CC BY
17
20 ДОБЫЧА
УДК 622.276.652
Физическое моделирование технологии добычи трудноизвлекаемых запасов нефти
Ю.В. Ваньков
д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Промышленная теплоэнергетика и системы теплоснабжения»1 vvankov@mail.ru
В.В. Кунеевский
к.т.н., начальник отдела инженерных систем и оборудования2 kuneevskivv@mail.ru
В.Б. Оснос
ведущий инженер отдела научно-технического
обеспечения2
vladimir-b@mail.ru
1ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет», Казань, Россия
2Институт «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, Бугульма, Россия
Проблема вовлечения залежей трудно-извлекаемых запасов нефти (высоковязкая нефть — ВН, сверхвысоковязкая нефть
— СВН, битум — Б) в активную разработку по мере выработки запасов легкой нефти становится всё более актуальной. Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения нефтеотдачи пластов и как едва ли не единственный способ добычи высоковязких нефтей и битумов. На сегодняшний день известны и широко применяются в Республике Татарстан две технологии термического воздействия на пласт для добычи высоковязкой и битуминозной нефти (битум): технология «Внутрипластового подвижного очага горения» (ВПГ) и технология «Парограви-тационного воздействия на пласт» (ПГВ)
— закачка в пласт горячих теплоносителей (вода и пар) [1-3]. Однако данные технологии являются очень энергозатратными. Для снижения материальных и энергетических затрат была разработана новая технология добычи трудноизвлекаемых запасов [4-8] (рис. 1), заключающаяся в следующем.
В скважину спускают теплообменник, выполненный в виде «труба в трубе», по которому прокачивается в замкнутом цикле теплоноситель, предварительно нагретый на поверхности. В качестве теплоносителя может использоваться любой высокотемпературный теплоноситель (ВТТ), например, синтетическое масло
«Therminol» фирмы «Solutia Inc», предназначенное для работы в диапазоне температур от -115 до +450°С в жидкой среде, или аналогичные масла других производителей: «BP», «Shell».
При этой технологии высокотемпературный теплоноситель, проходя через теплообменник, прогревает вплоть до кипения продукцию пласта, находящуюся в горизонтальном стволе скважины. Вода и низкокипящие фракции нефти испаряются, разогревают пространство вокруг горизонтальной скважины, увеличивая текучесть нефти. Прогретая за счет естественной конвекции продукция пласта стекает вниз, откуда отбирается на поверхность [4, 7].
С целью физического моделирования и изучения конвекционных процессов, происходящих в нефтеносном пласте при его прогреве по предлагаемой технологии, разработан лабораторный стенд (рис. 2).
Стенд представляет собой параллелепипед длиной 440 мм, шириной 250 мм и высотой 680 мм, вдоль длинной стороны которого в нижней части проходит перфорированный патрубок. В патрубке установлен нагревательный электрический элемент (секция электромаслонагрева-теля трубчатого, серии СЭМ ТУ 3443-00116801570-2000, ООО НПП «Теплотехника», г. Октябрьский, РБ) мощностью 1,9 кВт, патрубок и крышка стенда оснащены манометрами ГОСТ 2405-88.
Нагреватель
• Й»
Продукция пласта
теплообменник
Рис. 1 — Схема реализации технологии нагрева пласта с использованием высокотемпературного теплоносителя
Верхний манометр ДМ 1001-400 кПа-1,5 ТУ (фирма «Росма», г. Санкт-Петербург) снабжен регулируемым пружинным аварийным клапаном, установленным на срабатывание при превышении начального давления на 0,1 МПа. Нижний манометр ДМ 1001-600 кПа-1,5 ТУ (фирма «Росма») жестко соединен с патрубком. Передняя стенка стенда выполнена из бронированного стекла для изучения процессов прогрева пласта с помощью тепловизора. На задней стенке установлены термодатчики на различных уровнях.
