WIERTNICTWO NAFTA GAZ TOM 28 ZESZYT 3 2011 Jerzy Stopa*, Pawe³ Wojnarowski*, Pawe³ Pyrzak* WYKORZYSTANIE MODELOWANIA KOMPUTEROWEGO DO PROGNOZOWANIA EFEKTYWNOŒCI EKSPLOATACJI Z Ó CIÊ KIEJ ROPY METOD CYKLICZNEGO ZAT ACZANIA PARY 1. WSTÊP Œwiatowe zasoby niekonwencjonalnych z³ó ropy naftowej, do których zalicza siê z³o- a ciê kiej ropy naftowej (heavy oil), kilkakrotnie przewy szaj¹ zasoby konwencjonalnych z³ó ropy naftowej. Produkcja ropy z tego typu z³ó mo e zaspokoiæ w przysz³oœci popyt na paliwa p³ynne, w zwi¹zku z czym problematyka ciê kiej ropy zyskuje coraz wiêksze znaczenie. W przypadku tak specyficznych z³ó konieczne jest zastosowanie odpowiednich metod wydobycia w celu uzyskania satysfakcjonuj¹cych wspó³czynników sczerpania z³o- a. Narzêdziem pozwalaj¹cym zmniejszyæ ryzyko zwi¹zane z zastosowaniem odpowiedniej metody wydobycia ciê kiej ropy naftowej s¹ symulacje numeryczne. Dziêki nim mo liwe jest opracowanie szczegó³owych wariantów eksploatacji, które mog¹ byæ pomocne w wyborze optymalnej metody. W³asnoœci fizykochemiczne ciê kiej ropy powoduj¹ jej niewielk¹ mobilnoœæ w stosunku do konwencjonalnej ropy naftowej, a co za tym idzie równie relatywnie niskie wspó³czynniki sczerpania. Powoduje to koniecznoœæ stosowania zaawansowanych metod eksploatacji, w tym termicznych metod EOR [7]. Stosowanie metod termicznych jest czêsto jedynym rozwi¹zaniem w przypadku z³ó ciê kiej ropy naftowej, gdy jej w³aœciwoœci, takie jak gêstoœæ oraz lepkoœæ, s¹ bardzo wra liwe na zmiany temperatury [4]. Wœród metod termicznych najwiêkszy udzia³ w wydobyciu metodami EOR maj¹: zat³aczanie pary wodnej oraz metoda SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). * AGH Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydzia³ Wiertnictwa, Nafty i Gazu, Kraków 521
Zat³aczanie pary wodnej Proces zat³aczania pary wodnej polega na ci¹g³ym wt³aczaniu do z³o a pary wodnej, która ma za zadanie zmniejszyæ lepkoœæ ropy, a tak e spowodowaæ jej przep³yw do odwiertu eksploatacyjnego. Metoda ta stosowana jest g³ównie w przypadkach z³ó ropy ciê kiej, której wysoka lepkoœæ jest czynnikiem limituj¹cym eksploatacjê oraz w przypadku z³ó ropy lekkiej w celu zwiêkszenia wspó³czynnika sczerpania [6]. Cykliczne zat³aczanie pary wodnej (CSS Cyclic Steam Stimulation) Metoda ta jest modyfikacj¹ klasycznego zabiegu zat³aczania pary wodnej. Istot¹ metody jest powtarzanie cykli polegaj¹cych na zat³aczaniu pary wodnej do odwiertu, który jest jednoczeœnie odwiertem produkcyjnym. Zabieg ten odbywa siê zwykle w trzech etapach. Pierwszym z nich jest zat³oczenie do odwiertu pary wodnej w celu zwiêkszenia temperatury ropy w strefie przyodwiertowej. Etap ten trwa zwykle od kilku do kilkunastu dni w zale noœci od panuj¹cych warunków z³o owych, a tak e w³aœciwoœci ropy naftowej. Kolejnym etapem procesu jest tzw. stójka odwiertu, czyli zatrzymanie procesu zat³aczania. Ostatni¹ faz¹ cyklu jest etap produkcji, w którym nastêpuje w³¹czenie odwiertu do eksploatacji. Czas trwania tego etapu waha siê od kilku tygodni do kilku miesiêcy w zale noœci od tempa zmian wydajnoœci odwiertu [4]. Metoda SAGD SAGD jest to metoda