Нагнетание вспененного кислорода
для повышения нефтеотдачи при добыче тяжелой нефти
Майк Фрейм, Рик Макги, Свен Хаге
13.12.2011
Ключевые слова: генерация двуокиси углерода в пласте, закачка кислорода, Наука и технологии, повышение нефтеотдачи, тяжелая нефть
Для повышения нефтеотдачи на месторождении тяжелой нефти Pleito Creek (штат Калифорния, США) применена новая комбинированная технология нагнетания кислородной пены для образования двуокиси углерода и пара в очаге внутрипластового горения. Разработчик технологии компания NiMin Energy Corp. полагает, что этот запатентованный процесс окажется рентабельным при добыче тяжелой нефти из пластов, залегающих слишком глубоко для обычной технологии гравитационного дренирования закачкой пара.
Месторождение Pleito Creek находится в южной оконечности долины Сан-Хоакин горного массива Сан-Эмигдио на расстоянии 23 миль к югу от г. Бакерсфилд (рис. 1). Подземная структура нефтеносного пласта-коллектора Santa Margarita характеризуется тектонически экранированной ловушкой с мощностью нефтяной залежи свыше 305 м (рис. 2).
.jpg)
.jpg)
.jpg)
Добыча нефти на месторождении ведется из песчаникового пласта-коллектора Santa Margarita, залегающего на глубине 1100 м. Средняя пористость пласта-коллектора составляет 27%, его нефтенасыщенность снижается от 70% в верхней части антиклинали до 50% на уровне ВНК. Пластовая температура составляет 41-46°С, вязкость нефти в пласте 278-2713 сП. На сегодня накопленная добыча нефти первичными способами составляетвсего 6% геологических запасов месторождения.
История месторождения
Компания Humble Oil & Refining Co. открыла месторождение в августе 1951 года с помощью первой пробуренной скважины. Начальный дебит нефти плотностью 0,955 г/см3 (16,6°АPI) из этой скважины составлял 7,5 т/сут (55 барр/сут).
К маю 1953 года компания пробурила на месторождении 16 скважин, и добыча нефти возросла до пикового значения 503 барр/сут. К декабрю 1959 года добыча нефти в режиме растворенного газа снизилась до 187 барр/сут из-за истощения пласта и увеличения вязкости нефти, обусловленного выделением растворенного газа из жидкой фазы.
В конце 1959-го компания Humble Oil провела 4-месячные испытания технологии интенсификации притока путем термоциклической обработки с закачкой воздуха в две добычные скважины (B-8 и B-7), расположенные на краях контура месторождения. К 1964 году компания провела в целом 22 цикла интенсификации притока нефти на девяти лучших скважинах месторождения с использованием технологии термического воздействия на пласт посредством внутрипластового движущегося очага горения.
В отдельных скважинах после двух или трех циклов интенсификации притока нефти путем термического воздействия на пласт с закачкой воздуха происходило повреждение хвостовиков обсадных колонн, и для возвращения скважин в статус добычных в большинстве из них пришлось забурить
боковые стволы.
Самой серьезной проблемой, связанной с термоциклической обработкой, явилось образование кокса в цикле добычи при обратном движении к скважине нефти через нагретую породу. Кокс перекрывал приток нефти в скважину из призабойной зоны пласта, а в ряде случаев образовывал пробки в насоснокомпрессорных трубах.
Компания Humble Oil доказала, что нефть будет гореть в присутствии воздуха, а дебит скважин может быть увеличен с помощью термического воздействия на пласт при уровнях притока более 200 барр/сут. В период с 1964 по 1969 год Humble Oil продолжала эксплуатацию месторождения с добычей нефти только в режиме растворенного газа.
В конце 1969 года месторождение Pleito Creek было куплено компанией Tenneco Oil. К 1972 году компания пробурила четыре скважины на западном тектоническом участке и забурила боковые стволы в нескольких скважинах с поврежденными хвостовиками. Эксплуатация месторождения продолжалась в режиме растворенного газа, и в 1986 году Pleito Creek было продано независимой компании (Petro Resources Inc.), продолжавшей эксплуатировать его в том же режиме.
