Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных мест. Р. Р. Ибатуллин технологические процессы разработки нефтяных месторождений 2010 г. Удк 622. 276. 1. 4
 Скачать 5.67 Mb.
|
|
( steam chamber ), объем которой в процессе реализации метода распространяется в пласте. Сначала пар устремляется вверх до кровли пласта, а затем камера распространяется вширь от оси скважины. Пар конденсируется на границе камеры, при этом высвобождается скрытая теплота парообразования и битумосодержащая порода прогревается, при этом вязкость битума снижается до величин, при которой его перемещение в пласте становится возможным. Вязкости природных битумов могут колебаться в широких пределах и достигать 10 миллионов мПа св то время как самые тяжёлые компоненты битума имеют вязкость в сотни миллионов мПа с. Поэтому даже при закачке паровая камера паронагнетательная скв. добывающая скв. Парогравитационное воздействие 222 пара добыча битума начинается не сразу и необходим ряд предварительных этапов, или фаз реализации парогравитационного воздействия (ПГВ). Потенциальными ограничениями для применения этой технологии являются- наличие слоистой неоднородности – глинистые и водоносные линзы, ограничивающие создание паровой камеры и, значит, охват пласта воздействием - малая толщина пласта (менее 15 м, ведущая к значительным удельным по объему продуктивного пласта потерям тепла - газовые шапки - повышенная водонасыщенность в кровле пласта. В самом общем случае классическая парогравитационная технология имеет 4 фазы 1. Фаза прогрева (Preheat phase). Этот период длится в среднем дох месяцев. В фазе прогрева пар закачивается как в нижнюю, таки вверх- нюю скважины. Часто в каждую скважину идёт одновременно и закачка, и отбор из нее. То есть в НКТ подается пар низкого качества, а отбор сконденсировавшейся жидкости и части разогретого битума осуществляется через затрубье. Главная цель – это добиться гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами. Поза- вершению этой стадии нижняя скважина переводится под добычу, а отбор из затрубья верхней скважины прекращается. 2. Фаза высокого давления (High Pressure Phase). В это время начинается собственно интенсивное нагнетание пара и прогрев зоны вокруг нагнетательной скважины. 3. Фаза депрессии или сброса давления (Depressurization phase). В этот период давление в добывающей скважине снижают, чтобы ликвидировать пар в окрестности добывающей скважины, который может в последующем послужить проводником закачиваемого пара, способствовать его прорыву. я и я фазы длятся, как правило, не более полутора месяцев. 223 Основная фаза ПГВ (SAGD phase). Вовремя основной фазы скважины выводятся на установленный по проекту режим закачки, отбора, с поддержанием соответствующих величин давления и температуры. Сначала этого периода уже существует надежная гидродинамическая связь между скважинами, обеспечены хорошая приемистость для пара, условия для роста паровой камеры и начинают добываться первые тонны битума. В связи стем, что пар занимает в пласте при одинаковой массе существенно больший объем, тов этой фазе добыча жидкости существенно превышает массу закачиваемого пара. Для характеристики этого процесса используют параметр - жидкостно- паровое отношение (Fluid-oil ratio): FOR = V f /V s (20.1) где V s – масса закачанного пара, т, V f – масса добытой жидкости, т. Величина этого соотношения может достигать 1.5-2.0. Расчёт дебита скважин при парогравитационном воздействии При реализации любого метода добычи нефти важнейшей задачей является прогнозирование объёмов добычи и дебитов скважин. Получение точных аналитических зависимостей для расчета дебита добывающей скважины пары ПГВ невозможно ввиду чрезвычайной сложности и многообразия процессов, протекающих при реализации метода. Однако при использовании ряда допущений и схематизаций вывод аналитической формулы дебита скважины становится возможным. Одним из первых, кто начал серьёзное теоретическое и экспериментальное изучение ПГВ, был канадский инженер Роджер Батлер, которого иногда считают отцом ПГВ. Эта идея пришла к нему после того, как он, проработав в проекте выщелачивания солей, понял, что этот метод может быть аналогично перенесен на процесс воздействия паром на битумы. Он провел целый ряд лабораторных экспериментов и разработал первые аналитические модели для расчета дебитов добывающих скважин пары SAGD. Детали вывода уравнений, основные допущения, сравнения с лабораторными экспериментами, а также результаты применения формул к реальным скважинам, можно найти в работах [6-9]. Батлером были предложены несколько моделей притока к добывающей скважине при ПГВ. Для расчета дебита скважины по нефти применим одну из этих формул в конечном