Парогравитационный дренаж: технология добычи тяжелой нефти и битума.

Введение

Дренаж с помощью пара под действием силы тяжести (SAGD; "Sag D") – это технология повышения нефтеотдачи, применяемая для добычи тяжелой нефти и битума. Это усовершенствованный метод паровой стимуляции, при котором в нефтяной пласт бурятся две горизонтальные скважины, расположенные одна над другой на расстоянии нескольких метров. Высокотемпературный пар непрерывно закачивается в верхнюю скважину для нагрева нефти и снижения ее вязкости, что приводит к стеканию нагретой нефти в нижнюю скважину, откуда она откачивается. Доктор Роджер Батлер, инженер компании Imperial Oil с 1955 по 1982 год, изобрел процесс дренажа с помощью пара под действием силы тяжести (SAGD) в 1970-х годах. Батлер "разработал концепцию использования парных горизонтальных скважин и закачки пара для разработки определенных залежей битума, которые считались слишком глубокими для разработки открытым способом". AOSTRA – государственная корпорация, созданная премьер-министром Альберты Луидом для продвижения новых технологий добычи нефтяных песков и тяжелой нефти – быстро поддержала SAGD как перспективную инновацию в технологии добычи нефтяных песков. Метод применяется в геологических подразделах формаций, таких как формация Гранд-Рапидс, формация Клервотер, формация Мак-Мюррей, Генеральный нефтяной песок, песок Ллойдминстер, группы Маннвилл – стратиграфический разрез в Западно-Канадском осадочном бассейне. Канада является крупнейшим поставщиком импортируемой нефти в Соединенные Штаты, поставляя более 35% импорта США, что значительно превышает объемы поставок Саудовской Аравии или Венесуэлы и больше, чем суммарные поставки всех стран ОПЕК. Большая часть новой добычи приходится на обширные нефтяные пески Альберты. Существует два основных метода извлечения нефтяных песков. Разработка открытым способом более известна широкой публике, но может применяться только для неглубоких залежей битума. Однако более современный метод дренажа с помощью пара под действием силы тяжести (SAGD) лучше подходит для гораздо более крупных глубоких залежей, окружающих неглубокие. Ожидается, что значительная часть будущего роста добычи на канадских нефтяных песках будет обеспечиваться за счет SAGD. "Нефть, извлекаемая из канадских нефтяных песков методами разработки открытым способом, может потреблять в 20 раз больше воды, чем при традиционном бурении нефтяных скважин. В качестве конкретного примера недостатка данных, эта цифра не учитывает все более важный метод дренажа с помощью пара под действием силы тяжести (SAGD)." Выбросы от процесса дренажа с помощью пара под действием силы тяжести (SAGD) эквивалентны выбросам от паровых нагнетаний, которые давно используются для добычи тяжелой нефти на нефтяном месторождении Керн-Ривер в Калифорнии и в других регионах мира. ("The Water Energy Nexus 2011")

Steam assisted gravity drainage (SAGD; "Sag D") is an enhanced oil recovery technology for producing heavy crude oil and bitumen. It is an advanced form of steam stimulation in which a pair of horizontal wells are drilled into the oil reservoir, one a few metres above the other. High pressure steam is continuously injected into the upper wellbore to heat the oil and reduce its viscosity, causing the heated oil to drain into the lower wellbore, where it is pumped out. Dr. Roger Butler, engineer at Imperial Oil from 1955 to 1982, invented the steam assisted gravity drainage (SAGD) process in the 1970s. Butler "developed the concept of using horizontal pairs of wells and injected steam to develop certain deposits of bitumen considered too deep for mining". a crown corporation created by Alberta Premier Lougheed to promote new technologies for oil sands and heavy crude oil production. AOSTRA quickly supported SAGD as a promising innovation in oil sands extraction technology. in Geological formation sub units, such as Grand Rapids Formation, Clearwater Formation, McMurray Formation, General Petroleum Sand, Lloydminster Sand, of the Mannville Group, a stratigraphic range in the Western Canadian Sedimentary Basin. Canada is the largest supplier of imported oil to the United States, supplying over 35% of US imports, much more than Saudi Arabia or Venezuela, and more than all the OPEC countries combined. Most of the new production comes from Alberta's vast oil sands deposits. There are two primary methods of oil sands recovery. The strip mining technique is more familiar to the general public, but can only be used for shallow bitumen deposits. However, the more recent steam assisted gravity drainage technique (SAGD) is better suited to the much larger deep deposits that surround the shallow ones. Much of the expected future growth of production in the Canadian oil sands is predicted to be from SAGD. "Petroleum from the Canadian oil sands extracted via surface mining techniques can consume 20 times more water than conventional oil drilling. As a specific example of an underlying data weakness, this figure excludes the increasingly important steam assisted gravity drainage technique (SAGD) method. "|The Water Energy Nexus 2011

