какие технологии являются модификацией парогравитационного воздействия

Метод парогравитационного дренажа (SAGD) (адаптировано)

Разработка залежей тяжелых нефтей и природных битумов

Большая часть мировых запасов тяжелой нефти находятся в Канаде, Венесуэле и России. Добыча нетрадиционной нефти требует нетрадиционного уникального подхода. Существуют различные способы разработки залежей [methods of extraction] тяжелых нефтей и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Условно технологии и способы можно разделить на три группы:

Технология парогравитационного воздействия SAGD

Развитие технологии SAGD

В другой крупнейшей по запасам тяжелых углеводородов стране Венесуэле первый пилотный проект SAGD был запущен в декабре 1997 года. Результаты опытных работ показали, что разработка залежей высоковязкой нефти [high viscosity oil] (10 000–45 000 мПа·с) новым методом повышает КИН до 60% по сравнению с 10% при циклической паротепловой обработке [ cyclic steam stimulation] скважин.

В России испытание метода парогравитационного дренажа проводится с 1999 года на Ашальчинском месторождении [Ashalchinskoye field] (Республика Татарстан).

Существует несколько ключевых проблем, которые компании, использующие технологию SAGD, должны преодолеть, чтобы достичь рентабельности технологии. Это:

Эффективное использование реагентов [ chemicals] – основное условие успешного решения этих проблем.

А также другие менее известные модификации. Несмотря на многообразие технологий, их можно разделить на 3 группы:

Преимущества и недостатки технологии

Источник

Метод парогравитационного дренажа (SAGD): как повысить эффективность добычи «тяжелой» нефти?

Технология SAGD (от англ. Steam Assisted Gravity Drainage — термогравитационное дренирование пласта) используется на месторождениях с очень вязкой нефтью, помогая «разогревать» пласт и быстрее выходить флюиду.

Вместе с развитием горизонтальных методов бурения в 1980-х годах был разработан метод парогравитационного дренажа, который впервые был применён на месторождениях битумной нефти в Канаде.

В зависимости от взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин, SAGD бывает двух типов: «классический» и встречный SAGD.

При классическом способе оба ствола бурятся с одной кустовой площадки, причем нагнетательная скважина располагается выше добывающей примерно на 5 м. В нагнетательную скважину подается пар под давлением, и нагретая нефть с легкими фракциями под воздействием силы тяжести опускается в горизонт добывающего ствола.

Встречный SAGD подразумевает разбуривание блока с двух кустовых площадок, удаленных друг от друга в среднем на 1 км, в зависимости от длины горизонтальных участков скважин. С одной площадки производится бурение добывающих скважин, следом бурятся паронагнетательные скважины с таким расчетом, чтобы горизонтальное окончание паронагнетательной скважины располагалось непосредственно над горизонтальным окончанием эксплуатационной скважины.

Россия занимает 3-е место в мире по объёму трудно извлекаемых запасов (ТРИЗ). Поэтому интерес к современным технологиям, которые позволяют повысить коэффициент извлечения сверх вязкой нефти, постоянно растёт.

SAGD — одна из наиболее перспективных технологий, начала применяться в России в начале 2000-х:

Оптическое волокно для эффективной работы SAGD

Для реализации технологии SAGD нужны огромные объемы пара (сотни тонн в час) для закачки в пласт. При этом внутри паровой скважины должна соблюдаться оптимальная температура, достаточная для подогрева флюида.

Для регулирования подачи пара и необходимой температуры используется метод распределённого мониторинга температуры (DTS) с помощью оптического волокна.

Кабели-датчики производства Инкаб оптимально подходят для этой задачи. Наибольшее применение получила конструкция DeepWire.

Для мониторинга температуры в конструкции используется высокотемпературное волокно (стойкое к температурам до 300°C). Кабель располагается внутри герметичной трубы в добывающей скважине и защищен от агрессивной среды, поэтому для изготовления стального оптического модуля применяется сталь марки 304, а армирующая броня изготавливается из оцинкованной проволоки.

Подробнее о материалах, вариантах исполнения и технических характеристиках смотрите на странице конструкции DeepWire.

С 2015 года Завод Инкаб поставил более 400 км кабеля-датчика DeepWire с высокотемпературным волокном на объекты заказчиков.

Напишите нам, и мы предложим оптимальное решение для вашего проекта.