виден, 5 2 o s k g m S h q L α φ ν ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ∆ ⋅ = ⋅ , (20.1) где L – длина скважины н – коэффициент абсолютной проницаемости пласта по нефти g – ускорение свободного падения α – коэффициент температуропроводности пластовой системы m – коэффициент пористости o S ∆ – изменение величины нефтенасыщенности после прохождения фронта паровой камеры h – толщина пласта s ν – коэффициент кинематической вязкости нефти при температуре закачиваемого пара φ – константа модели вязкости. При выводе формул Батлер использовал следующую степенную модель изменения вязкости нефти с увеличением температуры s пл R S пл T T v T T φ ν − = − , где R ν – коэффициент кинематической вязкости нефти при пластовой температуре температура пара пл – пластовая температура. Поскольку в формуле для расчёта дебита скважины в явном виде используется значение φ , то необходимо его получить расчётным путём. После ряда преобразований можно записать 225 пл пл = − ∫ , Как правило, значение φ лежит между 3 и 5. Как уже было сказано выше, процессы, протекающие при реализации ПГВ, сложны и многообразны. Помимо многофазной фильтрации сложной геометрии, имеют место эффекты нестационарной теплопередачи, фазовых переходов, геомеханические эффекты и т. д. В связи с этим в последнее время чаще всего используют технику численного гидродинамического моделирования с использованием компьютеров. Одним из самых совершенных на сегодняшний день программных комплексов в области моделирования тепловых методов воздействия является пакет программ компании Computer Modeling Group (Канада) под названием Практические аспекты реализации технологии Следует подчеркнуть особенность парогравитационного воздействия, заключающуюся в том, что разогретый битум стекает не только за счёт разности давлений нагнетания и отбора между нагнетательной и добывающей скважинами, но и под действием гравитационных сил. Чем больше плотность добываемой продукции, тем выше эффективность метода. И, наоборот, на многих месторождениях даже сочень вязкой нефтью этот процесс неприменим ввиду низкой плотности нефти. В процессе широкомасштабного внедрения этой технологии был выявлен целый ряд сложностей, с которыми можно столкнуться при промысловой реализации метода. Их можно подразделить на 2 категории 1. Связанные с особенностями пласта а) высокая неоднородность б) наличие выше- и нижележащих водонасыщенных зон в) наличие газовых шапок г) высокая концентрация серосодержащих элементов в нефти, ведущая к коррозии оборудования и экологическим рискам. 2. Связанные с особенностью режимов работы скважина) выбор давления нагнетания б) оптимизация паронефтяного отношения в) выбор стратегии поддержания перепада давления между зоной нагнетания и зоной отбора (Sub Cool); г) выбор способа добычи (механизированный или фонтанная эксплуатация. Некоторые из вышеназванных проблем заслуживают отдельного внимания. Наличие выше- и нижележащих водонасыщенных зон и газовых шапок В процессе формирования битумной залежи и последующей гравитационной дифференциации наряде месторождений сформировались выше- и нижележащие водонасыщенные зоны или газовые шапки (рис. 20.2). Риса) вышележащая водонасыщенная зона б) нижележащая водонасыщенная зона в) газовая шапка Наличие этих зон может значительно снизить эффективность ПГВ. Эти зоны оказывают отрицательное воздействие на паровую камеру, её рост и, соответственно, на эффективность охвата пласта тепловым воздействием. Рассмотрим сначала, как растёт паровая камера без зон осложнения. На рис. 20.3 представлен результат моделирования роста камеры в однородном пласте (на вертикальном разрезе поперек оси скважины показана половина камеры. а) б) в) 227 Рис. 20.3 Рост паровой камеры при отсутствии осложнений, параметр – температура Паровая камера вначале растёт преимущественно вверх, затем, достигнув кровли пласта, начинает распространяться в стороны от нагнетательной скважины. При наличии высокой водонасыщенности у кровли пласта происходят следующие изменения. Камера, достигнув кровли, сталкивается с холодной водой, у которой большая теплоёмкость и скрытая теплота парообразования. Таким образом, энергия закачиваемого пара сначала расходуется на прогрев и частичное испарение пластовой воды, имеющей низкую начальную температуру, высокую теплоёмкость и скрытую теплоту парообразования. Всё это замедляет рост камеры и ухудшает охват пласта тепловым воздействием (рис. 20.4) Рис. 20.4 Влияние верхней водонасыщенной зоны нарост паровой камеры При наличии газовой шапки возможны два случая неистощённая и ис- тощённая газонасыщенные зоны. Последний вариант является самым неблагоприятным в силу того, что прежде чем начнется охват нефтенасыщенной