IPM: SAGD optimization

IPM: SAGD optimization

Больше года назад мне в голову пришла идея оценить эффективность метода SAGD для разработки высоковязких нефтей в башкирских карбонатных пластах (пласт А4) на севере Самарской области. Дело в том, что в этих объектах содержится достаточно большая доля запасов компании. И основная проблема в том, что нефть очень высоковязкая битуминозная, что само по себе не очень хорошо, плюс все это в карбонатных пластах (наихудшая комбинация). Сам по себе пласт А4 обладает достаточно хорошими для карбонатов свойствами, пористость около 13-15% и проницаемость около 300 мД. Но за счет относительно небольшой глубины залегания, порядка 1000-1100 метров, низкой пластовой температуры около 22° и высокой степени биодеградации/битуминизации нефти достаточно большой объем порового пространства занят так называемой немобильной нефтью. В результате, при использовании “традиционных” первичных методов общая эффективная проницаемость системы значительно ниже.

Оценки на модели до бурения первой скважины с использованием всех доступных на тот момент данных (результаты исследования керна, каротажи, результаты испытаний, поверхностные пробы) показывали, что при бурении 500 метровой горизонтальной скважины в пласте с эффективной мощностью порядка 30 метров, при заканчивании открытым стволом с хвостовиком стартовый дебит составил бы порядка 10 м3/сут. С достаточно медленным падением и накопленно добычей около 30 тыс. м3. Скважина на грани рентабельности, окупаемость около 15 лет с положительным NPV чуть больше нуля. В общем “не айс“.

Бурение на эти объекты откладывалось по возможности до последнего, находясь в рамках соблюдения лицензионных обязательств, но 2011 год стал тем годом, когда откладывать более уже стало нельзя и нужно бурить.

Основная цель была в оценке экономической эффективности альтернативных методов добычи нефти из этих объектов. Принимая во внимание достаточно высокую проницаемость (для карбонатов) и небольшую глубину залегания (1000 метров), я решил оценить целесообразность использования паровых методов, в частности метода SAGD – Steam Assisted Gravity Drainage. SAGD был выбран по нескольким причинам:

  • Высокая вязкость нефти (своих глубинных проб не было, но имеющиеся поверхностные пробы указывали на возможную вязкость нефти в пластовых условиях более 1000 сП)
  • Эффективная мощность около 30 метров.
  • Достаточно высокая вертикальная связность пласта, несмотря на то что пласт неоднородный (геологи меня за такие формулировки должны сейчас побить).
  • Глубина 1000 метров, это та глубина, ниже которой применение паровых методов становится неэффективным.
  • Запасы пласта А4 месторождения, для которого производилась оценка, позволили бы окупить большие объемы капиталовложений, связанным с применением данного метода.

Оптимизацию добычи предполагалось провести с помощью интегрированной модели.

В дальнейшем также планировалось произвести аналогичные расчеты для других методов, циклическая закачка пара (Cyclic Steam Stimulation – CSS), заводнение паром (steam flooding – SF), внутрипластовое горение (In-sity combustion – ISC), THAI, VAPEX, ES-SAGD и другие.

При применении метода SAGD бурится пара горизонтальных скважин – добывающая и нагнетательная.  Скважина нагнетающая пар располагается на добывающей на расстоянии 4-6 метров, как правило параллельно ей (есть вариант с расположением нагнетательных скважин перпендикулярно сетке добывающих – XSAGD). Добывающие горизонтальные скважины располагаются в нижней части нефтенасыщенного пласта.

Данный метод был разработан Роджером Батлером в 70х годах и в настоящее время достаточно широко применяется в Канаде при добычи так называемых нефтяных песков (oil sands).

Суть метода в том, что непрерывно нагнетаемый пар поднимается вверх по пласту за счет гравитации, затем начинает остывать, конденсируется и стекает в виде воды вниз, преимущественно вдоль стенок образованной паровой камеры (частно скажу, что не знаю правильного русского термина для chamber). При этом происходит нагревание нефти, снижение ее вязкости и она также за счет гравитации начинает течь вниз к добывающей скважине. При этом происходит рост паровой камеры.

Как обычно бывает в реальной жизни, в моем распоряжении было недостаточное количество лабораторых данных, так что приходилось делать много допущений, использовать данные аналоги и пр.

Известные данные о физико-химических свойствах нефти по данным нескольких поверхностных проб и испытаниям скважин:

Газовый фактор, m3/sm3 2.7
Плотность нефти 0.952
Плотность газа (по воздуху) 1.000
Плостность воды 1.130
Пластовое давление, bar 100
Пластовая температура, °C 26
Предполагаемая вязкость нефти в пл.усл., сП ~1000

Лабораторных данных по термическим свойствам пород и жидкостей разумеется не было, поэтому все свойства были взяты из талиц и аналогов. Для расчета нужны были данные теплопроводности, теплоемкости нефти, воды, известняков и глин. А также значения плотности глин и известняков.

Для определения свойств пара существует множество всевозможных корреляций и калькуляторов (например – http://www.steamtablesonline.com/), так что с этим проблем не возникло.

Получилось так, что для данного пласта давление на забое нагнетательной скважины для закачки пара должно быть порядка 105-115 бар. При таком давлении вода начинает превращаться в пар при температуре 314-321°С. Вода нагретая до такой температуры при данном давлении будет иметь энтальпию около 1500 кДж/кг, чтобы всю эту воду превратить в пар нужно потратить еще около 1200 кДж/кг. Все проще показать на графике, чем объяснять словами:

Целевой регион свойств закачки пара отмечен узкой розовой полосой в районе температуры 310-320°С.

