Парогравитационный дренаж ( SAGD ; «Sag-D») — это усовершенствованная технология нефтеотдачи для добычи тяжелой сырой нефти и битума . Это усовершенствованная форма паровой стимуляции , при которой в нефтяной пласт бурят пару горизонтальных скважин , одна на несколько метров выше другой. Пар под высоким давлением постоянно закачивается в верхний ствол скважины для нагрева нефти и снижения ее вязкости , в результате чего нагретая нефть стекает в нижний ствол скважины, где она откачивается. Доктор Роджер Батлер, инженер Imperial Oil с 1955 по 1982 год, изобрел процесс гравитационного дренажа с паром (SAGD) в 1970-х годах. Батлер «разработал концепцию использования пар горизонтальных скважин и закачки пара для разработки определенных залежей битума, которые считаются слишком глубокими для добычи». [1] [2] В 1983 году Батлер стал директором технических программ Управления технологий и исследований нефтеносных песков Альберты (AOSTRA), [1] [3] коронной корпорации , созданной премьер-министром Альберты Логидом для продвижения новых технологий добычи нефтеносных песков и тяжелых добыча сырой нефти. AOSTRA быстро поддержала SAGD как многообещающую инновацию в технологии добычи нефтеносных песков. [2]
Парогравитационный дренаж (SAGD) и циклическая паровая стимуляция (CSS) с нагнетанием пара (нефтяная промышленность) представляют собой два коммерчески применяемых основных процесса термической добычи, используемых в нефтеносных песках [4] в подразделениях геологических формаций , таких как формация Гранд-Рапидс, Формация Клируотер, формация Мак-Мюррей, Дженерал Петролеум Сэнд, Ллойдминстерский песок, Манвильская группа , стратиграфический диапазон в Западно-Канадском осадочном бассейне .
Канада является крупнейшим поставщиком импортируемой нефти в Соединенные Штаты, поставляя более 35% импорта США, что намного больше, чем Саудовская Аравия или Венесуэла, и больше, чем все страны ОПЕК вместе взятые. [5] Большая часть новой добычи приходится на обширные месторождения нефтеносных песков Альберты. Существует два основных метода добычи нефтеносных песков. Метод открытой добычи более знаком широкой публике, но может использоваться только для неглубоких залежей битума. Однако более современный метод гравитационного дренажа с паром (SAGD) лучше подходит для гораздо более крупных глубоких отложений, окружающих мелкие. Прогнозируется, что большая часть ожидаемого будущего роста добычи на канадских нефтеносных песках будет обусловлена SAGD. [6] : 9
«Нефть из канадских нефтеносных песков, добываемая с помощью методов открытой добычи, может потреблять в 20 раз больше воды, чем обычное бурение нефтяных скважин. В качестве конкретного примера недостаточности данных, эта цифра исключает все более важный метод гравитационного дренажа с паром (SAGD). "
- Водно-энергетическая связь 2011 г.
Выбросы от парогравитационного дренажа эквивалентны выбросам в результате проектов вытеснения паром, которые уже давно используются для добычи тяжелой нефти на нефтяном месторождении реки Керн в Калифорнии и в других местах по всему миру. [7]
Процесс SAGD производства тяжелой нефти или битума представляет собой усовершенствованную технологию закачки пара, первоначально разработанную для добычи тяжелой нефти на нефтяном месторождении Керн-Ривер в Калифорнии. [8] Ключом ко всем процессам закачки пара является доставка тепла к продуктивному пласту, чтобы снизить вязкость тяжелой нефти и дать ей возможность двигаться к добывающей скважине. Процесс циклической паровой стимуляции (CSS), разработанный для месторождений тяжелой нефти в Калифорнии, позволил добывать нефть из некоторых частей нефтеносных песков Альберты, таких как нефтеносные пески Колд-Лейк , но не работал так же хорошо для добычи битума из более тяжелых и более глубоких месторождений. месторождения в нефтеносных песках Атабаски и нефтеносных песках Пис-Ривер , где находится большая часть запасов нефтеносных песков Альберты. Для добычи этих гораздо больших запасов процесс SAGD был разработан, главным образом, доктором Роджером Батлером [9] из Imperial Oil при содействии Управления технологий и исследований нефтеносных песков Альберты и отраслевых партнеров. [10] Национальный энергетический совет оценивает процесс SAGD как экономически выгодный, когда цены на нефть составляют от 30 до 35 долларов США за баррель. [11]
