Аннотация

В работе представлены результаты оценки эффективности закачки  углеводородного растворителя на различных этапах технологии парогравитационного дренирования. Установлено, что предварительная закачка растворителя в различных объемах от 25 до 100 м³ позволяет обеспечить приемистость нагнетательных скважин по пару на 3 месяца раньше, чем при использовании предварительного предпрогрева паром циркуляцией через межтрубное пространство скважины.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, термические методы, повышение нефтеотдачи, закачка пара, закачка растворителя, нагнетательная скважина

Abstract

The paper presents the results of evaluating the efficiency of injection of a hydrocarbon solvent at various stages of the technology of steam-gravity drainage. It has been established that preliminary injection of the solvent in various volumes from 25 to 100 m³ makes it possible to ensure the injectivity of injection wells by steam 3 months earlier than when using preliminary heating with steam by circulation through the annular space of the well.

Key words: heavy oil, thermal methods, enhanced oil recovery, steam injection, solvent injection, injection well

Целью данной работы является оценка эффективности применения реагентов-растворителей на первой стадии добычи высоковязкой нефти с использованием технологии парогравитационного дренирования.

Тепловые методы увеличения нефтеотдачи представлены достаточно широким рядом технологий. В ряде преимуществ тепловых методов представляется возможным отметить – высокую прогнозируемую нефтеотдачу и относительно простое применение. Одним из условий является наличие на объекте достаточно мощного (не менее 2 метров) продуктивного интервала с высокой проницаемостью по вертикали. Продуктивный пласт с низкой проницаемостью будет плохо принимать пар или горячую воду, следовательно, прогрев коллектора будет длительным с неравномерным охватом. Наличие каналов и трещин с высокой проницаемостью также может способствовать быстрому прорыву пара от нагнетательных к добывающим скважинам. Это также приводит к недостаточному прогреву пласта нагнетаемым агентом. В России широкое применение тепловых способов увеличения нефтеотдачи осуществлено на таких месторождениях как Ярегское, Ашальчинское, Усинское и др. За рубежом тепловые методы получили распространение на месторождениях, расположенных в Канаде (провинция Альберта) и США (Dusseault et al., 2001, Высоцкий и др., 1990).

Одной из наиболее эффективных и технологичных на сегодняшний день считается технология парогравитационного дренирования — Steam-Assisted Gravity Drainage (SAGD). На рисунке 1 изображен технологический процесс. Добыча по технологии SAGD требует бурения 2 параллельных скважин с горизонтальным окончанием. Через верхнюю скважину производится нагнетание пара в продуктивный пласт, формируется прогретая область (паровая камера). На границах камеры пар конденсируется, разогревая пластовые флюиды, вследствие чего увеличивается температура нефти и снижается её вязкость. Впоследствии сконденсированная вода и подвижная высоковязкая нефть под силой тяжести перемещаются к добывающей скважине, пробуренной ниже в том же продуктивном пласте.

Обычно SAGD возможно разделить на три ярко выраженных этапа: циркуляция пара для предпрогрева пласта; добыча нефти (парогравитационное дренирование) и завершающий этап.

Начальная циркуляция пара в нагнетательной скважине (первая фаза) нацелена на увеличение подвижности высоковязкой нефти и создание между нагнетательной и добывающей скважинами дренируемого объема. Отмечается, что первый этап в виде закачки пара в нагнетательную и добывающую скважины может длиться до 90 дней.

Рисунок 1 — Пример схемы расположения и конструкции скважин при добыче высоковязкой нефти методом парогравитационного дренирования SAGD

Последующий этап в традиционном виде представляет собой закачку пара и добычу нефти с целью создания разогретой паром зоны над добывающей скважиной и прогревом всего возможного объема в границах охваченной дренажем области. Длительность второго этапа такого процесса является индивидуальной для каждого объекта с высоковязкой нефтью. На данном этапе осуществляется добыча высоковязкой нефти из добывающей скважины и подача пара в нагнетательную скважину. На заключительном этапе последовательно выполняются операции по уменьшению количества подаваемого пара и использования вспомогательных контуров нагнетания.

Технология SAGD применяется обычно в условиях небольшой глубины залегания продуктивного пласта-коллектора, в залежах, представленных песчаником или битуминозным песком, которым свойственна хорошая высокая вертикальная и горизонтальная проницаемость (Medina et al., 2010).

При имеющейся эффективности технологии SAGD многие компании стремятся усовершенствовать данную технологию. Эффективность внедрения технологии парогравитационного дренирования наиболее часто оценивается по паронефтяному отношению. Данный показатель характеризует объем пара, необходимый для извлечения одной тонны нефти. Основной целью при проектировании технологии SAGD является минимизация паронефтяного отношения, при этом значение от 2 до 3,5 тонн пара на 1 тонну нефти является показателем эффективной работы данной технологии.

Одним из основных осложнений при начале закачки пара в нагнетательную скважину SAGD в условиях терригенного коллектора со сверхвязкой нефтью является низкая приемистость. Традиционно, для обеспечения приемистости используется предварительный прогрев паром забоя скважины и последующий отбор горячей воды или пара через затрубное пространство.

