Добыча тяжелой нефти - Heavy oil production

Добыча тяжелой нефти - развивающаяся технология добычи тяжелой нефти в промышленных объемах. Оценочные запасы тяжелой нефти более 6 трлн. бочки, в три раза больше, чем у обычной нефти и газа.

Факторы, влияющие на сложность ввода запасов в производство, включают: проницаемость, пористость, глубина и давление. В плотность и вязкость масла является определяющим фактором.[1] Плотность и вязкость определяют способ экстракции.[2]

Вязкость масла зависит от температуры и определяет легкость извлечения; температуру можно регулировать, чтобы масло можно было перемещать без использования дополнительных технологий.[3] Плотность более важна для нефтепереработчиков, поскольку она представляет собой выход после перегонки. Однако между ними нет никаких отношений.[2]

Нефтяные резервуары существуют на разных глубинах и при разных температурах. Хотя вязкость значительно зависит от температуры, плотность является стандартом классификации нефтяных месторождений. Сырая нефть плотность обычно выражается в градусах Американский нефтяной институт (API) плотность, связанная с удельный вес. Чем ниже Плотность в градусах API, тем плотнее масло. Плотность жидкой сырой нефти в градусах API составляет от 4º для деготь богат в битум конденсатам с плотностью в градусах API 70º. Тяжелая нефть подразделяется на сверхтяжелую нефть и легкую нефть. У них плотность по API в диапазоне от 10 ° до 20 °.[4]

Сырая нефть, образованная нефтематеринскими породами, имеет плотность в градусах API от 30º до 40º. Сырая нефть становится тяжелой после значительного разложения, улавливания и во время удаления летучих веществ. Разложение происходит в результате химических и биологических процессов, когда нефтяные резервуары загрязняются бактерии через подземные воды.[5] Затем бактерии разрушают некоторые сырая нефть компоненты в тяжелые компоненты, что делает его более вязким. Вода уносит низко молекулярный вес углеводороды в форме раствора, поскольку они более растворимы. Когда сырая нефть закрывается пленкой низкого качества, более легкие молекулы отделяются и улетучиваются, оставляя более тяжелые компоненты в результате удаления летучих веществ.[6]

Тяжелая нефть обычно встречается в геологически молодых пластах, поскольку они мелкие и имеют менее эффективные уплотнения, что создает условия для образования тяжелой нефти.

Терминология

Схема впрыска

Схема закачки относится к расположению добывающей и нагнетательной скважин в зависимости от положения, размера и ориентации потока коллектора.[7] Схемы нагнетания могут изменяться в течение срока службы скважины за счет перемещения нагнетательной скважины в области, где может быть достигнут максимальный объем контакта.

Географическая неоднородность

Геологическая неоднородность - это пространственное распределение пористости и проницаемости в породах-коллекторах.

Проницаемость

Проницаемость зависит от размера зерен осадка, которые сформировали горную породу, и от того, как они были упакованы. Проницаемость - это количество пор, а их взаимосвязь в породе и наличие в породе различных слоев с разной проницаемостью является проявлением геологической неоднородности. Когда происходит нагнетание пара, вода проходит через более проницаемые слои, минуя богатые нефтью менее проницаемые слои. Это вызывает низкую эффективность вытеснения и преждевременную добычу воды с объемом нефти, контактирующей с водой.[8]

Эффективность развертки

Эффективность вытеснения - это мера эффективности метода увеличения нефтеотдачи, которая зависит от общего объема пласта, с которым контактирует закачиваемая жидкость. На эффективность вытеснения влияет множество факторов: коэффициент подвижности, направленная проницаемость, совокупная закачиваемая вода, характер заводнения, геологическая неоднородность и распределение давления между нагнетательными скважинами и производителями.

Эффективность вытеснения

Эффективность вытеснения - это доля нефти, извлеченная из зоны, вытесненной закачкой пара или любым другим методом вытеснения. Это процентный объем нефти, которая была извлечена путем вытеснения закачиваемой жидкостью или вытесняющим элементом, закачанным в пласт. Это разница между объемом резервуара до начала вытеснения и объемом после завершения вытеснения.[9]

Амплитуда в зависимости от смещения

Амплитуда в зависимости от смещения (AVO) - это метод, используемый в сейсмическая инверсия прогнозировать наличие резервуаров и окружающих их типов пород. Литературные обзоры и исследования включают анализ AVO и сейсмической инверсии при разведке нефти и исследованиях физики горных пород.[10]

Сейсмические волны, проецируемые в нефтяные пласты, подвергающиеся закачке пара, дают данные, которые показывают наличие высоких значений затухания волн. Это затухание обычно основано на дисперсии скоростей. Исследования показывают отражение сейсмической волны между упругим перегружать и эквивалентный носитель имеют коэффициенты отражения которые меняются в зависимости от частоты. Это изменение зависит от поведения AVO на интерфейсе. Расчет синтетических сейсмографов для идеальной модели выполняется с использованием метода отражательной способности для тех материалов, скорости и ослабления которых зависят от частоты. Это обычно используется, поскольку эффекты изменения скорости и затухания обнаруживаются на суммированных данных.[11]