В первой серии исследований стенд заполнили смесью кварцевого песка и пластовой жидкости. Для заполнения стенда потребовалось примерно 22,5 л (22,5 дм3) жидкости и 128 кг (53,4 дм3) кварцевого песка ГОСТ 22551-77 [9] (30% жидкости в пористой среде). Стенд заполнялся последовательно партиями по 3 л жидкости и 17 кг (7,12 дм3)
песка с уплотнением песка без ударов до появления жидкости на поверхности. После достижения смесью уровня верхней кромки стекла верхнюю часть стенда заполнили густой глиной. Стенд сверху закрыли крышкой с прокладкой и герметично прижали к корпусу болтами, при этом излишки глины выдавились через горловину крышки. Излишки удалили, а горловину герметично закрыли пробкой. Выдержали перед испытаниями сутки для схватывания глины, играющей роль кровли пласта.
Показания с приборов снимали с периодичностью в 30 мин.
В ходе тепловизионных исследований установлено следующее. В процессе прогрева выше патрубка в нагреваемой среде образуется зона повышенной температуры (рис. 3), фронт которой со временем начинает распространяться вверх и в ширину (рис. 4, 5).
Методы теплового воздействия на пласт перспективны для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащих высоковязкую нефть и битум. Учитывая эти перспективы, специалистами «Казанского государственного энергетического университета» и института «ТатНИПИнефть» была разработана новая технология прогрева продукции пласта, а также изготовлен лабораторный стенд, с помощью которого проведено физическое моделирование технологии добычи нефти с использованием естественной конвекции.
Материалы и методы
Разработан стенд, представляющий собой параллелепипед, в нижней части которого, поперек длинной стороны, проходит перфорированный патрубок с нагревательным элементом мощностью 1,9 кВт. Патрубок и крышка стенда оснащены манометрами ГОСТ 2405-88. Передняя стенка стенда выполнена из бронированного стекла для изучения процессов естественной конвекции при прогреве пласта с помощью тепловизора.
Ключевые слова
высокотемпературный теплоноситель, экономия энергетических ресурсов, добыча высоковязкой нефти и битума, стендовые испытания
Рис. 2 — Вид стенда со стороны подключения нагревательного элемента (а), разрез А-А (б), вид сверху (в): 1 — перфарированный патрубок; 2 — нагревательный элемент; 3 — крышка; 4 — перемычки; 5 — боковые уголки; 6 — передний и задний нижние уголки; 7 — передний и задний верхние уголки; 8 — верхние и нижние задние уголки; 9 — передняя и задняя нижние стенки с отверстиями; 10 — боковые стенки; 11 — задняя верхняя стенка; 12 — дно; 13 — термостойкое стекло; 14 — манометры; 15 — аварийный клапан; 16 — термодатчики; 17 — сливной кран; 18 — болты; 19 — горловина; 20 — пробка
Рис. 3 — Начало нагрева
Рис. 4 — Через 0,5 часа после начала нагрева
Рис. 5 — Через 3 часа после начала нагрева
Рис. 6 — Образование паровой камеры через 11 часов после начала нагрева
При нагреве патрубка до температуры кипения воды при данном давлении в верхней части тепловой зоны образуется паровая камера с температурой на 10-200С ниже температуры патрубка, но выше примерно на 1-50С тепловой зоны вокруг камеры.
После этого паровая камера начинает расширяться и перемещаться вверх вместе с тепловой зоной до достижения глинистой корки (рис. 6). При достижении глинистой корки паровая камера и тепловая зона вокруг нее начинают только расширяться. Тепловая зона, расположенная между патрубком и паровой камерой, также расширяется, но не так интенсивно, как паровая камера и тепловая зона вокруг нее. При этом давление в стенде начинает расти (при испытаниях давление в стенде возрастало на 0,06 МПа от первоначального) одновременно с температурой патрубка (достигает 106- 1130С).
