Повышение эффективности технологии парогравитационного воздействия и оптимизация ее параметров на основе управления компонентным составом заканчиваемого флюида

Ибатуллин, Таир Равилевич

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности технологии парогравитационного воздействия и оптимизация ее параметров на основе управления компонентным составом заканчиваемого флюида"

084607384

Ибатуллин Таир Равилевич

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ И ОПТИМИЗАЦИЯ ЕЁ ПАРАМЕТРОВ НА ОСНОВЕ УПРАВЛЕНИЯ КОМПОНЕНТНЫМ СОСТАВОМ ЗАКАЧИВАЕМОГО ФЛЮИДА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 2 ИЮЛ 20,0

Москва-2010

004607384

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа

им. И.М.Губкина

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Золотухин Анатолий Борисович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Ермолаев Александр Иосифович

кандидат технических наук, с.н.с. Поддубный Юрий Анатольевич

Ведущая организация: ОАО «ВНИИнефть» имени акад. А.П.

Крылова

Защита состоится ¿^Зйу^лО^. в СУ ч. в ауд. 731 на за-

седании диссертационного совета Л 4 /2. ¿СО. /Л" при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу 119991,

г.Москва, Ленинский проспект, 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

Автореферат разослан Цр 2010г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д.т.н., проф.

Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования На фоне истощения традиционных запасов углеводородов, разработка огромных запасов месторождений природных битумов и тяжелых нефтей (ПБ и ТН) в России и зарубежом с каждым годом становится всё более актуальной задачей. Основные запасы таких углеводородов в силу малых глубин залегания и ассоциированности с более глубоко залегающими запасами легких углеводородов часто хорошо опоис-кованы и разведаны, поэтому на первое место выходит проблема разработки методов эффективного их извлечения.

В настоящее время самым распространенным методом скважинной добычи битумов является парогравитационное воздействие (ПГВ) в модификации канадского специалиста Р.Батлера, получившее название Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD). Количество и масштаб коммерческих проектов с применением ПГВ, реализуемых в мире, растут ежегодно. Этим методом в Канаде планируется извлечь до 60% запасов ПБ и ТН. В России аналогичные технологии активно развиваются в Татарстане и Республике Коми. Несмотря на значительную эффективность ПГВ в широком спектре геолого-физических и промысловых условий, этот метод имеет ряд технологических, экологических и экономических недостатков, основными из которых являются:

1) невысокая тепловая эффективность в определенных геологических условиях, обусловленная потерями тепла в окружающие породы и непродуктивным нагревом зон, уже охваченных воздействием;

2) потребление больших объемов природного газа при производстве водяного пара, что является одной из основных статей эксплуатационных затрат и причиной существенных выбросов углекислого газа в атмосферу;

3) использование значительных объемов воды при производстве пара, что приводит к интенсивной эксплуатации подземных или поверхностных источников, а также к затратам на ее сепарацию, очистку и утилизацию.

Кроме того, метод ПГВ имеет и ряд других ограничений: технология малоэффективна в пластах с небольшой нефтенасыщенной толщиной, при высоком газовом факторе ПБ и ТН и др.

Одним из путей решения вышеупомянутых проблем является модификация нагнетаемого флюида посредством добавки углеводородных растворителей (УВР). Это позволяет расширить область применения и повысить энергетическую эффективность метода, интенсифицировать добычу битума, а также снизить объемы потребления природного газа и воды. Однако этот метод требует учета специфических геолого-физических и термодинамических условий, свойств и состава пластовых флюидов и растворителей. Таким образом, повышение эффективности технологии ПГВ с использованием УВР является актуальной и важной задачей нефтяной отрасли. Ее решению и посвящена данная диссертационная работа.

Целью работы является исследование и оптимизация параметров технологии ПГВ с углеводородными растворителями для повышения её эффективности на основе управления компонентным составом закачиваемого флюида и технологии их нагнетания совместно с паром в различных геолого-физических условиях битумных залежей.

Основными задачами исследований являются:

1) изучение, обобщение и критический анализ мирового опыта применения технологии ПГВ и ее модификаций;

2) разработка критериев выбора типа и объемов УВР для совместного нагнетания с водяным паром в пласт для повышения эффективности технологии ПГВ;

3) формирование оптимальных технологических режимов эксплуатации пары скважин при разработке битумной залежи с применением ПГВ с УВР;

4) оптимизация параметров совместной закачки УВР и водяного пара в зависимости от различных стратегий разработки битумной залежи;

5) изучение применения ПГВ в залежах с различным компонентным составом битума и решение задачи расширения области применимости ПГВ для залежей с повышенным начальным газовым фактором.

