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.
|
|
Внутрипластовое горение в качестве метода увеличения нефтеотдачи требует наличия нагнетательной скважины, в которую нагнетается окислитель, чаще воздух. Перед запуском процесса необходимо обеспечить гидро- газодинамическую связь между зоной нагнетания и зоной отбора, для чего в обе скважины (добывающую и нагнетательную) закачивается пар. После того, как необходимая связь обеспечена, производится инициирование процесса горения путем закачки воздуха в разогретую зону, при необходимости, с использованием забойного электронагревателя, химических или других методов. После создания очага горения при закачке последующих объемов окислителя (воздуха) легкие фракции, как наиболее подвижные, устремляются вперед, а тяжелые (для битумных залежей – кокс) выгорают, генерируя тепло и поддерживая движение фронта горения вглубь пласта. Схематизация процесса движения фронта горения и распределения температуры по пласту приведена на рис. 21.1. Здесь в зоне 3, в достаточно узкой полосе находится фронт очага горения с температурой Т, впереди которого в зоне 1 двигаются разогретые легкие фракции нефти, охлаждаясь вплоть до температуры пласта Т пл у добывающей скважины. С тыльной части фронта на забое нагнетательной скважины температура равна температуре закачиваемого окислителя практически во всей зоне 4, который двигается к фронту горения через прогретую зону 3. Для описания процесса окисления, точнее скорости выделения тепла, используют формулу закона Аррениуса K = A exp (- A E RT ), где K – константа скорости реакции горения, безразмерная А – константа Аррениуса, безразмерная E A – энергия активации, кДж/моль; R – универсальная газовая постоянная, равная кДж/ K · моль; Т – температура, K X 239 Рис. 21.1. Схематизация процесса движения фронта горения и распределения 1 - зона фильтрации закачиваемой воды и воздуха 2, 4 - зоны перегретого пара 3 - фронт горения - зона насыщенного пара 6, 7 - зоны вытеснения горячей водой и водой при пластовой температуре (соответственно 8 - зона фильтрации I - фронт горения II - тепловой фронт III - фронт вытеснения ненагретым флюидом. Энергия активации – характеристика величины энергии, необходимой для разрыва связи в молекуле, обеспечивающей реакцию горения. Константа Аррениуса характеризует частотную характеристику столкновений молекул в процессе горения. Зона от 250 С до примерно 300 С – это область низкотемпературного окисления – в этой зоне окисляются низкомолекулярные углеводороды (рис. 21.2). При достижении температуры выше 450 С реализуется процесс высокотемпературного горения, при котором легкие фракции 240 перемещаются от фронта горения к зоне отбора, а в процессе горения окисляется кокс – тяжелая часть нефти. Рис. 21.2 Зависимость энергии активации от температуры Для определения параметров движения фронта горения определим потребное количество окислителя для выделенного объема пласта. Используем для этого уравнение горения кокса с соотношением атомов водорода и углерода НС = n при взаимодействии с кислородом воздуха, а также отношение молей генерируемых при горении двуокиси и окиси углерода СО 2 /СО = Объем воздуха, потребный для этого в 1 м ) 12 ( ) 2 1 ( 4 , 22 2 1 0 n a a z n R + ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅ = , где z – удельное содержание кокса в объеме пласта, кг/м 3 ; а – содержание окислителя в воздухе, доли еда степень использования окислителя, доли ед. Запишем уравнение горения кокса 1 2 2 2 3 2 2 n n CH b O b CO b CO H O + = + + , Е А ,кДж/моль T, 0 C 250 500 100 200 241 0 2 2 2 0 0 0 2 1 1 ( ) 2 2 4 1 1 2 n m n m n CH O CO CO H O m где Таким образом, определив необходимое количество молекул кислорода для окисления 1 моля кокса как ( 0 0 2 1 2 2 4 m n m + + + ) молей кислорода. Молекулярная масса кокса М мс + n = 12 + n. Для простоты примем полное сгорание до следовательно, на 1 кг кокса придется ) 2 1 ( n + кг-молей О Таким образом, на 1 кг-моль СН n потребуется 4 , 22 12 ) 2 1 ( ⋅ + + n n мкг окислителя. Объем потребного воздуха составит ) 12 ( ) 2 1 ( 4 , 22 2 1 0 n a a По опытным данным n = 1,6, а содержание кокса в поровом объеме z = 25 кг/м 3 Содержание О – коэффициента для воздуха 0,21, а степень использования окислителя – коэффициента. Для 1 м пласта объем воздуха равен 16 , 392 ) 6 , 1 12 ( 9 , 0 21 , 0 25 ) 2 6 , 1 1 ( 4 , 22 0 = + ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅ = R м 3 /м 3 Экспериментально