Изучение конвекционных процессов в пористых средах с различной проницаемостью
В ходе данной серии стендовых испытаний в качестве пористой среды применялся кварцевый песок различных фракций и, как следствие, различной проницаемости.
Использовалось три вида песка [9]:
• марки Т или ПС-250 песок с большим количеством крупных фракций с проницаемостью более 500 мД;
• марки С-070-2 или С-070-1 с меньшим количеством крупных фракций с проницаемостью от 100 мД до 500мД;
• марки ВС-050-2 или ВС-050-1 с мелкозернистыми фракциями с проницаемостью от 0 до 100 мД.
При нагреве среды с низкой проницаемостью паровая камера начала образовываться уже через 5 часов после начала нагрева (рис. 7), располагаясь в нижней части стенда.
Со временем паровая камера начала увеличиваться в размерах, перемещаясь вверх, но особенно интенсивно увеличиваясь в стороны (рис. 8).
При дальнейшем нагреве проведение опыта стало невозможным, так как паровая камера распределилась по всему периметру стенда и отслеживать ее рост не представлялось возможным.
Эксперимент с песком средней проницаемости показал, что в данном случае скорость прогрева медленнее, чем в более плотной среде, однако процессы более наглядные. Паровая камера стала образовываться через 9,5 часа после начала нагрева (рис. 9).
После чего она быстро достигла глинистой корки и стала расширяться (рис. 10), при этом давление в стенде стало расти. Разность показаний нижнего и верхнего манометров не превышала 0,01 МПа, то есть примерно равнялась давлению, создаваемому столбом жидкости в стенде (= 70 см). Через 11 часов нагрева, когда начальное давление возросло на 0,06 МПа, через патрубок стали сбрасывать давление. В результате вода между паровой камерой и патрубком вскипела (рис. 11).
При нагреве среды с большой проницаемостью сначала образоваласьтепловая зона и потребовалось наибольшее время для создания паровой камеры — 12 часов (рис. 12).
Однако паровая камера увеличивалась с наибольшей скоростью после образования (рис. 13), давление при этом также росло более интенсивно.
В этом испытании был наименьший перепад температур, зафиксированный тепловизором, после образования паровой камеры. Причем паровая камера была наиболее подвижна и часто меняла свою форму, если рассматривать относительно первых двух опытов.
Через 12 часов нагрева, когда начальное давление возросло на 0,06 МПа, через патрубок стали сбрасывать давление. В результате вода между паровой камерой и патрубком вскипела и практически выровнялась температура (рис. 14).
Изменения температуры околотрубного пространства в средах с различной проницаемостью и давлением сведены в соответствующие графики (рис. 15, 16).
Анализ графиков показал, что прогрев среды состоит из четырех этапов:
• на первом этапе температура растет практически линейно, а давление практически не повышается;
• на втором этапе после достижения температуры кипения воды в зоне патрубка образуется паровая камера, температура растет незначительно или не растет вообще, давление не растет или растет в конце этапа незначительно;
• на третьем этапе паровая камера растет, температура и давление начинают расти;
• на четвертом этапе после разгерметизации стенда кипение становится очень интенсивным, давление резко снижается, а температура опускается.
Наибольший перепад температур в стенде после образования паровой камеры, зафиксированный тепловизором, наблюдался при нагреве среды с низкой проницаемостью.
Изучение процесса прогрева пласта, содержащего двухкомпонентную жидкость
Для изучения прогрева двухкомпонент-ной жидкости в пористой среде с нагревом и отбором из одного патрубка (модель технологии с применением высокотемпературного теплоносителя) в качестве пористой среды выбрали кварцевый песок марки ПБ-150-2, имеющий среднюю проницаемость. Для заполнения стенда потребовалось примерно 125 кг кварцевого песка, 11 л воды и 10 л нефти, имеющей при 850С вязкость 81 мПа*с, что примерно равно вязкости продукции СВН Ашальчинского месторождения при той же температуре, составляющей 85 мПа*с. Сверху смесь закрыли глинистой коркой, играющей роль кровли пласта. Начальная водонасыщенность пласта при данных параметрах смеси составила примерно 0,5. Такая начальная водонасыщенность, при расположении нагревательного элемента ниже уровня ВНК, считается наименее благоприятной для добычи продукции пласта.