Выбор технологии
Когда компания NiMin в 2006 году приобрела месторождение Pleito Creek, добыча нефти на нем составляла 31 барр/сут, причем из 39 млн баррелей геологических запасов было извлечено только 6%.
Компания NiMin провела анализ вторичных и третичных методов интенсификации (методов увеличения нефтеотдачи) добычи нефти для Pleito Creek с указанием основных недостатков каждого метода (табл. 1).
.jpg)
Вязкая природа тяжелой нефти на месторождении Pleito Creek обусловила применение вторичного метода добычи, который позволил бы существенно снизить вязкость и увеличить коэффициент извлечения нефти. Широко распространенное на месторождениях Калифорнии нагнетание пара после анализа было отвергнуто из-за высоких потерь при закачке пара на глубину 1100 м и требуемых высоких давлений нагнетания.
Из-за большой глубины месторождения Pleito Creek наиболее логичным выбором представляется технология внутрипластового горения. Расчеты показали, что по тепловому КПД внутрипластовое горение в три раза превосходит закачку пара. Поскольку результаты закачки воздуха не удовлетворили компанию NiMin и вызвали ряд дополнительных проблем, то, проанализировав историю проектов, где применялась закачка воздуха и чистого газообразного кислорода, компания самостоятельно разработала процесс, отличающийся от всех использованных ранее.
В технологии, которую компания NiMin назвала «комбинированное вытеснение смешивающейся фазой» (КВСФ), для доставки почти чистого кислорода в пласт-коллектор используется кислородная пена.
Технология КВСФ позволила решить несколько проблем, связанных с обычной закачкой воздуха. Нагнетание почти чистого кислорода вместо воздуха на 75% уменьшает объем компримируемого газа, т.е. стоимость нагнетания снижается примерно на такую же величину.
Облегчается закачка определенного количества кислорода вследствие меньшего объема газа. Наличие в воздухе 79% азота усугубляет проблему гравитационного дренирования нефти и преждевременного прорыва газа в пласт-коллектор. Кроме того, азот снижает подвижность нефти, а повышенное содержание CO2 существенно повышает ее.
С точки зрения добычи высокое содержание азота не позволяет провести повторную закачку отходяще го газа в скважины и создает пробле мы, связанные с соответствием качества воздуха нормативам на выбросы в штате Калифорния. Однако значительная доля отходящего в технологии КВСФ газа, содержащего CO2, может быть закачана в пласт-коллектор или использована для повышения нефтеотдачи на других близко расположенных месторождениях.
Подсчеты компании NiMin показывают, что в технологии КВСФ выбросы парниковых газов в атмосферу составляют 20% и 30% от выбросов при закачке пара и обычного воздуха соответственно.
.jpg)
Комбинированное вытеснение смешивающейся фазой (КВСФ)
В процессе КВСФ на месторождении Pleito Creek используется вытеснение нефти из пласта по принципу «сверху-вниз» продуктами сгорания в кислородсодержащей среде – паром и газовой шапкой, обогащенной CO2, с гравитационным дренированием тяжелой нефти в близких к смешиваемости фаз условиях (рис. 3). Этот процесс внутрипластового горения отличается от обычного процесса горения при закачке воздуха, поскольку не генерирует новых выбросов в атмосферу. Отходящий газ, обогащенный CO2, закачивается в пласт-коллектор, где он поглощается тяжелой нефтью, снижая ее вязкость и увеличивая подвижность.
Процесс КВСФ отличается от нагнетания газообразного кислорода тем, что кислородная пена готовится на поверхности и позволяет смягчить требования безопасности при обращении с газообразным кислородом.
До тех пор, пока пена не достигла пласта-коллектора, она действует как огнезащитное средство, в то время как газообразный кислород может реагировать с горючим материалом в любой точке процесса. Пена действует также как перенаправляющая среда, обеспечивающая более равномерное поступление закачанного кислорода в открытые для нагнетания интервалы пласта.
