The analytical model for development of heavy oil deposit by steam-assisted gravity drainage method. Метод sagd добычи нефти


(PDF) The analytical model for development of heavy oil deposit by steam-assisted gravity drainage method

62 02’2015 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Одним из эффективных способов разработки за-

лежей высоковязких нефтей и природных би-

тумов является парогравитационное воздей-

ствие. В методе парогравитационного дренажа, или

SAGD (steam-assisted gravity drainage), используются две

горизонтальные скважины (ГС), которые бурятся парал-

лельно вблизи подошвы пласта на расстоянии 5–10 м

одна над другой [1]. Верхняя ГС предназначена для на-

гнетания пара и создания в пласте высокотемператур-

ной паровой камеры, нижняя – для добычи нефти. В на-

стоящее время метод SAGD применяется на Ашальчин-

ском месторождении в Республике Татарстан, на Лыа-

ельской площади Ярегского месторождения в Республи-

ке Коми, а также на месторождениях сверхвязких неф-

тей Канады, США, Венесуэлы, Китая.

Экспериментальные исследования на физической мо-

дели [2–5] и численные расчеты на гидродинамическом

симуляторе CMG STARS [6–8] показали, что можно вы-

делить три основные стадии процесса. На начальной

стадии пар, имеющий относительно низкую плотность,

поднимается вверх и происходит рост паровой камеры

до кровли пласта. После этого она продолжает расши-

ряться в горизонтальном направлении. По своей форме

паровая камера в плоскости, перпендикулярной скважи-

нам, близка к треугольнику, вершина которого совпада-

ет с добывающей ГС (рис. 1). На заключительной стадии

паровая камера расширяется в направлении подошвы

пласта. При разработке залежей сверхвязкой нефти по

стандартной технологии SAGD используются ряды пар

нагнетательных – добывающих ГС. Паровые камеры об-

разуются над каждой парой скважин и, достигнув кров-

ли пласта, распространяются в горизонтальной плоско-

сти вплоть до смыкания [1].

Предположим, что расстояние между парами ГС со-

ставляет 2Ми движущаяся граница паровой камеры

остается прямолинейной. Дебит нефти добывающей ГС

в ограниченном пласте рассчитывается по формуле

где L– длина ствола ГС; j– пористость; DS0– раз-

ность начальной и конечной нефтенасыщенности; k–

эффективная проницаемость пласта; g– ускорение сво-

qt

LSkg H

am tT

LSkg H

am

kg L

am M tT T t T

22,0

22,3

,

s

M

ss

MM M

0

1

2

0

1

2

()

()

=

ϕ∆ α

ν



≤≤

ϕ∆ α

ν



−α

ν−≤≤

Р.С. Хисамов, д.г.-м.н.

(ОАО «Татнефть»),

П.Е. Морозов, к.т.н.,

М.Х. Хайруллин, д.т.н.,

М.Н. Шамсиев, д.т.н.,

А.И. Абдуллин, к.ф.-м.н.

(Институт механики

и машиностроения КазНЦ РАН)

Ключевые слова: парогравитационный дренаж,

сверхвязкая нефть, паровая камера, горизонтальная

скважина, дебит, аналитическая модель.

УДК 622.276.652.001 © Коллектив авторов, 2015

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Адрес для связи: [email protected]

The analytical model for development of heavy

oil deposit by steam-assisted gravity drainage

method

R.S. Khisamov (Tatneft OAO, RF, Almetyevsk),

P.E. Morozov, M.Kh. Khairullin, M.N. Shamsiev, A.I. Abdullin

(Institute of Mechanics and Engineering of Kazan Science

Center of RAS, RF, Kazan)

E-mail: [email protected]

Key words: SAGD, heavy oil, steam chamber, horizontal well, oil rate,

analytical model.

In this paper the analytical model to predict the performance of steam-as-

sisted gravity drainage is developed. The model is validated on the experi-

mental data of physical model of the SAGD process. Theoretical oil rate pre-

diction at the steam-assisted gravity drainage for conditions of heavy oil

reservoir on the Ashalchinskoye field is presented.