Усовершенствованные методы спектрального разложения более четко показали частотно-зависимые параметры. Например, насыщенные породы обладают низкочастотным сейсмическим воздействием на породы, насыщенные углеводородами. Кроме того, зоны, насыщенные углеводородами, имеют чрезвычайно высокие значения затухания по результатам прямых измерений добротности (Q).[10] Системные вариации частот со смещением, где стандартная амплитуда по отношению к смещению - это AVO, не учитывают затухание, что приводит к использованию чисто отражательной модели. Основная цель - уравновесить частотную составляющую ближнего и дальнего штабелей с одновременной корректировкой эффекта затухания над покрывающим слоем.[12]

AVO используется для обнаружения наличия нефтяных резервуаров из-за аномалии, очевидной в нефтяных резервуарах, где подъем AVO является заметным в богатых нефтью отложениях. Это не так полезно при определении породных пластов и свойств проницаемости для повышения эффективности охвата. Кроме того, не все нефтяные пласты проявляют одни и те же аномалии, связанные с коллекторами углеводородной нефти, поскольку они иногда вызваны остаточными углеводородами из разорванных колонн газа.

Сейсмический анализ

Сейсмические исследования - стандартный метод, используемый для картирования земной коры. Данные этих исследований используются для получения подробной информации о типах и свойствах горных пород. Отражение звуковых волн от скальных образований под поверхностью позволяет анализировать отраженные волны. Промежутки времени между падающей и отраженной волнами, а также свойства принятой волны дают информацию о типах горных пород и возможных запасах нефтяных и газовых месторождений.

Если геологическая неоднородность коллектора известна, схемы нагнетания могут быть спроектированы таким образом, чтобы направлять нагнетания в менее проницаемые слои породы, содержащие нефть. Проблема состоит в том, что распределение проницаемости коллектора трудно определить, поскольку неоднородность изменяется от одной области к другой. Следовательно, чтобы максимизировать нефтеотдачу (эффективность вытеснения), необходимо отслеживать и отображать ориентацию проницаемых слоев с помощью сейсмические исследования.[13] Сейсмические волны проходят через горные образования, и анализируются промежутки времени и искажения сейсмических волн для картирования ориентации проницаемости для повышения эффективности установки схем нагнетания.[14]

Технологии добычи нефти

Извлечение нефти включает три стадии добычи: первичную, вторичную и третичную. Поскольку подвижность представляет собой соотношение эффективной проницаемости и фазовой вязкости, продуктивность скважины прямо пропорциональна произведению толщины пласта породы-коллектора и подвижности.[15][16]

Первичное восстановление

Первичная добыча использует создание давления газов в пласте, гравитационный дренаж или их комбинацию. Эти методы представляют собой холодную добычу и обычно называются «естественным подъемом». Для традиционной нефти холодная добыча имеет коэффициент извлечения более 30 процентов, а для тяжелой нефти он повышается от 5 до 10 процентов.[2]

Один из вариантов холодного производства называется добычей тяжелой нефти из песка (CHOPS). CHOPS создает червоточину или пустоту, где нефть вытягивается из окружающих пород в направлении ствол скважины. Эти методы называются холодное производство, поскольку они используются при температуре окружающей среды резервуара. Когда естественное подъемное давление не создает достаточного подземного давления или когда давление снижается и становится недостаточным для перемещения нефти через ствол скважины, первичная добыча достигла предела добычи, за которой следует вторичная добыча.

Вторичное восстановление

В методах вторичной добычи также используется холодная добыча, но используются внешние источники давления для создания необходимого внутреннего давления, все еще при пластовой температуре.[17] Вторичные методы восстановления предполагают создание искусственного давления путем нагнетания элементов для создания искусственного давления. Вода, природный газ или углекислый газ являются первичными инъекционными препаратами. Давление заставляет нефть подниматься в добывающую скважину.[18] Со временем искусственное давление теряет эффективность, потому что оставшаяся (тяжелая) нефть слишком вязкая, чтобы течь, и удерживается песчаник в водоемах. Комбинированный коэффициент извлечения двух методов добычи методом холода составляет от 10 до 20 процентов в зависимости от свойств нефти и типов пород.[17]

Третичное восстановление

Третичное восстановление широко известно как Повышение нефтеотдачи (EOR). Это метод добычи нефти после того, как на первичной и вторичной стадиях извлечена большая часть нефти из резерва. В частности, повышение нефтеотдачи используется для извлечения нефти, захваченной в пористых породах, и тяжелой нефти, которая слишком вязкая для протекания. Три метода третичного извлечения: химическое усиленное извлечение, термическое усиленное извлечение и смешанное усиленное извлечение.[12]

Он включает как термические, так и нетермические методы.[17] Нетермические методы включают использование химикатов и микробов для разрыхления захваченной тяжелой нефти и углекислого газа под давлением. Однако термические методы, в основном закачка пара, являются наиболее эффективным способом снижения вязкости и мобилизации тяжелой нефти.