В процессе SAGD в пласте бурятся две параллельные горизонтальные нефтяные скважины , одна на высоте от 4 до 6 метров над другой. Верхняя скважина закачивает пар, а нижняя собирает нагретую сырую нефть или битум, стекающие вниз под действием силы тяжести, а также восстановленную воду от конденсации закачиваемого пара. В основе процесса SAGD лежит тепловая связь с пластом, благодаря чему закачиваемый пар образует «паровую камеру». Тепло пара снижает вязкость тяжелой сырой нефти или битума, что позволяет ей стекать в нижний ствол скважины. Пар и попутный газ поднимаются из-за своей низкой плотности по сравнению с тяжелой сырой нефтью ниже, что гарантирует, что пар не образуется в нижней добывающей скважине, имеют тенденцию подниматься в паровой камере, заполняя пустое пространство, оставленное нефтью. Попутный газ в определенной степени образует изолирующий тепловой слой над паром (и вокруг него). [12] Поток нефти и воды осуществляется противотоком, гравитационным дренированием в нижний ствол скважины. Конденсированную воду и сырую нефть или битум извлекают на поверхность с помощью таких насосов, как винтовые насосы , которые хорошо работают для перемещения высоковязких жидкостей со взвешенными твердыми частицами. [13]
Переохлаждение – это разница между температурой насыщения (точкой кипения) воды при давлении производителя и фактической температурой в том же месте, где измеряется давление. Чем выше уровень жидкости над генератором, тем ниже температура и выше переохлаждение. Однако реальные пласты неизменно неоднородны, поэтому добиться равномерного переохлаждения по всей горизонтальной длине скважины становится крайне сложно. Как следствие, многие операторы, сталкиваясь с неравномерной задержкой развития паровой камеры, позволяют небольшому количеству пара поступать в добывающую скважину, чтобы поддерживать битум во всем стволе скважины горячим, тем самым сохраняя его вязкость низкой с дополнительным преимуществом передачи тепла к более холодным частям. пласта по стволу скважины. Другой вариант, иногда называемый частичным SAGD, используется, когда операторы намеренно циркулируют пар в генераторе после длительного периода остановки или в качестве процедуры запуска. Хотя высокое значение переохлаждения желательно с точки зрения термической эффективности, поскольку оно обычно включает в себя снижение скорости нагнетания пара, оно также приводит к небольшому снижению производительности из-за соответствующей более высокой вязкости и меньшей подвижности битума, вызванной более низкой температурой. Еще одним недостатком очень высокого переохлаждения является возможность того, что давление пара в конечном итоге окажется недостаточным для поддержания развития паровой камеры над инжектором, что иногда приводит к разрушению паровых камер, когда конденсированный пар затопляет инжектор и препятствует дальнейшему развитию камеры.
Непрерывная эксплуатация нагнетательных и добывающих скважин примерно при пластовом давлении устраняет проблемы нестабильности, которые беспокоят все процессы высокого давления и циклические паровые процессы, а SAGD обеспечивает плавную, равномерную добычу, которая может достигать 70–80% геологических запасов нефти в подходящие резервуары. Этот процесс относительно нечувствителен к прожилкам сланца и другим вертикальным барьерам для потока пара и жидкости, поскольку при нагревании породы дифференциальное тепловое расширение позволяет пару и жидкости самотеком течь в добывающую скважину. Это обеспечивает степень извлечения нефти от 60% до 70% даже в пластах с множеством тонких сланцевых барьеров. С термической точки зрения SAGD, как правило, в два раза эффективнее, чем старый процесс CSS, и это приводит к тому, что гораздо меньше скважин повреждаются высокими давлениями, связанными с CSS. В сочетании с более высокими темпами нефтеотдачи это означает, что SAGD гораздо более экономичен, чем циклические паровые процессы, где пласт достаточно толстый. [14]
Идея гравитационного дренажа была первоначально предложена доктором Роджером Батлером, инженером Imperial Oil , в 1970-х годах [1] [2] В 1975 году Imperial Oil перевела Батлера из Сарнии, Онтарио, в Калгари, Альберта , чтобы возглавить исследования по тяжелой нефти. Он опробовал эту концепцию на компании Imperial Oil в 1980 году на пилотной скважине Колд-Лейк , где была построена одна из первых в отрасли горизонтальных скважин с вертикальными нагнетательными устройствами.
