Лабораторное исследование добавления растворителей в пар в процессе SAGD.

Настоящий документ был подготовлен для презентации на Канадской конференции по нетрадиционным ресурсам и международной нефтяной конференции, проходившей в Калгари, Альберта, Канада, 19-21 октября 2010 года.

В статье сказано, что использование растворителей не всегда целесообразно с экономической точки зрения. Поэтому сильное влияние на применение хим. добавок влияют свойства флюидов и способ эксплуатации.

В данной статье рассматривалось внедрение закачки пропана, бутана, пентана, гексана и гептана вместе с паром в концентрации 1%-20% на месторождения Атабаски и «Холодное Озеро». Результаты показывают, что исходный газ для раствора снижает добычу нефти, особенно в водохранилище Атабаска. Слой неконденсируемого газа различной толщины препятствует передаче тепла от конденсационного пара в зону битума. Углеводородные добавки создают высокую подвижность нефти, что приводит к ускорению производства. Растворители, более тяжелые, чем бутан, считаются подходящими кандидатами для типа Атабаски, а бутан дает лучшие результаты в резервуаре типа «Холодного озера» в рабочих условиях этого исследования. Кроме того, детальное исследование проводится по свойствам различных фаз, таких как подвижность фаз, насыщение и вязкость на границе раздела влаги с маслом, чтобы лучше понять влияние присутствия углеводородных добавок в паровой камере.

Основная проблема в добыче тяжелой нефти и битума - низкая подвижность или неподвижность пластовых флюидов в резервуаре.Известно, что паровые и углеводородные добавки являются лучшими источниками для снижения вязкости тяжелой нефти и битума. Многие исследователи рассматривали комбинацию тепла и растворителей, чтобы использовать их в тепловых процессах.Были протестированы различные типы растворителей с разной концентрацией, чтобы повысить производительность процессов вытеснения.Фарук Али и Абад (1976) исследовали извлечение битума из нефтеносных песков с использованием растворителя в сочетании с паром. Они пришли к выводу, что восстановление битума определяется типом растворителя, используемым объемом и размещением растворителя.Рэфордэт эл. (1980, 1982) экспериментировал с совместной инъекцией различных растворителей, включая метан, этан, пропан, бутан, пентан, нафта, природный бензин, сырую нефть GCOS, СО2 и комбинацию некоторых растворителей с паром в режимах вытеснения и просадки. Шу эт эл. (1988) провели серию симуляционных исследований для определения влияния типа растворителя и концентрации.Они классифицировали растворители на легкие, средние и тяжелые растворители в соответствии с их соответствующей летучестью (высокой, средней и низкой) в условиях пласта во время термического восстановления. Они пришли к выводу, что более легкие растворители способствуют более раннему извлечению нефти и способствуют вытеснению, тогда как средние растворители обеспечивают наибольший прирост в общем объеме добычи нефти. Тяжелые растворители немного улучшают восстановление, что компенсируется удержанием растворителя.Несмотря на то, что процесс SAGD является наиболее перспективным методом стимулирования добычи тяжелой нефти и битума, он известен высокой энергоёмкостью и воздействием на окружающую среду.Целью процессов гибридного парового растворителя является использование возможности снижения вязкости, тепла, количества растворителя и снижения энергоемкости процесса SAGD (Nasretal., 2003). Более высокая добыча нефти, более низкое (SOR), увеличение производительности скважин и увеличение конечной добычи нефти ожидалось от добавления растворителя в пар.Задачами для добавления растворителей в пар являются тип растворителя, концентрация растворителя, стратегия нагнетания и рабочее давление. Большинство опубликованного экспериментальных результатов, касающееся добавления растворителя к пару в SAGD было проведено в исследовании Совета Альберты.Они исследовали добавление различных типов растворителей в пар для повышения эффективности процесса SAGD.Насрэт эл. запатентовал процесс ES-SAGD и считал, что наиболее подходящими растворителями являются те, у которых самые близкие теплофизические свойства к воде при температуре и давлении в паровой камере.Они пришли к выводу, что гексаны или разбавители, которые содержат в основном более высокие углеродные числа, чем 6, являются наиболее предпочтительными углеводородными добавками.

Ряд полевых испытаний был отмечен в литературе. Самым успешным из них является процесс Кристины-озера SAP по проекту Encana и LASER от Imperialoil в Лонг-Лейк. В SAP-процессе бутан вводился совместно с паром, и были получены очень многообещающие результаты (снижение SOR на 62% и увеличение добычи на 80%). В проекте LASER C5 + был введен совместно с поздними циклами циклической паровой стимуляции в районе холодного озера, и сообщалось о обнадеживающих результатах (30% -ное увеличение добычи нефти и снижение SOR на 32%). Nexen провела интенсивную инъекцию растворителя в течение короткого периода времени. Результаты не столь обнадеживающие, как те, о которых сообщили SAP и LASER.

    Любой процесс добычи, который включает растворители, кажется довольно дорогим. Вот почему очень важно найти самый дешевый эффективный растворитель с наименьшей концентрацией. В этом исследовании были добавлены добавки различных типов растворителей с различными весовыми фракциями для двух разных типов резервуаров, типа Атабаска и холодного озера. Моделирование проводится с использованием / без газа начального раствора для исследования влияния газа-раствора на SAGD и процесс SAGD с помощью растворителя.

Численная модель.

    Двумерное численное моделирование проводилось с помощью CMG STARS с использованием петрофизических параметров типичных резервуаров типа Атабаска и холодного озера. В таблице 1 приведены свойства породы и текучей среды, параметры теплопотерь и другие ключевые параметры модели. В модели резервуара нет газовой шапки или зоны подошвенной воды.

    Численная модель для Атабаски составляет 51 x 1 x 30, а для резервуара для холодного озера - 51x 1x 21. Ширина резервуара (направление I) предполагается в 5 раз больше толщины коллектора. Горизонтальная нагнетательная скважина расположена на высоте 5 м над горизонтальной эксплуатационной скважиной, которая, в свою очередь, расположена на расстоянии 1 м от основания пласта коллектора. Каждая скважина имеет длину 750 м.

    Для работы процесса на нагнетательной скважине давление впрыскивания пара ограничено максимальным давлением в скважине, равным 2100 кПа для Атабаски, и 3400 кПа для холодного озера с качеством пара на песке, равным 0,95 для Атабаски и 0,9 для водохранилища в холодном озере. На производственных скважинах для предотвращения потерь пара из камеры был установлен максимальный расход пара, равный 1 м3 / сут. Это предотвращает потерю избыточного пара из камеры истощения в эксплуатационную скважину. Это накладывает контроль паровой ловушки для операций SAGD для растворителей. Моделирование коллектора осуществляется в течение 8 лет эксплуатации.

    Предварительный нагрев применяется для установления гидродинамического соединения между горизонтальной инъекцией и эксплуатационной скважиной с использованием линейных нагревателей. Период предварительного нагрева составляет 3 месяца для Атабаски из-за высокой начальной вязкости и 2 месяцев для резервуара для холодного озера, а температура подачи составляет 240° C для двух случаев.

    В симуляторе CMG STARS значение коэффициента равновесия K для конкретного растворителя рассчитывается с использованием модифицированной версии уравнения «Антуан». В этом исследовании используется три параметра уравнения K-фактора.

    Where, P = давление (kPa), T = температура (°C) andKV1, KV4, KV5 = коэффициенты для конкретных растворителей.

Таблица 1. Ключевые параметры моделирования, используемые в этом исследовании (Gatesetal., 2008 и Shinetal., 2005)

FluidProperties