Впрыск пара

Среди трех основных типов нагнетания пара, например, заводнение паром нагнетает пар под давлением в нагнетательную скважину, где он нагревается и вытесняет более подвижную нефть. Методы повышения нефтеотдачи дорогостоящие из-за необходимой энергии и материалов.[3] Следовательно, количество тяжелой нефти, извлекаемой из пласта, зависит от экономики. По этой причине ERO начинается с анализа коллектора, горных пород, проницаемости, геометрии пор и вязкости. Включая неоднородность коллектора, эти факторы влияют на успех любого метода добычи.

Общая эффективность является продуктом эффективности развертки и эффективности вытеснения.

Циклическая паростимуляция

Циклическая стимуляция паром (CSS) нагнетает пар через одну скважину в течение определенного периода времени, позволяя ему нагреться и снизить вязкость, а затем добывает нефть через ту же скважину с чередованием циклов нагнетания и извлечения.

Паровая гравитационная дренажная система

Гравитационный дренаж с помощью пара (САГД) предполагает использование многоярусных горизонтальных скважин. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара, который нагревает окружающую тяжелую нефть, которая затем течет в нижнюю горизонтальную добывающую скважину.[19]

Закачка пара состоит из двух основных методов: циклической закачки пара и закачки пара.

Циклический впрыск пара

Во время циклической циркуляции пара (CSC) пар нагнетается в нефтяной пласт, где возникающее в результате высокое давление разрушает породы коллектора и нагревает нефть, снижая ее вязкость. Удаление масла происходит в три этапа: впрыск, пропитывание и добыча. Пар с высокой температурой и давлением остается в резервуаре от нескольких дней до недель, чтобы масло могло поглощать тепло. Затем начинается производство. Первоначально продуктивность высокая, но снижается по мере потери тепла; процесс повторяется до тех пор, пока это не станет экономически невыгодным. Циклическая закачка пара восстанавливает от 10 до 20 процентов всего объема нефти. Когда этот метод становится неэкономичным, применяется нагнетание пара.[20]

Закачка пара обычно используется в горизонтальных и вертикальных нефтяных скважинах для пластов с вязкостью до -100 000 сП. В скважинах с циклическим нагнетанием пара нефть может быть как вязкой, так и твердой. Основной механизм - растворение «твердого вещества».[20] Не существует единого мнения об идеальном времени замачивания, которое может варьироваться от нескольких дней до недель. Однако более короткое время замачивания является предпочтительным по эксплуатационным и механическим соображениям. После первой обработки добыча нефти происходит за счет естественного подъема из-за начальной энергии пласта. Однако для последующих циклов добыче может потребоваться перекачка. Циклический впрыск становится все менее и менее эффективным при добыче нефти по мере увеличения количества циклов.[19] В зависимости от характеристик коллектора можно использовать до девяти циклов.

Непрерывная закачка пара (закачка пара)

Этот метод извлекает больше нефти, чем циклическая закачка пара. Он имеет более низкий термический КПД, чем CSC, и требует большей площади поверхности.[21] Здесь используются как минимум две скважины, одна для закачки пара, а другая для добычи нефти. Паровое затопление восстанавливает около 50 процентов всей нефти. Пар нагнетается через инжектор при высокой температуре и давлении. Технологии закачки пара стали более доступными и эффективными. Было разработано несколько вариаций.[12] Однако высокие затраты требуют тщательной оценки, углубленного изучения нефтяного коллектора и надлежащего проектирования.[22]

Рок-физика

Традиционно свойства горных пород и минералов под поверхностью земли определялись посредством сейсморазведки и сейсмология от землетрясений. Время прохождения, вариации фазы и амплитуды сейсмических волн, возникающих во время сейсморазведки, показывают свойства породы и флюидов на подземном уровне. Ранее сейсморазведочные работы изучали сейсмические данные только для горных пород, которые могли удерживать углеводороды. Однако благодаря технологическому прогрессу сейсмические данные стали полезными для определения поровых флюидов, насыщенности, пористости и литология.[23]