Аналитическая модель разработки залежи

сверхвязкой нефти методом

парогравитационного дренажа

Рис. 1. Схема паровой камеры:

H–эффективная толщина пласта; M–половина расстояния

между парами ГС; 1, 2 – скважина соответственно добывающая и

нагнетательная

(1)

www.researchgate.net

(PDF) The analytical model for development of heavy oil deposit by steam-assisted gravity drainage method

62 02’2015 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Одним из эффективных способов разработки за-

лежей высоковязких нефтей и природных би-

тумов является парогравитационное воздей-

ствие. В методе парогравитационного дренажа, или

SAGD (steam-assisted gravity drainage), используются две

горизонтальные скважины (ГС), которые бурятся парал-

лельно вблизи подошвы пласта на расстоянии 5–10 м

одна над другой [1]. Верхняя ГС предназначена для на-

гнетания пара и создания в пласте высокотемператур-

ной паровой камеры, нижняя – для добычи нефти. В на-

стоящее время метод SAGD применяется на Ашальчин-

ском месторождении в Республике Татарстан, на Лыа-

ельской площади Ярегского месторождения в Республи-

ке Коми, а также на месторождениях сверхвязких неф-

тей Канады, США, Венесуэлы, Китая.

Экспериментальные исследования на физической мо-

дели [2–5] и численные расчеты на гидродинамическом

симуляторе CMG STARS [6–8] показали, что можно вы-

делить три основные стадии процесса. На начальной

стадии пар, имеющий относительно низкую плотность,

поднимается вверх и происходит рост паровой камеры

до кровли пласта. После этого она продолжает расши-

ряться в горизонтальном направлении. По своей форме

паровая камера в плоскости, перпендикулярной скважи-

нам, близка к треугольнику, вершина которого совпада-

ет с добывающей ГС (рис. 1). На заключительной стадии

паровая камера расширяется в направлении подошвы

пласта. При разработке залежей сверхвязкой нефти по

стандартной технологии SAGD используются ряды пар

нагнетательных – добывающих ГС. Паровые камеры об-

разуются над каждой парой скважин и, достигнув кров-

ли пласта, распространяются в горизонтальной плоско-

сти вплоть до смыкания [1].

Предположим, что расстояние между парами ГС со-

ставляет 2Ми движущаяся граница паровой камеры

остается прямолинейной. Дебит нефти добывающей ГС

в ограниченном пласте рассчитывается по формуле

где L– длина ствола ГС; j– пористость; DS0– раз-

ность начальной и конечной нефтенасыщенности; k–

эффективная проницаемость пласта; g– ускорение сво-

qt

LSkg H

am tT

LSkg H

am

kg L

am M tT T t T

22,0

22,3

,

s

M

ss

MM M

0

1

2

0

1

2

()

()

=

ϕ∆ α

ν



≤≤

ϕ∆ α

ν



−α

ν−≤≤

Р.С. Хисамов, д.г.-м.н.

(ОАО «Татнефть»),

П.Е. Морозов, к.т.н.,

М.Х. Хайруллин, д.т.н.,

М.Н. Шамсиев, д.т.н.,

А.И. Абдуллин, к.ф.-м.н.

(Институт механики

и машиностроения КазНЦ РАН)

Ключевые слова: парогравитационный дренаж,

сверхвязкая нефть, паровая камера, горизонтальная

скважина, дебит, аналитическая модель.

УДК 622.276.652.001 © Коллектив авторов, 2015

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Адрес для связи: [email protected]

The analytical model for development of heavy

oil deposit by steam-assisted gravity drainage

method

R.S. Khisamov (Tatneft OAO, RF, Almetyevsk),

P.E. Morozov, M.Kh. Khairullin, M.N. Shamsiev, A.I. Abdullin

(Institute of Mechanics and Engineering of Kazan Science

Center of RAS, RF, Kazan)

E-mail: [email protected]

Key words: SAGD, heavy oil, steam chamber, horizontal well, oil rate,

analytical model.

In this paper the analytical model to predict the performance of steam-as-

sisted gravity drainage is developed. The model is validated on the experi-

mental data of physical model of the SAGD process. Theoretical oil rate pre-

diction at the steam-assisted gravity drainage for conditions of heavy oil

reservoir on the Ashalchinskoye field is presented.