termiczna, wykorzystywana do zwiêkszenia wydobycia ciê kiej ropy lub bituminów. Podobnie jak inne metody termiczne, powoduje ona obni enie lepkoœci ropy poprzez wzrost temperatury. Podczas procesu SAGD do uzyskania takiego efektu wykorzystywane s¹ dwa równoleg³e poziome odwierty (o d³ugoœci 500 1000 m). Wiercone s¹ one jeden nad drugim, zazwyczaj w niewielkiej odleg³oœci (5 10 m). Dolny otwór umiejscowiony jest w pobli u sp¹gu z³o a. Para wodna wt³aczana jest do górnego otworu, nastêpnie rozprzestrzenia siê, tworz¹c stopniowo komorê parow¹ powy ej otworu produkcyjnego. W granicach komory para wodna skrapla siê, przekazuj¹c ciep³o do otaczaj¹cego otwór z³o a. Podgrzana ropa oraz skondensowana para wodna sp³ywaj¹ grawitacyjnie wzd³u œciany komory, w kierunku dolnego, produkcyjnego otworu. W dolnym otworze nastêpuje ci¹g³e wydobycie p³ynów [2]. 2. ZASTOSOWANIE MODELOWANIA KOMPUTEROWEGO DO OCENY EFEKTYWNOŒCI EKSPLOATACJI CIÊ KIEJ ROPY Zaprojektowanie systemu CSS wymaga okreœlenia szeregu parametrów termodynamicznych, takich jak: wydajnoœæ t³oczenia pary, d³ugoœæ trwania poszczególnych etapów cyklu, a tak e liczba cykli. Parametry te mog¹ byæ dobrane na podstawie wyników symulacji komputerowych z wykorzystaniem modeli opracowanych indywidualnie w odniesieniu do konkretnych z³ó. 522
W celu przeprowadzenia analizy efektywnoœci eksploatacji ciê kiej ropy, wykonano wariantowe symulacje wydobycia ropy naftowej z jednego z polskich z³ó ropy naftowej w rejonie zapadliska przedkarpackiego. Uœrednione, podstawowe w³asnoœci fizyczne ska³y zbiornikowej oraz ropy naftowej przedstawiono w tabeli 1. Œrednia mi¹ szoœæ, m ogólna Tabela 1 Podstawowe w³aœciwoœci fizyczne ska³y zbiornikowej oraz ropy naftowej efekt. Gêstoœæ ropy naftowej Nasycenie Porowatoœæ, Przepuszczalnoœæ Zawartoœæ matrycy warunki warunki siarki, % % skalnej/szczelin, powierzch- powierzch- % wod¹, md niowe, kg/m 3 Lepkoœæ ropy naftowej niowe, mpa s 45,0 41,8 20,0 2,00 0,5/600 1005 1035 62 000 8,9 Do obliczeñ wykorzystano model kompozycyjny. Do celów obliczeniowych opracowano model termodynamiczny ciê kiej ropy, której wybrane w³aœciwoœci pokazano w tabeli 1. Ze wzglêdu na budowê z³o a za³o ono wystêpowanie podwójnej porowatoœci, a wiêc porowatoœci matrycy skalnej, oraz obecnoœæ systemu szczelin o du ej przepuszczalnoœci. 3. CHARAKTERYSTYKA WARIANTÓW Ze wzglêdu na specyficzne w³aœciwoœci z³o a ciê kiej ropy naftowej w procesie modelowania zastosowano modu³ Thermal Option symulatora Eclipse 300. Modu³ ten u ywany jest do analizy procesów termicznych zachodz¹cych m.in. w z³o ach ciê kiej ropy. Za pomoc¹ opcji zawartych w danym module mo liwe jest opracowywanie symulacji takich procesów, jak: zat³aczanie pary wodnej (steam injection), cykliczne zat³aczanie pary wodnej CSS (Cyclic Steam Stimulation, huff & puff), SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), wewn¹trzpok³adowe spalanie ropy naftowej (in situ combustion), zat³aczanie gor¹cych p³ynów i gazów. Thermal Option zosta³ tak zaprojektowany, aby umo liwiæ modelowanie zjawisk zwi¹zanych z przep³ywem ciep³a w z³o u w po³¹czeniu z przep³ywem p³ynów w oœrodku porowatym [1]. Obliczenia wykonano w piêciu wariantach, które podzieliæ mo na na trzy grupy: eksploatacja odwiertem pionowym, eksploatacja odwiertem horyzontalnym oraz wykorzystanie dwóch odwiertów horyzontalnych w metodzie SAGD. 523
