Подобрени методи за възстановяване на маслото и ASP технология

Я. Е. Волокитин, М.Ю. Шустер, В.М. Карпан, “Salym Petroleum Development N.V.”

Устойчивото развитие на световното производство на енергия изисква по-ефективно използване на традиционните петролни запаси. Един от начините за решаване на този проблем са различни видове подобрени методи за развитие (EMP), насочени както към подобряване на традиционните методи (например наводняване), така и към използването на нови технологии за стимулиране. Най-технологично напредналата част от EOR са методите за повишен нефтен добив (EOR), които са основният предмет на обсъждане в тази статия.

Значението на MOR/EOR е трудно да се надцени, особено ако вземем предвид факта, че значителна част от големите полета, отговорни за растежа на производството в миналото, са в късните етапи на развитие със среден спад на производството от около 5% годишно [1]. Освен това обещаващите зони за геоложко проучване стават все по-малко, което принуждава компаниите да изследват повече труднодостъпни и/или дълбоководни находища. Напоследък растежът на възстановимите запаси също беше подкрепен от пробиви в технологиите за изграждане и разработване на кладенци, които позволиха икономическото развитие на неконвенционални нефтени резервоари като нефтени шисти и резервоари за тежък нефт (битум). Разработването както на труднодостъпни, така и на неконвенционални находища е свързано с допълнителни рискове, които значително увеличават цената на такъв нефт (вижФигура 1 ).

В момента по-голямата част от добития петрол се добива от находища, открити преди четвърт век. Очакваният среден коефициент на нефтен добив (ORF) на такива находища няма да надвишава 35%, което означава, че почти 2/3 от нефта в резервоара може да не бъде извлечен. Според данните увеличението на коефициента на добив на нефт е само 1%ще увеличи световните възстановими резерви с 88 милиарда барела, което е еквивалентно на три години глобално производство при сегашното ниво на добив [2]. Важно е също така да се отбележи, че увеличаването на възстановимите запаси чрез въвеждането на EOR / EOR технологии не включва значителни рискове, тъй като геологията на зрелите находища вече е добре разбрана и освен това зрелите находища имат развита инфраструктура.

Методи за подобрено възстановяване на маслото

В тази статия EOR означава процес на производство на нефт чрез изпомпване в резервоара на значително количество (процент от обема на порите на резервоара) вещества, които не са присъствали там преди началото на разработката [3]. Също така е важно да поясним, че говорим за промяна на системата за развитие. По този начин обработката на дънната зона на кладенците (например инжектиране на гел за изолиране на интервал с висока пропускливост), която не включва инжектиране на значително количество от такива вещества, не се счита за EOR. EOR също често се нарича третичен метод за добив на нефт, въпреки че по дефиниция използването на EOR е възможно на всеки етап от разработването на находището. Често срещаната връзка на EOR с третичните методи за добив на нефт се дължи на най-голямата вероятност за въвеждане на такива технологии на по-късните етапи на развитие, когато традиционните методи вече са изчерпани и повечето от геоложките рискове са отстранени.

Salym Petroleum Development (SPD) е съвместно предприятие, чиито акционери са Shell и Gazprom Neft на паритетна основа. От 2003 г. SPD разработва Салимската група нефтени находища (Западен Салим, Горен Салим и Ваделип) в Западен Сибир. През годините на проекта Salym SPD е пробила над 1000 кладенци и е произвела над 60 милиона тона нефт. Проектът Salym е един от най-големитеголеми проекти с участието на чужд капитал в петролната индустрия в България. Общата инвестиция в проекта Salym е повече от 1,5 милиарда долара.

EOR скрининг

Първоначалният етап от избора на EOR технология за находище се нарича скрининг. В тази статия се разглежда само скрининг на високо ниво, което включва сравняване на средните характеристики на резервоара с предварително установени граници на приложимост на определена EOR технология. Критериите за подбор са широко описани в литературата и има търговски продукти за такава работа [5]. Окончателното решение зависи от условията на терена и опита на компанията в прилагането на EOR технологии. Фигура 3 илюстрира подхода за скрининг на EOR, преследван от Shell [2]. В този случай при избора на EOR важна роля се отдава на дълбочината на резервоара и вискозитета на маслото. Има и голям брой допълнителни параметри, които трябва да се вземат предвид при скрининга. Така например, в случай на газов EOR, е необходимо да се вземе предвид проектното налягане в резервоара, а в случай на химични методи, свойствата на водата в резервоара и вида на резервоара (карбонати или пясъчници).