определено, что скорость продвижения фронта горения прямо пропорциональна расходу окислителя, то есть это подтверждает факт узкого фронта горения. Кинетика горения очень высока, поэтому увеличение объема подаваемого окислителя не приводит к увеличению зоны горения. Для определения скорости движения фронта горения используем соотношение ф = 0 ф dx Q dt R S = , (21.1) где Q 0 – расход окислителя, приведенный к атмосферным условиям S – площадь сечения пласта, через который проходит фронт горения. Для определения объема добычи нефти можно оценить величину потери доли нефти на горение, а остальной объем считать вытесненным с коэффициентом нефтеизвлечения, равным 0,75. Тогда при пористости 20 % и начальной нефтенасыщенности 80 % в 1 м породы содержится 160 л нефти или при плотности 900 кг/м 3 144 кг, из которых около 108 кг будет извлечено. Таким образом, рассчитывая охваченный объем по формуле (21.1), можно определять и динамику добычи нефти. Технология внутрипластового горения от носка к пятке (THAI – Toe – to- Hill Air Injection) Внутрипластовое горение (ВГ) с использованием нагнетания воздуха в вертикальную и отбор продукции через горизонтальную скважины. 1. Теоретические основы В модификации THAI удается за счет отбора продукции в горизонтальный ствол, также как и при парогравитационном методе, использовать гравитационный принцип вытеснения битума из верхней части пласта, предохраняя процесс от прорыва воздуха по верхней части пласта самым коротким путем между скважинами. Владельцем патента на технологию является канадская фирма «Петробанк» (Petrobank). Механизм процесса показан на рис. 21.3. 243 Рис. 21.3 Схема процесса ВГ по принципу от носка к пятке, те. отбор от забоя до точки вскрытия кровли горизонтальной скважины Сопоставление с показателями других технологий (паротепловые обработки и ПГВ), показывающее его эффективность, приводится в табл. 21.1. Таблица 21.1 Сопоставление показателей термических технологий условия месторождения Whitesand) Процесс Параметры Паротепловые обработки) ПГВ THAI (Внутрипластовое горение с закачкой в вертикальную и отбором через горизонтальную скважину) Краткая характеристика Перемежающиеся циклы закачки пара, пропитки и последующего отбора через одну и туже скважину Использование пары ГС Использование вертикальной нагнетательной и добывающей ГС. Пар необходим первые 3 месяца для создания гидродинамической связи между скважинами и разогрева пласта для розжига. 244 Входе процесса происходит улучшение качества продукции за счет выгорания тяжелой части битума через коксование, остающегося после опережающей фильтрации легкой части Коэффициент нефтеотдачи Границы рентабельных глубин, м < 400 < 400 100-500 Границы рентабельных толщин, м >15 >15 2-45 Достижимые паро- нефтяные отношения, дед. 2–3,5 2–3,5 Эквивалентно 1,0 Вязкость добываемого битума для месторождения White sand 555000 мПа·с 555000 мПа·с 1850 мПа·с Объекты применения Доля потребного растворителя для транспорта 30 % растворитель ПБ 30 % растворитель ПБ 20 % растворитель, 80 % ПБ 2. Промысловый эксперимент На месторождении Whitesand с глубиной пластами толщиной 20 м в 2006 г. пробурены 3 пары скважин (ВС – воздухонагнетательные и ГС – добывающие с длиной ГС 500 мс расстоянием между парами 100 м. Проект внутрипластового горения был начат после последовательного прогрева закачкой пара каждой пары скважин до достижения гидродинамической связи между вертикальной и горизонтальной скважинами. Наконец г. в работе находятся 3 пары, рядом пробурена я с длиной ГС 700 м. Средний дебит продукции участка по битуму около 300 м 3 /сут. Обводненность около 50 %. Закачка воздуха компрессорами ведется при 8,0 МПа, отбор из добывающих скважин фонтаном на устье добывающих скважин давление поддерживается в диапазоне 3,0-5,0 МПа. Плотность добываемого битума за счет термических процессов окисления и преобразования высокомолекулярных соединений (выделение в пласте кокса) на 10-15 % ниже плотности пластового. Для контроля за фронтом горения пробурены по 3 вертикальные скважины (ВС) по всей длине участка вдоль каждой ГС. Результаты даже первых 1,5 лет работы по новой технологии свидетельствуют о перспективности процесса. Проблем по прорывам воздуха, коррозии не отмечается. Единственной проблемой при подготовке продукции явилось наличие большого объема добываемого песка – 10% от продукции в связи с ошибкой в расчете размера перфорационных отверстий Новым проектом предусмотрено пробурить еще 3 пары скважин с длиной ГС 700 м. Планируется перенести туда все основное, высвобождаемое на пилотном участке оборудование. Новые термические технологии. Электропрогрев пласта. Внутрипластовая переработка битума Электропрогрев пласта заключается в использовании эффекта разогрева пласта за счет преобразования электрической энергии в тепловую из-за высокого сопротивления битума и обеспечения необходимой для охвата пласта проводимости дозированной подкачкой воды через скважину-электрод. 