Научная новизна работы определяется следующими результатами:

1) исследован широкий спектр УВР и их долей в нагнетаемом потоке для совместной закачки с паром для повышения эффективности технологии ПГВ в различных геолого-физических условиях;

2) определены закономерности изменения основных технологических показателей разработки битумной залежи методом ПГВ с УВР в зависимости от типа УВР и его доли в нагнетаемом потоке;

3) решены задачи выбора оптимальных технологических режимов эксплуатации пары скважин при разработке битумной залежи методом ПГВ с модифицированным компонентным составом закачиваемого флюида при различных целевых функциях и стратегиях разработки;

4) изучен феномен образования области повышенной газонасыщенности на границе паровой камеры, отрицательно влияющей на эффективность передачи скрытой теплоты парообразования водяного пара битуму;

5) получены зависимости изменения коэффициента извлечения нефти (КИН) при реализации ПГВ и ПГВ с УВР для залежей битума, характеризующегося различными значениями начального газового фактора.

Практическая ценность работы обусловлена следующим:

1) созданная неизотермическая гидродинамическая композиционная модель, интегрированная с оптимизационным алгоритмом, позволяет прогнозировать широкий спектр технологических показателей разработки битумной залежи при различных сценариях реализации технологии ПГВ и ее модификаций;

2) полученные оптимизированные технологические параметры ПГВ с УВР для условий месторождений в районе реки Атабаска (Канада) позволя-

ют повысить энергетическую эффективность воздействия на битумную залежь, интенсифицировать добычу и увеличить КИН;

3) выявленные оптимальные значения долей УВР в нагнетаемом потоке для различных типов УВР могут быть использованы при проектировании совместной закачки водяного пара и растворителей в упомянутых геолого-физических условиях;

4) предложен способ снижения негативного эффекта выделившегося из битума газа на процесс разработки битумной залежи методом ПГВ с помощью изменения компонентного состава закачиваемого флюида.

Результаты данных исследований были использованы в отчете института ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», заказ-наряд № 07.2848.08 «Разработка технологии паротеплового воздействия в композиции с растворителями», а также при составлении РД 153-39.1-604-08 «Инструкция по безопасному проведению опытно-промышленных работ по добыче сверхвязкой нефти методом паротеплового воздействия с углеводородными растворителями».

Методы исследования заключаются в комплексном анализе и научном обобщении теоретических и экспериментальных исследований, проведении вычислительных экспериментов на композиционных термогидродинамических моделях битумных залежей и использовании специальных методов оптимизации.

Апробация работы

Результаты работы были представлены на:

1) Симпозиуме национальных нефтяных компаний по технологиям добычи, природному газу, защите окружающей среды и лучшей практике разработки, Мехико, 25-26 марта 2009 г.

2) Европейском симпозиуме ЕАОЕ по повышению нефтеотдачи, Париж, 27-29 апреля 2009 г.

3) Научном семинаре кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 28 мая 2009 г.

4) Расширенном заседании отдела технологий разработки месторождений компании СтатойлГидро, Ставангер, 18 августа 2009 г.

5) 1-ой Международной студенческой научно-практической конференции «Нефтегазовые горизонты», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 10-11 ноября 2009 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 работ, в том числе, 3 - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Объем работы. Диссертация включает 112 страниц, 34 рисунка, 16 таблиц, состоит из введения, 4 глав, заключения и 2 приложений; библиография состоит из 133 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении представлены тематика исследований, их актуальность, цель и задачи диссертационной работы.

В первой главе кратко освещены мировые запасы ПБ и ТН, а также дано описание технологии ПГВ. Проведен литературный обзор предшествующих исследований по технологии ПГВ и повышению её эффективности, а также предложена классификация модификаций ПГВ, основанная на масштабе их воздействия. Критически проанализированы существующие на сегодняшний день технологии повышения эффективности ПГВ, результаты лабораторных исследований, моделирования и пилотных испытаний. Большой вклад в развитие технологий паротеплового воздействия, ПГВ и её совершенствование внесли такие видные специалисты как Желтов Ю.П., Чекалюк Э.Б., Батлер Р. и др. В настоящее время исследования в данном направлении ведут Амерханов М.И., Боксерман A.A., Гарушев А.Р., Зарипов А.Т., Золотухин А.Б., Ибатуллин P.P., Максутов P.A., Малофеев Г.Е., Мандрик И.Э., Рахимова Ш.Г., Рузин JI.M., Стрижов И.Н., Гупта С., Жао JL, Наср Т., Фарук Али С.М., Эдмунде Н., и др. Вопросами оптимизации разработки нефтяных

месторождений и методов увеличения нефтеотдачи занимались Ермолаев А.И., Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Гейтс И., Моини Б. и др.