При попадании пены в пласт-коллектор она разлагается под действием тепла на газообразный кислород и воду. Вода превращается в пар, а в высвобожденном газообразном кислороде сгорает кокс, генерируя тепло и образуя CO2 и легкую фракцию нефти. Газообразная двуокись углерода извлекает легкую фракцию нефти и вытесняет ее в нижнюю часть пласта к добычным скважинам. Тепло пара также снижает вязкость нефти и
помогает вытеснению насыщенной двуокисью углерода нефти в нижнюю часть пласта к добычным скважинам.
К расположенным ниже по падению пласта добычным скважинам в первую очередь поступает холодная тяжелая нефть, во вторую очередь – нефть, насыщенная CO2 , а затем – модифицированная нефть из ближайшей зоны вытеснения CO2 перед фронтом горения.
С помощью численного моделирования компания NiMin воспроизвела историю нефтяного месторождения Pleito Creek и получила прогноз влияния процесса КВСФ на добычу нефти. Проанализировав результаты лабораторных испытаний и компьютерного моделирования, а также эмпирические данные, компания NiMin пришла к следующим выводам.
- Нагнетание по принципу «сверху-вниз» создает идеальную ситуацию для гравитационного дренирования и эффективного вытеснения нефти.
- Насыщение CO2 в 1,35 раза увеличивает объем нефти и в 10 раз снижает ее вязкость.
- Средняя температура горячей зоны вызывает крекинг сырой нефти, при этом около 5% нефти остается позади зоны в виде кокса, который служит топливом для поддержания процесса горения.
- Высокое содержание кислорода способствует минимальному количеству остаточного топлива благодаря наличию смешивающихся фаз в обогащенной CO2 зоне вытеснения, что ускоряет движение фронта горения через пласт.
- В течение срока жизни проекта будет затрачено всего 31 м3 (1100 куб. футов) кислорода на 1 баррель извлеченной нефти.
- Процесс позволит извлечь более 60% исходных геологических запасов нефти в пласте.
Оборудование для нагнетания
В состав применяемого на месторождении Pleito Creek оборудования входят три основных блока: подготовки воды, испарения кислорода и смешивания компонентов для получения пены. Особенностью технологии КВСФ является малая площадь, занимаемая на поверхности оборудованием для нагнетания, что снижает влияние на окружающую среду.
Компания NiMin привлекла технических консультантов для разработки операционных процедур, выбора материалов и оценки факторов безопасности работ, связанных с закачкой больших объемов кислорода под высоким давлением. Одной из проблем была чистота воды и внутренних поверхностей труб, поскольку в кислороде при высоком давлении могут гореть почти любые материалы. Обязательным требованием явилось получение сверхчистой воды с использованием специального оборудования для подготовки воды (рис. 4) и процедур очистки внутренних поверхностей труб от
загрязнений углеводородами.
.jpg)
Перед нагнетанием кислорода производится промывка всех нагнетательных линий, включая насосно-компрессорные трубы с внутренним покрытием из стекловолокна в нагнетательной скважине, водой, содержащей совместимое с кислородом поверхностноактивное вещество (ПАВ). Затем через промытую систему продувается чистый углекислый газ для удаления пленки ПАВ. После этого трубные линии готовы для нагнетания кислорода.
Предельное содержание углеводородов в воде не должно превышать 10 ppm, что ниже порога образования пленки углеводородов и самопроизвольного возгорания. Свободная нефть, сульфид железа и мелкодисперсные частицы глины удаляются из попутной воды в специально
сконструированной и смонтированной системе подготовки воды путем газовой флотации с полимером, а добавки карбоната калия увеличивают рН свыше 9,3 для осаждения карбоната кальция и снижения показателя коррозии.
