Развитие термических методов

Интерес к добыче тяжелой нефти (934—1000 кг/м³) в США возрос в 1970-х и начале 1980-х годов в результате роста цен на нефть, наличия ресурсов и развития термических методов (паротепловое воздействие). В настоящее время основное вни­мание направлено на геологически благоприятные месторожде­ния тяжелой нефти в Калифорнии. Добыча тяжелой нефти, со­ставляющая в среднем 14,5 тыс. т/год в 1960 г., удвоилась в 1970 г. и продолжала расти. Прошедшие три десятилетия по­казали, что доля добычи нефти за счет теплового воздействия возросла с 1/3 до почти 3/4 общей добычи тяжелых нефтей. Добыча нефти в США за счет новых методов приведена в табл. 2.24. Суммарная добыча тяжелой нефти крупных месторож­дений составила уже более 2 млрд т, из них за счет термическо­го воздействия — 600 млн т.

Интенсивное применение и распространение термических методов в США началось в начале и середине 1980 годов с увеличением числа проектов на месторождениях тяжелой неф­ти небольшого и среднего размера (рис. 2.29).

Однако после падения цен на нефть в 1986 г. многие проек­ты были приостановлены. Число всех действующих проектов по МПН в США в 1988 г. сократилось по сравнению с 1986 г. с 512 до 366, и эта тенденция продолжалась. В 1991 г. число

 

 

Рис.2.29 Действующие проекты по термическим методам воздействия; 1 и 2 – ПТВ и ВВГ соответственно; 3 – паронефтяной фактор.

 

действующих проектов по всем методам повышения нефтеотда­чи составляло всего лишь 248 (более чем на 50% меньше, чем в 1985 г.). Особенно это коснулось дорогостоящих химических методов. В условиях экономического кризиса компании пред­почли отказаться от химических методов увеличения нефтеот­дачи пластов и перейти к воздействию химическими реагента­ми на призабойную зону скважин с целью ограничения водо-притоков и увеличения добычи нефти. Только за последние два года добыча нефти за счет полимерного заводнения в США
снизилась с более чем 1 млн т/год до 100 тыс. т/год, а закачка
в пласт ПАВ и мицеллярных растворов практически прекрати­
лась. В настоящее время действуют 150 проектов по термичес­
ким методам, большинство из которых связано с паротепло-
вым воздействием (табл. 2.25).

 

Таблица 2.24

Добыча нефти в США за счет новых методов повышения нефтеотдачи (МПН), млн т/год

Методы воздействия
МПН (термические, газовые, химические) В том числе термические Из них за счет:	19,3   14,8	21,8   17,3	26,8   21,2	35,1   21,8	35,9   27,0	38,1   26,4
ПТВ	14,1	16,7	20,8	27,2	26,4	25,8
ВГ	0,7	0,6	0,4	0,6	0,4	0,4
ТЗ (термозаводнения)	-	-	-

 

Таблица 2.25

Динамика реализации проектов МПН в США по годам

 

Методы воздействия
МПН (термические, газовые, химические)
В т. ч. термические
Из них:
ПТВ
ВГ
ТЗ	-	-	-	-	-	-	-

Добыча нефти в основном пропорциональна объему зака­чанного пара. Экономический успех проектов вытеснения па­ром в основном измеряется их энергетической эффективностью, характеризующейся паронефтяным фактором. Паронефтяной фактор ниже 4 т/т обычно связан с успешными проектами, а ПНФ — 5 т/т является пределом экономической эффективности.

С 1970 по 1981 г. энергетическая эффективность проектов по паротепловому воздействию в США снизилась несмотря на дальнейшее развитие проектов по ПТВ. За это время средний паронефтяной фактор в Калифорнии увеличился с 2,64 в 1970 г. до 5,13 т/т в 1981.г. (см. рис. 2.29).

