СПОСОБ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПРОГРЕВА НЕФТЕНАСЫЩЕННОГО ПЛАСТА Российский патент 2014 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано в тепловых методах добычи тяжелой нефти, в частности с использованием парогравитационного дренажа, паротепловой обработки скважины, циклической закачки теплоносителя, и пр.

Так, мировые запасы тяжелой нефти и битума более чем в два раза превышают запасы обычной нефти. Добыча тяжелой нефти и битума представляет собой сложный процесс, для которого требуются продукты и услуги, созданные для специфических условий, поскольку эти жидкости имеют чрезвычайно высокую вязкость (до 1900 Па·с). Вязкость тяжелой нефти и битума значительно уменьшается при увеличении температуры, и, по всей видимости, наиболее многообещающими являются методы добычи с использованием теплового воздействия на пласт.

Парогравитационный дренаж (ПГД) или Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) имеет несколько преимуществ по сравнению с другими методами добычи с тепловым воздействием на пласт. Типичная реализация этого метода требует бурения, по меньшей мере, двух параллельных горизонтальных скважин вблизи подошвы пласта, одна над другой. Верхняя скважина - "инжектор", используется для закачки пара, а нижняя скважина - "добывающая скважина", используется для добычи нефти. Технология ПГД обеспечивает более высокие дебиты скважин, лучшие показатели отдачи пласта, сниженные затраты на очистку воды и резкое уменьшение паронефтяного соотношения (ПНО).

Одна из проблем метода ПГД заключается в сложности запуска технологических процессов добычи. Из-за высокой вязкости холодная нефть практически неподвижна и поэтому требуется первоначальный прогрев пласта. Этот этап первоначального прогрева необходим для создания равномерной термогидравлической взаимосвязи между двумя скважинами. На этом этапе пар закачивается в обе скважины, чтобы разогреть пласт между ними, что требует значительных затрат энергии. Оптимальная стратегия этапа предварительного прогрева имеет целью свести к минимуму промежуток времени, за который пара скважин может быть переведена в режим добычи по методу ПГД, а также минимизировать количество пара, требующееся для циркуляции.

Описание процесса парогравитационного дренажа и его модификаций известно из US 4344485, опубл. 17.08.1982 г.

Методы добычи с тепловым воздействием на пласт представлены в патенте US 4085803, опубл. 25.04.1978 г., патенте US 4099570, опубл. 11.07.1978 г., и в патенте US 4116275, опубл. 26.09.1978 г.

Типичная модель закачивания скважин при добыче нефти методом ПГД состоит из двух горизонтальных скважин у подошвы пласта, при этом скважина, в которую закачивается пар, расположена примерно в 5-10 метрах по вертикали над добывающей скважиной.

Известен патент US 6988549, опубл.24.01.2006 г., в котором обозначены проблемы, возникающие при добыче по методу ПГД. Так, на экономические показатели добычи оказывают значительное влияние затраты, связанные с генерацией пара. Вместе с тем в методе ПГД обычно не используется перегретый пар из-за высокой стоимости производства такого пара с использованием обычных трубных котлов, в которых в качестве топлива используются углеводороды. В результате этого используется пар, менее эффективно передающий тепло к пласту с тяжелой нефтью.

Также на экономические показатели метода ПГД могут оказывать отрицательное влияние продолжительность этапа предварительного прогрева и расход подаваемого пара. Численные модели, созданные с использованием коммерческих гидродинамических симуляторов, были использованы для оценки параметров предварительного прогрева (расхода подаваемого пара и продолжительности этапа предварительного прогрева) метода ПГД, в частности:

1) Vanegas Prada J.W., Cunha L.B., Alhanati F.J.S.: "Impact of Operational Parameters and Reservoir Variables During the Startup Phase of a SAGD Process", SPE paper 97918 (Ванегас Прада Дж.В., Кунья Л.Б., Алханати Ф.Дж.С."Влияние эксплуатационных параметров и переменных пласта на этапе запуска процесса SAGD", доклад SPE (Общества инженеров-нефтяников) №97918).