Аналитическая модель разработки залежи

сверхвязкой нефти методом

парогравитационного дренажа

Рис. 1. Схема паровой камеры:

H–эффективная толщина пласта; M–половина расстояния

между парами ГС; 1, 2 – скважина соответственно добывающая и

нагнетательная

(1)

www.researchgate.net

Шахтная добыча тяжелых нефтей



realref.ru tema-18-lichnaya-prodazha.htmltema-18-liderstvo-stil-rukovodstva-i-imidzh-menedzhera.htmltema-18-lyudina--susplstvo-socalnij-analz.htmltema-18-makroekonomicheskoe-ravnovesie-na-tovarnom-i-denezhnom-rinke-v-zakritoj-ekonomike-model-is-lm.html

Карьерная (открытая) разработка месторождений СВН и ПБ.

Термические методы добычи нетрадиционных нефтей.

К термическим методам добычи нетрадиционных нефтей относятся: стимулирование добычи циклической закачкой пара и заводнение паром (Cyclic Steam Stimulation – CSS and Steamflood), гравитационное дренирование с помощью пара (Steam Assisted gravity Drainage – SAGD), внутрипластовое горение, нагрев призабойной зоны электрическими нагревателями или радиоволнами.

КИН при применении CSS находится в пределах от 20 до 30% с соотношением объема закачиваемого пара к объему добываемой нефти от 1/3 до 1/5.

SAGD является наиболее поздней разработкой по сравнению с CSS или заводнением паром. SAGD получил быстрое распространение в Западной Канаде из-за его способности добывать тяжелую нефть из очень неглубоких продуктивных пластов при методах обычной закачки пара. Скважины SAGD работают при низких давлениях пара по сравнению с CSS или скважин при заводнении паром. SAGD находит применение на скважинах глубиной от 100 до нескольких сотен метров.

Дебит скважины при SAGD может составлять от 80 до нескольких сот тонн в сутки. Теоретически КИН может составлять от 50 до 70% и соотношение закачиваемого пара к объему добычи нефти составляет 2 к 3. В настоящее время еще нет завершенной добычи с использованием SAGD для оценки окончательных КИН. Затраты на добычу при SAGD находятся в пределах от $ 16 до $ 18 за баррель.

Однако для этого метода имеются существенные ограничения. Чтобы SAGD был эффективным, толщина зоны тяжелой нефти должна быть не менее 10 м, но предпочтительно, чтобы она была еще более 15 м.

В Канаде работают два комплекса (завода) по получению синтетической нефти из залежей ПБ, разрабатываемых открытым способом. Первый был введен в 1967 г. компанией Suncor Inc. Второй – компанией Syncrude Canada Ltd в 1978 г.

Несмотря на значительные осложнения с добычей битумов открытыми разрезами и их переработкой объем производства синтетической нефти двумя вышеприведенными крупнейшими компаниями в 2010г. составил 24,5 млн. т.

В Канаде ведутся подготовительные работы и по ряду других проектов карьерной разработки ПБ.

Себестоимость производства синтетической нефти на заводе Syncrude Canada Ltd. колебалась в пределах от $ 16 до $ 19 долларов за баррель.

В США в 90-х годах прошлого столетия началась промышленная разработка залежей ПБ в штате Юта производительностью 13,5 тыс. т/сут синтетической нефти.

Этими методами в мире занимались давно, с 1735г. но постоянно с 1939г. в мире работала и продолжает работать шахтная добыча на ягерском месторождении Коми Республики. Здесь из существующих трех нефтяных шахт с начала разработки добыто 16,0 млн.т. нефти, в т.ч. за счет термошахтного способа – 8,3 млн.т.

В целом технология и техника горных и буровых работ на Ярегском месторождении имеет уровень мировой новизны и является уникальной всемирной лабораторией разработки месторождений тяжелых нефтей шахтным способом с использованием горизонтальных скважин и тепловых методов воздействия на пласт.

Технология термошахтной добычи нефти сочетает в себе преимущество шахтного способа – высокую плотность сетки скважин – с паротепловым воздействием на пласт в условиях нефтяных шахт.

На отдельных участках Ярегского месторождения, находящихся в завершающей стадии разработки, благодаря применению технологии термошахтной добычи нефти достигнута нефтеотдача 50-60%.

В настоящее время применяется новая технология повышения нефтеотдачи пластов месторождений высоковязких нефтей и природных битумов – подземно-поверхностную систему термошахтной разработки. Эта технология является эффективной и экологически безопасной для окружающей среды.

realref.ru