С 1981 г. средняя эффективность термических процессов вновь начала возрастать. Объясняется это двумя факторами:

— во-первых, значительно возросла добыча нефти за счет ПТВ на таком крупном месторождении как Южный Белридж; в 1989 г. паронефтяной фактор здесь снизился до 2,6 т/т, когда в среднем эта величина по штату составляла 3,3;

— во-вторых, с этого времени отмечается ряд технологичес­ких усовершенствований в технике и технологии воздействия; это и улучшение организации работ, и уплотнение сетки сква­жин (особенно на месторождении Керн-Ривер), улучшение контроля мобильности парообразующих агентов для увеличения охвата пласта и применение более эффективных парогенерато­ров.

Добыча нефти на самом большом месторождении тяжелой нефти Калифорнии Мидуэй-Сансет достигла почти 10,0 млн т/год (1987 г.), когда до начала паротеплового воздействия (1970 г.) это гигантское месторождений давало лишь 2,3 млн т/год.

Реализация термических методов воздействия на месторож­дении Саут-Белридж с конца 70-х годов сделала это месторож­дение одним из крупных по отбору тяжелой нефти — около 9,3 млн т в 1987 г.

Большинство проектов по закачке пара характеризуется тем, что часть добытой нефти используется в парогенераторах как топливо. На 1 т сгорающей нефти добывается 3—4 т неф­ти. В настоящее время идет процесс использования природного газа вместо нефти.

Технический потенциал добычи тяжелой нефти США

Технология теплового воздействия применима не ко всем нефтяным пластам, содержащим высоковязкие нефти. Тонкие пласты с небольшим содержанием нефти могут потребовать значительно больше энергии по сравнению с потенциалом само­го пласта. Разработка глубокозалегающих пластов связана с потерей большого количества тепла в стволе скважины и уве­личением давления нагнетания выше критической точки пара. Наконец, низкопроницаемые пласты могут препятствовать эф­фективному проникновению нагнетаемого пара или воздуха при экономических темпах отбора. Таким образом, удельные харак­теристики месторождений тяжелой нефти определяют целесооб­разность их разработки существующими методами термического воздействия или необходимость совершенствования технологий и дальнейших исследований.

Для определения технологии теплового воздействия разра­ботаны многочисленные оценочные показатели. В табл. 2.26 при­ведены критерии применимости термических методов добычи wpfhTH. используемые в США.

 

 

Таблица 2.26.

Обычная технология отражает современный метод, основан­ный прежде всего на опубликованных.данных по реализуемым проектам. Усовершенствованная технология основывается на промысловых и лабораторных исследованиях. Цель усовершен­ствованных критериев в идентификации пластов, которые не могут разрабатываться по обычным технологиям.

Несмотря на техническую сложность процесса внутрипласто­вого горения и меньшую эффективность по сравнению с паро-тепловым вытеснением спектр его применения на залежах тяже­лой нефти шире. Характеристика процесса ВВГ позволяет использовать его с большей эффективностью.

Экономический потенциал извлечения тяжелой нефти

в США

Истинное значение запасов тяжелой нефти США заключает­ся в экономическом извлекаемом объеме этих запасов и в пре­деле добычи. Это, в свою очередь, зависит от наличия техноло­гии извлечения, стоимости нефти, состояния рынка и состояния окружающей среды.

Подсчитанные запасы тяжелой нефти в 1,2—3,4 млрд т являются потенциально извлекаемыми современными техноло­гиями при цене 125—315 долл./т нефти (по курсу доллара 1990 г.). При ценах 125—190 долл./т потенциально извлекаемые запасы нефти составляют 0,763—0,843 млрд т.

Если за счет традиционных технологий можно извлечь до 3,4 млрд т высоковязких нефтей при соответствующих ценах, то за счет усовершенствования и создания новых технологий можно дополнительно добыть еще 190—413 млн т нефти.

С помощью технологии ВВГ можно извлечь дополнительно 240—350 млн т нефти. Усовершенствованные технологии ВВГ позволят извлечь 1,4—4,3 млрд т высоковязких нефтей при цене 126—315 долларов за тонну.

Долина Сан-Хоакин Валей в Калифорнии остается наиболее перспективным регионом размещения залежей тяжелой' нефти, содержащим 2/3 будущего потенциала, особенно с учетом снижения цены на нефть.

