CC BY
75
УДК 622.276.652
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКИХ
НЕФТЕЙ И БИТУМОВ
В.В. КУНЕЕВСКИЙ*, Ю.В. ВАНЬКОВ**, В.Б. ОСНОС*, А. Т. ЗАРИПОВ*,
Р.Ш. АБСАЛЯМОВ*
* ТатНИПИнефть, **Казанский государственный энергетический университет
В статье описан метод теплового воздействия на пласт для добычи высоковязких нефтей и битумов с использованием, для уменьшения энергозатрат при прогреве, теплообменника с высокотемпературным теплоносителем температурой 300-400 °С, размещенным в горизонтальной скважине. Проведен сравнительный анализ воздействия на пласт (потребления энергии и эксплуатационных параметров, включая КИН, распределения температуры и обводненности продукции) двух методов: парогравитационного (ПГВ) и с использованием высокотемпературного теплоносителя.
Ключевые слова: высокотемпературный теплоноситель, экономия энергетических ресурсов, повышение коэффициента извлечения нефти (КИН), добыча высоковязкой нефти и битума.
Введение
В работе проведено сравнение технологических показателей (КПД, КИН, распределение температур, обводненность продукции) и топливно-энергетических затрат при добыче высоковязких нефтей и битумов с использованием методов парогравитационного воздействия и высокотемпературных теплоносителей. Показано, что при использовании предлагаемого метода высокотемпературных теплоносителей обводненность продукции практически равна нулю за весь промышленный период добычи, а коэффициент извлечения нефти как минимум в три раза выше относительно парогравитационного метода добычи. Установлено, что при этом энергозатраты на добычу высоковязких нефтей в 4-7 раз меньше, чем при ПГВ.
Для термических методов воздействия на пласт при добыче высоковязких нефтей и битумов актуальным является снижение затрат на обустройство месторождения с применением энергосберегающих технологий.
В настоящее время широко используется парогравитационный метод воздействия на пласт (ПГВ), в соответствии с которым горизонтальные скважины для исключения прорыва пара размещаются на расстоянии как минимум 5-6 м одна над другой, что препятствует быстрому прогреву продукции около добывающей скважины. В верхнюю скважину непрерывно закачивается пар, который поднимается к кровле пласта, образуя паровую камеру, и разогревает вязкую нефть (рис.1). Нефть стекает к основанию паровой камеры и вместе с конденсатом пара - в зону отбора горизонтальной добывающей скважины, расположенной ниже нагнетательной. Расширение объема паровой камеры происходит до тех пор, пока подвижная нефть и конденсат отбираются у ее основания [1-4].
При использовании технологии ПГВ температура закачиваемого пара довольно высока - как правило, выше 200 °С, при этом происходит нагрев не только самой нефти, но и породы с водой в пределах паровой камеры и области пласта вне паровой
© В.В. Кунеевский, Ю.В. Ваньков, В.Б. Оснос, А.Т. Зарипов, Р.Ш. Абсалямов Проблемы энергетики, 2013, № 5-6
камеры, а также прогревается кровля пласта выше паровой камеры. В итоге часть тепла уходит в кровлю. Технология является эффективной в плане вытеснения основного объема нефти, однако она требует для этого большого количества теплоты.
Нагреватель
Рис. 1. Типовой способ ПГВ разработки пластов с высоковязкими нефтями и битумами
Даже в наиболее удачных случаях реализации этого метода для добычи 1 т нефти требуется 3 т пара. Если бы для генерации такого количества пара в качестве топлива применялось сжигание сырой нефти, то расходовалось бы от 20 до 25 % добываемой продукции. В менее мощных пластах расход пара на тонну добываемой нефти увеличивается, что может привести к нерентабельности применения технологии ПГВ
[5].
Высокое давление пара приводит к его прорыву через трещины в добывающие скважины или в водоносные пласты (происходит в 50% случаев). При этом в добывающей скважине резко повышается (практически до 100%) обводненность добываемой продукции, и скважину консервируют до восстановления дебита или переводят в нагнетательные скважины, оставляя невыработанной призабойную зону, что снижает объем добываемой нефти из данной залежи.
С повышением температуры закачиваемого теплоносителя возрастает эффективность прогрева пласта, однако применение перегретого пара при давлении 2,0-3,0 МПа и температуре 400-500 °С для битумных месторождений не дает значительного эффекта по сравнению с давлением 1,5 МПа и температурой 200 °С, хотя для этого требуются значительно большие энергетические затраты. При неглубоком залегании продуктивных пластов при давлении закачки 2,0 МПа высок риск прорыва верхнего свода пласта, выбросов нефти и пара на поверхность земли или в верхние водоносные горизонты [6].