части пласта, энергия пара будет расходоваться на увеличение давления в газовой части и на её прогрев (рис. 20.5). ВНК 228 Рис. 20.5 Рост паровой камеры при наличии истощённой газовой шапки Неоднородность пласта На охват пласта тепловым воздействием существенно влияют различные виды неоднородности. Приведем лишь один пример – наличие глинистых включений в пласте. На рис. 20.6 представлены результаты моделирования половины паровой камеры в пласте с глинистыми включениями. Видно, что неоднородности по проницаемости и тепловым свойствам пород деформируют паровую камеру, замедляют её рост и иногда могут поставить под вопрос эффективность применения метода ПГВ. Риса) глинистые включения б) рост паровой камеры Режим поддержания забойной температуры в добывающей скважине (Sub Cool) Оптимальная реализация метода ПГВ предусматривает недопущение добычи пара. Поддержание забойной температуры в добывающей скважине ниже точки кипения воды приданных условиях обеспечивает управление паровой камерой (steam trap control), а величина разности этих температур – интенсивность отбора жидкости из камеры (sub cool). Концепция перепада ГНК а) б) 229 температур для регулирования интенсивности отбора лучше понятна, если рассмотреть P-T диаграмму воды (рис. 20.7). Пусть красная точка на рис. 20.7 соответствует термобарическим условиям в окрестности добывающей скважины ПГВ. Температура насыщения пара приданном давлении составляет примерно 195 С. Таким образом, перепад температур Т = 195 °C – 165 °C = 30 °C. Рис. 20.7 РТ диаграмма воды и иллюстрация концепции поддержания перепада температур В реальных условиях при заданной температуре закачки пара можно регулировать лишь давление вблизи добывающей скважины посредством изменения притока. Кроме того, повышением давления в затрубном пространстве можно поднимать на определенную величину давление на приеме насоса. Поэтому на современных промыслах применяют оптоволоконные кабели, пропущенные вдоль горизонтальных скважин. По изменению свойств проходящих через них оптических сигналов в непрерывном режиме регистрируются и передаются данные, после интерпретации которых получают распределение температуры по длине ствола. Сравнивая эти значения с заданной величиной перепада температур, принимается решение по регулированию дебита добывающей скважины, либо при невозможности предотвратить прорывы пара корректируется режим работы нагнетательной скважины. 230 Управление отбором и нагнетанием, таким образом, является непрерывным процессом и способствует - повышению энергетической эффективности метода и снижению паро- нефтяного отношения - устойчивому транспорту продукции от забоя скважины ив системе сбора, предотвращая пульсации потока - уменьшению выноса песка из околоскважинной зоны, что, в свою очередь, предотвращает ускоренный износ нефтепромыслового оборудования и проблемы в системе сбора продукции. Обобщая промысловые и экспериментальные данные, можно сказать, что рекомендуемые величины перепада температур (sub cool) изменяются от 5 до 40 °C. В каждом конкретном случае решение о выборе этой величины должно приниматься индивидуально, принимая во внимание геолого- физические параметры пласта и планируемые режимы работы скважин. ПГВ высокого и низкого давления В настоящее время существуют два основных вида ПГВ: ПГВ высокого и низкого давления. О преимуществах и недостатках каждого вида ведётся широкая дискуссия в инженерных кругах. Приведем здесь лишь краткий перечень преимущества и недостатки технологии ПГВ низкого давления. Для ПГВ высокого давления соответствующие пункты будут иметь противоположный характер и, соответственно, плюсы станут минусами и наоборот. Преимущества технологии ПГВ низкого давления - менее энергоемка; - ниже паронефтяное отношение - ниже потери энергии, особенно при наличии зон осложнения (вода, газ - отсутствует интенсивное воздействие на породу и, как следствие, меньше вынос песка. Недостатки технологии ПГВ низкого давления - ниже температура и, как следствие, ниже дебиты скважин - как следствие первого пункта – необходимо большее количество скважин для одинакового объема добычи - незначительная регенерация тепла 231 - геомеханические эффекты, которые могут способствовать процессу извлечения битума, не развиваются в должной мере - необходима механизированная добыча. Примеры реализации парогравитационного воздействия в России Впервые в России парогравитационные скважины были пробурены в 1998 г. на Мордово-Кармальском месторождении. В силу технологических ограничений при бурении вертикальным станком на малую глубину (дом) длину горизонтального ствола не удалось довести далее 150 м, кроме того, не удалось достичь и равной удаленности горизонтальных стволов