Бассейны Лос-Анджелес и Побережье в Калифорнии могли бы стать важными объектами при стоимости 157—190 долл./т нефти с учетом преодоления существующих экологических огра­ничений.

Пока технологии разработки гигантских запасов тяжёлой неф­ти Аляски не станут экономически оправданными Калифорния будет обеспечивать 90% будущего потенциала тяжелой нефти США.

Экологические ограничения добычи тяжелой нефти в США

Расширение добычи тяжелой нефти в США ограничивается экологическими требованиями как на местном, так и националь­ном уровнях. Требования, предъявляемые к чистоте воздуха, в основном, задерживают дальнейшее развитие термических ме­тодов воздействия, особенно в бассейнах Лос-Анджелес и По­бережье Калифорнии (за счет ограничений выбросов в атмо­сферу SO_x и NO_x). К другим экологическим требованиям отно­сятся ограничения выброса твердых веществ, загрязнения водое­мов и др.

Поэтому, пока не будут преодолены эти ограничения, разра­ботка тяжелых нефтей этих двух бассейнов невозможна.

В течение последних нескольких лет предприниматели, реа­лизующие термические методы, перешли от использования неф­ти для сжигания в топках парогенераторов на более «чистое» газовое или двойное топливо.

Генерация пара с применением природ­ного газа более экономична и природоохранна по сравнению со сгоранием сырой нефти. Парогенераторы, работающие на газе, не требуют очистительных дорогостоящих устройств и являются более эффективными.

Кроме того, поскольку на каждые 3—4 т добытой нефти расходуется 1 т сырой нефти, сжигаемая в генераторе, переход на газовое топливо повышает добычу товарной нефти.

Избыток электрогенерирующих мощностей в Калифорнии затрудняет приобретение когенерирующих устройств по сравне­нию с 80-ми годами. Однако, многие компании продолжают разработку месторождений на основе когенерации и используют вырабатываемую на месте электроэнергию как более экономич­ную и природосохранную. Многие же по-прежнему отдают пред­почтение выработке пара прямым сгоранием природного газа без когенерации.

 

Прогноз добычи тяжелой нефти в США

Для прогнозирования термических методов добычи нефти предложены несколько вариантов [61]:

— обычный бизнес;

— энергичные исследования и опыты;

— экологические ограничения.

По программе «обычный бизнес» предполагается умеренный темп разработки месторождений и расширение работ на дейст­вующих объектах с 1977 г., где это выгодно экономически и технически.

Программа «энергичные исследования и опыты» предполага­ет широкое применение технологии с 1994 г. на новых место­рождениях, где это технически и экономически целесообразно, а с 1998 г. с использованием усовершенствованных технологий.

Для прогнозирования добычи тяжелой нефти в США были использованы нижеприведенные цены на нефть (долл./т):

1990 г. 135,6

1995 г. 138,0

2000 г. 156,0

2005 г. 174,0

2010 г. 198,0

По первому варианту ожидается рост добычи тяжелой неф­ти термическими методами по сравнению с текущим уровнем с 29,0 до 33,7 млн т/год к 1995 г. и 41,8 млн т/год к 2000 г. с дальнейшим увеличением до 44,7 млн т/год в 2010 г. (рис. 2.30).

 

Рис. 2.30. Перспектива развития термических методов добычи высоковязкой нефти в США по программам: 1 – обычный бизнес; 2-энергичные исследования и опыты; 3-экологические ограничения. [60]

По втором, варианту прогнозируется рост добычи тяжелой нефти термическими методами до 35,4 млн т/год в 1995 г., до 49,9 млн т/год к 2000 г. и дальнейший рост добычи до 69,6 млн т/год к 2010 г.

По третьему варианту — если не будут решены проблемы
экологических ограничений — добыча нефти до 2010 г. не уве­
личится более чем на 32,5 млн т/год.