Основните свойства, необходими за скрининг на EOR в находището West Salym, са показани в таблица 1. Вискозитетът на петрола West Salym е нисък, което прави използването на термични методи непрактично. Инжектирането на газ, било то азот, CO2 или димни газове, също е неефективно поради невъзможността за постигане на условия на смесване на газ-нефт при налягане в резервоара и ниската ефективност на инжектиране на газ при несмесими условия. Инжектирането на въглеводороден газ, който е смесим с нефт при условия на резервоар, не е осъществимо поради липсата на достатъчно количество свързан газ. В допълнение, произведеният свързан газпочти напълно осребрени.

Инжектирането на вода с ниска соленост (LSW) може да се приложи в находището West Salym (вижте Фигура 2). Проучването на този метод за текущото състояние на разработване на находище показа, че внедряването на такава технология на по-късните етапи на разработване е икономически неосъществимо поради незначителното допълнително производство на нефт за дълъг период на висока водност [6]. SPD проучва възможността за използване на NMW в области, които са на по-ранен етап на развитие. Така остава само химическият EOR. Условията на колектора (температура и състав на водата) са в рамките на приложимостта на тези методи. В същото време въвеждането на чисто полимерно наводняване в находището West Salym не е осъществимо поради ниската ефективност на такова наводняване в късен етап на развитие и относително ниския вискозитет на нефта. По този начин стигаме до заключението, че наводняването с ASP е най-оптималната EOR технология за находището West Salym.

Технология за наводняване ASP

Технологията за наводняване ASP е разработена в началото на 80-те години в изследователския център Bellaire от Shell в Хюстън [7]. Както бе споменато по-горе, технологията се основава на инжектирането на воден разтвор от три компонента: анионно повърхностно активно вещество, сода и полимер. Анионното повърхностно активно вещество намалява повърхностното напрежение между маслото и водата, което позволява уловеното масло да бъде мобилизирано. Содата изпълнява две функции наведнъж. Основната функция е да се намали адсорбцията (загубата) на скъпо повърхностно активно вещество в резервоара. След инжектиране на разтвора във формацията, содата взаимодейства със скалата, увеличавайки нейния отрицателен електрически заряд, което води до намаляване на адсорбцията на повърхностно активното вещество. Вторична функция на содата– алкална хидролиза на киселинни компоненти на нефта, което води до образуването на допълнителни повърхностно активни вещества в резервоара. Маслото от находището West Salymskoye съдържа само малко количество киселинни фракции (виж таблица 1), а содата изпълнява само функцията за защита на повърхностноактивните вещества от адсорбция. Полимерът се добавя към вода, за да се увеличи вискозитета на разтвора, което води до подобряване на процеса на изместване на маслото, мобилизирано от повърхностно активното вещество. Традиционната схема за наводняване на ASP (вижтеФигура 4 ) се състои от следните стъпки:

» Допотопни. Инжектиране на вода с определена соленост, за да се промени солеността на водата в резервоара, за да се намалят загубите на повърхностно активно вещество по време на последващото инжектиране на ASP шлака и/или да се намали рискът от котлен камък, когато водата от пласта взаимодейства с ASP разтвора;

» ASP slug injection. Максималният обем на охлюв, използван в търговски проекти, е около 30% от обема на порите на резервоара. След инжектиране в резервоара, ASP разтворът започва да мобилизира уловения нефт, който образува нефтена банка;

» Инжектиране на порция полимерен разтвор. Такъв разтвор се изпомпва, за да измести ръба на ASP и мобилизирания нефт по посока на производствените кладенци.

» Инжектиране на вода (възможно от системата за поддържане на налягането в резервоара) за поддържане на налягането в резервоара с по-нататъшно изместване на ASP и полимерни разтвори към производствените кладенци.

