Оптимизация процесса парогравитационного дренажа в резервуаре McMurray

Множество полевых испытаний процесса парогравитационного дренажа (SAGD) показали, что этот метод технически эффективен для извлечения нефти из месторождений тяжёлой нефти и битума. Однако пока не было окончательно установлено, осуществляется ли эксплуатация технологии в оптимальных условиях для получения максимальной экономической отдачи. Это особенно важно, поскольку SAGD обычно зависит от сжигания природного газа для выработки пара, что является доминирующей статьёй затрат; стоимость природного газа может быть значительной при высоких ценах. В данном исследовании оценивается применение схемы оптимизации на основе генетического алгоритма для управления коммерчески доступным термальным моделятором пласта с целью оптимизации стратегии закачки пара и снижения кумулятивного соотношения нефти к пару (cSOR). Описание пласта типично для месторождения Аттабаска низкого–среднего качества. Результаты показывают, что стратегию закачки можно изменить так, чтобы снизить cSOR до 50% по сравнению с равномерной стратегией поддержания давления после оптимизации стратегии закачки пара. Оптимальный профиль предусматривает высокое давление закачки пара в начале процесса, до того как паровая камера достигает верхней части нефтеносной зоны. До того как камера достигает нефтеносного горизонта, при высоком давлении закачки температура насыщения высока и тепловые потери в перекрывающие породы минимальны. После того как камера достигает верхней части пласта, давление закачки понижается на остальную часть процесса. Это снижение давления закачки приводит к падению температуры насыщения и, следовательно, к уменьшению потерь в перекрывающие породы. Таким образом общая тепловая эффективность процесса повышается. Оптимизированная стратегия сравнивается с процессами, работающими при постоянном давлении закачки 1 000 и 2 000 кПа. Парогравитационный дренаж (SAGD) был широко протестирован и внедрён в коммерческое производство в районах Аттабаска и Колд-Лейк в Альберте. Большинство существующих проектов SAGD расположено в провинции Альберта, Канада: более девяти — в регионе Аттабаска (формация McMurray); один — в регионе Пис Ривер (формация Bluesky); четыре — в регионе Колд-Лейк (формации Clearwater и Grand Rapids); и пять — в Саскачеване (формация Grand Rapids). Процесс SAGD, разработанный Батлером в конце 1970-х годов в Imperial Oil, состоит из двух соосных горизонтальных стволов. Пар закачивается в верхний ствол, тогда как пластовые жидкости добываются из нижнего. Процесс нецикличен: пар подаётся непрерывно, и жидкости непрерывно добываются. Вокруг и над закачивающей скважиной разрастается паровая камера. Закачиваемый пар поступает в камеру и в конечном итоге контактирует с нефтеносным песком на её краю. Пар отдает свою скрытую теплоту нефтеносному песку, нефть нагревается, её вязкость снижается, и она вместе с конденсатом стекает под действием тяжести по наклонной кромке камеры к добывающей скважине.