2) Vincent K.D., MacKinnon C.J., Palmgren C.T.S.: "Developing SAGD Operating Strategy using a Coupled Wellbore Thermal Reservoir Simulator", SPE paper 86970 (Винсент К.Д., МакКиннон С.Дж., Палмгрен С.Т.С."Разработка эксплуатационной стратегии добычи методом SAGD с использованием сцепленного неизотермического симулятора скважины и пласта", доклад SPE №86970).

3) Shin H., Polikar M.: "Optimizing the SAGD Process in Three Major Canadian Oil-Sands Areas", SPE paper 95754 (Шин Х., Поликар M. "Оптимизация процесса SAGD в трех основных зонах канадских нефтеносных песков", доклад SPE №95754). Однако эти модели не могут использоваться для быстрой оценки параметров предварительного прогрева для широкого диапазона свойств пласта.

Известен способ предварительного прогрева нефтенасыщенного пласта (патента US 5215146, опубл. 1.07.1993 г.). Данный способ позволяет оптимизировать процесс прогрева за счет уменьшения времени предварительного прогрева. Пар непрерывно циркулирует в верхней и нижней горизонтальных скважинах при поддержании существенного градиента температуры между ними, что заставляет горячие жидкости вытесняться из верхней скважины в нижнюю. В процессе реализации способа производят определенное количество пены, с помощью которой сопротивление потоков между буровыми скважинами возрастает, что, в свою очередь, приводит к росту градиента давления, а также скорости дренажа нефти. Увеличенные скорости смещения приводят к уменьшению времени предварительного прогрева.

Способ является энерго- и капиталозатратным, поскольку необходимы ресурсы и оборудование на производство пены, а также осуществление контроля за реализацией многокомпонентного процесса.

Технический результат, достигаемый заявленным способом, позволяет оптимизировать процесс, а также уменьшить ресурсо-, капитало- и энергозатраты на реализации данного способа.

Заявленный технический результат достигается тем, что осуществляют подачу насыщенного или перегретого пара при первоначальном давлении в насосно-компрессорную трубу (НКТ), которая предварительно размещена в скважине нефтенасыщенного пласта. Измеряют температуру пара на выходе из насосно-компрессорной трубы во времени и определяют величину теплового потока от скважины в пласт. После достижения массового паросодержания на выходе из затрубного пространства, отличного от нуля, рассчитывают оптимальный расход пара во времени, обеспечивающий компенсацию теплового потока от скважины в пласт тепловой энергией, выделяемой паром в результате фазового перехода. Далее, уменьшают текущий расход пара до рассчитанного оптимального значения путем уменьшения первоначального давления до величины, при которой значение температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы сохраняется постоянным.

Используемый пар может быть водяным.

Измерение температуры пара возможно осуществлять постоянно и непрерывно или периодически.

Дополнительно измеряют давление пара на выходе из насосно-компрессорной трубы.

Величина теплового потока от скважины в пласт может быть определена по формуле $$Q(t)=C_1\cdot \frac{4\pi \cdot \lambda \cdot \Delta T\cdot z_{hor}}{\ln \left(\frac{a\cdot t}{r_w^2}\right)}$$ ,

где π - математическая константа, равная 3,14159, λ и а - теплопроводность и температуропроводность пласта, ΔT - разность температуры стенки скважины, определяемой из измерений температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы, и температуры пласта, z_hor - длина горизонтальной части скважины, t - время предварительного прогрева, r_w - радиус скважины, С₁ - безразмерная константа, имеющая порядок единицы.

Предпочтительно установить первоначальное давление закачки максимально возможным.

Заявленное изобретение поясняется следующим чертежом и таблицей:

Фиг.1. Интенсивность теплового потока в пласт,

Таблица 1. Температура между скважинами, °C.