Szczegó³ow¹ charakterystykê wariantów przedstawiono poni ej. Wariant 1 bazowy zak³adaj¹cy eksploatacjê ropy naftowej odwiertem pionowym bez stosowania jakichkolwiek metod zaawansowanych. Wariant 1A zak³adaj¹cy eksploatacjê ropy naftowej odwiertem pionowym z zastosowaniem technologii cyklicznego zat³aczania pary wodnej CSS (Cyclic Steam Stimulation). Liczba cykli 18. D³ugoœæ poszczególnych faz cyklu: Zat³aczanie pary wodnej 20 dni. Stójka odwiertu 7 dni. Produkcja ropy naftowej: cykl 1 4 90 dni, cykl 5 105 dni, cykl 6 120 dni, cykl 7 150 dni, cykl 8 18 165 dni. Wariant 2 zak³adaj¹cy eksploatacjê ropy naftowej odwiertem horyzontalnym o d³ugoœci odcinka poziomego ok. 200 m bez stosowania jakichkolwiek metod zaawansowanych. Wariant 2A zak³adaj¹cy eksploatacjê ropy naftowej odwiertem horyzontalnym o d³ugoœci odcinka poziomego ok. 200 m z zastosowaniem technologii cyklicznego zat³aczania pary wodnej CSS (Cyclic Steam Stimulation). Liczba cykli 18. D³ugoœæ poszczególnych faz w cyklu: Zat³aczanie pary wodnej 20 dni. Stójka odwiertu 7 dni. Produkcja ropy naftowej: cykl 1 4 90 dni, cykl 5 105 dni, cykl 6 120 dni, cykl 7 150 dni, cykl 8 18 165 dni. Wariant 3 zak³adaj¹cy eksploatacjê ropy naftowej odwiertem horyzontalnym o d³ugoœci odcinka poziomego ok. 200 m z równoczesnym ci¹g³ym zat³aczaniem pary wodnej odwiertem horyzontalnym, znajduj¹cym siê powy ej odwiertu produkcyjnego (SAGD Steam Assisted Gravity Drainage). We wszystkich wariantach eksploatacja prowadzona jest jednym odwiertem. Sterowanie wydobyciem odbywa siê za pomoc¹ wydatku ropy naftowej. Dodatkowym parametrem steruj¹cym jest wprowadzenie ograniczenia na minimalne ciœnienie denne w odwiercie. Wprowadzenie takich parametrów pracy odwiertów umo liwi³o porównanie uzyskanych wyników. W celu dok³adniejszego porównania wariantów 2A oraz 3, uwzglêdniaj¹cych eksploatacjê ropy naftowej odwiertem horyzontalnym, za³o ono jednakowe d³ugoœci odcinków poziomych. Za³o ono ponadto oœmioletni okres eksploatacji. W obrêbie z³o a wprowadzono lokalne zagêszczenia siatki. Zosta³y one wprowadzone w celu dok³adnego modelowania procesów zachodz¹cych w strefie przyodwiertowej w przeanalizowanych wariantach symulacyjnych. 524
Pierwszy wariant lokalnego zagêszczenia siatki wykorzystany zosta³ do modelowania otoczenia odwiertu pionowego Na rysunkach 1 i 2 przedstawiono wizualizacje pierwszego wariantu lokalnego zagêszczenia siatki. Lokalizacja odwiertu pionowego Rys. 1. Widok lokalnego zagêszczenia siatki na tle modelu z³o a Rys. 2. Lokalne zagêszczenie siatki widok szczegó³owy 525
Drugi wariant lokalnego zagêszczenia siatki zosta³ wykorzystany do modelowania otoczenia odwiertu horyzontalnego. Na rysunkach 3 oraz 4 przestawiono wizualizacje drugiego wariantu lokalnego zagêszczenia siatki. Lokalizacja odwiertu horyzontalnego Rys. 3. Widok lokalnego zagêszczenia siatki na tle modelu z³o a Rys. 4. Lokalne zagêszczenie siatki widok szczegó³owy 526