друг от друга. Указанные проблемы сказались на дебитах этой пары скважин – не более 4-5 т/сут, что не позволило достичь рентабельности добычи. Аналогичные этой паре 3 пары скважин длиной горизонтального стволам были спроектированы и пробурены на Ярегском месторождении на глубине пластам для компании Лукойл в Коми Республике компанией Шлюмберже в 2005 г. Максимальный дебит из х работающих добывающих скважин не превысил 45 т/сут (конец 2006 г, затем, после заиливания скважин дебит снизился в 2008 г. до 20 т/сут). Для бурения таких скважин на новом технологическом уровне в Тат- НИПИнефть были разработаны конструкции двухустьевых скважин (рис. 20.8), которые также могут быть пробурены обычными вертикальными буровыми станками. 232 Рис. 20.8 Схемы двухустьевых пар парогравитационных скважин Ашальчинского месторождения Наличие двухустьевой конструкции скважин при их строительстве вертикальными станками на мелких залежах позволяет завести скважинный- фильтр через наклонный выход. При эксплуатации же таких скважин двух- устьевое оборудование дополнительно позволяет гибко задавать режимы закачки и отбора (рис. 20.9). Рис. 20.9 Схема управления закачкой и отбором при парогравитационном воздействии с использованием двухустьевых скважин 1 2 3 4 5 6 7 8 9 233 На первой стадии ОПР, начиная с 2006 г, на Ашальчинском месторождении были пробурены 3 пары таких двухустьевых скважин (рис. 20.10). Первые результаты применения парогравитационного воздействия на х парах скважин в 2006-2007 гг. позволили обеспечить уже на первой стадии де- биты скважин до 25 т/сут. Показатели текущего паронефтяного соотношения достигли величины 3 т пара на 1 т добытой нефти, что по мировым стандартам обеспечивает эффективные эксплуатационные показатели (рис. 20.11). В 2009 г. удалось достичь суммарного дебита х пар скважин 60 т/сут. Для промышленного применения парогравитационного метода спроектирована схема разработки залежи уфимского яруса Ашальчинского месторождения системой пар горизонтальных скважин (рис. 20.12). Рис. 20.10 Схема размещения пробуренных скважин опытного участка Ашальчинского месторождения 234 Рис. 20.11 Динамика изменения паробитумного отношения в 2007-2008 гг. (первая пара скважин Ашальчинского месторождения) Рис. 20.12 Схема размещения проектных скважин залежи уфимского яруса Ашальчинского месторождения 235 К концу 2008 г. обеспечена работа трех пилотных пар скважин и подготовлены документация и оборудование для промышленной разработки Ашальчинского месторождения. В ОАО «Татнефть» приобретен и работает станок National Oilwell Varco (Канада) для наклонного бурения. Новая буровая установка (рис. 20.13) позволяет усложнить профили горизонтальных скважин, проводя профиль не только в вертикальной плоскости, но ив наклонной. Это обеспечивает увеличение охвата пласта воздействием, снижение затратна формирование куста, а также ускоряет процесс бурения скважины за счет лучшей навигации. Профиль такой й пары скважин без выхода на поверхность представлен на рис. 20.14. Рис Буровой станок DRECO 2000M для наклонного бурения. 236 Рис Профиль й пары скважин на Ашальчинском месторождении. Новый буровой станок позволяет обеспечить прохождение участка горизонтального ствола длиной дом за трое суток. 237 Лекция №21 План 1. Внутрипластовое горение. Механизм процесса. 2. Методы расчета процесса внутрипластового горения. Уравнение Аррениуса. 3. Технология внутрипластового горения от носка к пятке (THAI – Toe - to- Hill Air Injection). 4. Новые термические технологии воздействия на пласт. Электропро- грев пласта (E-T technology). Внутрипластовая переработка битума. Внутрипластовое горение. Механизм процесса Ранее рассмотренные методы были основаны на закачке в пласт сгене- рированного на поверхности теплоносителя. В тоже время сам углеводород- содержащий пласт может быть использован в качестве источника генерации тепла. На основе инициирования и поддержания процесса горения в пластовых условиях путем нагнетания воздуха (кислорода) основан метод внутри- пластового горения (ВГ). Примерно на таком же процессе был основан и предложенный Д.И. Менделеевым метод подземной газификации угля. В последнее время в связи с «экологизацией» терминологии в ряде источников для наименования процесса внутрипластового горения перешли на термин нагнетание воздуха (air injection), хотя в последнее время рассматривается и применяется в опытном масштабе (компания Statoil на месторождении в Северном море) нагнетание воздуха в качестве вытесняющего, ноне окисляющего в высокотемпературном режиме, агента для легких нефтей. В этом случае возможны процессы низкотемпературного химического (с достижением температур до 250 С) или микробиологического окисления. |