Зависимость вязкости от температуры также была взята по аналогии, после анализа данных статей SPE и данных корреляций. Было выбрано что-то среднее между данными корреляции Beggs и данными статьи SPE 104520 для нефти с похожей плотностью 18°API.

Поведение пара при нагнетании в скважину моделировалось в Prosper. Нужно было понять что происходит с паром и его качеством при закачке на такую глубину и какие условия необходимо соблюсти для того чтобы довести пар надлежащего качества до забоя скважины. Устьевые давления варьировались от 90-120 бар, температура закачки от 300 до 350°С.

Первой проблемой как и ожидалось оказалось, то что качество пара на забое очень чувствительно к коэффициенту передачи тепла (overall heat transfer coefficient). При этом потери тепла очень большие  при использовании обычных трубок НКТ, ни при каких условиях доставить пар до забоя с вертикальной глубиной 1000 метров не представлялось возможным. До забоя доходит вода, причем уже достаточно остывшая. Для решения этой проблемы необходимо использовать вакуумно-изолированные трубки. Поиск в интернете показал, что такие трубы часто используются для закачки пара, но надо понимать, что это будет стоить недешево. Общий коэффициент передачи тепла U (overall heat transfer coefficient) при этом менее 0.1 BTU/hr-ft2-F (0.57 W/m2/K). Я, чтобы быть более консерватинвным в оценках использовал значения 0.6 BTU/hr-ft2-F (~3.5 W/m2/K). При этом получалось около 3-5% потери качества пара, что было вполне приемлимо.

Для гидродинамического моделирования был выбран сектор модели 850х500 метров с парой скважин в центре этого блока, с длиной горизонтальных секций 500 метров. Граничные условия задавались умножением порового объема. Была построена композиционная модель в Eclipse 300, где нефть моделировалась как однокомпонентная “мертвая” тяжелая нефть (без свободного газа). Размер ячеек по горизонтали 50х50 метров, по вертикали в среднем около 1.5 м. В районе скважины дополнительно был сделан LGR с размером ячеек 10х10 метров. Оптимальный размер области LGR был подобран после нескольких первых прогонов модели таким образом, чтобы покрывал образующуюся паровую камеру.

Ширина паровой камеры к концу рентабельного периода доходила до 250м, что означает, что оптимальног расстояние между парой нагнетательных и добывающих скважин должно быть 250 метров.

Перед началом добычи в течение 2-3 месяцев моделировалась циркуляция пара в обеих скважинах для предварительного пизабойной зоны скважин, затем начиналась постоянная добыча и закачка пара из соответсвующих скважин. Закачка пара производилась на уровне 100-200 м3/сут CWE (Cold Water Equivalent). В начальный период времени дебит нефти постепенно растет с 10-20 м3/сут до 30-40 м3/сут и он достаточно стабилен на протяжении многих лет. Рост дебита наблюдается в первые 5 лет добычи, по мере роста паровой камеры и разогрева пласта с постепенным последующим снижением. В течение всего периода разработки наблюдается высокая обводненность около 80-90%.

Одним из ключевых показателей эффективности применения метода закачки пара для добычи нефти используется параметр CSOR – Cumulative Steam-to-Oil Ratio – накопленное отношение закачанного пара к извлеченной нефти. В большинстве случаев при применении метода SAGD для извлечения битумов из нефтяных песков этот параметр равен 2-4. В нашем случае при самом лучшем раскладе получалось не менее 5, в среднем около 8. Что означает, что для извлечения 1 тонны нефти нужно закачивать в 2-3 раза больше пара, чем в среднем пр применении SAGD для разработки нефтяных песков.

Для расчета экономики проекта, были выполнены достаточно простые калькуляции энергозатрат, необходимые для генерации нужного количества пара требуемого качества. Предполагалось, что для генерации пара будет использоваться природный газ. Теперь цифры (M – тысячи, ММ – миллионы).

  • Удельная теплота сгорания газа: 33.08 MMJ/m3
  • Цена газа за 1Mm3 была взята равной стоимости 1 bbl нефти, что примерно соответствует зависимости цены на газ на внутреннем рынке от цены на нефть. Следует также отметить, что внутренние цены ниже среднеевропейских в 3-4 раза.
  • В качестве базовой цены на нефть использовал 80 $/bbl, а также проводил чувствительность к изменению (50-120$/bbl)
  • Использовалось также предположение, что 20% затраченной энергии повторно используется при извлечении горячей нефти и воды. Обычно более 20%.
  • Стоимость скважин была принята на 50% больше среднестатистической в регионе, за счет использования более дорогого оборудования и материалов.

Для оптимизации количества и качества закачиваемого пара была построена интегрированная модель в Resolve. Целевая функция была задана в Excel, где также рассчитывалась экономика проекта. В качестве целевых функций я пробовал максимизировать NPV, NCF, дебит нефти, накопленную нефть, а также минимизировать SOR, CSOR.

Результаты оказались достаточно неплохими. Если не учитывать затраты на обустройство, для этого надо делать оценку месторождения в целом, или даже группы. Экономика одной пары скважин в целом положительная, период окупаемости составил порядка 9 лет, PVI – 2. Цена на нефть при которой расходы не окупаются составила около 45$/bbl. 

Основные выводы, для того чтобы проект в целом был положительным необходимо достаточное количество запасов для того, чтобы окупить капитальные затраты на обустройство.

Также немаловажным является чувствительность проекта к стоимости газа на внутреннем рынке. Последнее время наблюдается тенденция в сторону уравнивания цен с Европейскими, которые в настоящий момент в 3-4 раза выше внутренних. Проект становился нерентабельным даже при двухкратном увеличении цен на газ, что заставляет срьезно задуматься, над тем – стоит ли его реализовывать.

 

Share

Leave a Reply

Your email address will not be published. Required fields are marked *