Во второй главе исследованы основные недостатки классической технологии ПГВ и возможные пути их преодоления. На основе неизотермической гидродинамической композиционной модели битумной залежи проведены численные эксперименты по изучению и оптимизации технологии ПГВ и её модификаций посредством изменения компонентного состава закачиваемого флюида. Основные геолого-физические свойства моделируемой залежи представлены в табл. 1.

Таблица 1

Геолого-физические свойства моделируемой залежи

Параметр Единицы измерения Значение

Глубина залегания кровли пласта м 210

Толщина пласта м 25

Абсолютная проницаемость по горизонтали мкм^ 5

Абсолютная проницаемость по вертикали мкмг 1,25

Пористость Д.е. 0,35

Начальная пластовая температура °С 10

Начальная нефтенасыщенность д.е. 0,8

Моделирование методов воздействия на пласт, при которых происходят значительные и быстрые изменения свойств флюида и/или породы, а также фазовые переходы, требует использования существенно измельченной гидродинамической сетки и небольших шагов по времени при решении уравнений. Данные условия являются необходимыми для достижения приемлемой точности расчета давления, насыщенностей, температуры и компонентного состава флюида в пространстве и во времени. Это обстоятельство приводит к ресурсоемким и продолжительным компьютерным вычислениям. Кроме того, оптимизационная процедура, примененная в главе 3, предусматривает расчет множественных реализаций численного эксперимента. На практике широко применяется подход, при котором показатели системы раз-

работки моделируются как сумма показателей разработки её элементов, поэтому в работе рассматривался элемент битумной залежи с одной парой горизонтальных скважин для ПГВ. Моделируемый элемент показан на рис. 1.

Рисунок 1. Схема моделируемого элемента битумной залежи

Модель флюида для численных экспериментов была составлена на основе состава и свойств битума залежей района реки Атабаска, Канада. Исходный компонентный состав был преобразован в четыре условных компонента основной композиции, а в качестве вторичной композиции в модель были включены углеводороды нормального ряда от пропана до н-гептана. Основные физические свойства битума представлены в табл. 2.

Целью численных экспериментов, рассмотренных во второй главе, было изучение влияния УВР, добавляемых в водяной пар, на показатели разработки элемента битумной залежи с применением ПГВ. В качестве растворителей были рассмотрены пропан, н-бутан, н-пентан и н-гексан с массовой долей в нагнетаемом потоке 1, 3,5, 7 и 10%.

В каждом расчетном варианте для первых трех месяцев моделировался прогрев скважинной пары, затем следовал короткий период сброса давления в добывающей скважине и вывод её на режим. Совместная закачка водяного пара и растворителей начиналась после шести лет реализации обычной технологии ПГВ, поскольку к этому времени успевает развиться паровая камера. В этом случае замена части пара, обладающего большой скрытой теплотой парообразования, на углеводородный растворитель не приводит к резкому снижению температуры пласта и, как следствие, дебита добывающей скважины.

скважина; 2 - добывающая скважина; — - моделируемый элемент.

1 - паронагнетательная

Таблица 2

Физические свойства битума

Параметр Единицы измерения Значение

Плотность кг/м3 1004

Вязкость при температуре:

10 °С мПа-с 1,7-10"

50 °С 7719

100 °С 187

150 °С 22,3

200 °С 3,1

Объемный коэффициент д.е. 1,02

Газовый фактор mj/mj 4,1

На рис. 2 показано рассчитанное изменение КИН при использовании УВР с различной их долей в нагнетаемом потоке.

Рисунок 2. Изменение КИН при использовании различных растворителей. В группах столбцы с увеличением массовой доли УВР слева направо, соответственно: 1,3,5, 7 и 10%

Во всех вариантах с пропаном, значение КИН за прогнозный период было ниже, чем по базовому варианту ПГВ без добавок в пар. Однако по

всем вариантам, кроме первого, было достигнуто снижение паробитумного отношения (рис. 3).