Steam Assisted Gravity Drainage emissions are equivalent to what is emitted by the steam flood projects which have long been used to produce heavy oil in California's Kern River Oil Field and elsewhere around the world.

Описание

Процесс SAGD (парогравитационного дренажа) для добычи тяжелой нефти или битума является усовершенствованием методов парового воздействия, первоначально разработанных для добычи тяжелой нефти из нефтяного месторождения Kern River в Калифорнии. Ключевым фактором во всех процессах парового нагнетания является подача тепла в продуктивный пласт для снижения вязкости тяжелой нефти и обеспечения ее движения к добывающей скважине. Циклический паровой удар (CSS), разработанный для тяжелых нефтяных месторождений Калифорнии, позволил добывать нефть из некоторых участков нефтяных песков Альберты, таких как нефтяные пески Холодного озера, но оказался менее эффективным для добычи битума из более тяжелых и глубоких отложений в нефтяных песках Атабаска и нефтяных песках реки Пис, где сосредоточены основные запасы нефтяных песков Альберты. Для разработки этих значительно больших запасов был разработан процесс SAGD, главным образом доктором Роджером Батлером из Imperial Oil при поддержке Управления по технологиям и исследованиям нефтяных песков Альберты и отраслевых партнеров. По оценкам Национального энергетического совета, процесс SAGD является экономически целесообразным при ценах на нефть не менее 30–35 долларов США за баррель. В процессе SAGD в пласте бурятся две параллельные горизонтальные добывающие скважины на расстоянии 4–6 метров друг от друга по вертикали. В верхнюю скважину закачивается пар, а из нижней собирается нагретая сырая нефть или битум, стекающий вниз под действием силы тяжести, а также конденсированная вода из закачанного пара. Основой процесса SAGD является установление тепловой связи с пластом, в результате чего закачанный пар образует "паровую камеру". Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, позволяя ей стекать в нижнюю скважину. Пар и сопутствующие газы, благодаря своей низкой плотности по сравнению с тяжелой нефтью, поднимаются вверх в паровой камере, заполняя пустоты, образовавшиеся после извлечения нефти, и предотвращая поступление пара в нижнюю добывающую скважину. Сопутствующий газ в определенной степени образует теплоизолирующее покрытие над (и вокруг) паровой камеры. Движение нефти и воды в нижнюю скважину происходит противотоком под действием силы тяжести. Конденсированная вода и сырая нефть или битум поднимаются на поверхность с помощью насосов, таких как шнековые насосы, которые эффективно работают с высоковязкими жидкостями, содержащими твердые частицы. Под охлаждение – это разница между температурой насыщения (точкой кипения) воды при давлении в пласте и фактической температурой в той же точке измерения давления. Чем выше уровень жидкости над добывающей скважиной, тем ниже температура и выше под охлаждение. Однако реальные пласты, как правило, неоднородны, поэтому добиться равномерного под охлаждения по всей горизонтальной длине скважины крайне сложно. В результате многие операторы, сталкиваясь с неравномерным развитием паровой камеры, допускают поступление небольшого количества пара в добывающую скважину, чтобы поддерживать битум в нагретом состоянии по всей длине скважины, тем самым сохраняя его низкую вязкость и дополнительно передавая тепло в более холодные участки пласта вдоль скважины. Другой вариант, иногда называемый частичным SAGD, используется, когда операторы намеренно циркулируют пар в добывающей скважине после длительного простоя или в качестве процедуры запуска. Хотя высокое значение под охлаждения желательно с точки зрения тепловой эффективности, поскольку оно обычно приводит к снижению скорости закачки пара, оно также может привести к незначительному снижению добычи из-за соответствующего увеличения вязкости и снижения подвижности битума, вызванных более низкой температурой. Еще одним недостатком очень высокого под охлаждения является возможность того, что давления пара будет недостаточно для поддержания развития паровой камеры над нагнетательной скважиной, что иногда приводит к обрушению паровой камеры, когда конденсированный пар затопляет нагнетательную скважину и препятствует дальнейшему развитию камеры. Непрерывная работа нагнетательной и добывающей скважин при давлении, близком к пластовому, устраняет проблемы нестабильности, характерные для всех высоконапорных и циклических паровых процессов, и обеспечивает плавную, равномерную добычу, которая в подходящих пластах может достигать 70–80% извлекаемых запасов нефти. Процесс относительно нечувствителен к прослойкам сланцев и другим вертикальным барьерам для потока пара и жидкости, поскольку при нагревании породы дифференциальное тепловое расширение позволяет пару и жидкости стекать самотеком в добывающую скважину. Это позволяет извлекать 60–70% извлекаемых запасов нефти даже в пластах с множеством тонких сланцевых барьеров. С точки зрения тепловой эффективности, SAGD обычно в два раза эффективнее старого процесса CSS, и он приводит к значительно меньшему количеству поврежденных скважин, связанных с высоким давлением, характерным для CSS. В сочетании с более высокими показателями извлечения нефти это означает, что SAGD гораздо экономичнее циклических паровых процессов при достаточной толщине пласта.