 

 

2.2.9. Опыт разработки месторождений высоковязких нефтей в Венесуэле[60]

Разработка месторождения Маровен при вытеснении нефти паром

Лабораторные исследования по вытеснению нефти паром компания Маровен начала еще в 1956 г., накопив значительный опыт по термическому воздействию. Проведенные исследования включали как пилотные испытания, так и полномасштабные промысловые Проекты, позволяющие регулировать, контролиро­вать и применять оптимальные режимы. Среди наиболее важ­ных разработанных методик следует выделить следующие:

— закачка радиоактивного индикатора для.определения предпочтительного направления теплового фронта;

— обработка высокосернистого газа и удаление H₂S для сни­жения до минимума загрязнения атмосферы;

— изменение качества пара;

— определение контура теплового фронта и др.

Опыт, накопленный на примере разработки месторождения Маровен по проекту М-6 (вытеснение нефти паром) подтвердил высокую эффективность извлечения тяжелой нефти на Боливар-ском побережье и способствовал созданию методики для ши­рокого применения паротеплового воздействия на других место­рождениях.

Месторождения тяжелой нефти на восточном побережье озе­ра Макараибо в Венесуэле — боливарское побережье — характе­ризуются наличием начальных запасов нефти — 5,8 млрд т. Из основных месторождений Кабимас, Тиа-Джуана, Лагунилас, Бахакеро и Майн-Гранде первичными методами можно извлечь 636 млн т нефти или только 11% запасов.

С 1957 г. на этих месторождениях испытывались различные методы термического воздействия, в том числе вытеснение неф­ти паром и внутрипластовое горение. Анализ выполненных ис­следований позволил выявить наиболее эффективный метод воздействия — пароциклические обработки призабойных зон (ПЦОПЗ) добывающих скважин, экономические преимущества которого оказались предпочтительны. Доказано, что за счет па-роциклических обработок нефтеотдачу можно увеличить до 21% (с учетом естественного режима разработки). Проект М-6 по вытеснению нефти паром оыл реализован в юго-восточной части месторождения Тиа-Хуана на площади 740 га. Нефтенасыщенный пласт миоценового возраста в основ­ном состоит из рукавообразного песчаника. Каротажные диа­граммы показывают повторяющийся разрез несцементированных песчаников и сланцев. Для воздействия был выбран песчаник Д, хотя толщина его по площади оказалась сильно'не равномер­ной.

Основные данные геолого-физической характеристики проек­та представлены ниже:

глубина кровли песчаника, м 550

наклон пласта, град. 3-5

площадь, га 740

продуктивная толщина песчаника, м 36,6

толщина промежуточного сланца, м 24

пористость, доли ед. 0,38

насыщенность связанной водой, доли ед. 0,15

нефтенасыщенность, доли ед. 0,85

объемный коэффициент 1,04

начальные запасы нефти, млн т 84

пластовое давление, МПа 5,9

пластовая температура, °С 45

проницаемость, мкм' 0,5—1

Опытные работы были начаты в 1978 г. на 19 семиточечных элементах (рис. 2.31). В 1981 г. из-за эксплуатационных проблем выработка пара сократилась на 25%, а планы по закачке пара и добыче нефти снизились соответственно до 7,5—8 тыс. т/сут и 2,9 тыс. т/сут. с последующим падением 2% в год [62].

К 1986 г. тепловым воздействием была охвачена уже вся проектная площадь, что послужило решением о снижении темпа закачки пара до 6 тыс. т/сут. Это не повлияло на добычу неф­ти, которая оставалась стабильной в течение всего года.

В 1987 г. основные цели проекта были достигнуты, а низкий спрос на тяжелую нефть на международном рынке послужил причиной временного закрытия проекта.

При реализации_проекта было добыто 10 млн т нефти дополнительно при паронефтяном факторе 3.1 т/г.

В табл. 2.27 приведены сравнительные показатели разработки залежи на естественном режиме. при пароциклических обработках скважин и при вытеснении нефти паром.