В работе показано, что при температуре и давлении, моделируемых в численном эксперименте, пропан преимущественно находился в газовой фазе, т.е. не происходило его конденсации на границе паровой камеры. Это приводило к тому, что пропан, заполняя пространство паровой камеры, играл роль изолятора, уменьшая эффективность передачи тепла от водяного пара к битуму. Кроме того, присутствие пропана в газовой фазе снижало парциальное давление водяного пара, вследствие чего снижалась и его температура.

0.10 п

о и о к г

я

ю о в. се

0.00

-0.10

-0.20 -

-о.зо -

-0.40 -

-0.50 -1

п

СзШ

н-СЛЬ

Н-ОН::

н-СбНм

□

Рисунок 3. Изменение паробитумного отношения при использовании различных УВР. В группах столбцы с увеличением массовой доли УВР слева направо, соответственно: 1, 3, 5, 7 и 10%

Для случаев с н-бутаном, н-пентаном и н-гексаном прослеживается тенденция к увеличению КИН с увеличением их массовой доли в нагнетаемом потоке. Однако было выявлено, что, несмотря на увеличение абсолютного значения КИН, отношение объемов дополнительно добытой нефти и накопленной закачки растворителя (удельная эффективность) имеет четко выраженный максимум (рис. 4).

Рисунок 4. Отношение объема дополнительной добычи нефти к накопленному объему закачанного УВР, в зависимости от его массовой доли в потоке

Таким образом, после достижения максимума отношения объема дополнительной добычи нефти к накопленному объему закачанного УВР, дальнейшее увеличение массовой доли УВР в нагнетаемом потоке снижает эффективность процесса с точки зрения удельного прироста КИН. Кроме того, при увеличении доли легкого углеводородного газа в паре возрастает газовый фактор добываемой продукции. В проектах ПГВ, где предусматривается механизированная добыча, это может привести к известным проблемам эксплуатации погружного оборудования и системы сбора продукции. Более того, с повышением содержания углеводородного газа в водяном паре увеличивается опасность его прорыва в добывающую скважину.

В третьей главе проводится анализ технологических параметров, оказывающих влияние на эффективность технологии совместного нагнетания пара и УВР с целью их оптимизации. В диссертации было показано, что при проектировании ПГВ недостаточно принимать во внимание только режим работы нагнетательной скважины и состав флюида, как это делалось в ряде работ других авторов (Гупта С. и др, 2005, Наср Т. и др, 2006, Гровинд П. и др., 2008). Важным элементом оптимизации является также режим работы

добывающей скважины, так как она находится на незначительном удалении от нагнетательной и любые изменения режима работы оказывают влияние на термобарические условия, в которые попадает закачиваемый флюид. Обратное утверждение также верно: режим работы нагнетательной скважины оказывает значительное влияние на термобарические условия отбора жидкости скважиной добывающей. Таким образом, при поиске оптимальных параметров технологии ПГВ с УВР необходимо рассматривать пару скважин как единую систему.

Оптимизация таких сложных динамических процессов, как ПГВ с изменяющимся компонентным составом закачиваемого флюида, - нетривиальная задача, требующая применения специальных оптимизационных алгоритмов. В работе показано, что зависимости технологических показателей разработки элемента битумной залежи от параметров ПГВ с УВР - существенно нелинейны с множеством локальных экстремумов.

Эволюционная стратегия оптимизации, предложенная Рехенбергом И. и Швефелем Х.-П., является эффективным средством поиска глобальных максимумов или минимумов на многоэкстремальном ландшафте целевых функций в пространстве решений большой размерности.

В работе указанный метод применен для решения задачи выбора оптимальных технологических режимов эксплуатации пары скважин при разработке битумной залежи методом ПГВ с модифицированным компонентным составом закачиваемого флюида, при различных целевых функциях и стратегиях разработки.

Поскольку эволюционная стратегия предусматривает расчет множества реализаций, для оптимизации технологических параметров ПГВ с добавлением УВР, в рамках диссертационной работы была разработана программная среда, которая интегрирует оптимизационный алгоритм и термогидродинамический симулятор. Схематично, интеграция показана на рис. 5.

Значение целевой функции

Термогидродинамический симулятор

Исходные данные для моделирования

Оптимизационный алгоритм

Рисунок 5. Схема интеграции термогидродинамического симулятора и оптимизационного алгоритма.