The SAGD process of heavy oil or bitumen production is an enhancement on the steam injection techniques originally developed to produce heavy oil from the Kern River Oil Field of California. The key to all steam flooding processes is to deliver heat to the producing formation to reduce the viscosity of the heavy oil and enable it to move toward the producing well. The cyclic steam stimulation (CSS) process developed for the California heavy oil fields was able to produce oil from some portions of the Alberta oil sands, such as the Cold Lake oil sands, but did not work as well to produce bitumen from heavier and deeper deposits in the Athabasca oil sands and Peace River oil sands, where the majority of Alberta's oil sands reserves lie. To produce these much larger reserves, the SAGD process was developed, primarily by Dr. Roger Butler of Imperial Oil with the assistance of the Alberta Oil Sands Technology and Research Authority and industry partners. The SAGD process is estimated by the National Energy Board to be economic when oil prices are at least US$30 to $35 per barrel. In the SAGD process, two parallel horizontal oil wells are drilled in the formation, one about 4 to 6 metres above the other. The upper well injects steam, and the lower one collects the heated crude oil or bitumen that flows down due to gravity, plus recovered water from the condensation of the injected steam. The basis of the SAGD process is that thermal communication is established with the reservoir so that the injected steam forms a "steam chamber". The heat from the steam reduces the viscosity of the heavy crude oil or bitumen which allows it to flow down into the lower wellbore. The steam and associated gas rise because of their low density compared to the heavy crude oil below, ensuring that steam is not produced at the lower production well, tend to rise in the steam chamber, filling the void space left by the oil. Associated gas forms, to a certain extent, an insulating heat blanket above (and around) the steam. Oil and water flow is by a countercurrent, gravity driven drainage into the lower well bore. The condensed water and crude oil or bitumen is recovered to the surface by pumps such as progressive cavity pumps that work well for moving high viscosity fluids with suspended solids. Sub cool is the difference between the saturation temperature (boiling point) of water at the producer pressure and the actual temperature at the same place where the pressure is measured. The higher the liquid level above the producer the lower the temperature and higher is the sub cool. However, real life reservoirs are invariably heterogeneous therefore it becomes extremely difficult to achieve a uniform sub cool along the entire horizontal length of a well. As a consequence many operators, when faced with uneven stunted steam chamber development, allow a small quantity of steam to enter into the producer to keep the bitumen in the entire wellbore hot hence keeping its viscosity low with the added benefit of transferring heat to colder parts of the reservoir along the wellbore. Another variation sometimes called Partial SAGD is used when operators deliberately circulate steam in the producer following a long shut in period or as a startup procedure. Though a high value of sub cool is desirable from a thermal efficiency standpoint as it generally includes reduction of steam injection rates but it also results in slightly reduced production due to a corresponding higher viscosity and lower mobility of bitumen caused by lower temperature. Another drawback of very high sub cool is the possibility of steam pressure eventually not being enough to sustain steam chamber development above the injector, sometimes resulting in collapsed steam chambers where condensed steam floods the injector and precludes further development of the chamber. Continuous operation of the injection and production wells at approximately reservoir pressure eliminates the instability problems that plague all high pressure and cyclic steam processes and SAGD produces a smooth, even production that can be as high as 70% to 80% of oil in place in suitable reservoirs. The process is relatively insensitive to shale streaks and other vertical barriers to steam and fluid flow because, as the rock is heated, differential thermal expansion allows steam and fluids to gravity flow through to the production well. This allows recovery rates of 60% to 70% of oil in place, even in formations with many thin shale barriers. Thermally, SAGD is generally twice as efficient as the older CSS process, and it results in far fewer wells being damaged by the high pressures associated with CSS. Combined with the higher oil recovery rates achieved, this means that SAGD is much more economic than cyclic steam processes where the reservoir is reasonably thick.