Свойства коллектора и сейсмические данные были связаны недавней разработкой, названной физикой горных пород. Физика горных пород использовалась при разработке основных методов, таких как сейсмический мониторинг коллектора, прямое обнаружение углеводородов и определение сейсмической литологии с использованием коэффициента отражения, зависящего от угла. Приложения для физики горных пород основаны на понимании различных свойств, влияющих на сейсмические волны. Эти свойства влияют на поведение волн при их распространении и на то, как изменение одного из этих свойств может привести к получению различных сейсмических данных. Такие факторы, как температура, тип флюида, давление, тип пор, пористость, насыщенность и другие взаимосвязаны таким образом, что при изменении одного элемента изменяются и другие.[24]

Уравнение Гассмана

Свойства поровых флюидов и замещение флюидов в физике горных пород рассчитываются с использованием Уравнение Гассмана. Он рассчитывает, как изменение флюида влияет на сейсмические свойства, с использованием элементов рамы. В уравнении используются известные объемные модули поровой жидкости, твердой матрицы и каркасного модуля для расчета модуля объемной упругости среды, насыщенной жидкостью. Породообразующие минералы представляют собой твердую матрицу, каркас - образец скелетной породы, а поровый флюид - это газ, вода, нефть или их комбинация. Для уравнения, которое будет использоваться, основные предположения состоят в том, что 1) матрица и рамка макроскопически однородны; 2) поры в породе все взаимосвязаны; 3) жидкость в порах не имеет трения; 4) жидкостная система в породе является замкнутой системой, то есть недренированной; и 5) жидкость в породе никоим образом не взаимодействует с твердым телом, делая каркас более мягким или твердым.[20]

Первое предположение гарантирует, что длина волны больше, чем размер пор и зерен породы. Предположение соответствует общему диапазону длин волн и частот от лабораторного до сейсмического диапазона. Предположение 2) предполагает, что проницаемость пор породы является однородной и в породе отсутствуют изолированные поры, так что проходящая волна индуцирует полное равновесие потока жидкости через поры в течение полупериода цикла волны. Поскольку проницаемость пор зависит от длины волны и частоты, большинство горных пород соответствует этому предположению.[19] Однако для сейсмических волн этому предположению удовлетворяют только рыхлые пески из-за их высокой проницаемости и пористости. С другой стороны, для высоких частот, таких как каротажные и лабораторные частоты, большинство горных пород может соответствовать этому предположению. В результате скорости, рассчитанные с использованием уравнения Гассмана, ниже, чем скорости, измеренные с использованием каротажных или лабораторных частот. Предположение 3) предполагает, что жидкости не имеют вязкости, но поскольку в действительности все жидкости имеют вязкость, это предположение нарушается уравнениями Гассмана. Предположение 4) предполагает, что поток горной жидкости изолирован на границах для лабораторного образца породы, что означает, что изменения напряжений, вызванные проходящей волной, не вызывают значительного потока жидкости из образца породы. Предположение 5) предотвращает любое нарушающее взаимодействие между химическими или физическими свойствами скелета породы и поровой жидкости. Это предположение не всегда выполняется, поскольку взаимодействие неизбежно и из-за него обычно изменяется поверхностная энергия. Например, когда песок взаимодействует с тяжелой нефтью, в результате получается смесь с высоким сдвигом и модулем объемной упругости.[13]

Источники

Рекомендации

  1. ^ Тул и Мясо 2003.
  2. ^ а б c Амбастха 2008.
  3. ^ а б Alusta et al. 2011 г..
  4. ^ Мартиниус и др. 2005 г..
  5. ^ Драммонд и Исраэлашвили 2004.
  6. ^ Аван, Тейгланд и Клеппе, 2008 г..
  7. ^ Сиданск и Серайт 2007.
  8. ^ Frampton et al. 2009 г..
  9. ^ Омс и др. 2009 г..
  10. ^ а б Passalacqua & Strack 2016.
  11. ^ Teng et al. 2017 г..
  12. ^ а б c Muggeridge et al. 2014 г..
  13. ^ а б Уилсон 2014.
  14. ^ Ламли 2012.
  15. ^ Алкоух, Ахмад; Ирани, Мазда; Путра, Дике; Цзя, Бао; Абдельфатах, Эльсайед; Тран, Минь; Канбаз, Джелал Хакан; Темизель, Дженк (10.12.2018). «Всесторонний обзор пластов тяжелой нефти, новейших технологий, открытий, технологий и применений в нефтегазовой отрасли». Общество инженеров-нефтяников. Дои:10.2118 / 193646-MS. ISBN  9781613996409. Цитировать журнал требует | журнал = (помощь)
  16. ^ Джаясекера и Goodyear 2002.
  17. ^ а б c Истченко и ворота 2014.
  18. ^ Molds et al. 2005 г..
  19. ^ а б c Ren et al. 2016 г..
  20. ^ а б c Шабеланский, Малькольм и Фелер, 2015 г..
  21. ^ Аль-Мутаири и др. 2017 г..
  22. ^ Berron et al. 2015 г..
  23. ^ Beiranvand et al. 2017 г..
  24. ^ Аль-Кинди и др. 2015 г..