Effect of steam quality on the oil recovery factor of the Karazhanbas field

Full Text

Введение

Тепловые методы увеличения нефтеотдачи (далее – МУН) являются наиболее эффективными методами воздействия на залежи высоковязкой нефти. Их применение обусловлено способностью нефтяного пласта накапливать и передавать тепловую энергию, а эффективность связана с характером изменения его температурного поля. То, каким образом будет меняться поле, во многом определяется характеристикой теплоносителя (насыщенный пар). Насыщенный пар – это пар, находящийся в динамическом равновесии с водой при температуре, равной температуре воды [1]. Основными параметрами, характеризующими насыщенный пар как теплоноситель, являются расход, давление и сухость.

Одним из серьёзных упущений является отсутствие в проектных документах на разработку месторождения Каражанбас требований к качеству закачиваемого пара (показателя теплосодержания: сухости, температуры и давления на устье и забое паронагнетательных скважин). В целом закачка пара на месторождении осуществляется произвольным способом, без утвержденных количественных и качественных проектных показателей.

Определение параметров теплосодержания на забое скважины и прогнозирование их изменения в процессе фильтрации по пласту необходимо для оценки эффективности паротеплового воздействия. Однако прежде чем передать насыщенный пар в пласт, его необходимо доставить на забой скважины от парогенератора. В процессе движения по паропроводу и скважине изменяется как давление, так и сухость пара, поэтому начальное значение сухости на выходе из парогенератора имеет очень большое значение.

В качестве теплоносителя используется насыщенный пар, вырабатываемый на парогенераторных установках (далее – ПГУ). Номинальные параметры насыщенного пара (по паспортным данным):

• мобильная парогенераторная установка (далее – МПГУ) – 11,2 т/ч, рабочее давление Рраб = 17,2 МПа, рабочая температура Траб = 353°С – 5 ед.;
• стационарная парогенераторная установка (далее – СПГУ) – 18 т/ч, Рраб = 12 МПа, Траб = 325°С – 14 ед.; Рраб = 17,2 МПа, Траб = 353°С – 5 ед.;
• МПГУ – 23 т/ч, Рраб = 10,5 МПа, Траб = 315°С – 4 ед.; Рраб = 6 МПа, Траб = 276°С – 8 ед.

Основное количество ПГУ располагается на восточном участке месторождения Каражанбас, на котором применяется паротепловое воздействие на пласт, некоторые располагаются на северном участке месторождения. Помимо того, что ПГУ подают пар на отдельные скважины, часть из них подключены к стационарным паропроводам.

Расчет сухости пара, производимого на ПГУ

Термин «влажность пара», противоположный сухости пара, многими трактуется по-разному. Если большинство рассматривают влажность насыщенного пара как наличие воды в паре в виде взвешенных мельчайших частиц, то другие считают, что к этому надо добавить донный конденсат (насыщенную воду). Важно отметить, что оба утверждения верны, и всё зависит от того какие процессы и состояния водяного пара мы рассматриваем.

Для определения влажности пара было предложено очень много приборов, основанных на механическом отделении воды, на перегреве пара путем его мятья (дросселирования) или путем нагревания электрическим током и т.п.

Все эти методы прямого и косвенного измерения влажности требуют наличия специального лабораторного оборудования и квалифицированного персонала, но можно использовать штатные измерительные приборы на котле и с их помощью провести расчёты.

Согласно закону сохранения энергии, между приходом и расходом теплоты в котле существует равенство (1):

$\eta =\frac{Qэфф}{Qобщ}\cdot 100\%$ (1)

где Qэфф – эффективно использованное тепло; Qобщ – общий расход тепла, выделенного при сжигании топлива.

Эффективно использованной теплотой Qэфф считается теплота, отобранная из котла с паром. Для котлов с одновременным отбором насыщенной воды и насыщенного пара Qэфф состоит из суммы полезной теплоты, отобранной из котла с насыщенным водой Qвод, и полезной теплоты, отобранной из котла с насыщенным паром (Qпар) (2):

Q_эфф=Q_вод+Q_пар=Q_{пар *} (h_пар-h_пит) +Q_{вод *} (h_вод-h_пит)  (2)

где Qпар и Qвод – расход насыщенного пара и воды, кг/ч; hпар, hпит и hвод – энтальпия насыщенного пара со степенью сухости, энтальпия питательной воды (при 20°С) и насыщенной воды, кДж/кг.

В свою очередь Qобщ рассчитывается по следующей формуле (3):

Q_общ = Q_топ * HHV_топ (3)

где Qтоп – расход топлива, м³/ч; HHVтоп – низшая теплота сгорания топлива.