История

Идея гравитационного дренажа была первоначально разработана доктором Роджером Батлером, инженером компании Imperial Oil в 1970-х годах. Одной из главных задач, стоявших перед AOSTRA, был поиск подходящих технологий для той части нефтяных песков Атхабаска, которую невозможно было извлечь с помощью традиционных методов открытой добычи.

Подземный испытательный комплекс AOSTRA 1984

В 1984 году AOSTRA запустила Подземный испытательный комплекс в нефтяных песках Атабаска, расположенный между реками Маккей и Девон к западу от завода Syncrude, как объект для извлечения битума методом SAGD непосредственно в пласте. Именно здесь было проведено первое испытание парных (горизонтальных) скважин SAGD, подтвердившее целесообразность данной технологии, и в 1992 году в течение короткого времени был достигнут положительный денежный поток при добыче из примерно трех пар скважин.

Фостер-Крик

Завод Foster Creek в Альберте, Канада, построенный в 1996 году и эксплуатируемый Cenovus Energy, был первым коммерческим проектом по добыче с использованием гравитационного дренажа с помощью пара (SAGD), а к 2010 году Foster Creek "стал крупнейшим коммерческим проектом SAGD в Альберте, достигшим стадии окупаемости инвестиций". Первоначальные скважины UTF SAGD были пробурены горизонтально из туннеля в известняковой породе под слоем пород, доступ к которому осуществлялся через вертикальные шахты. Эта концепция совпала с развитием технологий направленного бурения, которые позволили компаниям бурить горизонтальные скважины точно, недорого и эффективно, до такой степени, что бурение традиционных вертикальных скважин стало экономически нецелесообразным. Благодаря низкой стоимости бурения пар горизонтальных скважин и очень высоким коэффициентам извлечения нефти при использовании технологии SAGD (до 60% извлекаемых запасов), SAGD экономически привлекателен для нефтяных компаний. На Foster Creek компания Cenovus внедрила свою запатентованную технологию "клиновых скважин" для извлечения остаточных ресурсов, которые не были извлечены при стандартной эксплуатации SAGD, что повышает общую эффективность извлечения. Технология "клиновых скважин" позволяет получать доступ к остаточному битуму, который остается не извлеченным при стандартной эксплуатации SAGD, путем бурения промежуточной скважины между двумя действующими парами скважин SAGD после того, как паровые камеры SAGD достигли стадии созревания и объединились, обеспечив гидравлическую связь. В этом случае между действующими парами скважин SAGD остается "клин" не извлеченной нефти. Показано, что технология клиновых скважин повышает общую эффективность извлечения на 5–10% при снижении капитальных затрат, поскольку требуется меньше пара после того, как паровые камеры достигнут стадии гидравлической связи. Как правило, на этой стадии процесса восстановления, также известной как фаза "продувки", вводимый пар заменяется неконденсируемым газом, например метаном, что дополнительно снижает производственные затраты.