Источник

Все о нефти

Метод парогравитационного дренажа (SAGD)

Разработка залежей тяжелых нефтей и природных битумов

В последнее время перспективы развития нефтяной отрасли связываются с разработкой месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. Пристальный интерес к месторождениям тяжелой нефти и природных битумов вполне объясним постоянным ростом цен на углеводородное сырье, постепенным истощением запасов традиционной легкой нефти, а также развитием технологий добычи «нетрадиционных» нефтей.

Большая часть мировых запасов тяжелой нефти находятся в Канаде, Венесуэле и России. Добыча нетрадиционной нефти требует нетрадиционного уникального подхода. Существуют различные способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Условно технологии и способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые испытывались и нашли применение в практике добычи нефти в России и за рубежом, можно подразделить на три группы:

Естественно, что применимость той или иной технологии обусловливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатическими, географическими условиями и др.

Идея использования высокой плотности битумов в качестве движущей силы в процессе добычи с применением термического воздействия впервые была реализована на Ярегском месторождении, которое разрабатывается так называемым шахтно–скважинный способом.

С середины 80-х годов XX века благодаря огромным инвестициям в научно-исследовательские проекты в области тепловых методов, а также с развитием технологии горизонтального бурения в Канаде была разработана технология парогравитационного воздействия с применением пары горизонтальных скважин, более известная в мировой промышленности как SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Технология SAGD стала промышленным стандартом разработки запасов битума на территории Канады.

Технология парогравитационного воздействия SAGD

В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой. Скважины бурятся через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Расстояние между двумя скважинами, как правило, составляет 5 метров. Длина горизонтальных стволов достигает 1000 м. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры.

Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляция пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами.

На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести.

Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, после чего она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Развитие технологии SAGD

Первый пилотный проект SAGD был отработан канадскими разработчиками на крупнейшей в мире залежи природных битумов – на песчаниках Атабаска в Канаде. В течение первой стадии проекта в 1988 году было пробурено три пары скважин с длиной горизонтального участка 60 м. В этих скважинах была отработана классическая схема парогравитационного дренажа. КИН по элементу составил 50%, а накопленное паронефтяное соотношение не превысило 2,5, что подтвердило экономическую рентабельность проекта. На следующей стадии проекта в 1993 году была начата коммерческая разработка залежи тремя парами скважин с длиной горизонтального участка 500 м. Для мониторинга процесса разработки была пробурена 21 наблюдательная скважина, оборудованная термопарами и пьезометрическими датчиками давления.

В другой крупнейшей по запасам тяжелых углеводородов стране Венесуэле первый пилотный проект SAGD был запущен в декабре 1997 года. Результаты опытных работ показали, что разработка залежей высоковязкой нефти (10000-45000 мПа·с) новым методом повышает КИН до 60% по сравнению с 10% при циклической паротепловой обработке скважин.

В России испытание метода парогравитационного дренажа проводится с 1999 года на Ашальчинском месторождении (Республика Татарстан).

Эффективное использование реагентов – основное условие успешного решения этих проблем.

А также другие менее известные модификации. Несмотря на многообразие технологий, их можно разделить на 3 группы:

Необходимость модификаций SAGD обусловлена стремлением улучшить экономические показатели проектов, учесть конкретные геолого-физические условия месторождения, а также жесткими требованиями в области охраны окружающей среды. Проекты SAGD являются крупнейшими потребителями пресной воды в регионах добычи, а плата за выбросы парниковых газов при производстве пара уже в обозримом будущем может стать весомой статьей затрат.

Преимущества и недостатки технологии

Недостатки технологии парогравитационного дренажа: значительная часть себестоимости добычи нефти связана со стоимостью парогенерации; требуется источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды, имеющее большую пропускную способность; для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности.

В качестве заключения

Источник

Паровая гравитационная дренажная система (SAGD)

Опубликовано 01.07.2021 · Обновлено 01.07.2021

Что такое паровой гравитационный дренаж (SAGD)?

Ключевые выводы

Понимание парового гравитационного дренажа (SAGD)

SAGD – это процесс повышения нефтеотдачи (EOR), в котором для извлечения нефти из пласта с помощью первичных или вторичных методов добычи используется пар.Методы повышения нефтеотдачи изменяют химический состав самой нефти, чтобы облегчить ее извлечение.

Для SAGD требуется пара горизонтальных скважин, пробуренных с центральной кустовой площадки.Горизонтальный колодец выкапывается под углом 90 градусов к вертикальному колодцу. Этот тип скважины имеет преимущества по сравнению с традиционным вертикальным бурением, поскольку регулировка может позволить долоту бурить в невертикальных направлениях. Это позволит одной буровой площадке или начальной точке исследовать более обширную подземную область.