В 1974 году премьер-министр Альберты Питер Лохид создал Управление по технологиям и исследованиям нефтеносных песков Альберты (AOSTRA) в качестве корпорации короны Альберты для содействия разработке и использованию новых технологий добычи нефтеносных песков и тяжелой сырой нефти, а также повышения нефтеотдачи традиционной сырой нефти. . Его первый объект принадлежал и управлялся десятью промышленными участниками и получил обширную государственную поддержку (Дойч и МакЛеннан, 2005) [2], в том числе от Целевого фонда сбережений наследия Альберты . [15] [16] [17] Одна из основных целей AOSTRA — поиск подходящих технологий для той части нефтеносных песков Атабаски, которую невозможно добыть с помощью традиционных технологий открытой добычи полезных ископаемых. [2]
В 1984 году AOSTRA открыла подземный испытательный стенд на нефтеносных песках Атабаски, расположенный между реками Маккей и Девон к западу от завода Syncrude, в качестве установки для восстановления битума SAGD на месте . [2] [18] Именно здесь состоялось их первое испытание сдвоенных (горизонтальных) скважин SAGD, доказавшее осуществимость концепции, ненадолго достигнув положительного денежного потока в 1992 году при дебите около 2000 баррелей в день (320 м3). 3 /г) из трех пар скважин.
Завод Foster Creek в Альберте, Канада, построенный в 1996 году и управляемый Cenovus Energy , был первым коммерческим проектом парогравитационного дренажа (SAGD), а к 2010 году Foster Creek «стал крупнейшим коммерческим проектом SAGD в Альберте, достигшим статуса выплаты роялти. " [ неработающая ссылка ] [18] [ неработающая ссылка ] [19]
Первоначальные скважины UTF SAGD были пробурены горизонтально из туннеля в подстилающей известняковой толще, доступ к которому осуществлялся с помощью вертикальных шахтных стволов . Эта концепция совпала с разработкой методов наклонно-направленного бурения, которые позволили компаниям бурить горизонтальные скважины точно, дешево и эффективно, до такой степени, что стало трудно оправдать бурение традиционной вертикальной скважины. Благодаря низкой стоимости бурения пар горизонтальных скважин и очень высоким показателям нефтеотдачи процесса SAGD (до 60% геологических запасов), SAGD экономически привлекателен для нефтяных компаний.
На месторождении Фостер-Крик компания Cenovus применила свою запатентованную [20] технологию «клиновой скважины» для извлечения остаточных ресурсов, которые не используются при обычных операциях SAGD, что повышает общую скорость восстановления в ходе операции. Технология «клиновой скважины» работает за счет доступа к остаточному битуму, который обходится при обычных операциях SAGD, путем бурения заполняющей скважины между двумя действующими парами скважин SAGD после того, как паровые камеры SAGD созреют до точки, где они сливаются и находятся в жидкостном сообщении. и тогда то, что остается для добычи в этой области пласта между действующими парами скважин SAGD, представляет собой «клин» остаточной, перешедшей в обход нефти. Было показано, что технология клиновых скважин повышает общую производительность добычи на 5–10 % при меньших капитальных затратах, поскольку требуется меньше пара, когда паровые камеры доводятся до состояния, когда они находятся в жидкостном сообщении, и обычно на этом этапе процесса добычи. , также известный как этап «продувки», [21] впрыскиваемый пар заменяется неконденсируемым газом, таким как метан, что еще больше снижает производственные затраты. [22]
Поначалу эта технология не была коммерчески жизнеспособной. Так произошло во время роста цен на нефть в 2000-е годы. В то время как традиционные методы бурения преобладали до 1990-х годов, высокие цены на нефть в 21 веке стимулируют использование более нетрадиционных методов (таких как SAGD) для добычи сырой нефти. На канадских нефтеносных песках реализуется множество проектов SAGD, поскольку в этом регионе находится одно из крупнейших месторождений битума в мире ( крупнейшие в мире месторождения находятся в Канаде и Венесуэле ).
Процесс SAGD позволил Совету по сохранению энергетических ресурсов Альберты (ERCB) увеличить свои доказанные запасы нефти до 179 миллиардов баррелей, что подняло запасы нефти Канады до третьего места в мире после Венесуэлы и Саудовской Аравии и примерно в четыре раза увеличило запасы нефти в Северной Америке. По состоянию на 2011 год запасы нефтеносных песков составляют около 169 миллиардов баррелей.
SAGD, процесс термической регенерации, требует большого количества воды и природного газа. [6] : 4
«Нефть из канадских нефтеносных песков, добываемая с помощью методов открытой добычи, может потреблять в 20 раз больше воды, чем обычное бурение нефтяных скважин. В качестве конкретного примера недостаточности данных, эта цифра исключает все более важный метод гравитационного дренажа с паром (SAGD). Мы призываем будущих исследователей заполнить эту дыру.
- Водно-энергетическая связь 2011 г.