1.1. Теоретические основы Технология основана на использовании эффекта разогрева пласта за счет электропроводимости в системе нагнетательная – добывающая скважина. При этом подкачиваемый через скважины с электродами минимальный объем воды предназначен для обеспечения минимальной проводимости для разогрева высокоомной битумной среды. В Канаде действует регулирование тарифов на электроэнергию повремени суток, а технологический режим позволяет производить нагрев по льготным временным отрезкам. 1.2. Промысловый эксперимент 246 Опытный участок стендовых испытаний разбурен по треугольной сетке, где по углам треугольника скважины электроды с подводом отдельных фаз поскважинно, в центре добывающая. Глубина пластам, средняя толщинам. Расстояние между добывающей и электродной скважинами 8-14 м (рис. 21.4). На электродные скважины ток подается пофазно – на каждую из х окружающих добывающую скважину по фазе ток напряжением 600 В мощностью до 25000 кВА. Для обеспечения проводимости пласта в каждую электродную скважину ведется подкачка воды. Это позволяет разогревать межскважинный интервал до 120 СВ ходе электровоздействия реализуются следующие электрохимические процессы разогрев за счет сопротивления битумонасыщенного пласта, электрофорез (движение электрозаряженных частиц в электрическом поле) и электроосмос (перемещение заряженных частиц с поверхности с противоположным зарядом – обезвоживание набухшей глины. Добыча разогретого и мобилизованного таким образом жидкости с битумом ведется скважинными насосами. Расположение скважин (светлые – электроды, темные – добывающие) Распределение зоны разогрева Рис. 21.4 Проектная сетка расположения скважин – электродов и добывающих скважин Внутрипластовый апгрейдинг Up-grading – повышение качества битума (тяжелой нефти) путем выделения тяжелой части (кокса) и элементарной серы и (или) гидрированием тяжелых фракций с получением искусственной нефти – syntetic oil, которая 247 легче и существенно менее сернистая. В процессе внутрипластового горения идут реакции коксования и крекинга, что также улучшает качественные показатели добываемого битума (табл. 21.1), хотя и вызывает рост объемов сероводорода, в который переходит часть углеводородных соединений серы. Рядом исследователей рассматривается использование нагрева пласта и иными методами, чем горение, с продолжительным поддержанием пластовых температур выше 350 Си проведением в пласте крекинга и других процессов облагораживания нефти. Для этого используются процессы, связанные с вводом в пласт водорода, различных газовых смесей и др. 1. Компанией Shell в проекте Викинг на залежи тяжелой нефти в регионе в провинции Альберта (Канада) ведутся пилотные испытания технологии внутрипластового апгрейдинга. Разогрев пласта обеспечивается электроэнергией через систему электродов, помещенных в горизонтальные скважины. При этом прошедшая апгрейдинг облегченная часть нефти перемещается в верхнюю часть пласта, а утяжеленная – в нижнюю. 2. Рядом с проектом THAI на месторождении Whitesand на й паре ГС начата реализация технологии CAPRI ( catalytic production in-situ ) – внутри- пластовая каталитическая обработка при добыче битума. В качестве модификации процесса горения разработана для испытаний технология CAPRI – внутрипластовое горение с использованием катализатора высокотемпературного для облагораживания добываемого битума. Катализатор располагается в специальном цилиндрическом контейнере вокруг ствола добывающей скважины. Для испытаний этой технологии с сентября 2008 г. на объекте внутрипластового горения по технологии THAI в скважину спущено оборудование – контейнер длиной 30 мс катализатором. 248 Лекция №22 План 1. Разработка нефтяных (битумных) месторождений открытым способом (open pit mining). 