Для устранения вышеперечисленных недостатков разработана технология с использованием высокотемпературных теплоносителей с температурой от 175 до 450°С для тепловой обработки призабойной зоны скважины (рис. 2) [7]. В данном варианте строят одну горизонтальную скважину, в которую спускают теплообменник,
выполненный в виде «труба в трубе», а прокачку теплоносителя, предварительно нагретого на поверхности скважины, производят в замкнутом цикле. Предлагается использовать любые высокотемпературные теплоносители, в том числе и синтетические масла (например, «Therminol» фирмы «Solutia Inc.» - синтетический теплоноситель, предназначенный для работы в диапазоне температур от -115 до + 450°С в жидкой и паровой фазах или аналогичные масла других производителей: BP, «Shell» и т.д.). Добычу продукции в газообразном или жидком состоянии производят из этой же скважины с поддержанием давления в скважине примерно равного пластовому.
Нагреватель
2. Предлагаемый способ разработки пластов с высоковязкими нефтями и битумами
Для подтверждения энергоэффективности предлагаемого варианта проведены гидродинамические и тепловые расчеты происходящих в пласте процессов прогрева. Для численного эксперимента использован программный продукт канадской компании СМО-БТАКБ, являющийся промышленным стандартом расчета термических процессов в крупнейших нефтяных компаниях мира.
В качестве базовой информации использовались практические данные и результаты численного моделирования данным программным продуктом технологии ПГВ для добывающей скважины 15044 и нагнетательной скважины 15045 Ашальчинского месторождения, для пара с температурой 200 °С, давлением 1,6 МПа, расходом 6 т/ч.
За расчетный элемент расчета принят однородный нефтяной участок месторождения размером 300х100х10 м с размещением горизонтального ствола длиной 300 м и внутренним диаметром 0,15 м с геолого-физическими свойствами пласта, соответствующими находящемуся на территории Республики Татарстан Ашальчинскому месторождению сверхвысоковязких нефтей (СВН). Моделировался прогрев пласта с началом отбора продукции после трех месяцев прогрева с поддержанием давления в скважине на уровне пластового. Результаты расчетов сравнивались с реальными данными. Расхождение между теоретическими и практическими результатами составляет 5-7% для метода ПГВ, что свидетельствует об объективности результатов численного эксперимента.
Технологические показатели КИН и обводненности продукции пласта с начальной водонасыщенностью 20% (5в = 0,2) для предлагаемого и типового методов показаны на графике (рис. 3).
Рис. 3. Технологические показатели КИН и обводненности добываемой продукции по предлагаемому и типовому методам добычи высоковязких нефтей и битумов
Изменение температуры по годам в призабойной зоне пласта показано на рис. 4.
О 1 2 4 1 6 7 К I) 1011 121.1141 л 16171819 20 21 22 ГОДЫ
Рис. 4. Изменение температуры по предлагаемому и типовому методам добычи
Из полученных в результате расчетов данных видно, что при предлагаемом методе добычи высоковязких нефтей обводненность продукции практически равна нулю за весь промышленный период добычи, а КИН как минимум в три раза выше относительно метода ПГВ.
Полученные данные можно объяснить следующими факторами.
Начальная водонасыщенность продукции Ашальчинского месторождения при расчетах задавалась 20% (Бв = 0,2). Температура нагревателя принималась равной 330335 °С. Ашальчинская СВН состоит из нескольких фракций. Пластовая вода и 80% фракций кипят при данной температуре. Вскипевшие фракции и пар под действием силы Архимеда поднимаются вверх, конденсируясь и разогревая продукцию пласта, при этом вытесняют более холодную и жидкую продукцию из-за разности плотностей в скважину для последующего отбора.
Более тяжелые фракции нефти, при этой температуре имеющие вязкость менее 10 мПа-с (для сравнения: вода при 25 °С имеет вязкость 0,894 мПа-с, оливковое масло -81 мПа-с), стекают в скважину, откуда отбираются насосом (рис. 2). Эти нагретые тяжелые фракции нефти, перемешиваясь с продукцией пласта, уменьшают их вязкость, значительно снижая вероятность коксования продукции под действием высоких температур, и, как следствие, увеличивают проницаемость пласта, что приводит к повышению нефтеизвлечения.