Заявленный способ предусматривает измерение температуры насыщенного пара в скважине. Тепловой поток от поверхности скважины в пласт рассчитывается по аналитической формуле с использованием измеренной температуры пара и теплофизических свойств пласта. Расход пара, требующийся для поддержания оптимального режима работы, рассчитывается на основе энергетического баланса. Оптимальная продолжительность предварительного прогрева рассчитывается по аналитической формуле с использованием теплофизических свойств пласта.

Представленная последовательность операций обеспечивает информацию о расходе пара, требующемся для оптимального прогрева при добыче методом ПГД, и продолжительности предварительного прогрева, принимая во внимание теплофизические свойства пласта.

Основные параметры этой модели: теплопроводность и объемная теплоемкость пласта, удельная теплота конденсации пара, массовое паросодержание, плотность воды, разность температур пара и пласта, радиус и длина скважины.

На начальном этапе (как правило, это 1-7 суток, в зависимости от теплофизических свойств пласта) расход закачиваемого пара должен быть настолько высок, насколько это возможно. Возможно применение как перегретого, так и насыщенного пара. На этом этапе из-за ограничений, налагаемых закачиванием скважины (физические свойства трубы, местные сопротивления и пр.), расход пара ниже (и составляет первоначальное давление) требующегося для оптимального режима, и вследствие этого, пар конденсируется в насосно-компрессорной колонне.

Для управления, т.е. контроля над этим процессом используется комплект датчиков температуры, установленных по длине скважин для определения температуры пара в скважинах. В качестве датчиков температуры могут быть использованы DTS-датчики (Distributed Temperature Sensors - распределенные датчики температуры) или обычные датчики температуры, установленные вдоль нагнетательной скважины. Измерение температуры может осуществляться непрерывно и постоянно, либо измеряться периодическим образом. Периодичность измерения будет зависеть, в частности, от значения вязкости добываемой нефти, свойств пласта, длительности прогрева, и может составлять, например, от 1 до 10 раз в сутки.

Так как минимум один датчик температуры на выходе насосно-компрессорной колонны позволяет контролировать приблизительно постоянную температуру пара в затрубном пространстве, чтобы поддерживать постоянную интенсивность прогрева пласта.

В момент начала реализации способа осуществляют прокачивание пара через НКТ. Поскольку пласт еще не прогрет, происходит конденсация пара в НКТ.

В тот момент времени, когда пар достигает выхода насосно-компрессорной колонны, он будет находиться при температуре насыщения, и при однозначно соответствующему этой температуре значению давления в каждой точке скважины. Возможно дополнительно осуществлять контроль за состоянием пара путем установки датчиков давления на выходе из насосно-компрессорной трубы, в качестве которых могут быть использованы, например, датчики, указанные в [Chalifoux G.V., Taylor R.M. Reservoir Monitoring Methods and Installation Practices // Canadian Association of Drilling Engineers newsletter, 2007. N.2. P.2-5].

Для оценки теплового потока могут быть использованы различные известные методы, в частности, может использоваться аналитическая оценка теплового потока от цилиндрической поверхности скважины в пласт. Температура стенки скважины может быть рассчитана с использованием температуры насыщенного пара.

$$Q(t)=C_1\cdot \frac{4\pi \cdot \lambda \cdot \Delta T\cdot z_{hor}}{\ln \left(\frac{a\cdot t}{r_w^2}\right)},(1)$$

где λ и а - теплопроводность и температуропроводность пласта, Δt - разность температуры стенки скважины и температуры пласта, z_hor - длина горизонтальной части скважины, t - время предварительного прогрева, r_w - радиус скважины, С₁ - безразмерная константа, имеющая порядок единицы. На Фиг.1 показано сравнение между величинами теплового потока от скважины в пласт Q(t) для C_l=1,4, полученными с использованием аналитической [λ=3 Вт/(м·К), Ср.=1900 кДж/(м³·K)] (2) и численной (1) моделей.

