Материал: Добыча Тяжелой Нефти в России

DI8#%-

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

L L L # D I 8 C : I # D G < $ ' % % -

M7L;I E< 9>7D=;

' % % - D ; ; H = D G : I : 8 = C D A D < N 8 D C ; : G : C 8 :

*Ä- B 6N / / G : A > 6 C I E6 G @ / / = D J HIDC ! I : M 6 H ! J H 6

I]Z D[[h]dgZ IZX]cdad\n 8dc[ZgZcXZ ^h i]Z ldgaYÉh [dgZbdhi ZkZci [dg i]Z YZkZadebZci d[ d[[h]dgZ gZhdjgXZh ^c i]Z ÒZaYh d[ Yg^aa^c\! ZmeadgVi^dc! egdYjXi^dc! VcY Zck^gdcbZciVa egdiZXi^dc#

FbWd dem je Wjj[dZ

mmm$ejYd[j$eh]%(&&.

растворителя – это новаторский подход в совмещении преимуществ пара и растворителей для извлечения тяжелой нефти и битума. Недавно запатентованный процесс гравитационного дренирования при закачке пара с расширяющимся растворителем (“ES-SAGD”) успешно прошел промысловые испытания и привел к увеличению дебитов по нефти, нефтепарового фактора и уменьшению потребностей в электроэнергии и воде по сравнению с процессом SAGD.

ГРАВИТАЦИОННОЕ ДРЕНИРОВАНИЕ ПРИ ЗАКАЧКЕ ПАРА С РАСШИРЯЮЩИМСЯ РАСТВОРИТЕЛЕМ (ES-SAGD)

Вконцепции процесса ES-SAGD углеводородная добавка низкой концентрации закачивается в поток в ходе гравитационно обусловленного процесса, схожего с процессом SAGD.

Углеводородная добавка выбирается таким образом, чтобы она могла выпариваться и конденсироваться при тех же условиях, что и водная фаза. Таким образом, при выборе углеводородного растворителя,

растворитель будет конденсироваться вместе с конденсированным паром на границе паровой камеры. Конденсированный растворитель вокруг контактной поверхности паровой камеры

разжижает нефть, и, во взаимодействии с высокой температурой, снижает ее вязкость.

Впримере, показанном ниже, с повышением углеродного числа добавки растворителя повышается и температура парообразования. Самую близкую температуру парообразования к температуре нагнетаемого пара имеет гексан (215 °C при рабочем давлении в 2,1 мПа), что приводит к более высокому коэффициенту

дренирования нефти из пласта. С другой стороны, температура парообразования C8 превышает температуру нагнетаемого пара и, по сравнению с Гексаном, наблюдается снижение в коэффициенте дренирования нефти.

Канадская Корпорация EnCana руководила пилотным применением процесса ES-SAGD на своем Термальном проекте «Сенлак» (Senlac) в 2002 г. для тяжелой нефти. EnCana испытала и продолжает эксплуатировать этот процесс на своем битумном SAGD проекте Кристина Лейк (Christina Lake). На проекте Кристина Лейк в течение 5

месяцев эксплуатировался традиционный процесс SAGD, затем последовало применение процесса ES-SAGD в течение примерно полугода до февраля 2005 г. В течение этого короткого временного периода наблюдалось значительное улучшение показателей добычи нефти и нефтепарового фактора (SOR). Было также отмечено серьезное

and has resulted in improved oil rates, OSR and lower energy and water requirements as compared to SAGD.

THE ES-SAGD PROCESS

In the ES-SAGD concept, a hydrocarbon additive at low concentration is co-injected with steam in a gravitydominated process, similar to the SAGD process. The hydrocarbon additive is selected in such a way that it would evaporate and condense at the same conditions as the water phase. By selecting the hydrocarbon solvent in this manner, the solvent would condense, with condensed steam, at the boundary of the steam chamber. Condensed solvent around the interface of the steam chamber dilutes the oil and in conjunction with heat, reduces its viscosity.

Концепция ES-SAGD

The ES-SAGD concept

In the example shown below, as the carbon number of the solvent additive increases, the vaporization temperature increases. Hexane has the closest vaporization temperature to the injected steam temperature (215 °C at the operating pressure of 2.1 MPa) and resulted in a higher oil drainage rate. On the other hand, C8 has a vaporization temperature that

exceeded the injected steam temperature and a decline in oil drainage rate is noticed as compared to Hexane.

EnCana Corporation of Canada has piloted the SAGDsolvent process at its Senlac Thermal project in 2002 for heavy oil and has tested and still operating this process at its Christina Lake SAGD project for bitumen. At the Christian Lake project, conventional SAGD was operated for about 5 months followed by introduction of the SAGD-solvent for about half a year till February 2005. A significant improvement of oil production rate and SOR were observed within this short time interval.

A major improvement in produced oil quality was also observed. Suncor Energy, and other oil companies, are currently testing, or planning to test, the SAGD-solvent process in the field.

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

Влияние типа растворителя на дренирование нефти

Impact of solvent type on oil drainage