Затем вода пропускается через электрохимическую ячейку, где происходит окисление растворенных металлорганических соединений, полимеров, ионов железа и осаждение слаборастворимых солей, таких как сульфат кальция и гидрооксид магния. На заключительном этапе вода проходит
через 10-микронные фильтры и поступает в емкости-хранилища, изготовленные из полиэтилена высокой плотности.
Подпитывающие насосы направляют воду в передвижную насосную установку, где в воду добавляется совместимое с кислородом поверхностноактивное вещество, после чего вода под высоким давлением подается в статический миксер, где она смешивается с газообразным кислородом высокого давления для получения качественной пены.
С помощью инертного газа обеспечивается безопасность работ при ремонте скважин, а также предотвращается прогар обсадных труб при поджигании пласта или остановке нагнетательной скважины. В качестве инертного газа выбран CO2, благодаря своей способности растворяться в углеводородах. Он хорошо выполняет свою роль при удалении пленки углеводородов со стенок труб и из призабойной зоны пласта и в виде жидкости может длительное время храниться на площадке.
По оценке NiMin, для протекания процесса необходима концентрация кислорода свыше 93%, обеспечивающая генерирование CO2 в достаточных концентрациях, обеспечивающих требуемое снижение вязкости нефти.
Анализ на начальном этапе доступных для использования источников кислорода привел к выбору криогенной технологии получения жидкого кислорода с его последующим испарением при давлении нагнетания (рис. 5).
.jpg)
.jpg)
Испаренный кислород поступает в передвижную насосную установку, где он смешивается с водой, содержащей поверхностно-активное вещество, и образует пену, проходя через статический миксер. Этот вид кислородного продукта является дорогим, но легко доступным с минимальными предварительными капитальными затратами по сравнению с выработкой кислорода на месте его потребления.
Результаты апробации
Первая закачка кислорода была осуществлена в начале июня 2009 года. При поджигании, осуществленном при инъекции в призабойную зону льняного масла, концентрация газообразного кислорода снизилась до 21% за счет разбавления CO2.
После поджигания постепенно содержание кислорода довели до 40%, что соответствовало максимальному рекомендованному предельному парциальному давлению кислорода в колонне нагнетательных труб с внутренним покрытием из стекловолокна. Такую 40%-ную концентрацию кислорода поддерживали некоторое время, достаточное для разогрева призабойной зоны, обеспечивающего разложение пены на воду и газообразный кислород. С этого момента началось нормальное нагнетание кислородной пены, содержащей 96% газообразного кислорода с темпом 14 тыс. м3/сут (500 тыс.куб. футов/сут.).
В горизонтальной скважине H-2 концентрация CO2 начала подниматься почти сразу и за 6 месяцев достигла значений свыше 60% (рис.6). Вскоре после начала нагнетания, а тем более спустя 6 месяцев в скважине H-2 наблюдался явный прирост дебита: до начала нагнетания – 75 барр/сут, за весь период интенсификации – 135 барр/сут, кратковременные максимумы – 160 барр/сут. В октябре 2010 года дебит составлял 135 барр/сут, что на 90 барр/сут выше прогнозного уровня падающей добычи без применения КВСФ.
Горизонтальная скважина H-3 с низким дебитом с первого дня ее эксплуатации увеличила дебит более чем в четыре раза – с 4 до 18 барр/сут. за первые 12 месяцев применения нагнетания и сохраняет весьма стабильную динамику добычи.
Концентрация CO2 в скважине Н-3 повысилась аналогично таковой в скважине H-2. В горизонтальной скважине Н-1 содержание CO2 постепенно повысилось до 40% без очевидного прироста дебита, хотя заметный прирост и не ожидался, пока содержание CO2 не достигло 60-70%, т. е. концентрации, при которой достаточное количество CO2 абсорбируется нефтью, повышая ее подвижность.
Единственной скважиной из пилотного проекта, в которой не произошло существенных изменений, является скважина Н-4. Однако она находится дальше по падению пласта, чем остальные пилотные скважины и, по всей вероятности, будет последней, реагирующей на вытеснение нефти.