«Нефть из канадских нефтеносных песков, добываемая открытым способом, может потреблять в 20 раз больше воды, чем при обычном бурении нефти». Однако к 2011 году не было достаточных данных о количестве воды, используемой во все более важном методе парогравитационного дренажа (SAGD). [6] : 4 Испарители могут очищать попутную воду SAGD для производства высококачественной пресной воды для повторного использования в операциях SAGD. [23] Однако испарители производят большие объемы отходов продувки, которые требуют дальнейшего управления. [23]
Как и во всех процессах термической добычи, стоимость производства пара составляет основную часть себестоимости добычи нефти. Исторически природный газ использовался в качестве топлива для канадских проектов разработки нефтеносных песков из-за наличия больших запасов газа в районе нефтеносных песков. Однако со строительством газопроводов на внешние рынки в Канаде и США цена на газ стала важным фактором. Проблемой также является тот факт, что добыча природного газа в Канаде достигла своего пика и сейчас снижается. Рассматриваются и другие источники получения тепла, в частности, газификация тяжелых фракций добываемого битума для производства синтез-газа , использование близлежащих (и массивных) месторождений угля или даже строительство ядерных реакторов для производства тепла.
Для создания пара для процесса SAGD необходим источник большого количества пресной и солоноватой воды, а также крупные установки по переработке воды. Вода является популярной темой для дискуссий в отношении использования и управления водными ресурсами. По состоянию на 2008 год при добыче нефти в США (не ограничиваясь SAGD) ежедневно образуется более 5 миллиардов галлонов попутной воды. [24] [25] Проблема использования большого количества воды связана не столько с пропорцией используемой воды, сколько с ее качеством. Традиционно около 70 миллионов кубических метров воды, которая использовалась в процессе SAGD, составляла пресная поверхностная вода. По состоянию на 2010 год, когда было использовано около 18 миллионов кубических метров, произошло значительное сокращение использования пресной воды. Хотя для того, чтобы компенсировать резкое сокращение использования пресной воды, промышленность начала значительно увеличивать объем задействованных соленых подземных вод . Этот, а также другие, более общие методы экономии воды позволили снизить использование поверхностных вод при добыче нефтеносных песков более чем в три раза с момента начала добычи. [26] Поскольку метод SAGD основан на гравитационном дренировании, он также требует сравнительно толстых и однородных коллекторов и поэтому не подходит для всех районов добычи тяжелой нефти.
К 2009 году два коммерчески применяемых процесса первичной термической добычи: парогравитационный дренаж (SAGD) и циклическая паровая стимуляция (CSS) были использованы при добыче нефтеносных песков в формациях Клируотер и Лоуэр-Гранд-Рапидс в районе Колд-Лейк в Альберте. [4]
Компания Canadian Natural Resources использует циклическую паровую технологию или технологию «затяжка и затяжка» для разработки ресурсов битума. Для этой технологии требуется одна скважина, а добыча состоит из закачки для разрыва и нагрева пласта перед этапами добычи. Сначала пар закачивают выше точки разлома пласта на несколько недель или месяцев, мобилизуя холодный битум, затем скважину закрывают на несколько недель или месяцев, чтобы дать пару возможность впитаться в пласт. Затем поток на нагнетательной скважине меняют направление, добывая нефть через ту же нагнетательную скважину. Фазы закачки и добычи вместе составляют один цикл. Пар повторно закачивается, чтобы начать новый цикл, когда темпы добычи нефти падают ниже критического порога из-за охлаждения пласта. [27] Циклическая паровая стимуляция также включает в себя ряд последующих или усовершенствованных процессов CSS, включая повышение давления и продувку (PUBD), паровой привод и дренаж смешанных скважин (MWSDD), экстракцию пара (Vapex), добавление жидкости в пар для Улучшенное извлечение битума (ЛАЗЕР), а также SAGD и гибридный процесс с использованием HPCSS. [4]
