Использование программной системы cmg star для моделирования тепловых методов на примере месторождения кайра
 Скачать 429.53 Kb.
|
|
Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых 126 УДК 622.245.4 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОГРАММНОЙ СИСТЕМЫ CMG STAR ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАЙРА Аль-Шаргаби Мохаммед Абдулсалам Таха Саллам а , Давуди Шадфар b Научный руководитель – канд. хим. наук, доцент Минаев Константин Мадестович, Национальный исследовательский Томский политехнический университет а Национальный исследовательский Томский политехнический университет (Россия, 634050, г. Томск, проспект Ленина, 30) – аспирант b Национальный исследовательский Томский политехнический университет (Россия, 634050, г. Томск, проспект Ленина, 30) – аспирант Данная статья посвящена использованию программной системы CMG STAR для моделирования тепловых методов на примере месторождения Кайра, позволяющих моделировать набор процессов на месте как серию физических процессов с реакциями между различными флюидами и твердыми телами в пласте – эти реакции могут использоваться инженером-разработчиком для сравнения и адаптации данных лабораторных экспериментов и полевой информации. При моделировании тепловых методов в CMG STAR вязкость флюида рассчитывается как произведение начальной вязкости в зависимости от температуры, объема и давления. В результате расчитывается лучшая модель добычи нефти, которая требует минимальных энергетических изменений в масле, чтобы оказать сильное влияние на общий объем извлеченной нефти. Поэтому важно подчеркнуть, что лучшими моделями являются модели горизонтального импульсно-дозированного паротеплового воздействия и импульсно-дозированного теплового воздействия соответственно, превосходящие самые известные технологии в мире, такие как SAGD. Ключевые слова: площадная закачка пара, метод парогравитационного дренажа, метод парогравитационного дренажа, импульсно-дозированное тепловое воздействие, импульсно-дозированное тепловое воздействие, горизонтальное импульсно-дозированное паротепловое воздействие, природные битумы. При непрерывном освоении ресурсов традиционных нефтяных пластов большинство обычных нефтяных месторождений вступают в завершающую ста- дию, обводненность относительно высокая, что приводит к тому, что трудно под- держивать текущий спрос на энергию, например на месторождении на Ближнем Востоке, таких как Кайра в Ираке и Хайра в Йемене [1, 2]. Основная проблема таких месторождений – это залежи природных битумов, проблемы разработки залежей высоковязкой нефти и природных битумов, прежде всего они связаны с геологическими различиями. Залежи природных битумов имеют сходство со строением залежей нефти: они приурочены к определенным частям разреза и со- временным структурным формам, Тепловые методы очень важны и широко при- меняются во всем мире. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи являются одним из эффективных методов интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном уве- личении температуры в их стволе и призабойной зоне [3]. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязкой парафинистой и смолистой нефти. Тепловые методы условно подразделяют на две подгруппы. К первой можно отне- Секция 2. Нефтегазовое дело 127 сти методы, основанные на процессах внутрипластового горения. Ко второй – ме- тоды, связанные с нагнетанием с поверхности теплоносителей в пласты, данные методы более просты и за счет этого нашли широкое применение как в России, так и за рубежом [4]. Закачка горячей воды – данная технология является одной из наиболее эффек- тивных, так как закачка воды не требует больших капиталовложений и более проста с технологической точки зрения, чем при использовании других агентов вытесне- ния. Вода является одним из лучших агентов вытеснения за счет ее свойств по пе- реносу количества тепла, приходящегося на единицу массы агента [4]. Технологии пароциклического воздействия. Суть технологии заключается в циклическом нагнетании пара в пласт через добывающие скважины. Таким об- разом, происходит прогрев призабойных зон, в результате чего снижается вяз- кость нефти и увеличивается приток к добывающим скважинам. Цикл обработки повторяется несколько раз на протяжении разработки месторождения [4]. Внутрипластовое горение. Данный метод основан на возможности проведе- ния экзотермической реакции внутри пласта за счет сжигания содержащихся в пласте тяжелых фракций нефти при нагнетании в пласт окислителя, как правило, в качестве окислителя применяется кислород. Метод парогравитационного дренажа (SAGD). Паровой гравитационный дренаж (SAGD) – это технология повышения нефтеотдачи для добычи тяжелой сырой нефти и битума. Это усовершенствованная форма паровой стимуляции, при которой в нефтяной