Текущие приложения

Эта технология поначалу не была коммерчески жизнеспособной. Она стала таковой в период повышения цен на нефть в 2000-х годах. Хотя традиционные методы бурения преобладали вплоть до 1990-х годов, высокие цены на сырую нефть в XXI веке стимулируют использование более нетрадиционных методов (таких как SAGD) для извлечения сырой нефти. В канадских нефтяных песках реализуется множество проектов SAGD, поскольку этот регион является домом для одного из крупнейших в мире месторождений битума (крупнейшие в мире месторождения находятся в Канаде и Венесуэле). Процесс SAGD позволил Совету по сохранению энергетических ресурсов Альберты (ERCB) увеличить подтвержденные запасы нефти до 179 миллиардов баррелей, что подняло запасы нефти Канады на третье место в мире после Венесуэлы и Саудовской Аравии и приблизительно в четыре раза увеличило запасы нефти в Северной Америке. По состоянию на 2011 год запасы нефтяных песков оцениваются примерно в 169 миллиардов баррелей.

Нефтяной и водный узел

SAGD, процесс термического извлечения, потребляет большие объемы воды и природного газа. Однако испарители производят значительное количество отработанной воды (выбросов), требующей дальнейшей обработки. Беспокойство по поводу использования больших объемов воды связано не столько с пропорцией используемой воды, сколько с ее качеством. Традиционно около 70 миллионов кубических метров воды, используемой в процессе SAGD, приходилось на пресную поверхностную воду. Начиная с 2010 года произошло значительное сокращение использования пресной воды – до примерно 18 миллионов кубических метров. Однако, чтобы компенсировать резкое сокращение использования пресной воды, промышленность начала значительно увеличивать объем задействованной соленой подземной воды. Это, а также другие, более общие методы водосбережения, позволили более чем в три раза сократить использование поверхностных вод при добыче битуминозных песков с момента начала производства. Поскольку SAGD основан на гравитационном дренаже, он также требует относительно толстых и однородных пластов, и поэтому не подходит для всех районов добычи тяжелой нефти.