Чтобы обеспечить эффективный прогрев пласта, критически важно поддерживать достаточное количество пара, создающего тепловой поток (1). Тепло в основном доставляется в пласт с теплотой конденсации пара. Используя разность значений массового паросодержания на входе насосно-компрессорной трубы и на выходе из затрубного пространства (значение на выходе должно быть больше нуля и зафиксировано на относительно малой величине ≈0,1), можно рассчитать расход пара W(t), необходимый для оптимального режима работы.

$$W(t)=\frac{Q(t)}{L\cdot \Delta \chi },(2)$$

L - удельная теплота конденсации пара, $$\Delta \chi ={\chi }_0-{\chi }_1$$ , $${\chi }_0$$ - массовое паросодержание на входе насосно-компрессорной колонны, $${\chi }_1$$ - массовое паросодержание на выходе из затрубного пространства ( $${\chi }_1$$ >0).

Таким образом, существенно важно, что расчет оптимального расхода пара во времени после достижения массового паросодержания на выходе из затрубного пространства, отличного от нуля, должен происходить с учетом условия, что тепловой поток от скважины в пласт будет компенсирован тепловой энергией, выделяемой паром в результате фазового перехода.

В процессе прогрева пласта, при сохранении постоянными всех прочих условий, количество тепла, которое содержится в паре, будет требоваться все меньше и меньше, т.е. не будет необходимости прокачивать все тот же объем пара. Таким образом, возможно осуществление контролируемого уменьшения объема (расхода) закачиваемого теплоносителя при сохранении температуры теплоносителя на выходе из затрубного пространства НКТ (и, соответственно, температуры стенки скважины) на приблизительно постоянном значении, соответствующем насыщенному состоянию пара.

Расход пара можно изменять посредством изменения давления закачки пара при условии, что температура на выходе из насосно-компрессорной трубы будет оставаться постоянной. Уменьшение давления закачки пара приведет к меньшим величинам расхода пара, в результате чего и будет достигаться заявленная оптимизация процесса. Как один из вариантов реализации способа предполагается, что в начале процесса предварительного прогрева давление закачки пара должно быть настолько высоким, насколько это возможно.

Вместе с тем, оптимальная продолжительность предварительного прогрева определяется с использованием аналитической формулы, в зависимости от теплофизических свойств пласта.

$$t_{preh}\approx C_2\cdot \frac{h^2}{\lambda }\cdot C_p,(3)$$

где h - половина расстояния между скважинами, С_р - объемная теплоемкость пласта, С₂ - безразмерная константа ≈1, зависящая от выбранной температуры пласта в конце процесса предварительного прогрева. Промежутки времени, необходимые для предварительного прогрева зоны между скважинами до температуры, например, Т=80 градусов Цельсия, рассчитаны аналитически по формуле (3) (при C₂=1,1) и представлены в табл.1. C₂ зависит от начальной температуры пласта и температуры между скважинами, требующейся для получения подвижности нефти в межскважинной зоне.

Таблица 1 Теплопроводность, Вт/(м·K) Объемная кДж/(³·K) Время прогрева, сутки
Численная Время прогрева, сутки
Аналитическая модель 1.5 1600 100 97 2.5 1700 69 70 3 1900 61 57 4 2250 53 51 5 2500 46 45

Пример реализации способа

Способ был реализован посредством численного моделирования, выполненного с использованием коммерческого гидродинамического симулятора, и следующих параметров одного из месторождений тяжелой нефти в битуминозных песках Атабаски.

Так, первоначальное давление в пласте =10 бар,

первоначальная температура пласта =5°С,

массовое паросодержание на входе =0,8,

теплопроводность пласта =3 Вт/м/K,

теплопроводность перекрывающих пород =2,1 Вт/(м·K),

объемная теплоемкость пласта =1900,0 кДж/(м³·С),

объемная теплоемкость перекрывающих пород =2500 кДж/(м³·С),

начальная нефтенасыщенность =0,76,

остаточная нефтенасыщенность =0,127,

вязкость нефти при начальных условиях в пласте 1600 Па·с,

вязкость нефти при температуре пара 0,015 Па·с.

