Разработка залежей тяжелых нефтей и природных битумов

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

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:

• карьерный [open-pit method] и шахтный [mining method] способы разработки;
• так называемые «холодные» способы добычи [cold recovery methods];
• тепловые методы добычи [thermal recovery methods].

Естественно, что применимость той или иной технологии обусловливается геологическим строением [geology] и условиями залегания пластов [structure of formations], физико-химическими свойствами [physical and chemical properties] пластового флюида [formation fluid], состоянием и запасами углеводородного сырья, климатическими, географическими условиями и др.

Идея использования высокой плотности [high density] битумов в качестве движущей силы в процессе добычи с применением термического воздействия [thermal recovery] впервые была реализована на Ярегском месторождении [Yarega oil field], которое разрабатывается так называемым шахтно–скважинный способом [mining and oilwell method].

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 [horizontal drilling] 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 [horizontal wells], расположенных параллельно одна над другой. Скважины бурятся через нефтенасыщенные толщины [net oil thicknesses] вблизи подошвы пласта [formation bottom]. Расстояние между двумя скважинами, как правило, составляет 5 метров. Длина горизонтальных стволов [horizontal wellbores] достигает 1000 м. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара [steam injection] в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры [high-temperature steam chamber].

Процесс парогравитационного воздействия [steam-assisted gravity development] начинается со стадии предпрогрева [preheating], в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляция пара [circulation of steam] в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла [conductive heat transfer] осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами [production well and injection well (producer and injector)], снижается вязкость нефти [oil viscosity] в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь [hydrodynamic communication] 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 [reservoir], создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела [interface] паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена [heat transfer], в результате которого пар конденсируется [condensates] в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести [gravity].

Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта [formation top], после чего она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла [heat loss] 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 [sandstone] Атабаска [Athabasca] 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 [recovery factor (Rf)] по элементу составил 50%, а накопленное паронефтяное соотношение [cumulative steam oil ratio] не превысило 2,5, что подтвердило экономическую рентабельность проекта. На следующей стадии проекта в 1993 году была начата коммерческая разработка залежи [commercial field development] тремя парами скважин с длиной горизонтального участка 500 м. Для мониторинга процесса разработки была пробурена 21 наблюдательная скважина [observation wells], оборудованная термопарами [thermocouples] и пьезометрическими датчиками давления [piezometric pressure sensors].

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:

• Достижение максимальной энергоэффективности [energy efficiency];
• Оптимальный процесс разделения нефти и воды [oil-water separation];

• Очистка воды для повторного использования [reuse] в производстве пара.

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

Одним из перспективных направлений повышения эффективности проектов SAGD с технологической, экономической и, что немаловажно, с экологической точки зрения является использование углеводородных растворителей [hydrocarbon solvent]. За последние годы был разработан целый ряд модификаций SAGD:

• Vapour Extraction (VAPEX) – извлечение нефти посредством парообразного растворителя [vapor solvent],
• Expanding Solvent SAGD (ES-SAGD) – парогравитационное воздействие с добавкой растворителя,
• Solvent Aided Process (SAP) – процесс с добавкой растворителя,
• Steam Alternating Solvent (SAS) – чередование закачки пара и растворителя.

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

• технологии, в которых пар полностью заменяется растворителем;
• совместное нагнетание пара и растворителя;
• последовательная (циклическая) закачка пара и растворителя.

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

Преимущества и недостатки технологии

Преимущества технологии парогравитационного дренажа: высокий коэффициент извлечения нефти (КИН) – при благоприятных условиях достигает 75%; процесс добычи нефти происходит непрерывно [continuously]; баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла, как результат – максимальные объемы извлечения; оптимальный суммарный паронефтяной коэффициент [cumulative steam oil ratio].

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

Оригинал статьи