklusa utiskivanja ugljičnog dioksida i vode. Trajanje svakog ciklusa je dvije godine. Ukupni vijek EOR projekta je 25 godina.

Ambiciozni razvojni planovi tvrtke Plinacro

Nakon što je lani završen višegodišnji investicijski projekt, u koji je Plinacro uloženo gotovo 600 mili-juna eura, iz te tvrtke, i u narednim godinama najav-ljuju nove razvojne projekte, čija bi ukupna vrijed-nost mogla doseći iznos od čak 1,2 milijarde eura. To se uz ostalo, moglo čuti od predsjednika Uprave Marina Zovka, na konferenciji za novinare održanoj 22. srpnja 2014. u poslovnoj zgradi Plinacra.

Među razvojnim planovima treba izdvojiti projekt Jonsko-jadranskog plinovoda, čijom realiza-cijom će se osigurati novi dobavni pravac i novi izvor plina iz Kaspijske regije. Tu je i projekt povezivanja s

plinskim transportnim sustavima zemalja u okruže-nju: sa Slovenijom na pravcu Lučko-Zabok-Rogatec, potom razvoj otpremno-tranzitnih plinovoda LNG terminala na Krku te gradnja novih kompresorskih stanica. Svi spomenuti razvojni projekti prijavljeni su na Listu projekata od zajedničkog interesa Europske komisije (PCI). Cilj Plinacra je da, kroz fondove EU, osigura dio bespovratnih sredstava, što bi, za hrvatske potrošače značilo nižu cijenu usluge tran-sporta plina.

Projekti Podzemnog skladišta plina

Nakon opsežnih priprema, tvrtka Podzemno skladište plina počinje s realizacijom velikog projekta gradnje vršnog skladišta plina u Grubišnom Polju. Uz to, radi se i na projektu rekonstrukcije i modernizacije postojeće motokompresornice na podzemnom skladištu plina u Okolima, potom na projektu izrade dviju novih proi-zvodno-utisnih bušotina, čime će se povećati izlazni kapacitet podzemnog skladišta plina u Okolima. Treba spomenuti još i projekt izgradnje sustava za zbrinja-vanje slojnih voda. Brojni projekti tvrtke, na čijem je čelu Krešimir Malec, imaju za cilj sigurnost i stabilnost opskrbe hrvatskih potrošača prirodnim plinom, pogla-vito u zimskim mjesecima, kada je potražnja za tim energentom najveća.

Uspješno i prije roka završeni remontni radovi na Ininim procesnim postrojenjima u Molvama i Ivaniću te bušotinama Duboke PodravineU razdoblju od 6. do 27. rujna 2014. u Ininom Segmentu djelatnosti Istraživanje i proizvodnja nafte i plina obavljeni su remontni radovi na procesnim postrojenjima - Objekti prerade plina Molve i Objekti frakcionacije Ivanić Grad te na bušotinama i plinskim stanicama polja Duboke Podravine.

VIJESTI I DOGAĐAJI iz naftnog i plinskog gospodarstva u Republici Hrvatskoj

News from the Croatian oil and gas industry

74 ________________________________________________________________________




U okviru remontnih radova izvršene su zamjene opreme, generalni popravci, baždarenje sigurnosnih i dišnih ventila, unutarnji pregledi i tlačne probe procesnih posuda. Na Objektima prerade plina Molve zamijenjen je zasićeni aktivni ugljen impregnira-nim sumporom iz adsorbera žive, ugradnja novih kompenzatora i regulacijskih ventila na RTO jedi-nici te zamijenjena punila na rashladnom tornju. Za potrebe projekta Međimurje, spojen je budući dolazni cjevovod na ulazni razdjelnik CPS Molve.

Na Objektima frakcionacije Ivanić Grad cjeloku-pno je obnovljen postojeći sustav nadzora i upravlja-nja postrojenja Etan, čime je, uz ostalo, optimizirana potrošnja energije. Na Ininim objektima Proizvodne regije sjeverna Hrvatska osim zamjene, pregleda i servisa bušotinske opreme i opreme na plinskim stanicama, obavljena su i obimna mjerenja dinamič-kih i statičkih gradijenata tlaka na proizvodnim bušo-tinama polja Duboke Podravine.