пласт пробуривают пару горизонтальных скважин, одна на несколько метров выше другой. На данный момент разработаны несколько модификаций технологии парогра- витационного дренажа, среди которых стоит обратить внимание на следующие: парогравитационное воздействие с добавкой растворителя – Expanding Solvent SAGD (ES-SAGD); циклическая закачка пара и растворителя – Steam Alternating Solvent (SAS); извлечение нефти за счет добавления парообразного растворителя – Vapour Extraction (VAPEX) [4]. Тенденция развития технологии направлена на учет геолого-физических дан- ных конкретного объекта, соблюдение требований по охране окружающей среды. Следует отметить, что использование данной технологии требует больших ресурсов пресной воды, а также высокой степени отчистки данной воды. В итоге данный ме- тод обладает рядом преимуществ, наиболее значимыми среди которых являются меньшие потери тепла, высокие показатели КИН (до 70–75 %), а также добыча ве- дется непрерывно, за исключением стадии предварительного прогрева [5, 6]. Выбор и моделирование пласта для применения паротеплового МУН Согласно технологической схеме разработки на месторождении выделено четыре объекта разработки: N° 1, N° 2, N° 3 и N° 4. Решение о проведении моде- лирования П-МУН принимается на основе критериев отбора: описание тепловых проектов с паром, которые проводились в России и в мире, позволяющих полу- чить диапазон максимальной вероятности успешного применения и минимальные и максимальные условия применения по физико-химическим и геолого-физичес- ким параметрам [2]. Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых 128 Цифровая 3D-геологическая модель продуктивных пластов выполнена с ис- пользованием программного комплекса CMG 2015 (STAR для модели продуктивно- го объекта ХП,Б) компании Computer Modelling Group. Исходной информацией по- служили данные структурного, поисково-разведочного, эксплуатационного буре- ния, сейсморазведки 3D, ГИС и изучения керна. В текущей модели объекта учтена информация, поступившая на март 2017 г. Пакет програмного обеспечения предла- гает три применения моделирования месторождений. IMEX, обычное гидродинами- ческое моделирование, используемое для первичных, вторичных и интенсификации процессов извлечения нефти; и STAR, гидродинамическое моделирование, исполь- зуемое для термальных и предварительных процессов k-значения. В добавление CMG предлагает CMOST, инструмент инженерства месторождения, который авто- матизированно анализирует чувствительность моделей месторождений. По объектам моделирования строилась структурная геологическая модель с дальнейшей интерполяцией фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), литоло- гии и насыщения флюидом в пределах, ограниченных поверхностями подошвы и кровли пласта. В процессе построения цифровой геологической модели придерживались ме- тодики создания постоянно действующих геолого-технологических моделей, предложенной ЦКР, в соответствии с Geometric Modeling Over a Background Cartesian Grid Using Basis Functions [7]. Модель основана на качественных и количественных свойствах нефтяного месторождения, имеющего четыре нефтедобывающих пласта, описание характе- ристик продуктивных пластов, позволяет получить диапазон максимальной веро- ятности успешного применения и минимальные и максимальные условия приме- нения по физико-химическим и геолого-физическим параметрам. Результаты этих моделей будут рассчитаны с учетом годовой добычи нефти (Q н , тыс. т); годовой добычи газа (Q г , тыс. м 3 ); годовой добычи жидкости (Q ж , тыс. м 3 ); обводненности W (объемная) Q в / Q ж ; накопленной добычи нефти (∑Q н ) (с самого начала разработки); накопленной добычи воды; накопленной добычи жидкости; газового фактора (G – на поверхности, м 3 / м 3 ); годовой закачки агента (Q зак , тыс. м 3 ); суммарной закачки (∑Q зак ); фонда добывающих скважин (nд); фон- да нагнетательных, резервных, специальных скважин; компенсации отбора нефти и закачки пара: k = Q зак / Q жид , (%); суммарной компенсации отбора жидкости и закачки: ∑k = ∑Q зак / ∑Q жид ; дебита скважины по нефти: q н = Q н / (365α), где α – коэффициент эксплуатации (0,92–0,95); дебита скважины по жидкости; водонеф- тяного фактора: ВНФ = Q в / Q н ; водожидкостного фактора: ВЖФ = Q в / Q ж ; коэф- фициента нефтеизвлечения: КИН = Q извл / Q баланс ; коэффициента теплоэнергетиче- ской эффективности, КТЭ (%) = Ln (∆накопленная нагнетенная энтальпия) / Ln (∆КИН, текущий). Для применения П-МУН на данном продуктивном объекте экс- плуатаций было запланировано 7 различных моделей закачки с использованием 3 тепловых методов разработки месторождений высоковязкой нефти, в том числе: площадная закачка пара; метод парогравитационного дренажа (SAGD); импульс- но-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ); Модели, которые