В качестве альтернативы предварительному прогреву паром предлагается закачка ароматического реагента-растворителя для обеспечения достаточной приемистости скважины. Проведены расчеты на модели реального пласта. Исследовано взаимовлияние блоков скважин SAGD друг на друга в условиях закачки реагента-растворителя.

Для моделирования был выбран ароматический реагент-растворитель, полностью совместимый с высоковязкой нефтью продуктивного пласта-коллектора. В данном случае основная задача применяемого реагента – это снижение вязкости высоковязкой нефти. При этом растворитель при смешивании с нефтью не должен вызывать появление осадка (например, асфальтенов).

Численное моделирование выполнено на секторной модели пласта-коллектора с размещенными скважинами SAGD (3 пары скважин). В таблице 1 представлены основные геолого-физические свойства выбранного объекта, физико-химические свойства нефти и тепловые свойства горных пород.

Таблица 1 — Геолого-физические и тепловые свойства пласта-коллектора и физико-химические свойства нефти в пластовых условиях

Параметр	Значение
Коэффициент пористости, %	24,2
Проницаемость, мкм2	0,736
Вязкость нефти, мПа∙с	12450
Плотность нефти, г/см3	0,97
Теплопроводность породы пласта-коллектора, Вт/м*К	7,03
Теплопроводность нефти, Вт/м*К	0,093
Объемная теплоемкость минеральной матрицы песчаников битумонасыщенных, МДж/(м3·К)	2,21
ТКЛР, ɑ, 10-6 °С-1	11,8
Коэффициент термического расширения нефти, 1/°C	6,3
Коэффициент вытеснения β, доли ед.при температуре Т, °С:
100	0,48
220	0,643
Содержание воды в нефти, % масс.	3,8
Содержание смол и асфальтенов, % масс.	32,5

Геолого-технические мероприятия по увеличению приемистости с применением реагента-растворителя моделировались путем предварительной закачки различных объемов реагента в среднюю (вторую) нагнетательную скважину. Моделирование закачки растворителя в соседние нагнетательные скважины не осуществлялось, на обеспечение их приемистости по пару путем проведения предварительного прогрева необходимо 3 месяца. Краткие результаты расчетов отмечены в таблице 2.

Таблица 2 — Результаты моделирования по различным сценариям начала добычи

Варианты	Накопленная добыча нефти на конец 5 года по трем добывающим скважинам, м3	Накопленная закачка пара на конец 5 года по трем нагнетательным скважинам, м3	Накопленное ПНО на 5-й год по трем добывающим скважинам, м3/м3	Накопленная добыча нефти на конец 10 года по трем добывающим скважинам, м3	Накопленная закачка пара на конец 10 года по трем нагнетательным скважинам, м3	Накопленное ПНО на 10-й год по трем добывающим скважинам
Предварительный прогрев паром и последующая закачка пара	14390	51448	3,58	34762	122938,1	3,54
Предварительная закачка растворителя 25 м3 и закачка пара	23138	75885	3,28	47448	166148,2	3,50
Предварительная закачка растворителя 50 м3 и закачка пара	25333	78180	3,09	48057	162637,7	3,38
Предварительная закачка растворителя 75 м3 и закачка пара	27846	85146	3,06	50517	171695,1	3,40
Предварительная закачка растворителя 100 м3 и закачка пара	26250	81633	3,11	50716	171758,4	3,39

1. Гидродинамическое моделирование показало, что предварительная закачка ароматического реагента-растворителя в нагнетательную скважину второго элемента позволяет обеспечить необходимую приемистость и уменьшить срок начала подачи пара в продуктивный пласт на 3 месяца. При этом такая технологическая операция отличается простотой реализации с применением стандартного нефтепромыслового оборудования для обработки призабойных зон пласта химическими реагентами.

2. Для данного рассмотренного объекта не подтверждена гипотеза о негативном влиянии закачки реагента-растворителя на показатели эффективности извлечения высоковязкой нефти с применением термического воздействия на пласт по технологии SAGD.

3. Установлено, что закачка реагента-растворителя в нагнетательную скважину второго элемента положительно влияет на добычу в целом по объекту. За период в пять лет наибольшую накопленную добычу нефти показал вариант с закачкой 75 м³ растворителя в центральную нагнетательную скважину. За период в 10 лет отмечается, что накопленная добыча по 4 вариантам с применением реагента-растворителя имеет тенденцию к выравниванию. Таким образом, для данного случая нет необходимости увеличивать расходы на закачку с 75 до 100 м³ ароматического реагента-растворителя.

4. Все рассмотренные варианты закачки ароматического реагента растворителя (25, 50, 75 и 100 м³) в нагнетательную скважину центрального элемента SAGD позволяют повысить накопленную добычу нефти относительно базового варианта. При этом наблюдается увеличение накопленной закачки пара.

 

Литература

Dusseault M. B. 2001. Comparing Venezuelan and Canadian heavy oil and tar sands. Paper presented at the Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada.

Medina M. 2010. SAGD: R&D for Unlocking Unconventional Heavy-Oil Resources. The Way Ahead. Vol.6, №2, p. 9.

Высоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1990. – 405 с.

Terentiyev A.A. et al. Wait or get the oil: how SAGD technology implementation options will vary future production. Society of Petroleum Engineers — SPE Russian Petroleum Technology Conference 2020, RPTC 2020