После начала испытаний прогрев среды внутри стенда шел аналогично предыдущим испытаниям, пока фронт тепловой зоны не достиг уровня ВНК, ниже которого стала образовываться паровая камера, увеличивающаяся со временем в размерах вместе с тепловой зоной под уровнем ВНК. После
Рис. 7 — Начало образования паровой камеры
Рис. 8 — Паровая камера через 6,5 часа после начала нагрева
Рис. 9 — Начало образования паровой камеры через 9,5 часа нагрева
Рис. 10 — Увеличение паровой камеры через 10 часов нагрева
Параметры изображения: Коэффициент излучения:
911 "С
I
Рис. 11 — Паровая камера через 11 часов нагрева, вскипание жидкости при стравливании давления через патрубок
Рис. 12 — Начало образования паровой камеры через 13 часов нагрева
Рис. 13 — Паровая камера почти через 14 часов после начала прогрева
Рис. 14 — Вскипание воды в стенде после сброса давления через 15 часов нагрева
преодоления уровня ВНК тепловая зона и паровая камера быстро (в течение 10 мин) достигли глинистой корки (рис. 17).
По мере увеличения паровой камеры и прогрева среды внутри стенда уровень ВНК медленно снижается, так как пар, поднимаясь из-под уровня ВНК в паровую камеру, вытесняет нефть, а в месте прорыва пара через этот уровень он превращается постепенно в суспензию нефти в воде за счет интенсивного перемешивания восходящими пузырьками пара. Причем температура в зоне образующейся суспензии оказалась ниже, чем при испытаниях с водой (рис. 18).
Это связано с тем, что температура кипения воды с легкими углеводородными фракциями, нерастворимыми или с ограниченной растворимостью в воде и входящими в состав нефти и масел на ее основе, ниже температуры кипения воды до 20°С [10].
При дальнейшем прогреве и увеличении паровой камеры уровень ВНК, который стал белесым и размытым, все быстрее перемещался вниз в сторону патрубка (рис. 19). Во время роста паровой камеры давление возросло на 0,06 МПа, температура в патрубке достигла 1130С.
После достижения в патрубке температуры 114°С (через 16 часов прогрева) было решено открыть сливной кран, так как посчитали, что это связано с заполнением патрубка нефтью. В результате слилось около 0,5 л горячей нефти до паропроявления, связанного с вскипанием воды в стенде. Выдержав около 0,5 ч, сливной кран патрубка открыли, слилось около 1 л горячей нефти до паропроявления. Через час слили еще 2 л нефти. Слив еще около 2 л нефти через
0.5.часа, было решено прекратить испытания, так как в стенде наблюдалось интенсивное кипение воды.
В итоге получили 5,3 л нефти, что соответствует 53% коэффициенту извлечения нефти из двухфазной стреды в самых неблагоприятных условиях работы.
При этом температура в патрубке снизилась до 107°С, а жидкость стала интесивно кипеть.
Итоги
Проведено физическое моделирование технологии добычи трудноизвлекаемых запасов нефти с использованием естественной конвекции.
Выводы
Физическое моделирование технологии добычи трудноизвлекаемых запасов нефти показало:
1. чем ниже проницаемость пористой среды, тем быстрее происходит прогрев среды около нагреваемой трубы;
2. прогрев пористой среды во всех случаях происходит в три этапа: сначала температура растет практически линейно, а давление не повышается; потом при достижении температуры кипения воды в зоне патрубка образуется паровая камера, температура растет незначительно или не растет вообще, давление не растет или растет в конце этапа незначительно; на последнем этапе паровая камера растет, температура и давление растут;
3. коэффициент извлечения нефти при технологии добычи трудноизвлекаемых запасов нефти с использованием только естественной конвекции составляет 53%;
4. малая водонасыщенность получаемой продукции дает дополнительный энергосберегающий эффект при использовании данной технологии по сравнению с известными методами добычи.