Альтернативные методы

К 2009 году два коммерчески применяемых метода термического воздействия, гравитационный дренаж с помощью пара (SAGD) и циклическая паростимуляция (CSS), использовались для добычи битуминозных песков в формациях Кливвотер и Нижний Гранд-Рапидс в районе Колд-Лейк, провинция Альберта. Циклическая паростимуляция также включает в себя ряд последующих или усовершенствованных процессов CSS, таких как повышение и снижение давления (PUBD), парогазовый привод и дренаж из смешанных скважин (MWSDD), пароэкстракция (Vapex), добавление жидкости к пару для повышения извлечения битума (LASER), а также SAGD с поддержкой HPCSS и гибридный процесс. В пресс-релизе Энергетического регулятора Альберты (AER) объясняется разница между высоконапорной циклической паростимуляцией (HPCSS) и гравитационным дренажом с помощью пара (SAGD). "HPCSS используется для добычи нефти в Альберте более 30 лет. Метод заключается в закачке пара высокого давления, значительно превышающего пластовое давление, в пласт в течение продолжительного времени. По мере нагревания битум размягчается, а вода разбавляет и отделяет битум от песка, давление создает трещины и каналы, через которые битум может возвращаться в нагнетательные скважины. HPCSS отличается от операций SAGD, где пар непрерывно закачивается при более низком давлении без разрушения пласта, и использует гравитационный дренаж в качестве основного механизма извлечения". В формации Кливвотер вблизи Колд-Лейк, провинция Альберта, применяется высоконапорная циклическая паростимуляция (HPCSS). ET DSP – запатентованный процесс, использующий электричество для нагрева битуминозных песков и мобилизации битума, что позволяет добывать его через простые вертикальные скважины. ISC использует кислород для генерации тепла, снижающего вязкость нефти; вместе с углекислым газом, образующимся при добыче тяжелой нефти, он вытесняет нефть к добывающим скважинам. Один из подходов ISC называется THAI – "Впрыск воздуха от подошвы до пятки". Объект THAI в Саскачеване был приобретен в 2017 году компанией Proton Technologies Canada Inc., которая продемонстрировала возможность выделения чистого водорода на этом объекте. Цель Proton – оставлять углерод в земле и извлекать только водород из углеводородов. Процесс, в рамках которого MEG совместно с Cenovus разработали модифицированный метод извлечения под названием "улучшенный модифицированный парогазовый толчок" (eMSAGP) – модификация SAGP, предназначенная для повышения тепловой эффективности SAGD за счет использования дополнительных добывающих скважин, расположенных посередине между соседними парами скважин SAGD на уровне добывающих скважин SAGD. Эти дополнительные добывающие скважины, обычно называемые "заполнителями", являются неотъемлемой частью системы извлечения eMSAGP.

By 2009 the two commercially applied primal thermal recovery processes, steam assisted gravity drainage (SAGD) and cyclic steam stimulation (CSS), were used in oil sands production in the Clearwater and Lower Grand Rapids Formations in the Cold Lake Area in Alberta. Cyclic steam stimulation also has a number of CSS Follow up or Enhancement Processes, including Pressure Up and Blow Down (PUBD), Mixed Well Steam Drive and Drainage (MWSDD), Vapor Extraction (Vapex), Liquid Addition to Steam for Enhanced Recovery of Bitumen (LASER) and HPCSS Assisted SAGD and Hybrid Process. An Alberta Energy Regulator (AER) news release explained the difference between high pressure cyclic steam stimulation (HPCSS) and steam assisted gravity drainage (SAGD). "HPCSS has been used in oil recovery in Alberta for more than 30 years. The method involves injecting high pressure steam, well above the ambient reservoir pressure, into a reservoir over a prolonged period of time. As heat softens the bitumen and water dilutes and separates the bitumen from the sand, the pressure creates fractures, cracks and openings through which the bitumen can flow back into the steam injector wells. HPCSS differs from steam assisted gravity drainage (SAGD) operations where steam is continuously injected at lower pressures without fracturing the reservoir and uses gravity drainage as the primary recovery mechanism." In the Clearwater Formation near Cold Lake, Alberta the high pressure cyclic steam stimulation (HPCSS) is used. ET DSP is a patented process that uses electricity to heat oil sands deposits to mobilize bitumen allowing production using simple vertical wells. ISC uses oxygen to generate heat that diminishes oil viscosity; alongside carbon dioxide generated by heavy crude oil displace oil toward production wells. One ISC approach is called THAI for Toe to Heel Air Injection. The THAI facility in Saskatchewan was purchased in 2017 by Proton Technologies Canada Inc., who has demonstrated separation of pure hydrogen at this site. Proton's goal is to leave the carbon in the ground and extract only the hydrogen from hydrocarbons. process wherein MEG, in partnership with Cenovus, developed a modified recovery process dubbed “enhanced Modified Steam and Gas Push” (eMSAGP), a modification of SAGP designed to improve the thermal efficiency of SAGD by utilizing additional producers located midway between adjacent SAGD well pairs, at the elevation of the SAGD producers. These additional producers, commonly referred to as “infill” wells, are an integral part of the eMSAGP recovery system.