Низшая теплота сгорания (HHVтоп) – это количество тепла, которое выделяется при сжигании единицы топлива до продуктов полного сжигания при условии, что вода, содержащаяся в продуктах сгорания, находится в виде пара, охлаждённого до 20°С [2].

Эффективность использования тепловой энергии топлива, сгораемого в топке, характеризуется КПД котла (ƞ) [3].

Коэффициент полезного действия (далее – КПД, ƞ) котла можно определить, как отношение эффективно использованной теплоты к теплоте сгорания топлива (4):

$\eta =\frac{Qэфф}{Qтоп\cdot HHVтоп}$ (4)

Выразив эффективно использованную теплоту через паропроизводительность котла, получим выражение для КПД (5):

$\eta =\frac{Qэфф}{Qтоп\cdot HHVтоп}=\frac{Qпар\cdot (hпар-hпит)+Qводы\cdot (hводы-hпит)}{Qтоп\cdot HHVтоп}$ (5)

Учитывая формулу (5), уравнение теплового баланса можно записать

в следующем виде:

 η _* Qтоп _* HHVтоп = Qпар _* (hпар - hпит ) + Qводы _* (hводы - hпит ) (6)

Если принять во внимание, что мы не знаем количество пара и воды на выходе из котла, но знаем равенства (7–8), то формулу (8) можно объединить с формулой (6), вследствие чего получим следующую формулу (9):

Q_пит=Q _пар+Q _вод (7)

Q_воды=Q _пит-Q_пар (8)

$Qпара=\frac{\eta \cdot Qтоп\cdot HHVтоп-Qпит\cdot (hвод-hпит)}{hпар-hвод}$ (9)

Как известно, общая энтальпия пара равна сумме энтальпии питательной воды

и энтальпии парообразования (10):

hпар=hпит +hпарообр (10)

Итоговая формула определения количество пара, которая образуется

при нагреве, будет выглядеть следующим образом:

$Qпара=\frac{\eta \cdot Qтоп\cdot HHVтоп-Qпит\cdot (hвод-hпит)}{hпарообр+hпар-hвод}$ (11)

Определив количество пара на выходе и зная количество питательной воды на входе, легко узнать количество насыщенной воды (воды, доведенной до состояния кипения), а также можно определить сухость пара. Формула расчета сухости по тепловому балансу следующая (12):

$\eta$ _* Qтоп _* HHVтоп=(X _* hпарообр +h вод-hпит) _* Qпит  (12)

где X – сухость пара.

Учитывая формулу (12), сухость пара

можно определить следующим образом (13):

$X=\frac{\left(\frac{\eta \cdot Qтоп\cdot HHVтоп}{Qпит}\right)-(hвод-hпит)}{hпарообр}$ (13)

Определение параметров, необходимых для расчета сухости пара

Производство пара в паровом котле, как любой другой процесс трансформации энергии, сопровождается неизбежными потерями тепла.

КПД котла является необходимым параметром при расчёте сухости пара, которая варьируется в зависимости от текущей нагрузки и режима горелки, поэтому были проведены исследования уходящих (дымовых) газов по трём ПГУ разной производительности (МПГУ 23 т-10, СПГУ 18 т-10, МПГУ 11 т-5). В результате значение сухости пара по всем трём ПГУ будет максимально приближено к фактическому, а при расчёте сухости пара других ПГУ будут использованы те же значения КПД, соответствующие по производительности.

Исследование дымовых газов выполнено на приборе Testo 330-2 LL (Германия). Результаты исследования представлены в табл. 1.

Таблица 1. Результаты исследований дымовых газов

Table 1. Results of flue gas studies

На месторождении Каражанбас сжигаемый газ – это природный газ с месторождения Каламкас, смешиваемый с попутным нефтяным газом. Ввиду особенности сжигаемого топлива, а также учитывая, что на каждом ПГУ эти свойства различны, отобраны пробы газа непосредственно на установке для определения теплотворной способности по всем МПГУ и СПГУ. Результаты исследования представлены на рис. 1.

Рисунок 1. Теплотворная способность сжигаемого газа

Figure 1. Heating value of flared gas

В расчётах в основном пользуются низшей теплотой сгорания топлива по причине высокой, по сравнению с температурой конденсации водяных паров, температуры уходящих газов в топливопитающих устройствах.

Таблицы насыщенного водяного пара – необходимый инструмент, который используется для определения зависимости температуры насыщенного пара от парового давления или, наоборот, давления от температуры насыщенного пара. Кроме этих параметров, таблицы обычно включают и другие показатели, такие как удельная энтальпия и удельный объём.