4. WYNIKI WARIANTOWYCH SYMULACJI Na rysunkach 5 oraz 6 przedstawiono zestawienie najwa niejszych wyników obliczeñ prognostycznych. Rys. 5. Zestawienie przyrostu wydobycia ropy naftowej w wariantach z zat³aczaniem pary wodnej w porównaniu z wariantami bazowymi (1, 2) Rysunek 5 przedstawia porównanie przyrostów wydobycia ropy naftowej w poszczególnych wariantach symulacyjnych. Jak widaæ z wykresu, wzrost wydobycia w efekcie zastosowania cyklicznego zat³aczania pary wodnej (CSS) do odwiertu horyzontalnego jest wyraÿnie wiêkszy w porównaniu z zastosowaniem tego procesu w odwiercie pionowym (wariant 1A). Ponadto mo na stwierdziæ, e we wszystkich analizowanych wariantach z zastosowaniem metod termicznych pocz¹tkowy przebieg krzywych przyrostu wydobycia ropy naftowej charakteryzuje siê wyraÿnym wzrostem w nastêpstwie wygrzania siê strefy przyodwiertowej nasyconej rop¹, w wyniku czego nast¹pi³ jej zwiêkszony dop³yw. Po osi¹gniêciu maksymalnych przyrostów wydobycia obserwuje siê stopniowy spadek we wszystkich analizowanych wariantach prognostycznych. Równie zastosowanie metody SAGD znacz¹co wp³ywa na przyrost wydajnoœci, lecz stosowanie tej metody w sposób ci¹g³y powoduje dosyæ szybkie zdrenowanie otoczenia odwiertu produkcyjnego i przebicie siê pary wodnej pod wysokim ciœnieniem, co uniemo liwia dop³yw ropy z dalszych czêœci z³o a. Nale y jednak podkreœliæ, e przyrost wydobycia ropy naftowej rzêdu nawet 1000% spowodowany jest tym, i w wariantach bazowych, które zak³adaj¹ eksploatacjê ropy bez zastosowania jakichkolwiek metod zaawansowanych, wydajnoœæ ropy z odwiertów by³a znikoma. Œwiadczy to równie o tym, e w wyniku zastosowania termicznych metod EOR w skuteczny sposób mo na zwiêkszyæ wydobycie ropy naftowej, co w obliczu rosn¹cego œwiatowego popytu na ropê naftow¹ mo e byæ istotnym czynnikiem pozwalaj¹cym na eksploatacjê tego typu z³ó wêglowodorów. 527
Jednym z najwa niejszych mierników efektywnoœci zat³aczania pary podawanych w literaturze jest stosunek iloœci zat³oczonej pary do wydobytej ropy naftowej SOR (Steam Oil Ratio). W odniesieniu do z³ó ciê kiej ropy, gdzie ska³¹ z³o ow¹ jest piaskowiec, do których eksploatacji wykorzystywane s¹ metody SAGD lub CSS, literatura podaje wielkoœci optymalne tego wskaÿnika wynikaj¹ce z ekonomiki procesu. S¹ to wielkoœci orientacyjne, zale ne od relacji miêdzy cen¹ ropy a kosztem wytworzenia pary wodnej. W metodzie SAGD wynosi on ok. 4, natomiast w przypadku CSS oko³o 5. Ró nica ta wynika g³ównie ze stosowania ró nych rodzajów pary ( sucha SAGD, mokra CSS) i po przeliczeniu na zu yty do wytworzenia pary wodnej gaz ziemny znika. Optymalna wielkoœæ zu ycia gazu ziemnego przypadaj¹ca na 1 m 3 wydobytej ropy to oko³o 300 m 3, choæ zale y to od zmieniaj¹cego siê stosunku pomiêdzy cenami tych surowców [5]. Rys. 6. Zestawienie wielkoœci SOR w wariantach z zastosowaniem zat³aczania pary wodnej Wyniki analizy zmiany wartoœci wspó³czynnika SOR w rozwa anych przypadkach przedstawia rysunek 6. Odbiegaj¹ one znacznie od wartoœci przedstawianych w literaturze jako optymalne. W skrajnym przypadku (wariant 