Перед началом осуществления процесса вытеснения нефти паром в большинстве нагнетательных скважин были проведены подготовительные исследования — опытные кратковременные закачки природного газа с применением криптона-85 в качестве изотопа. На основании проведенных испытаний были сделаны следующие выводы:

 

Рис.2.31. Схема проекта М-6. Прорыв газа,% закачанного объема пор: 1¹-5; 2¹-6-10; 3¹-11-20; 4¹-21-30 (цифры 1,2,3,4 в каждом семиточечном элементе соответствуют числу суток, через которые газ прорвался в добывающие скважины в указанном направлении. н.з. – по данному направлению)

 

 

Таблица 2.27

 

Показатели	На естественном режиме	При пароциклическом воздействии	При вытес- нении нефти паром
Начало процесса	1948 г.	1969 г.	1978 г.
Суммарная добыча нефти, тыс. т	10 669		10 271
Оставшиеся запасы, тыс. т
Суммарная закачка пара, тыс. т	—
Число циклов	—
Суммарная дополнительная добыча
нефти, тыс. т

 

— периоды прорыва газа в большинстве добывающих сква­жин были краткими;

— распределение закачиваемого газа было неравномерным.
Кратковременный прорыв газа в 1/3 добывающих скважин

длительностью в сутки указывал на наличие свободной газона­сыщенности в пласте на тот период.

Реакция добывающих скважин на последующую закачку пара в нагнетательные скважины соответствовала результатам, полученным при пробной закачке газа: неравномерное распре­деление и незначительное влияние угла наклона пласта.

Пробная закачка газа показала качественную оценку распреде­ления газового потока вокруг нагнетательных скважин, что да­ло возможность оптимизировать схемы взаимного расположе­ния их.

Определение сухости пара. Для определения потерь тепла и качества пара по всей парораспределительной системе от паро­генератора до нагнетательной скважины была создана компью­теризированная программа CYCLOPS. Программа включает сохранение массы и уравнение энергии для расчета давления, температуры, энтальпии и профилей качества пара вдоль НКТ, напряжение в обсадных трубах во время закачки пара.

Программа дает возможность оценивать варианты создания более надежных систем транспорта пара, исследуя различные типы изоляционного материала, размеры труб, цементного кам­ня, флюидов в затрубном пространстве и т. д.

При реализации проекта М-6 был построен пароводяной сепаратор MECAVAP для измерения массы воды и пара и, сле­довательно, качества его.

Перспектива развития термических методов добычи нефти.

Большие запасы тяжелой нефти на Боливарском побережье и достаточно эффективные крупномасштабные проекты по паро-циклическим обработкам добывающих скважин с последующим вытеснением нефти паром позволили запланировать еще 13 про­ектов по вытеснению паром на длительную перспективу, начи­ная с 1997 г. Ожидается за счет термических методов добыть 225 млн т нефти.

Реализация новых проектов потребует не только решения технических проблем (наличие парогенераторов производитель­ностью 95 710 т/сут, 32% которых уже установлены, линий рас­пределения пара, оборудования скважин и насосных станций),. но и решения такой проблемы как обработка и переработка H₂S добываемого газа.

Несмотря на эффективность методов дисперсии и соблюде­ния требований экологии во время реализации проекта М-6, проблема загрязнения окружающей среды для будущих 13 про­ектов остается по прежнему очень серьезной.

 

ВЫВОДЫ

1. Компания Маровен накопила большой опыт по техноло­гии вытеснения нефти паром. Пилотные испытания и полно­масштабные промысловые работы обеспечили разработку ме­тодов регулирования, контроля и оптимизации режимов.

2. Подтверждена эффективность процесса вытеснения нефти паром на месторождениях Боливарского побережья.

3. Основываясь на оставшихся запасах тяжелой нефти пос­ле разработки месторождений на естественном режиме и паро­циклических обработках (4,56 млрд т), процесс вытеснения па­ром представляет собой огромный резерв дополнительной добы­чи нефти. В течение ближайших 15 лет будут реализованы 13 новых проектов, позволяющих дополнительно отобрать 225 млн т нефти.

4. К основным проблемам, подлежащим безотлагательному решению, относится удаление H₂S и обработка добываемого газа.