2. Шахтная разработка нефтяных (битумных) месторождений (mining). Разработка нефтяных (битумных) месторождений открытым способом Открытая разработка нефтяных (битумных) месторождений известна с самых древних времен. В первую очередь такими методами добывались углеводороды в местах выхода залежей углеводорода на поверхность. Это, часто склоны гор, размытые речным потоком – берег реки Атабаска (Канада, берег реки Шешма около поселка Шугурово в Татарстане и многие другие. Для газовых залежей известны выходы природного газа по трещинам в земной коре, огням которых в древние времена поклонялись язычники, например, в Ираке на поверхности известного месторождения Киркук, недалеко от одноименного города. Для добычи таких запасов, а также мелкозалегающих (по опыту Канады до глубины 70 м, может применяться открытая разработка или, другими словами, карьерные методы. Последовательность работы при реализации таких технологий следующая. Вскрышные работы, при которых снимаются верхние слои почвы – до кровли продуктивного пласта. 2. Продуктивный пласт вынимается с помощью гигантских экскаваторов и загружается в гигантские же грузовики с грузоподъемностью 400 т и более. 3. Битумонасыщенный песок, правильнее – смесь песка, битума и пластовой воды, перевозится на специальный завод для переработки. 4. На этом заводе осуществляется цикл технологических процессов по отделению песка от битума и воды путем обработки горячей водой с добавлением растворителей и ПАВ при температуре 60-70 о С с последующим перемещением для сепарации песка через циклон. 249 5. Далее битум отделяется отводы путем гравитационного отстоя. Такие заводы часто совмещают с установками первичной переработки битума так называемыми апгрейдерами (Upgrader). Этот процесс уже был охарактеризован в предыдущей лекции, на заводах же эти химические реакции легче управляемы, но технически и технологически не менее сложны. При этом значительный объем работ и затрат связан с переработкой и последующей транспортировкой малоценных продуктов – элементарной серы, кокса. Полученная в результате синтетическая нефть может далее смешиваться с обычной нефтью и транспортироваться по трубопроводным коммуникациям до обычных НПЗ. Шахтная разработка нефтяных (битумных) месторождений (mining) Шахтная разработка нефтяных месторождений достаточно широко и давно известна, также как и добыча битума открытым способом. Исторический опыт разработки месторождений легкой нефти шахтными методами в ряде стран мира показывает возможность достижения коэффициента нефте- извлечения до 60 %. Опыт шахтной добычи тяжелой нефти наиболее продолжителен в России, где в конце х годов 20 века на территории Республики Коми началось строительство шахт для разработки Ярегского месторождения тяжелой нефти [10]. Принципиальными решениями, выработанными при применении паро- теплового воздействия в шахтных условиях, стали (рис. 22.1): 1. Проведение шахтных стволов по кровле продуктивного пласта с созданием наклонных стволов – уклонов под подошву нефтенасы- щенной части пласта. 2. Бурение из выработок на кровле пласта нисходящих наклонных па- ронагнетательных скважина из-под подошвы наверх восходящих, также наклонных добывающих скважин. 3. Длина этих скважин составляла 30 м для пласта толщиной 25 м. 250 Рис. 22.1 Схема разработки месторождения термошахтным методом (разрез шахты Ярегского месторождения 1 – паронагнетательная гребенка для подачи пара в нисходящие нагнетательные скважины 2 – камера для откачки нефти, поступившей из восходящих добывающих скважин 3 – горизонтальная шахтная выработка над кровлей продуктивного пласта 4 – продуктивный пласт 5 – уклон – выработка сквозь продуктивный пласт для обслуживания добывающих скважин и прокладки труб для откачки нефти 6 – насос для откачки нефти на поверхность Эти решения позволили существенно увеличить охват пласта воздействием по сравнению с возможностями разбуривания с поверхности. Размер поверхностной сетки на соседнем опытном участке в подобных условиях составлял м, что существенно крупнее достигаемых в шахтных условиях, и обеспечивает меньший коэффициент извлечения. Результаты этих работ послужили основой для развития парогравитационного воздействия (лекция 20). Для условий Горского и Ашальчинского месторождений битума Та- тарстана также рассматривались варианты разработки с применением шахтного метода. Одна из предложенных схем представлена на рис. 22.2. Крупным недостатком этой технологии является опасность для работающих необходимость работать в шахтных условиях со всеми вытекающими из этого опасностями окружающей среды для работающих, и высокой опасностью взрыва смеси углеводорода и воздуха в шахтных условиях. |