Список используемой литературы
1. Амирханов М.И. Исследование условий эффективного применения горизонтальных скважин на объектах разработки с трудноизвлекаемыми запасами нефти: Автореферат диссертации к.т.н.: 25.00.17. «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть». Защищена в «ТатНИПИнефть». Бугульма, 2008. 25 с.
2. Галеев Р.Г. Повышение выработки труд-ноизвлекаемых запасов углеводородного сырья: Монография. М.: КУбКа, 1997. 352 с.
3. Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2011. 304 с.
4. Ибатуллин Р.Р., Кунеевский В.В., Оснос В.Б., Зарипов А.Т., Абсалямов Р.Ш. Исследование эффективности применения высокотемпературных теплоносителей для добычи высоковязкой и битуминозной нефти // Нефтяное хозяйство. 2013. № 1. С. 62-64.
5. Кунеевский В.В., Ваньков Ю.В., Оснос В.Б., Зарипов А.Т., Абсалямов Р.Ш. Энергосберегающая технология добычи высоковязких нефтей и битумов // Проблемы энергетики. 2012. № 5-6. С. 84-89.
6. Кунеевский В.В., Ваньков Ю.В., Оснос В.Б., Зарипов А.Т., Абсалямов Р.Ш. Циркуляция высокотемпературного теплоносителя позволит удешевить добычу высоковязких нефтей и битумов // Не-фтесервис. 2012. № 4 (20). С. 54-56.
7. Оснос В.Б., Кунеевский В.В. Энергосберегающие технологии для добычи высоковязких нефтей и битумов. Труды XIII Международного симпозиума «Энерго-ресурсоэффективность и энергосбережение в Республике Татарстан». Казань, 2012. С. 87-91.
8. Патент № 2471064. Способ теплового воздействия на пласт. Российская Федерация, МПК Е21 В 43/24, 36/00.
9. ГОСТ 22551-77.
10.Патент №2387818. Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей. Российская Федерация, МПК Е21 В 43/24.
Рис. 15 — Изменение температуры в средах с различной проницаемостью
Рис. 16 — Изменение давления в средах с различной проницаемостью
Рис. 17 — Паровая камера у глинистой корки через 11 часов нагрева
Рис. 18 — Паровая камера и тепловая зона через 14 часов нагрева
Рис. 19 — Паровая камера и тепловая зона через 15 часов нагрева
ENGLISH OIL PRODUCTION
Physical modeling technology of hard-to-recover UDC 622-276-652
oil reserves production
Authors:
Yuri V. Vankov — ph.d., professor, head of the "Industrial power and heat supply systems" department1; yvankov@mail.ru Vladimir V. Kuneevskiy — ph.d., head of the department of engineering systems and equipment2; kuneevskiyv@mail.ru Vladimir B. Osnos — leading engineer of the scientific technical support2; vladimir-b@mail.ru
1Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russian Federation institute "TatNIPIneft" of JSC "Tatneft". V.D. Shashin, Bugulma, Russian Federation
Abstract
Methods of thermal action are effective to increase a production rate of high-viscosity oil and bitumen oil formations. Specialists of TatNIPIneft and Kazan State Power Engineering University developed a new technology of oil formation heating. Also was made a laboratory bench to test a physical modeling technology of oil production with using natural convection.
Materials and methods
It was designed a stand shaped of 3D cube. Transverse to the long side of one (its lower part) extends the perforated joint with a heating spiral (1,9 kW capacity). Tube and cover are equipped with pressure gauges (GOST 2405-88). The front wall of the stand is made of armored glass to study a
process natural convection during oil formation's heating by thermal imager.