«Примерно 35 процентов всей добычи на месторождении нефтеносных песков Альберты использует метод, называемый циклической паровой стимуляцией высокого давления (HPCSS), который циклически переключается между двумя фазами: во-первых, пар закачивается в подземное месторождение нефтеносных песков для разрушения и нагревания пласт для размягчения битума, как это делает CSS, за исключением еще более высоких давлений, тогда цикл переключается на добычу, где полученная горячая смесь битума и пара (так называемая «битумная эмульсия») закачивается на поверхность через ту же скважину; , опять же, как и CSS, пока результирующее падение давления не замедлит производство до неэкономной стадии. Затем процесс повторяется несколько раз». [28] В пресс-релизе Регулятора энергетики Альберты (AER) объясняется разница между циклической стимуляцией паром высокого давления (HPCSS) и гравитационным дренажем с паром (SAGD). «HPCSS используется при добыче нефти в Альберте более 30 лет. Этот метод включает в себя закачку пара под высоким давлением, значительно превышающим давление в пласте окружающей среды, в пласт в течение длительного периода времени. Поскольку тепло размягчает битум, а вода разбавляется. и отделяет битум от песка, давление создает трещины, трещины и отверстия, через которые битум может течь обратно в паронагнетательные скважины, отличается от операций гравитационного дренажа с паром (SAGD), где пар непрерывно закачивается при более низких давлениях без необходимости. разрыв пласта и использование гравитационного дренажа в качестве основного механизма восстановления». [29]
В формации Клируотер возле Колд-Лейк, Альберта, используется циклическая паровая стимуляция высокого давления (HPCSS). [4] Существуют как горизонтальные, так и вертикальные скважины. Инъекция осуществляется при давлении разрыва. Расстояние между горизонтальными скважинами составляет от 60 до 180 м. Вертикальные колодцы располагаются на расстоянии от 2 до 8 акров для вертикальных колодцев. Чистая заработная плата при разработке может составлять всего 7 миллионов фунтов стерлингов. Он используется в районах, где обычно отсутствует подтоварная вода или колошниковый газ. CSOR составляет от 3,3 до 4,5. Окончательное восстановление прогнозируется на уровне от 15 до 35%. [4] Метод термической добычи SAGD также используется в пластах Клируотер и Лоуэр-Гранд-Рапидс с парами горизонтальных скважин (от 700 до 1000 м), рабочее давление от 3 до 5 МПа, SAGD в Бернт-Лейк был запущен с более высоким рабочим давлением, близким к давлению расширения, 75 расстояние между м до 120 м, Разработка до чистой продуктивности всего 10 м, На участках с или без подтоварной воды, CSOR: от 2,8 до 4,0 (при качестве 100 %), Прогнозируемое предельное извлечение: от 45 % до 55 %. [4]
В проекте нефтеносных песков Primrose и Wolf Lake компании Canadian Natural Resources Limited (CNRL) недалеко от Колд-Лейк, Альберта, в формации Клируотер , управляемом дочерней компанией CNRL Horizon Oil Sands , используется циклическая паровая стимуляция высокого давления (HPCSS). [4]
Альтернативные механизмы повышения нефтеотдачи включают VAPEX ( паровая экстракция нефти ) , процесс электротермической динамической отгонки (ET-DSP) и ISC ( для сжигания на месте). Батлер также изобрел VAPEX, «процесс гравитационного дренажа, в котором для вытеснения или производства тяжелой нефти и снижения ее вязкости используются испаренные растворители, а не пар». [30]
ET-DSP — это запатентованный процесс, в котором используется электричество для нагрева залежей нефтеносных песков с целью мобилизации битума, что позволяет производить добычу с использованием простых вертикальных скважин. ISC использует кислород для выработки тепла, которое снижает вязкость масла; наряду с углекислым газом, выделяемым тяжелой сырой нефтью, нефть вытесняется к добывающим скважинам. Один из подходов ISC называется THAI, что означает «инъекция воздуха от кончика пальца до пятки». Завод THAI в Саскачеване был приобретен в 2017 году компанией Proton Technologies Canada Inc., которая продемонстрировала на этом объекте разделение чистого водорода. Цель «Протона» — оставить углерод в земле и извлечь из углеводородов только водород. [30]
eMSAGP — это запатентованный MEG Energy [31] процесс, в котором MEG в сотрудничестве с Cenovus [32] разработала модифицированный процесс восстановления, получивший название «Enhanced Modified Steam and Gas Push» (eMSAGP), модификацию SAGP, предназначенную для повышения термического КПД ПГД за счет использования дополнительных добывающих скважин, расположенных посередине между соседними парами скважин ПГД, на высоте добывающих ПГД. Эти дополнительные добывающие скважины, обычно называемые «заполняющими» скважинами, являются неотъемлемой частью системы добычи eMSAGP.
{{cite journal}}: Требуется цитировать журнал |journal=( помощь ){{cite journal}}: Для цитирования журнала требуется |journal=( помощь ) [ постоянная мертвая ссылка ]{{cite journal}}: Для цитирования журнала требуется |journal=( помощь ) [ постоянная мертвая ссылка ]{{cite web}}: CS1 maint: архивная копия в заголовке ( ссылка )