Закачка пара становится все более распространенным методом добычи тяжелой сырой нефти . Коммерчески используемый с 1960-х годов [1] он считается методом повышения нефтеотдачи пластов (МУН) и основным типом термического воздействия на нефтяные пласты. Существует несколько различных форм этой технологии, двумя основными из которых являются циклическая стимуляция паром и затопление паром. Оба метода чаще всего применяются к нефтяным пластам, которые относительно неглубоки и содержат сырую нефть, очень вязкую при температуре естественного подземного пласта. Нагнетание пара широко используется в долине Сан-Хоакин в Калифорнии (США), в районе озера Маракайбо в Венесуэле и на нефтеносных песках северной Альберты в Канаде. [1]
Еще один фактор, способствующий увеличению добычи нефти при закачке пара, связан с очисткой приствольной зоны скважины. В этом случае пар снижает вязкость, которая связывает парафины и асфальтены с поверхностью породы, в то время как паровая перегонка легких фракций сырой нефти создает небольшой банк растворителей, который может смешиваться с удалением захваченной нефти. [2]
Этот метод, также известный как метод Хаффа и Паффа, состоит из 3 этапов: закачка, вымачивание и производство. Пар сначала закачивается в скважину на определенное время для нагрева нефти в окружающем пласте и извлечения примерно 20% исходной нефти на месторождении (OOIP), по сравнению с гравитационным дренированием с помощью пара, которое, как сообщается, обеспечивает извлечение более 50% ОИП. Довольно часто скважины добываются циклическим паровым способом в течение нескольких циклов, прежде чем переводиться в режим заводнения паром вместе с другими скважинами.
Механизм работает через циклы нагнетания пара, выдержки и добычи нефти. Сначала в скважину закачивают пар при температуре от 300 до 340° С на период от недель до месяцев. Затем скважину оставляют стоять на несколько дней или недель, чтобы тепло проникло в пласт. Наконец, горячую нефть выкачивают из скважины в течение недель или месяцев. Как только дебит падает, скважину проводят еще один цикл закачки, выдержки и добычи. Этот процесс повторяется до тех пор, пока стоимость закачки пара не станет выше, чем деньги, полученные от добычи нефти. [3] Преимущество метода CSS состоит в том, что коэффициенты восстановления составляют от 20 до 25%, а недостатком является высокая стоимость закачки пара.
Компания Canadian Natural Resources использует «циклическую паровую технологию или технологию «вдох и затяжка» для разработки ресурсов битума. 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 меняют направление, добывая нефть через ту же нагнетательную скважину. Фазы закачки и добычи вместе составляют один цикл. «Пар закачивается повторно, чтобы начать новый цикл, когда дебиты нефти падают ниже критического порога из-за охлаждения пласта. На этом этапе можно использовать метод механизированной добычи. После нескольких циклов это может быть неэкономично. для добычи методом «huff-puff» затем рассматривается возможность дальнейшего извлечения нефти, если другие условия благоприятны. Было замечено, что извлечение при использовании метода «huff-puff» может достигать 30%, а при вытеснении паром — до. 50%» (CNRL 2013) . [4]
При паровом заводнении, иногда называемом паровым вытеснением, некоторые скважины используются в качестве паронагнетательных скважин, а другие скважины используются для добычи нефти. Для увеличения объемов добываемой нефти действуют два механизма. Первый – нагреть нефть до более высоких температур и тем самым снизить ее вязкость, чтобы она легче текла через пласт к добывающим скважинам. Второй механизм – это физическое вытеснение, аналогичное заводнению водой , при котором нефть вытесняется к добывающим скважинам. Хотя для этого метода требуется больше пара, чем для циклического метода, он обычно более эффективен при извлечении большей части нефти.
Форма вытеснения паром, которая стала популярной на нефтеносных песках Альберты, - это парогравитационный дренаж (SAGD), при котором бурятся две горизонтальные скважины, одна на несколько метров выше другой, и в верхнюю из них закачивается пар. Цель состоит в том, чтобы снизить вязкость битума до такой степени, что сила тяжести затянет его в добывающую скважину.
В 2011 году компания Laricina Energy объединила закачку растворителя с закачкой пара в процессе, названном циклическим паровым гравитационным дренажем растворителя (SC-SAGD) (Канадская ассоциация производителей нефти CAPP, 2009) . [5] Ларицина утверждает, что сочетание растворителей с водяным паром снижает общий коэффициент паронефти 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 быстрее добывать больше тяжелой нефти и нефтеносных песков. Скважинные парогенераторы были впервые предложены крупными нефтяными компаниями в начале 1960-х годов. За последние 50 лет было разработано множество скважинных паровых технологий, таких как скважинная система сгорания DOE и SANDIA, известная как Project Deep Steam, которая прошла полевые испытания в Лонг-Бич, Калифорния, в 1982 году, но потерпела неудачу. Единственный скважинный парогенератор, доказавший свою эффективность, имеет торговую марку eSteam .
Операторы нефтеносных песков изучают возможность использования растворителей с
паровым гравитационным дренажем
(SAGD), чтобы помочь разрыхлить и извлечь битум. Генеральный директор Laricina Energy Глен Шмидт сравнивает эту технологию с гибридным автомобилем