Также известный как процесс заводнения паром, парогенераторы производят пар, который проходит по трубопроводам в скважины.Когда пар конденсируется в горячую воду, он нагревает нефть, чтобы сделать ее менее вязкой, позволяя ей течь под действием силы тяжести на дно скважины.Нефть передается по трубе от добывающей скважины на забое к установке для обработки.

Нефтяные компании и ученые считают, что паровой гравитационный дренаж может продлить срок службы скважин на проверенных или вероятных месторождениях нефти.Доказанные запасы – это запасы с вероятностью извлечения нефти более 90%, а вероятные месторождения имеют вероятность извлечения нефти более 50%.

Современные применения парогравитационного дренажа

Канада является крупнейшим поставщиком нефти в США, на ее долю приходилось 56% импорта нефти Америки в 2019 году. Этот канадский импорт превышает объем всей нефти, импортируемой из всех стран Организации стран-экспортеров нефти. (ОПЕК) вместе взятые. Большая часть экспортной нефти Канады приходится на месторождения нефтеносных песков Альберты.

Есть два распространенных метода извлечения продукта из нефтеносных песков.Первым из них является SAGD, который больше подходит для глубоких залежей в Альберте.Второй метод, более известный в США для добычи угля, – это вскрышная добыча.При открытой добыче верхний слой грязи и породы удаляется, чтобы получить доступ к нефти, находящейся ниже. Ожидается, что большая часть будущей добычи нефти в Альберте будет за счет добычи SAGD.

С ростом затрат на добычу нефти с годами и повышенным спросом, замена традиционных буровых установок на нетрадиционные методы является причиной увеличения извлечения SAGD.

Некоторые разновидности этого метода: циклическая стимуляция паром (CSS), циклическая стимуляция паром под высоким давлением (HPCSS), экстракция пара (Vapex), усовершенствованный модифицированный пар и выталкивание газа (eMSAGP). Во всех этих методах до сих пор используется пар для нагрева отложений нефтеносного песка в целях сбора и восстановления.

Опасности от САГД

Эти методы не лишены возможных геологических опасностей. Как сообщает Inside Climate News, в 2016 году регуляторы энергетики Альберты подтвердили четыре неконтролируемых утечки на участках, использующих методы закачки пара под высоким давлением на участке битуминозных песков Альберты.

Геологи предполагают, что с этим методом могут быть связаны риски, особенно возможные геологические риски в районе песков Альберты. В частности, на этих участках присутствовали факторы естественных трещин в коренных породах и растворения соли – процесса, при котором соленая вода течет через породы, создавая трещины и отверстия, что могло усугубить проблему.

Источник

Обзор внедрения технологии парогравитационного способа добычи нефти

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 23.01.2017 2017-01-23

Статья просмотрена: 889 раз

Библиографическое описание:

Вяткин, А. С. Обзор внедрения технологии парогравитационного способа добычи нефти / А. С. Вяткин. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2017. — № 4 (138). — С. 13-15. — URL: https://moluch.ru/archive/138/38618/ (дата обращения: 04.11.2021).

В последнее время перспективы развития нефтяной отрасли связываются с разработкой месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. Добыча нетрадиционной нефти требует нетрадиционного исключительного подхода, один из них – парогравитационный способ добычи нефти.

Ключевые слова: добыча, дренаж, парогравитационный, нефть, SАGD, разработка, система

Key words: mining, drainage, steam assisted gravity, oil, SAGD, development, system

Развитые государства (США, Канада, Китай, Япония и др.) придают огромное значение, а так же выделяют большие финансовые средства на разработку «прорывных» технологий добычи энергии из альтернативных источников. Однако использование новейших технологий добычи полезных ископаемых часто ведет к дестабилизации экологического состояния геологического пространства с непредсказуемыми последствиями и, преимущественно, отрицательно влияет на развитие биоты и человечества, с возникновением зон экологического дискомфорта. Источниками нестабильности геологической среды в этих случаях, за исключением естественных природных явлений (землетрясения, опасные экзогенные геологические процессы и др.), выступают также техногенные факторы, такие как: извлечение полезных ископаемых из недр, техногенные аварии на продуктопроводах, искусственные землетрясения и др. Сюда входит и возможность потери контроля за происходящими геологическими процессами. Поэтому при рассмотрении вопросов освоения нетрадиционных углеводородных ресурсов в первую очередь стоит обратить внимание на вопросы экологической безопасности и риска. Особенно важны и актуальны исследования геоэкологических рисков для густонаселенных и экономически развитых регионов. Примером последнего является восток европейской части России и, в частности, Республика Татарстан, где в геологическом разрезе расположены залежи различных горючих полезных ископаемых, при этом разработка некоторых традиционными способами невозможна. К последним стоит отнести ископаемые угли и битумное сырье. [1]

В последнее время перспективы развития нефтяной отрасли связываются с разработкой месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. Пристальный интерес к месторождениям тяжелой нефти и природных битумов вполне объясним постоянным ростом цен на углеводородное сырье, постепенным истощением запасов традиционной легкой нефти, а также развитием технологий добычи «нетрадиционных» нефтей.