Unatoč vremenskim neprilikama i poplavi, svi planom predviđeni radovi uspješno su završeni i prije predviđenog roka. To treba zahvaliti odličnoj koor-dinaciji i planiranju tehnološkog osoblja, voditelja radova, izvođača (STSI, CROSCO i njihovi koope-ranti), stručnjaka ZZSO i ostalih sudionika koji su sudjelovali u izvođenju radova.

Za vrijeme izvođenja radova strogo se pridrža-valo Plana mjera zaštite te nije bilo ozljeda na radu, požara, eksplozija ni zagađenja okoliša.

Šest svjetskih kompanija zainteresirano za istraživanje i proizvodnju ugljikovodika na 15 istražnih blokova u JadranuPrvo javno nadmetanje za istraživanje i proizvodnju ugljikovodika u podmorju Jadranu zatvoreno je 3. studenoga 2014. u 14 sati. Nakon zatvaranju nadme-tanja u Agenciji za ugljikovodike održana je sjednica Stručnog povjerenstva za provođenje javnog nadme-tanja, na kojoj su otvorene pristigle ponude. Šest naftnih kompanija iskazalo je interes za istraživanje podmorja Jadrana na 15 istražnih blokova.

Zadovoljstvo pristiglim ponudama i činjenici da se radi o uglednim kompanijama s velikim iskustvom, koje koriste najsuvremeniju tehnologiju i udovoljavaju najzahtjevnijim ekološkim standardima, izrazio je na konferenciji za novinare ministar Gospodarstva Ivan Vrdoljak. Konačna odluka Vlade Republike Hrvatske

o izboru ponuditelja očekuje se koncem godine, a potpisivanje ugovora u prvom kvartalu 2015.

Proces istraživanja i proizvodnje uključuje pripremnu fazu istraživanja koja traje 3 do 6 godina i, ukoliko se tijekom istražne faze otkriju komer-cijalne količine ugljikovodika, slijedi njihova proi-zvodnja.

Podsjetimo se, prvo javno nadmetanje za izda-vanje dozvola za istraživanje i proizvodnju ugljiko-vodika u podmorju Jadrana otvoreno je 2. travnja ove godine i to za ukupno dvadeset i devet istraž-nih blokova. U natječaju je određeno 29 istražnih blokova, od kojih 8 na sjevernom i 21 na srednjem i južnom Jadranu. Njihova površina je od 1 000 do 1 600 četvornih kilometara.

Istodobno, u tijeku je i javno nadmetanje za izda-vanje dozvola za istraživanje i proizvodnju ugljikovo-dika na kopnu (šest blokova u istočnoj Slavoniji), koje će biti zatvoreno 18. veljače 2015. godine.

S obzirom na interes javnosti, HTV-e je emisiju „Otvoreno“ posvetio ovoj temi. Gosti u studiju bili su: akademik Mirko Zelić (HUNIG, Znanstveno vijeće za naftu i plin HAZU), Barbara Dorić (Agencija za ugljikovodike), Mirela Holy (ORAH) i Darko Horvat (HDZ).

Kako smo objavili u prošlom broju časopisa NAFTA i PLIN, stručnjaci procjenjuju potencijalne rezerve nafte u Jadranu na preko 400 milijuna tona. Da bi se te rezerve i potvrdile, neophodno je nastaviti daljnja istraživanja i to 3D seizmikom i obveznim bušenjem odgovarajućeg broja bušotina. Samo na temelju takvog pristupa moći ćemo doći do odgovora na pitanje ima li ili nema nafte u podmorju Jadrana.

Obilježen 12. Dan plina

I ove je godine, u organizaciji Hrvatske stručne udruge za plin (HSUP), 15. listopada obilježen Dan plina. Središnja tema je bila „Sigurnost opskrbe plinom na otvorenom tržištu tijekom ogrjevne sezone 2014. / 2015. „ U raspravi su prevladavale aktualne teme vezane za plinsko gospodarstvo Republike Hrvat-ske. Govorilo se o veleopskrbi plinom u nadolazećoj ogrjevnoj sezoni. U raspravi su sudjelovali predstav-nici energetskih tvrtki u RH: HEP – Opskrba plinom, INA – Prirodni plin, Plinacro, Podzemno skladište plina, Prvo plinarsko društvo i Crodux te Hrvatski operator tržišta energije.