были оценены в этом проекте, представлены ниже: Модель 1. Добывающие скважины распределены каждый 100 м. Модель 2 Площадная закачка пара. Модель 3. Метод парогравитационного дренажа (SAGD) при 150 м 3 закачан- ного пара. Секция 2. Нефтегазовое дело 129 Модель 4. Метод парогравитационного дренажа (SAGD) при 300 м 3 закачан- ного пара. Модель 5. Импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ) на пласт, 300 м 3 Модель 6. Импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДиГВ) на пласт по средней температуре пласта. Модель 7. Горизонталное импульсно-дозированное тепловое воздействие и парогравитационное воздействие дренажа (ГИДТПгВ). Для моделей нагнетания пара (от модели 2 до модели 7) заранее поставле- ны максимальные потери – 11 %, считая поверхностные линии 1000 м и внеш- ний диаметр, равный 0,05715 м, пропуск пара со скоростью 300 м 3 в сутки (вод- ные эквиваленты). Давление пара на выходе генератора составляет 16 МПа, а излучательная способность внешней поверхности трубы равна ε = 1,0. Рассчи- таем потери тепла с учетом температуры окружающей среды, равной – 17 °C, и незначительной скоростью ветра. Повторим эти действия для случая изолиро- ванной трубы с магниевой изоляцией 0,0254 м толщины и теплопроводность равны 0,0595 Ккал/м час °к. На рис. 1 показаны максимальные потери темпера- туры вдоль поверхности трубы в зимних условиях, которые представляют мак- симальные условия потери тепла в скважине. Рис. 1. Распределение температуры по поверхности трубы Рис. 2. Динамика накопленной добычи нефти всех моделей В этом проекте мы считаем, что извлечение нефтеотдачи не должно быть не- применимым параметром применения. Именно поэтому лучшая модель считается той, которая требует наименьшей энергии, необходимой для извлечения наибольшего Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых 130 количества нефти из недр. Поэтому оценивались эффективность по отношениям количества закачиваемого пара и энтальпии к коэффициенту извлечения нефти, это делается на основе компенсации отбора нефти и закачки, который нам указывает ко- личество пара, необходимого для извлечения 1 м 3 нефти. Кроме того, к оценке коэф- фициента теплоэнергетической эффективности, который оценивает закачиваемую энтальпию по отношению к коэффициенту извлечения нефти, оценивается, сколько процентного увеличения энтальпии требуется для увеличения коэффициента извле- чения на 1 % [8]. На рис. 2 представлена динамика накопленной добычи нефти всех моделей, здесь важно выделить наибольшую накопленную добычу нефти модели 2, за которой следует модели 6, 5, 7, 3, 4, 2 соответственно. Как показывают технологиче- ские результаты всех моделей, лучшими моделями являются модели 7, 5 соответст- венно, превосходящие самые известные технологии в мире, такие как SAGD. Заключение В этом проекте мы считаем, что извлечение нефтеотдачи не должно быть не- применимым параметром. Именно поэтому лучшей моделью считается та, которая требует наименьшей энергии, необходимой для извлечения наибольшего количе- ства нефти из недр. Поэтому оценивались эффективность по отношениям количе- ства закачиваемого пара и энтальпии к коэффициенту извлечения нефти, это дела- ется на основе компенсации отбора нефти и закачки, который нам указывает ко- личество пара, необходимого для извлечения 1 м 3 нефти. Динамика накопленной добычи нефти всех моделей позволяет выделить наибольшую накопленную добы- чу нефти – модель 2. Список литературы 1. Аль-Шаргаби, М. Сведения о нефтяных месторождениях Йемена // Север- геоэкотех-2016. 2016. 2. Алажили М. Выбор пласта и обоснование применения паротеплового МУН на месторождении Кайра // Сборник тезисов X Международной научно- практической конференции. 2020. 3. Аль-Шаргаби М., Аль-Кебси А. Технология солянокислотных обработок для условий выработки нефти на Арланском месторождении // Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса. 2018. 4. A comprehensive review of thermal enhanced oil recovery / E. Mokheimer [et al.] // Techniques evaluation. 2019. Vol. 141 (3). 5. 3D experimental investigation on enhanced oil recovery by flue gas coupled with steam in thick oil reservoirs / Z. Wu [et al.] // Techniques evaluation. 2018. Vol. 32 (1). P. 279–286. 6. 3D experimental investigation on enhanced oil recovery by flue gas assisted steam assisted gravity drainage / L. Tao [et al.]. 2021. P. 01445987211006555. 7. Dahbag M.S., Hossain M.E. Simulation of ionic liquid flooding for chemical enhance oil recovery using CMG STARS software // SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition. OnePetro. 2016. 8. Пути решения проблем выбора и оценки эффективности методов увеличе- ния нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири / А.Ю. Мегалов [et al.] // 2012. Т. 14 (1–8). |