В качестве оптимизируемых параметров были выбраны: тип УВР, молярная доля УВР в нагнетаемом флюиде, расход закачиваемого флюида и забойное давление на добывающей скважине. Таким образом, в симуляторе нагнетательная скважина имела ограничение только по расходу закачки, а добывающая скважина - только по минимальному забойному давлению. Исследуемыми целевыми функциями служили такие показатели, как накопленная добыча нефти, паробитумное отношение, удельная эффективность, удельный по отношению к запасам чистый дисконтированный доход (ЧДД). Удельный ЧДД рассчитывался от начала закачки растворителя. Процесс максимизации эволюционной стратегией накопленной добычи битума, удельной эффективности растворителя и удельного ЧДД для случая с н-гексаном представлены на рис. 6-8, а минимизации паробитумного отношения - на рис. 9. Каждая точка на графиках представляет конечное значение целевой функции при определенном наборе оптимизируемых параметров на конец прогнозного периода.

' и

""Г" г«

• I 1

•и _ 1.

Т I

. ± _ 1_ _1 _ I__I _ 1_ _

_ 1 а _

_ 1 _1_ л _

10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 Итерация

5.0 « 4.5

3 4.0

¿3.5

О

ш 3.0

¡2.5

■е-

•в-2.0

п

' 1.5

X

л

5 1.0 и

>■ 0.5

0.0

- 1 1 _

. -I ^ I X _

, I Г

I I

. I__I .

Г • I . I__I _

■ I ..»-г:

"ГГТ1Т.

I 1

' 1 .

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Итерация

Рисунок 6. Процесс максимизации накопленной добычи битума

Рисунок 7. Процесс максимизации удельной эффективности УВР

. I

I I I I I I I I I I I I I

0 2 4 6 8 10 12 14 16 1а 20 22 24 26 28 30 Итерация

Ё 2.50 - -

• П'

-I -* -I-

»• т *

.--1-1--'-г

12 14 16 10 |4терация

20 22 24 26 28 X

Рисунок 8. Процесс максимизации Рисунок 9. Процесс минимизации ПБО

удельного ЧДЦ

В табл. 3 представлены оптимизированные параметры технологии ПГВ с УВР для различных целевых функций. Из полученных решений следует, что в зависимости от целевой функции набор оптимальных параметров технологии может существенно отличаться. Этот вывод является важным результатом серии оптимизационных экспериментов, имеющим актуальное практическое значение.

Таблица 3

Оптимизированные параметры технологии ПГВ с УВР

Целевая функция

Параметр Накопленная Удельная эф- Удельный Паробитумное

добыча нефти фективность ЧДД отношение

(тах) (тах) (тах) (тт)

н-Пентан

Молярная доля, д.е. 0,210 0,010 0,075 0,250

Расход флюида, м3/сут 200 135 131 114

Забойное давление на

добывающей скважине, 2,19 2,50 2,45 2,09

МПа

н-Гексан

Молярная доля, д.е. 0,220 0,011 0,110 0,270

Расход флюида, м3/сут 205 146 150 115

Забойное давление на

добывающей скважине, 2,11 2,45 2,48 2,03

МПа

н-Гептан

Молярная доля, д.е. 0,240 0,010 0,130 0,305

Расход флюида, м3/сут 230 151 160 116

Забойное давление на

добывающей скважине, 2,10 2,49 2,50 2,12

МПа

Оптимизация параметров по одному из сценариев дает компании-оператору гибкость при определении стратегии разработки группы залежей. Исходя из конкретных условий, можно рассматривать варианты реализации таких сценариев, как максимизация КИН, максимизация ЧДД, максимизация удельной эффективности УВР (например, при наличии сложностей снабжения промысла большими его объемами), минимизация паробитумного отношения (например, при наличии ограничений на мощность парогенератора или при строгих ограничениях на выбросы парниковых газов) и т.д.

Построенная в работе неизотермическая гидродинамическая композиционная модель, интегрированная с оптимизационным алгоритмом, позволяет анализировать и планировать вышеупомянутые сценарии разработки залежи или группы залежей.

Часто успех реализации технологии оценивается по нескольким показателям эффективности, каждый из которых характеризует технологию с экономической, технологической, экологической или с других точек зрения. Важной научно-технической задачей является выбор варианта реализации технологии, который был бы наиболее успешным с учетом всех основных показателей эффективности. Кроме того, нередко относительная важность критериев эффективности, особенно на стадии проектирования, априори неизвестна. В этой связи большое практическое значение имеет процесс принятия решений в условиях неопределенности.