В результате эффективного нагрева объем термического воздействия увеличивается, повышая объем добычи, однако увеличивается и площадь теплопотерь. Исходя из вышесказанного, мы предполагаем, что в период с 2010 по 2011 год энергия теплопотерь начинает превышать энергию, создаваемую теплообменником в скважине, что приводит к снижению пластовой температуры и, как следствие, интенсивной конденсации пара, при этом со снижением пластовой температуры резко снижается приток тяжелой нефти, количество которой становится мизерным по отношению к воде, что приводит к практически 100% обводненности продукции (см. рис.3).
При этом установлено, если для нагрева теплоносителя в качестве топлива применять сжигание сырой нефти, будет затрачено не более 5% добываемой продукции, что в 4-7 раз меньше, чем при методе ПГВ. Дополнительный энергосберегающий эффект дает отсутствие затрат на обезвоживание нефти, так как известно, что при ПГВ на пласт на обезвоживание полученной нефти приходится до 1/3 энергетических затрат, которые в предлагаемом методе добычи отсутствуют.
Выводы
1. Важным аспектом при разработке месторождений высоковязких нефтей и битумов тепловыми методами является экономия энергетических и материальных ресурсов.
2. Для повышения эффективности теплового воздействия на пласт и сокращения энергетических затрат на добычу высоковязких нефтей целесообразно использование высокотемпературных теплоносителей, работающих в замкнутом герметичном цикле, не взаимодействующих с пластом и исключающих прорывы теплоносителя в водоносные пласты и на поверхность.
3. Использование разработанной технологии позволяет при соизмеримых энергетических затратах получить в три раза больше продукции с низким содержанием воды.
Summary
The novel thermal recovery method for production of heavy oil and natural bitumen using high-temperature heat-transfer medium allowing for natural oil convection in the reservoir as a result of heating thereof up to 300-400 °C through a heat exchanger installed in a horizontal borehole decreases energy consumption. Comparative analysis of two thermal recovery methods - SAGD and high-temperature heat-transfer medium - in terms of energy consumption and performance parameters, including efficiency, oil recovery factor, temperature and water cut distribution, has been performed.
Key words: high-temperature heat-transfer medium, saving of energy resources, oil recovery factor, efficiency the production of heavy oil and natural bitumen.
Литература
1. Геологические и технологические особенности разработки залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения / Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, А.Т. Зарипов, И.Ф. Гадельшина // Нефтяное хозяйство. 2009. № 7. С. 34-37.
2. Патент RU №2431745, Е21В 43/24 опубл. 20.10.2011. Авторы: И.Н. Файзуллин и др. Патентообладатель: ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина.
3. Патент RU №2429345, Е21В 43/24 опубл. 20.09.2011. Авторы: И.Н. Файзуллин и др. Патентообладатель: ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина.
4. Патент RU №2398103, Е21В 43/24 опубл. 27.10.2010. В.М. Валовский и др. Патентообладатель: ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина.
5. Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2011. 304 с.
6. Максутов Р.А., Орлов Г.И., Осипов А.В. Технико-технологические комплексы для разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов // Нефтяное хозяйство. 2007. № 2. С. 34-37.
7. Патент RU №2471064, Е21В 43/24, 36/00 опубл. 27.12.2012. Авторы В.В.Кунеевский и др. Патентообладатель Кунеевскии В.В.
8. Максутов Р.А., Орлов Г.И., Осипов А.В. Освоение запасов высоковязких нефтей в России // Технологии ТЭК. 2005. № 6 (дек.). С. 36-40.
Поступила в редакцию 20 марта 2013 г.
Кунеевский Владимир Васильевич - канд. техн.наук, начальник отдела инженерных систем и оборудования (ОИСО) ТатНИПИнефть.
Ваньков Юрий Витальевич - д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой «Промышленные теплоэнергетические установки и системы теплоснабжения» (ПТС) Казанского государственного энергетического университета (КГЭУ). Тел.: 8 (843) 519-42-55.
Оснос Владимир Борисович - ведущий инженер отдела научно-технического обеспечения (ОНТО) ТатНИПИнефть.
Зарипов Азат Тимерьянович - канд.техн.наук, заместитель начальника отделом-заведующий лабораторией геологического обоснования и контроля разработки нефтяных месторождений отдела разработки нефтяных месторождений (ОРНМ) ТатНИПИнефть.
Абсалямов Рустам Шамилевич - заведующий сектором тепловых методов разработки залежей высоковязких нефтей отдела разработки нефтяных месторождений (ОРНМ) ТатНИПИнефть.