Данные таблицы насыщенного водяного пара всегда отображают информацию о конкретной точке насыщения, известной как точка кипения. Это точка, в которой вода (жидкость) и пар (газ) могут сосуществовать при одинаковых температуре и давлении. Поскольку вода может быть и в жидком, и в газообразном состоянии, нам будут необходимы две подборки данных: данные о насыщенной воде (жидкости) и о насыщенном паре (газе). Значения энтальпии, которые будут использованы при расчёте сухости пара, – это табличные значения, определенные по давлению и температуре в котле.

Расчёт сухости пара по данным котла, лабораторным исследованиям и справочным данным представлен в табл. 2.

Таблица 2. Значения сухости пара по ПГУ

Table 2. Steam dryness values for SGU

Значения сухости пара варьируются в широких диапазонах, и установки сильно отличаются друг от друга расходами питательной воды и сжигаемого газа. На некоторых установках сухость пара равна 0% (СПГУ 18 т-15, СПГУ 18 т-18): установка не производит насыщенный пар, а по сути производит горячую воду. Максимальное значение сухости составляет 64,8% на МПГУ 23 т-6.

Процесс передачи тепла от парогенератора к устью и забою паронагнетательной скважины рассчитывается по закону сохранения энергии, где в соответствующем уравнении (14):

h₁вод + h₁пар _* X = h₂вод + h₂пар _* X₂ + Wпаропр + Wтр (14)

где – энтальпия воды нагретой до состояния кипения на выходе из котла; – энтальпия пара на выходе из котла; – энтальпия воды нагретой до состояния кипения на устье скважины; – энтальпия пара на устье скважины; – сухость пара на выходе из котла; – сухость пара на устье скважины; – теплопотери в паропроводе; – потери на трение паропровода.

В левой части уравнения представлена энтальпия пара на выходе из парогенератора, в правой части энтальпия пара на устье ПНС. Как видно из уравнения сохранения энергии, основное влияние на сухость пара на устье скважины оказывают теплопотери в паропроводе и потери на трение паропровода, а это в свою очередь зависит от таких параметров как:

- тип трубы и её шероховатость;

- создаваемые возмущения в трубопроводе (смена диаметра, наличие штуцера, задвижки, тройники, отводы);

- окружающая среда (температура и скорость ветра);

- режим течения теплоносителя (ламинарный или турбулентный);

- тип изоляции или её отсутствие;

- длина паропровода и его диаметр;

- режим закачки (массовый расход пара);

- параметры парогенератора (давление, температура, сухость);

- пластовое давление.

В связи с вышеизложенным на текущем этапе на основе геолого-гидродинамического моделирования (далее – ГГДМ) проведены оценочные работы по определению оптимального значения параметров насыщенного пара на забое: сухости пара, температуры с точки зрения эффективности разработки, т.е. степени выработки запасов.

Для проведения оценочных работ были подобраны 2 участка на Северном (СПГУ-3 и СПГУ-6) и Восточном участках (СПГУ-1, СПГУ-11 и СПГУ-2) с учетом следующих критериев: пластовое давление (Рпл), средние фильтрационно-емкостые свойства, остаточные извлекаемые запасы сформированность сетки скважин.

По выбранным участкам построены секторные геолого-гидродинамические модели в программном продукте tNavigator с использованием композиционного ядра (е300) с включенной термальной опцией (thermal), т.к. на данных участках ранее проводились паротепловые обработки скважин (далее – ПТОС), а в настоящее время закачивается пар.

После проведения адаптации ГГДМ были рассчитаны основные технологические показатели разработки на долгосрочную перспективу (до 2035 г.) при разных температурах закачиваемого пара на забое ПНС (выбраны интервалы значений, зарегистрированные на участках парозакачки Северного блока), для выбранных значений температуры рассмотрено несколько значений сухости пара – от 10% до 90%, с шагом 20%.

По участку моделирования в пределах Северного блока были рассмотрены 6 вариантов с различной температурой закачиваемого пара на забое нагнетательных скважин (180°С; 200°С; 220°С; 240°С; 260°С; 280°С), для каждого из которых использованы следующие значения сухости пара на забое ПНС: 10%, 30%, 40%, 50%, 70%, 90%.

На рис. 2 и 3 представлены прогнозные показатели КИН при разных сухостях и температурах к концу расчетного периода (2035 г.). Как видно из графиков, значение конечного КИН повышается с увеличением сухости при заданной температуре. Наиболее высокий КИН – 60,3–60,6% – по Северному участку к 2035 г. достигается при сухости 90% и при температурах 240°С, 260°С и 280°С.