В работе был проведен многокритериальный выбор рациональной стратегии реализации технологии ПГВ с УВР с учетом результатов серии оптимизационных вычислений. Получено, что при одновременном преследовании всех четырех рассмотренных целей, а также с точки зрения критерия Вальда (пессимизм лица, принимающего решение (ЛИР)) и критерия Гурви-ца (при нейтральном оптимизме ЛПР) из рассмотренных стратегий наиболее предпочтительными являются стратегии максимизации удельного ЧДД для случаев с совместной закачкой н-гексана или н-пентана.

В четвертой главе изучен вопрос разработки битумных залежей с повышенным газовым фактором (ГФ) методом ПГВ. Одной из особенностей составов многих битумов является достаточно высокое, по сравнению с другими легкими компонентами, содержание в них растворенного метана. В частности, это характерно для самых больших в мире залежей битума в районе реки Атабаска, Канада. Доля метана в битуме определяется многими факторами: изначальным составом легкой нефти, соотношением скорости миграции углеводородов в ловушку и интенсивностью деградации их состава в ней и др. В случаях, когда присутствие других легких компонентов в составе битума незначительно, ГФ битума считают отношение объема метана, выделившегося из глубинной пробы битума при однократном стандартном разга-зировании, к её объему.

Для исследования влияния ГФ битума на технологические показатели разработки залежи методом ПГВ были построены пять моделей битума с различным содержанием растворенного метана и, следовательно, различным ГФ. Основные физические свойства битума для рассмотренных значений ГФ приведены в табл. 4.

Константы фазового равновесия метана задавались с помощью корреляции, экспериментально полученной для битумов Атабаски в Исследовательском центре штата Альберта (ARC):

где Р - давление, кПа; Т- температура, °С.

Геолого-физические свойства пласта были аналогичны использованным в численных экспериментах, описанных во второй и третьей главах диссертации, и приведены в табл. 1.

Таблица 4

Физические свойства битума

Параметр Единицы Варианты

измерения 1 2 3 4 5

ГФ м3/м3 3,5 4,3 5,3 6,9 8,6

Молярная доля метана в би-

туме при начальных пласто- д.е. 0,082 0,100 0,120 0,150 0,180

вых условиях.

Плотность кг/м3 1008,4 1007,3 1006,0 1004,0 1001,9

Вязкость при температуре:

10 °С 4,2-106 3,9-Ю6 3,7-106 3,2-106 2,9-10"

60 °С 8808 8302 7774 7044 6382

110 °С мПа-с . 255 242 229 211 194

160°С 29,3 28,1 26,8 24,9 23,2

210 °С 7,4 7,1 6,8 6,4 6,0

260 °С 2,9 2,9 2,8 2,6 2,5

В каждом расчетном варианте в течение первых трех месяцев моделировался прогрев скважинной пары с последующим выводом на основной режим, при котором ограничение по максимальному давлению закачки состав-

ляло 2,5 МПа, а максимальный расход пара 220 м3/сут в водяном эквиваленте. На забое добывающей скважины давление контролировалось таким образом, чтобы в отбираемой жидкости отсутствовал пар, т.е. чтобы избежать прорывов пара в скважину.

На рис. 10 показана рассчитанная зависимость КИН от значения начального ГФ. Несмотря на то, что с увеличением ГФ начальная вязкость битума снижается, КИН также становится ниже, а паробитумное отношение растёт.

Основной причиной ухудшения технологических показателей разработки является снижение охвата пласта тепловым воздействием из-за выделения растворенного газа из битума, который, концентрируясь на границе паровой камеры, играет роль изолятора. На рис. 11 показано рассчитанное распределение насыщенности метаном, а на рис. 12 распределение температуры в пласте для вариантов с ГФ 3,5 и 8,6 м3/м3 на шестой год закачки пара (поперечный разрез элемента). При конденсации водяного пара на границе камеры удельный объем флюида резко снижается, что приводит к локальному понижению давления. В случаях, когда эффект локального понижения давления преобладает над диффузией метана внутрь паровой камеры, газ по большей части концентрируется на её границе.

На границе паровой камеры и перед ней образуется зона повышенной насыщенности метаном, которая препятствует передаче тепла от водяного пара к битуму. По этой же причине, как видно из рис. 12, размер паровой камеры в случае низкого ГФ больше.