3) wspó³czynnik SOR przyjmuje wartoœæ ponad 338. Nieco lepiej wygl¹da sytuacja w wariantach zak³adaj¹cych eksploatacjê z wykorzystaniem metody CSS. W wariancie 1A SOR wynosi niemal 21, a w wariancie 2A nieco ponad 11, przy wartoœæ optymalnej na poziomie ok. 5. Ró nica pomiêdzy wartoœciami wspó³czynnika SOR uzyskanymi w analizowanych przypadkach a przedstawionymi w literaturze spowodowana jest g³ównie rodzajem ska³y z³o owej. W analizowanym przypadku jest to ska³a wêglanowa zeszczelinowana. Taki rodzaj ska³y jest skrajnie niekorzystny pod wzglêdem mo liwoœci stosowania procesu zat³aczania pary wodnej do z³o a. Na rysunkach 7 9 przedstawiono koñcowe rozk³ady temperatury w strefach przyodwiertowych. 528
Rys. 7. Koñcowy rozk³ad temperatury w otoczeniu odwiertu wariant 1A Rys. 8. Koñcowy rozk³ad temperatury w otoczeniu odwiertu wariant 2A 529
Rys. 9. Koñcowy rozk³ad temperatury w otoczeniu odwiertu wariant 3 Jak widaæ na przedstawionych rysunkach, zasiêg oddzia³ywania zabiegu wynosi oko³o 40 m od odwiertu. W przypadku odwiertu pionowego strefa drena u ma kszta³t okrêgu, w odwiercie horyzontalnym natomiast przyjmuje kszta³t zbli ony do elipsy. Oznacza to, e po analizowanych oœmiu latach zabieg oddzia³uje na z³o e lokalnie i do objêcia eksploatacj¹ ca³ego z³o a konieczne by³oby jego znacz¹ce rozwiercenie gêst¹ siatk¹ odwiertów. 5. PODSUMOWANIE Podsumowuj¹c, mo na stwierdziæ, e dla analizowanego typu z³o a, jak i w³aœciwoœci ropy naftowej, najkorzystniejszym rozwi¹zaniem z technicznego punktu widzenia mo e byæ cykliczne zat³aczanie pary wodnej. Stosuj¹c tê metodê, oddzia³uje siê bezpoœrednio na ropê, redukuje siê jej lepkoœæ, a obecna w szczelinach woda z³o owa jest dobrym noœnikiem energii cieplnej w z³o u. Ponadto ze wzglêdu na stosunkow¹ ³atwoœæ wytworzenia pary wodnej ewentualne straty zat³aczanych p³ynów powodowane ich filtracj¹ w niejednorodnym systemie szczelin nie stanowi¹ du ego problemu technicznego w porównaniu z zat³aczaniem rozpuszczalników wêglowodorowych. 530
Podziêkowania Autorzy artyku³u pragn¹ z³o yæ podziêkowania firmie Schlumberger za udostêpnienie oprogramowania pakietu Eclipse w ramach grantu dla AGH. Acknowledgments The authors would like to thank the Schlumberger company for technical support and granting permission to use Eclipse software simulator to carry out this study. LITERATURA [1] Eclipse 100, 300 (ver. 2010.2) Reference Manual. Schlumberger Inc. [2] Gates I.D., Kenny J.: Steam-Injection Strategy and Energetics of Steam-Assisted Gravity Drainage. SPE 97742, 2005. [3] Rychlicki St.: Mo liwoœci zwiêkszenia efektywnoœci wydobycia ropy naftowej ze z³ó karpackich. Wydawnictwa AGH, Kraków 2010. [4] Satter A., Thakur G.C.: Integrated petroleum reservoir management. Pennwell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma 1994. [5] Scott G.R.: Comparison of CSS and SAGD Performance in the Clearwater Formation at Cold Lake. SPE 79020, 2002. [6] Spieght J.G.: The Chemistry and Technology of Petroleum (4th ed.). Taylor & Francis Group, 2006. [7] Whilson C.H., Brule M.R.: Phase Behavior. Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas 2000. 531