В момента Китай, Канада и Оман са водещите страни в използването на xEOR [7,8]. В повечето случаи ASP проектите се реализираха чрез прилагането на няколко междинни етапа на развитие, включително както конвенционално наводняване, така и инжектиране на полимерна суспензия (вижтеФигура 5 ). За находища с висок вискозитет на нефт, като Marmul (Оман) иPelican Lake (Канада) преходът към полимерно наводняване е оправдан поради ниската ефективност на конвенционалното наводняване. Инжектирането на полимерния разтвор позволява да се увеличи коефициентът на възстановяване на маслото с 5-10%. В същото време наводняването с ASP дава възможност за постигане на по-високи стойности на допълнителен коефициент на възстановяване на нефт от 10-20% поради производството както на подвижно, така и на уловено масло. Провеждането на полимерно наводняване като предварителен етап преди ASP наводняване също позволява да се премахнат значителна част от техническите и оперативни рискове и да се подготви по-добре за въвеждането на по-технологично напреднало ASP наводняване.

Поради ниския вискозитет на петрола от находището West Salym, инжектирането на полимерен разтвор след дълъг период на наводняване не е икономически осъществимо. Следователно има смисъл да се премине към ASP наводняване веднага след конвенционалното наводняване.

Основните предизвикателства и ограничения на ASP технологията са следните:

» относително високи експлоатационни разходи поради разходите за химикали

Повърхностно активно вещество (100% активно вещество) - $ 3-5 / kg
Разтворител (например изобутанол) - 1-1,5 $ / kg
Полимер – 4-6$/кг
Калцинирана сода - 0,15-0,25 $ / кг
Цената на химическите реагенти в разтвора на ASP е 50-80 $/m 3

» загуби на химикали, които намаляват ефективността на процеса:

задържане в резервоара (адсорбция върху глини, загуба на повърхностноактивни вещества в масло)
загуба на химичен разтвор при инжектиране в непродуктивни зони
хроматографско разделяне на компонентите на ASP разтвора
намаляване на активността на разтвора при взаимодействие с резервоарни течности

» намаляване на приемливостта на инжекционните кладенци по време на инжектирането на химически разтвор, причинено от:

изтегляне на повечевискозен полимерен разтвор
образуване на соли по време на реакцията на химични реагенти с вода и резервоарна скала
образуване на вискозни водно-нефтени емулсии в резервоара
запушване на дънна скала с полимер

» работата на оборудването по време на наводняване с ASP е по-сложна, отколкото при конвенционално наводняване

по-сложен процес на обработка на масло при производството на стабилни емулсии
строги изисквания за приготвяне на инжектирания разтвор: обработка на водата и дозиране на химикали
проблемът с изхвърлянето на извлечената течност, съдържаща химически реагенти

» Може да има и логистични ограничения поради доставката на големи количества вещества до полета с неподходяща инфраструктура.

Литература

[1] Статистика на Международната агенция по енергетика (МАЕ).

[2] Брошура на Shell „Подобрено възстановяване на маслото“.

[3] Lake, L.W., „Подобрено извличане на нефт“, Prentice-Hall, 1989 г.

[4] Sheng, J.J., Leonhardt, B., & Азри, Н. „Състояние на технологията за полимерно наводняване.“ SPE-174541(2015)

[5] Алварадо, У., Манрик, Е., „Методи за подобрен нефтен добив на резервоари. Стратегии за планиране и приложение”, Технопрес ООД, 2011г

[6] Suijkerbuijk, B.M.J.M., Sorop, T.G., Parker, A.R., Masalmeh, S.K., Chmuzh, I.V., Karpan, V.M., Volokitin Y.E., Skripkin, AG. „Наводняване с ниска соленост в West-Salym: Лабораторни експерименти и полеви прогнози.“ SPE-169102, (2014)

[7] Nelson, R.C., Lawson, J.B., Thigpen, D.R., & Stegemeier, G. L. „Подобрено с косурфактант алкално наводняване“ SPE 12672 (1984)

[8] Sheng, J.J., Leonhardt, B., & Азри, Н. „Състояние на технологията за полимерно наводняване.“ SPE-174541(2015)

[9] Delamaide, E., Bazin, B., Rousseau, D., & Degre, G. „Химически EOR за тежък нефт: канадският опит. SPE-169715(2015)