д.е.

Рисунок 11. Насыщенность метаном после 6 лет закачки пара. Слева - для начального ГФ 3,5 м3/м3, справа - 8,6 м3/м3

Рисунок 12. Распределение температуры в пласте после 6 лет закачки Слева - для начального ГФ 3,5 м3/м3, справа - 8,6 м3/м3

пара.

В защищаемой работе для расширения области применимости метода ПГВ в пластах с повышенным значением ГФ предложено изменить компонентный состав закачиваемого флюида.

Для исследования влияния добавки УВР в пар на технологические показатели ПГВ в пластах с различными значениями ГФ, была проведена серия вычислительных экспериментов с н-гексаном в качестве УВР. Молярная доля добавки изменялась в интервале от 0,02 до 0,1 с шагом 0,02. Во всех случаях моделировалась закачка УВР с самого начала процесса разработки. Ограничения по скважинам были аналогичны тем, которые использовались в расчетах с обычной технологией ПГВ. Прирост КИН по рассмотренным вариантам приведен в табл. 5, а рассчитанная поверхность

функции изменения КИН в зависимости от начального ГФ и от молярной доли УВР изображена на рис. 13.

Таблица 5

Рассчитанный прирост КИН по рассмотренным вариантам начального ГФ и молярной доли н-гексана в закачиваемом потоке

Молярная д.е. ГФ, м3/м3^\ 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10

3,5 -0,26 0,43 1,02 1,73 2,52

4,3 0,97 2,10 2,94 3,69 4,38

5,3 4,10 6,91 8,38 9,62 9,62

6,9 5,55 8,61 10,98 12,17 13,22

8,6 5,05 8,57 10,78 12,25 13,28

Рисунок 13. Поверхность функции прироста КИН от ГФ и молярной доли н-гексана в потоке закачиваемого флюида

Полученные результаты показали, что, не смотря на интенсификацию добычи по всем вариантам, тем не менее, чем выше величина начального ГФ, тем значительнее прирост КИН. Эффект растворения битума УВР в пластах с высоким начальным ГФ существенно повышает эффективность процесса парогравитационного дренирования, поскольку ускоренное извлечение

битума с границы паровой камеры способствует её росту и улучшению охвата пласта тепловым воздействием.

Незначительный прирост, а в первом случае даже негативное изменение КИН по варианту с ГФ 3,5 м3/м3 объясняется тем, что небольшой слой метана перед паровой камерой не создает значительного препятствия для передачи скрытой теплоты водяного пара и вязкость битума в большей степени снижается благодаря нагреву.

Таким образом, при проектировании разработки битумных залежей важно иметь достоверную информацию о компонентном составе битума, так как это может в существенной мере определить эффективность планируемых методов извлечения. В битумных залежах с повышенным ГФ технология совместного нагнетания УВР и водяного пара является перспективной альтернативой традиционному ПГВ.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

1) Построена неизотермическая гидродинамическая композиционная модель битумной залежи, позволяющая моделировать различные тепловые методы разработки, в том числе - совместную закачку пара и УВР;

2) Исследована технология повышения эффективности ПГВ с помощью изменения компонентного состава закачиваемого флюида. Показано влияние типа и доли УВР в нагнетаемом потоке на технологические показатели разработки битумной залежи, а также определено наличие максимума удельной эффективности УВР;

3) Определено, что совместная закачка УВР и водяного пара позволяет снизить расход закачиваемого пара, необходимый для поддержания эффективного процесса гравитационного дренирования, а, следовательно, и сократить объемы сжигаемого метана и выбросы парниковых газов в атмосферу;

4) Разработана программа для проведения оптимизационных вычислений, интегрирующая термогидродинамический симулятор и эволюционную стратегию оптимизации. Выявлены оптимальные технологические парамет-

ры метода ПГВ с УВР, позволяющие достигать различные цели: максимизация накопленной добычи, удельной эффективности применения растворителя, удельного ЧДД, минимизация паробитумного отношения.