Results
The physical modeling of technology of oil production was run by using natural convection.
Conclusions
Physical modeling technology of hard-to-recover oil production method showed:
1. The lower a permeability of the porous medium, the faster a heating of a medium around a heated pipe.
2. There is a three stage of porous medium heating in all cases. At first, the temperature rises almost linearly and pressure doesn't rises. Second, steam pocket is
formed after a boiling point is reached in joint section. The temperature rise insignificantly or doesn't rise at all. The pressure doesn't rise or rise insignificantly at final of this stage. The steam pocket, temperature and pressure rise at the last stage.
3. Coefficient of hard-to-recover oil production's technology using only natural convection method is 53%.
4. The low water saturation provides effect of extra energy saving, which gives to this method more benefits before other ones.
Keywords
high-temperature heat-transfer carrier, saving of energy resources, efficiency the production of heavy oil and natural bitumen, bench testing
References Absalyamov R.Sh. Issledovanie circulation will reduce the cost for
1. Amirkhanov M.I. Issledovanie effektivnosti primeneniya high oil and bitumen production].
usloviy effek-tivnogo primeneniya vysokotemperaturnykh OFS, 2012, issue 4 (20), pp. 54-56.
gorizontal'nykh skvazhin teplonositeley dlya dobychi 7. Osnos V.B., Kuneevskiy V.V.
na ob"ektakh razrabotki s vysokovyazkoy i bituminoznoy Energosberegayushchie tekhnologii
trudnoizvlekaemymi zapa-sami nefti nefti [Study the efficacy of high- dlya dobychi vysokovyazkikh
[A study of conditions of effective temperature heat transfer fluids neftey i bitumov. [Energy-saving
application of horizontal wells for the production of high and technologies for the production of
to develop sites with difficult oil bituminous oil]. Oil Industry, 2013, high oil and bitumen]. Proceedings
reserves]. The dissertation author's issue 1, pp. 62-64. of the XIII International Symposium
Ph.D: 25.00.17. "TatNIPIneft" JSC 5. Kuneevskiy V.V., Van'kov "Efficiency of energy resources and
"Tatneft". Defended in "TatNIPIneft." Yu.V., Osnos V.B., Zaripov energy conservation in the Republic
Bugul'ma, 2008, 25 p. A.T., Absalyamov R.Sh. of Tatarstan", Kazan, 2012, pp.
2. Galeev R.G. Povyshenie vyrabotki Energosberegayushchaya 87-91.
trudno-izvlekaemykh zapasov tekhnologiya dobychi 8. Patent № 2471064. Sposob
uglevodorodnogo syr'ya. vysokovyazkikh neftey i bitumov teplovogo vozdeystviya na plast
Monografiya [Increased production [Energy-saving technology [Thermal influence method on the
of hard-hydrocarbon reserves]. for production of high oil and formation]. Russian Federation, the
Monograph. Moscow: KUbKa, 1997, bitumen]. Energy problem, 2012, IPC E21 B 43/24, 36/00.
352 p. issue 5-6, pp. 84-89. 9. GOST 22551-77.
3. Ibatullin R.R. Tekhnologicheskie 6. Kuneevskiy V.V., Van'kov 10. Patent №2387818. Sposob
protsessy razrabotki neftyanykh Yu.V., Osnos V.B., Zaripov A.T., razrabotkizalezhey tyazhelykh i
mestorozhdeniy [Technological Absalyamov R.Sh. Tsirkulyatsiya sverkhvysokovyazkikhneftey [The
processes of oil field development]. vysokotempe-raturnogo development method of heavy
Moscow: VNIIOENG, 2011, 304 p. teplonositelya pozvolit udeshevit' crude and extra-viscous oil fields].
4. Ibatullin R.R., Kuneevskiy dobychu vysokovyazkikh neftey i Russian Federation, the IPC E21 B
V.V., Osnos V.B., Zaripov A.T., bitumov [High-temperature coolant 43/24.