Результаты проекта КВСФ на месторождении Pleito Creek подтвердили экономические и инженерные достоинства этой технологии, а в течение 2011 и 2012 годов NiMin планирует повысить экономическую эффективность проекта. Эти планы включают монтаж на месте оборудования для выработки кислорода и модернизацию электроснабжения, что позволит снизить стоимость кислорода более чем на 50%.
Компания NiMin эксплуатирует оборудование в круглосуточно, поэтому при росте дебита скважин трудозатраты на баррель добытой нефти существенно снизятся.
Исходя из коэффициента извлечения нефти 65%, компания оценивает капитальные и эксплуатационные затраты в $4 и $15/барр нефти соответственно в течение всего срока жизни проекта. Эти величины малы по сравнению с аналогичными затратами при других применяемых
в настоящее время технологиях и свидетельствуют об экономических преимуществах процесса термического воздействия на пласт.
Перспективы применения
Компания NiMin полагает, что процесс КВСФ (рис. 7) является наиболее рентабельным из всех существующих на сегодняшний день методов
повышения нефтеотдачи для месторождений, подобных Pleito Creek, позволяющим во многих случаях достичь коэффициента извлечения
нефти 60%.
.jpg)
Хотя эту технологию можно применять на многих месторождениях, идеально она подходит для месторождений с тяжелой нефтью при более глубоких залежах, чем доступные для обычной технологии закачки пара, и низких значениях коэффициента извлечения нефти. В таблице 2 приведены характеристики пластов-коллекторов, для которых подходит технология КВСФ.
Используя собственную базу данных, компания NiMin проанализировала более 1800 месторождений тяжелой нефти в США и определила 165 из них в качестве подходящих кандидатов для применения технологии КВСФ. Эти месторождения имеют низкие коэффициенты извлечения нефти, и большинство из них эксплуатируется с применением первичных или вторичных методов добычи.
Другим применением технологии КВСФ является генерирование CO2 в пласте на месторождениях легкой нефти, которую можно добывать с применением нагнетания CO2, но где нет рентабельных источников углекислого газа. Считая, что CO2 можно генерировать в пласте при стоимости около $4/1 тыс. куб. фут., с учетом глубины залежи и стоимости электроэнергии, имеются хорошие перспективы применения КВСФ на тех месторождениях, где целесообразна интенсификация притока путем нагнетания углекислого газа пласт.
A new process that combines foamed oxygen injection for generating carbon dioxide and steam has increased heavy oil production from Pleito Creek oil field in Kern County, Calif. NiMin Energy Corp. believes that its proprietary patented process will be economic for producing heavy oil reservoirs that are too deep for conventional steam operations.
Key words: heavy oil, oxygen injection, generation of carbon dioxide in the oil reservoir, increasing the recovery.
Rick McGee, Mike Fraim, Sven Hagen
Rick McGee - инженер-нефтяник, консультант. Имеет профессиональный стаж свыше 29 лет, занимал руководящие операционные должности в компаниях Chevron, Graham Resources, Benton Oil & Gas, PetroFalcon и Legacy Energy. Бакалавр по технологии газонефтедобычи Университета штата Миссисипи.
Michael Fraim - доцент программы инженеров-нефтяников Техасского университета в Катаре. Имеет более чем 25-летний стаж работы в области повышения нефтеотдачи, особенно на месторождениях с тяжелой нефтью. Работал в компаниях Phillips Petroleum, AERA Energy LLC, CRT Holdings, ABQ-UV и Alamos Consulting. Бакалавр, магистр и доктор философии (PhD) по технологии газонефтедобычи Техасского университета.
Sven Hagen - основатель и президент компании NiMin Energy. Ранее работал в компаниях PetroFalcon Corp., Benton Oil and Gas Co., Standard Oil Production Co. и Shell Oil Co. Бакалавр геологии Университета Калифорнии в Санта-Барбаре, доктор философии (PhD) по геологии Университета Вайоминга.