Параметры нагнетательной скважины: длина горизонтальной части 500 м, значения внутреннего и наружного диаметра затрубного пространства и насосно-компрессорной трубы (НКТ):внутренний диаметр НКТ - 3 дюйма (7,62 см), наружный диаметр НКТ - 3,5 дюйма (8,89 см), внутренний диаметр обсадной трубы - 8,625 дюйма (21,91 см), наружный диаметр обсадной трубы - 9,5 дюйма (24,13 см). Теплоемкость НКТ / обсадной трубы - 1,5 кДж/(кг·K), теплопроводность НКТ/обсадной трубы - 45 Вт/(м·K), эффективная шероховатость стенки скважины - 0,001 м.

Предварительно провели расчет оптимальной продолжительности предварительного прогрева с использованием формулы (3). Такая продолжительность составила 60 суток. Реализуя способ, осуществляли постоянное измерение температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы, которая достигла температуры насыщения, равной 180°C через 5 суток. Давление насыщения, соответствующее данному значению температуры, составило 1,0 МПа.

По окончании первоначального этапа оптимальный расход закачиваемого пара W(t) определяется по формуле (2) и обеспечивается постепенным уменьшением давления закачки пара.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано в тепловых методах добычи тяжелой нефти и, в частности, с использованием парогравитационного дренажа, паротепловой обработки скважины, циклической закачки теплоносителя. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет уменьшения капитальных затрат и энергозатрат на его реализацию. Сущность изобретения: способ включает подачу насыщенного или перегретого пара при первоначальном давлении в насосно-компрессорную трубу, размещенную в скважине нефтенасыщенного пласта, измерение температуры пара во времени на выходе из насосно-компрессорной трубы с последующим определением величины теплового потока от скважины в пласт во времени и расчетом оптимального расхода пара во времени после достижения массового паросодержания на выходе из затрубного пространства, отличного от нуля. Этим обеспечивают компенсацию теплового потока от скважины в пласт тепловой энергией, выделяемой паром в результате фазового перехода. Уменьшают текущий расход пара до оптимального значения путем уменьшения первоначального давления до величины, при которой значение температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы сохраняется постоянным. 6 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

1. Способ предварительного прогрева нефтенасыщенного пласта, включающий подачу насыщенного или перегретого пара при первоначальном давлении в насосно-компрессорную трубу, размещенную в скважине нефтенасыщенного пласта, измерение температуры пара во времени на выходе из насосно-компрессорной трубы с последующим определением величины теплового потока от скважины в пласт во времени и расчетом оптимального расхода пара во времени после достижения массового паросодержания на выходе из затрубного пространства, отличного от нуля, которое обеспечивает компенсацию теплового потока от скважины в пласт тепловой энергией, выделяемой паром в результате фазового перехода, уменьшение текущего расхода пара до оптимального значения путем уменьшения первоначального давления до величины, при которой значение температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы сохраняется постоянным.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что пар является водяным.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение температуры осуществляют постоянно и непрерывно.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение температуры осуществляют периодически.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно измеряют давление пара на выходе из насосно-компрессорной трубы.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что величину теплового потока от скважины в пласт определяют по формуле
,
где
Q(t) - тепловой поток от скважины в пласт;
С₁ - безразмерная константа;
π - математическая константа, равная 3,14159;
λ - теплопроводность пласта, Вт/(м·К);
ΔT - разность температуры стенки скважины и температуры пласта, К;
z_hor - длина горизонтальной части скважины, м;
a - температуропроводность пласта, м²/с;
t - время предварительного прогрева, с;
r_w - радиус скважины, м.

7. Способ оптимизации по п.1, отличающийся тем, что первоначальное давление закачки устанавливают максимально возможным.