Рисунок 2. Прогнозные технологические показатели Северного блока по температуре

Figure 2. Forecast technological indicators of the Northern block by temperature

Рисунок 3. Прогнозные технологические показатели Северного блока по сухости пара

Figure 3. North Block forecast process parameters by steam dryness

При этом по данным вариантам к концу эффективного периода (2035 г.) КИН превышает значение утвержденного параметра по Северному блоку (24,6%).

Исходя из существующего потенциала парогенераторов по сухости вырабатываемого пара (70–80% на выходе), с учётом потерь при транспортировке по системе паропроводов и по стволу скважин, а также учитывая тот факт, что более половины фонда участка работает с температурой на забое более 220°С, необходимо для данного участка обеспечить сухость на забое не менее 30%, температуру не ниже 180°С.

По участку моделирования в пределах Восточного блока были также рассмотрены 6 вариантов с температурой закачиваемого пара на забое нагнетательных скважин (180°С; 200°С; 220°С; 240°С; 260°С; 280°С), для каждого из которых использованы следующие значения сухости пара на забое ПНС: 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%.

На рис. 4 и 5 представлены прогнозные показатели КИН при разных сухостях и температурах к концу расчетного периода (2035 г.). Аналогично Северному участку, значение КИН за оценочный период на Восточном участке тем выше, чем выше температура и сухость закачиваемого пара. Согласно расчётам, максимальный достигаемый КИН Восточного участка в диапазоне температур 180–280°С составил 38,6–42,8% при сухости пара 70%.

Рисунок 4. Прогнозные технологические показатели Восточного блока по температуре

Figure 4. East Block forecast process parameters by temperature

Рисунок 5. Прогнозные технологические показатели Восточного блока по сухости пара

Figure 5. East Block forecast process parameters by steam dryness

Таким образом, исходя из существующего потенциала парогенераторов на Восточном участке по сухости вырабатываемого пара (54–75% на выходе), с учётом текущих потерь при транспортировке по системе паропроводов и по стволу скважин, а также учитывая тот факт, что более половины фонда 6 блока Восточного участка I объекта работает с температурой на забое более 200°С, необходимо для Восточного участка обеспечить сухость на забое не менее 40%, температуру – не ниже 180°С. При данных параметрах агента технология обеспечит выработку запасов всего Восточного участка в соответствии с проектными показателями.

Выводы

Тепловые методы воздействия на пласт являются наиболее эффективными методами в условиях месторождения Каражанбас.

Проведенные на базе ГГДМ оценочные работы по определению оптимального значения параметров насыщенного пара (сухость, температура с точки зрения эффективности разработки) показали, что чем больше температура и сухость пара, тем выше КИН, но более 80% фонда парогенераторных установок не достигают даже 50% сухости производимого пара.

На сегодняшний день сухость пара по МПГУ-11 т в среднем составляет 19,6%, СПГУ-18 т – 22%, МПГУ-23 т – 51%.

По результатам проведенного анализа и исследования, необходимо для Северного участка обеспечить сухость на забое не менее 30%, температуру не ниже 180°С; для Восточного участка – сухость на забое не менее 40%, температуру не ниже 180°С.

Учитывая вышеизложенное, требуется повысить сухость вырабатываемого пара из ПГУ на максимально возможное значение (согласно паспортным значениям, 80%) путём увеличения расхода сжигаемого газа по установкам или же уменьшить подачу питательной воды при тех же расходах газа.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующий образом: Айдарбаев Ж.С. – концепция работы, сбор, анализ, интерпретация данных, написание, Хасанов Д.Х. – контроль за выполнением работы, написание и редактирование рукописи.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Zhanibek A. Aydarbayev – conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data, drafting; Dauren Kh. Khassanov – supervising of the work, drafting and editing of the manuscript.

About the authors

Zhanibek S. Aydarbayev

Author for correspondence.
Email: z.aidarbaev@kmge.kz
Kazakhstan, Aktau

Dauren Kh. Khassanov

Email: d.khassanov@kmge.kz
Kazakhstan, Aktau

References

Supplementary files

Supplementary Files

Action

1. JATS XML

Download

2. Figure 1. Heating value of flared gas

Download (170KB)

Indexing metadata

3. Figure 2. Forecast technological indicators of the Northern block by temperature

Download (203KB)

Indexing metadata

4. Рисунок 3. Прогнозные технологические показатели Северного блока по сухости пара

Download (192KB)

Indexing metadata

5. Figure 4. East Block forecast process parameters by temperature

Download (186KB)

Indexing metadata

6. Figure 5. East Block forecast process parameters by steam dryness

Download (183KB)

Indexing metadata