________________________________________________________________________ 75




Održana Prva skupština Hrvatske udruge diplomiranih inženjera RGN fakultetaNakon što je sredinom veljače 2014. održana Osni-vačka skupština Hrvatske udruge diplomiranih stude-nata Rudarsko-geološko-naftnog fakulteta Sveučilišta u Zagrebu (AMAC-RGNF) , a potom Udruga i regi-strirana pri nadležnim tijelima državne uprave, ovih

je dana (13. listopada) održana prva Redovita skup-ština. Na Skupštini je, uz ostalo, razmatran prijedlog promjena Statuta, a donijet je i plan rada te financijski plan Udruge za 2015. godinu. Također se raspravljao o članstvu u Udruzi AMAC - Savez društava bivših studenata i prijatelja Sveučilišta u Zagrebu.

Pripremili: Ivan Meandžija

Stefanija Novak Zoroe

76 ________________________________________________________________________

PRIRODNI PLIN • UNP U BOCAMA • AUTOPLIN • UNP U SPREMNICIMA

Crodux plin d.o.o., Kaptol 19, Zagreb

tel: + 385 1 4590 580; fax: + 385 1 4590 581e-mail: [email protected]

Crodux plin

plin

ponuda za oglašavanje u časopisu

Znakom × obilježite stavku ponude za koju ste se odlučili te ispunite ponudu s traženim podacima.

zadnja stranica - omot (1/1)

unutarnje stranice - omot (1/1)

unutarnje stranice (1/1)

205 × 275 mm

205 × 275 mm

CJENIK OBJAVLJIVANJA OGLASA U JEDNOM BROJU ČASOPISA

Ova ponuda ima valjanost narudžbe.

✳ u cijene nije uključen PDV

Oglas za tisak je potrebno pripremiti prema sljedećim specifikacijama:

- napust (3 mm sa svih strana)- istaknute rezne oznake- 300 dpi rezolucija- pdf format

NAZIV TVRTKE:

KONTAKT OSOBA

Ime i prezime:

Telefon:

E-mail:

Datum:

Potpis:

Adresa:

PEČAT

205 × 275 mm 5.500,00 kn

4.500,00 kn

3.500,00 kn

Pripremljene oglase molimo poslati na e-mail: [email protected]

Popunjenu ponudu molimo poslati poštom na adresu: Hrvatska udruga naftnih inženjera i geologa, Šubićeva 29, 10000 Zagreb ili elektroničkom poštom na: [email protected]

Za dodatna pitanja nazovite nas na telefon: 01/4653-280 ili mobitel: 098/429-298

Knjiga ima 624 stranice,

oko tisuću fotografija i

faksimila dokumenta koji

svjedoče o bogatoj povijesti

proizvodnje nafte i plina u

Hrvatskoj, ali i u inozemstvu

gdje su hrvatski naftaši s

uspjehom radili u proteklih

šest desetljeća. Bogata

građa je podijeljena u 18

poglavlja, koja se nižu prema

vremenskom slijedu početka

proizvodnje. u posebnom

19. po redu poglavlju knjige

nalaze se 42 portreta

hrvatskih naftaša.

Knjiga se može kupiti u Tajništvu Hunig-a

Barčićeva 9, zagreb

Telefon: 01/465 32 94

Mail adresa: [email protected]

MonogRaFija u izdanju HRvaTsKe udRuge naFTniH inŽenjeRa i geologa

HRVATSKI NAFTAŠI

Putovanje od 1000 kilometara započinje punim spremnikom.

Već pola stoljeća pomičemo granice u naftnom i plinskom poslovanju kako bismo vam osigurali najbolju kvalitetu i najugodnije iskustvo kupovine.Uz vas smo i u drugim segmentima života, kroz podršku koju dajemo raznim ekološkim, kulturnim, sportskim i obrazovnim projektima.Vaša vjernost gorivo je koje pokreće naše poslovanje.

50 GODINAPUTUJEMO S VAMA