Закачка пара (нефтяная промышленность) - Steam injection (oil industry)
Закачка пара становится все более распространенным методом добычи тяжелой сырой нефти . Он считается методом увеличения нефтеотдачи (МУН) и является основным методом термического воздействия на нефтяные пласты. Существует несколько различных форм технологии, две из которых - циклическая стимуляция паром и разлив пара. Оба наиболее часто применяются в нефтяных коллекторах, которые являются относительно мелкими и содержат сырую нефть, которая очень вязкая при температуре естественного подземного пласта. Закачка пара широко используется в долине Сан-Хоакин в Калифорнии (США), в районе озера Маракайбо в Венесуэле и в нефтеносных песках северной Альберты (Канада).
Другой фактор, способствующий увеличению добычи нефти во время закачки пара, связан с очисткой призабойной зоны скважины. В этом случае пар снижает вязкость, которая связывает парафины и асфальтены с поверхностью породы, в то время как паровая дистилляция легких фракций сырой нефти создает небольшой банк растворителей, который может смешанно удалить захваченную нефть.
Циклическая паростимуляция (CSS)
Этот метод, также известный как метод Huff and Puff, состоит из 3 этапов: впрыска, вымачивания и производства. Сначала в скважину в течение определенного периода времени нагнетается пар для нагрева нефти в окружающем пласте с извлечением примерно 20% исходной нефти на месте (OOIP), по сравнению с паровым гравитационным дренажом, который, как сообщается, восстанавливается. более 50% OOIP. Довольно часто скважины добывают с использованием циклического пара в течение нескольких циклов, прежде чем они будут переведены в режим парового заводнения с другими скважинами.
Механизм проходит через циклы нагнетания пара, выдержки и добычи нефти. Сначала в скважину нагнетают пар с температурой от 300 до 340 ° по Цельсию на период от недель до месяцев. Затем колодец оставляют на несколько дней или недель, чтобы тепло впиталось в пласт. Наконец, горячее масло откачивается из скважины в течение недель или месяцев. Когда дебит падает, скважина подвергается еще одному циклу закачки, выдержки и добычи. Этот процесс повторяется до тех пор, пока стоимость закачки пара не станет выше, чем деньги, полученные от добычи нефти. Преимущество метода CSS в том, что коэффициенты извлечения составляют от 20 до 25%, а недостатком - высокая стоимость закачки пара.
Компания Canadian Natural Resources «использует циклическую паровую технологию или технологию« напуск и затяжку »для разработки битумных ресурсов. Для этой технологии требуется одна скважина, а добыча состоит из этапов закачки и добычи. Первый пар« закачивается в течение нескольких недель, мобилизуя холодный битум ». Затем поток «на нагнетательной скважине» меняет направление, производя нефть через тот же ствол нагнетательной скважины. Фазы закачки и добычи вместе составляют один цикл. «Пар повторно закачивается, чтобы начать новый цикл, когда дебиты нефти падают ниже критического порога из-за охлаждения коллектора. На этом этапе может использоваться метод добычи с использованием искусственного подъема. После нескольких циклов он может быть неэкономичным. для добычи методом затяжки и затяжки. Затем рассматривается возможность заводнения паром для дальнейшего извлечения нефти, если другие условия благоприятны. Было замечено, что извлечение после затяжки и затяжки может достигаться до 30%, а извлечение после заводнения паром может достигать 50% »( CNRL 2013 ) .
Паровое затопление
При заводнении паром, которое иногда называют паровым приводом, одни скважины используются как паровые нагнетательные, а другие - для добычи нефти. Два механизма работают над увеличением количества извлекаемой нефти. Первый - нагреть нефть до более высоких температур и тем самым снизить ее вязкость, чтобы она легче протекала через пласт к добывающим скважинам. Второй механизм - это физическое вытеснение, использующееся аналогично заводнению , при котором нефть должна выталкиваться в добывающие скважины. Хотя для этого метода требуется больше пара, чем для циклического метода, он обычно более эффективен при извлечении большей части нефти.
Формой заводнения паром, который стал популярным в нефтеносных песках Альберты, является гравитационный дренаж с использованием пара (SAGD), при котором бурятся две горизонтальные скважины, одна на несколько метров выше другой, и пар нагнетается в верхнюю. Цель состоит в том, чтобы снизить вязкость битума до точки, при которой сила тяжести затянет его в добывающую скважину.
В 2011 году компания Laricina Energy объединила закачку растворителя с закачкой пара в процессе, называемом циклический паросодержащий гравитационный дренаж (SC-SAGD) ( Канадская ассоциация производителей нефти CAPP 2009 ) . Ларичина утверждает, что сочетание растворителей с паром снижает общую долю паро-масла для извлечения на 30%.
Альтернативой пару, генерируемому на поверхности, является генерация пара в скважине, которая снижает потери тепла и генерирует высококачественный пар в пласте, что позволяет добывать больше тяжелой нефти и нефтеносных песков с большей скоростью. Впервые скважинные парогенераторы были предложены крупными нефтяными компаниями в начале 1960-х годов. За последние 50 лет было разработано несколько скважинных паровых технологий, таких как скважинная система сжигания DOE и SANDIA, известная как Project Deep Steam, которая была испытана в полевых условиях в Лонг-Бич, Калифорния, в 1982 году, но потерпела неудачу. Единственный зарекомендовавший себя внутрискважинный парогенератор - это eSteam.
Ссылки
дальнейшее чтение
- Батлер, Роджер М. (1997). Термическое восстановление нефти и битума . ISBN 0-9682563-0-9.