5) Получено, что при одновременном преследовании всех четырех рассмотренных целей, а также с точки зрения критерия Вальда (пессимизм ЛПР) и критерия Гурвица (нейтральный оптимизм ЛПР) наиболее предпочтительными стратегиями являются максимизация удельного ЧДЦ для случаев с совместной закачкой н-гексана или н-пентана;

6) Исследован процесс образования зоны повышенной газонасыщенности на границе паровой камеры в результате выделения газа из битума при ПГВ. Показано, что выделяющийся из битума газ негативно влияет на передачу тепла от водяного пара к битуму, снижая эффективность теплового воздействия;

7) Предложен способ повышения эффективности технологии ПГВ в залежах с повышенным газовым фактором битума, с помощью изменения компонентного состава закачиваемого флюида посредством добавки УВР. При этом прирост КИН тем выше, чем больше величина начального газового фактора битума.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Ибатуллнн Т.Р. Изучение притока жидкости к горизонтальной скважине и учет потерь давления по длине горизонтального ствола // Тезисы докладов 61-ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ -2007». - с. 45.

2. Ибатуллин Т. Р. Повышение эффективности технологии парогравитаци-онного воздействия с применением углеводородных растворителей // Нефтяное хозяйство, №10, 2008. - с 74-76.

3. Ibatullin Т., Zolotukhin A. Optimization of Solvent - based Enhancements of Steam Assisted Gravity Drainage // Proceedings of the 15th European Symposium on Improved Oil Recovery - Paris, France, 27 - 29 April 2009.

4. Ибатуллин Т. P. К вопросу разработки залежей битума с повышенным газовым фактором методом парогравитационного воздействия // Нефтяное хозяйство, №10,2009. - с 68-71.

5. Ibatullin Т. SAGD Performance Improvement in Reservoirs with High Solution Gas-Oil Ratio // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2009. http://www.ogbus.ru/eng/authors/IbatullinTR/IbatullinTR_l.pdf

Подписано в печать:

26.05.2010

Заказ № 3846 Тираж - 120 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 аооч чйялй.^Л

www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ибатуллин, Таир Равилевич

Введение.

Глава 1. Обзор современного состояния технологии парогравитационного воздействия и её модификаций.

1.1. Технология парогравитационного воздействия и методы её совершенствования.

1.2. Совершенствование технологии парогравитационного воздействия в масштабе системы разработки.

1.3. Совершенствование технологии парогравитационного воздействия на уровне скважинной пары.

1.4. Совершенствование технологии парогравитационного воздействия во взаимосвязи с поверхностным оборудованием промысла.

1.5. Актуальные проблемы в области повышения эффективности технологии парогравитационного воздействия.

Глава 2. Разработка критериев выбора углеводородных растворителей для совместного нагнетания с водяным паром в пласт.

2.1. Недостатки традиционной технологии парогравитационного воздействия.

2.2. Модификация компонентного состава закачиваемого флюида для повышения эффективности парогравитационного воздействия.

2.3. Построение неизотермической композиционной гидродинамической модели битумной залежи.

2.4. Результаты серии вычислительных экспериментов по моделированию совместного нагнетания углеводородных растворителей и водяного пара.

Глава 3. Определение оптимальных параметров технологии совместной закачки водяного пара и углеводородных растворителей при различных стратегиях разработки залежи.

3.1. Сложности оптимизации технологии парогравитационного воздействия и её модификаций.

3.2. Оптимизационный алгоритм и процесс оптимизации.

3.3. Определение оптимальных параметров технологии совместной закачки для различных целевых функций.

3.4. Анализ результатов серии оптимизационных вычислений.

3.5. Выбор рациональной стратегии реализации технологии парогравитационного воздействия с углеводородными растворителями в условиях неопределенности.

Глава 4. Повышение эффективности разработки битумных залежей с повышенным начальным газовым фактором.

4.1. Битумные залежи с повышенным начальным газовым фактором.

4.2. Исследование эффективности технологии парогравитационного воздействия в битумных залежах с различным значением начального газового фактора.

4.3. Использование углеводородных растворителей для расширения области применимости парогравитационного воздействия в пластах с повышенным начальным газовым фактором.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности технологии парогравитационного воздействия и оптимизация ее параметров на основе управления компонентным составом заканчиваемого флюида"

Актуальность темы исследования На фоне истощения традиционных запасов углеводородов, разработка огромных запасов месторождений природных битумов и тяжелых нефтей (ПБ и ТН) в России и зарубежом с каждым годом становится всё более актуальной задачей. Основные запасы таких углеводородов в силу малых глубин залегания и ассоциированности с более глубоко залегающими запасами легких углеводородов часто хорошо опоискованы и разведаны, поэтому на первое место выходит проблема разработки методов эффективного их извлечения.