Большая часть мировых запасов тяжелой нефти находятся в Канаде, Венесуэле, а так же России. Добыча нетрадиционной нефти требует нетрадиционного исключительного подхода. Существуют разнообразные способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Условно технологии и способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые испытывались и нашли применение в практике добычи нефти в России и за рубежом, возможно подразделить на три группы:

− карьерный и шахтный способы разработки;

− так называемые «холодные» способы добычи;

− тепловые методы добычи.

Безусловно, что применимость той или иной технологии обусловливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатическими, географическими условиями и др.

Мысль использования высокой плотности битумов в качестве движущей силы в процессе добычи с применением термического воздействия впервые была осуществлена на Ярегском месторождении, которое в свою очередь разрабатывается так называемым шахтно–скважинным способом.

В следствии того, что в настоящее время разрабатываемые месторождения исчерпываются, нефтегазодобывающие компании уделяют все больше внимания на разработку высоковязких нефтей и природных битумов.

Усовершенствование технологий добычи высоковязких нефтей приобретают всё большую актуальность, в связи с тем, что запасы этих нефтей превышают запасы легкой нефти, а по мере того, что добыча легкой нефти продолжает возрастает доля тяжелой нефти будет только возрастать.

На территории России основными районами, где сосредоточено значительное большинство залежей тяжелой нефти, являются Западная Сибирь, Республика Коми, Архангельская область. [2]

Одним из новейших методов разработки тяжелых нефтей является парогравитационный дренаж (SАGD), который на сегодняшний день зарекомендовал себя как очень результативный способ добычи тяжелой нефти и природного битума.

Одним из таких методов может явиться парогравитационный дренаж (SАGD), который на сегодняшний день в мире зарекомендовал себя как очень результативный способ добычи тяжелой нефти и природных битумов. В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой производится циркуляции пара в обеих скважинах. В связи с этим за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На базисной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, а так же ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы высоковязких тяжелых нефтей и природных битумов. Сейчас легкоизвлекаемой нефти практически нет, все месторождения, которые сейчас разрабатываются, либо на стадии завершающейся, либо это новые месторождения, где нефть очень трудно извлечь.

В верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин все время происходит процесс теплообмена, в связи с которым пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, а после она начинает расширяться в стороны. При этом нефть все время находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки невероятно выгодным с экономической точки зрения.

Преимущества технологии парогравитационного дренажа являются: высокий коэффициент извлечения нефти (КИН) — при подходящих условиях достигает 75 %; процесс добычи нефти происходит непрерывно; баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла, как результат — максимальные объемы извлечения; оптимальный суммарный паронефтяной коэффициент. Потери ценных компонентов не превышают 10–15 %.

Недостатки технологии парогравитационного дренажа.

Недостатком этого метода является трудность мониторинга и необходимость постоянного контроля процесса. Значительная часть себестоимости добычи нефти связана со стоимостью парогенерации; требуется источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды, имеющее достаточно большую пропускную способность; для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности. [3]

Перспективы развития нефтяной отрасли в ХХI веке связаны с разработкой месторождений тяжелых нефтей и природных битумов.

Россия занимает одно из лидирующих мест в мире по запасам тяжелых нефтей и природных битумов, при этом степень выработанности этих запасов очень низка.

В мировой практике накоплен достаточный опыт разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов различными методами, каждый из которых имеет свои преимущества и недостатки.

Метод парогравитационного дренажа характеризуется хорошим коэффициентом нефтеотдачи, высокими темпами отбора нефти, богатым опытом внедрения в различных странах, но существуют трудности мониторинга и необходимость постоянного контроля процесса.

Технология парогравитационного воздействия с успехом внедряется на месторождениях: Соld Lаkе Оriоn (Канада), Оrinосо Bеlt (Венесуэла), Ашальчинское (Россия) и других.

Источник