CC BY
118
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЮГОЗАПАДНОЙ ЯКУТИИ
Федорова Айталина Федоровна
канд. техн. наук, вед. науч. сотр. ФГБУН ИПНГ СО РАН, г. Якутск
Портнягин Альберт Серафимович
мл. науч. сотр. ФГБУН ИПНГ СО РАН, г. Якутск
E-mail: faitalina@mail. ru
EFFICACY OF THE APPLICATION POLYMER FLOODING IN OIL FIELDS SOUTHWESTERN YAKUTIA
Aitalina Fedorova
Candidate of technical sciences, leading researcher of IPOG SB RAS, Yakutsk
Albert Portnyagin Junior researcher of IPOG SB RAS, Yakutsk
АННОТАЦИЯ
Расчет эффективности применения растворов полимеров в качестве агентов нефтевытеснения (на примере Иреляхского ГНМ по сравнению с высокоминерализованным раствором ВМР) показал, что применение растворов ПЭГ не дает положительного результата, в связи с большими затратами на приготовление растворов. Применение же растворов КМЦ приведет к увеличению экономической эффективности добычи нефти на 33—58 %.
ABSTRACT
The calculation of the efficiency of polymer solutions as oil displacement agents (for example Irelyakh GOF over highly mineralized solution) showed that the use of polyethylenglycol solution does not give a positive result, due to the high costs of preparing solutions. The use of a solution of carboxymethylcellulose would increase the economic efficiency of oil production at 33—58 %.
Ключевые слова: нефтевытеснение; пластовая вода; полиэтиленоксид; карбоксиметилцеллюлоза; полимерное заводнение.
Key words: displacement of oil; formation water; polyethylenglycol;
carboxymethylcellulose; polymer flooding.
Характерной особенностью месторождений нефти Юго-западной Якутии, являются специфические термобарические параметры: аномально низкие пластовые температуры (11°С) и высокая степень минерализации пластовых вод (до 400 г/л).
В ранее проведенных исследованиях было установлено, что для выбора раствора вытеснения в условиях, отягощенных высокой минерализацией пластовых вод, прежде всего, необходимо определить химическую совместимость растворов полимеров с пластовыми флюидами, а эффективность применения метода будет определяться реологическими характеристиками полимерных растворов, а именно оптимальным соотношением вязкостей нефти и раствора вытеснения. Показано, что применение растворов карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) с концентрацией 5 г/л и растворов полиэтиленгликоля (ПЭГ) с концентрацией 30 г/л позволяет значительно, более чем на 20 % повысить КИН в имитированных условиях месторождений, характеризующихся специфическими условиями эксплуатации [1, с. 193]. Было показано, что для месторождений Юго-Западной Якутии применение раствора полиакриламида не рекомендуется по причине осаждения высокомолекулярных соединений из растворов под действием солей большой концентрации [2, с. 96].
Так как метод полимерного заводнения успешно применяется для извлечения нефти с высокой вязкостью, в условиях различных стадий выработки месторождения, а также полностью вписывается в общую схему разработки большинства нефтяных месторождений Юго-Западной Якутии, исследования были направлены на оценку эффективности применения полимерного заводнения на нефтяных месторождениях Юго-Западной Якутии.
Неоспоримым достоинством применения водорастворимых полимеров в системе заводнения является то, что предлагаемый метод вписывается в общую схему разработки большинства месторождений Юго-Западной Якутии. Однако нужно отметить, необходимость строительства установки дозирования химреагентов непосредственно на месторождении, в виде стационарного объекта, либо в виде мобильных кустовых установок. Предварительный расчет
экономической эффективности применения полимерного заводнения в условиях аномально низких пластовых температур и пластового давления, производился на примере Иреляхского ГНМ, поскольку условия залегания нефти на нем наиболее полно отображают специфику большинства месторождений Юго-Западной Якутии. Так, для расчета экономической эффективности были приняты следующие условия: объем добываемой нефти на Иреляхском месторождении составляет 61 тыс. т. в год, годовой объем закачиваемого агента вытеснения равен 88 тыс. м . При использовании высокоминерализованного раствора (ВМР) коэффициент вытеснения нефти (КИН) сопоставим со значением, полученным в лабораторных исследованиях, и составляет 40 %, исходя из этого можно предположить, что внедрение метода полимерного заводнения приведет к увеличению объема добытой нефти до 93 тыс. т нефти, так как при использовании в качестве агента нефтевытеснения раствора ПЭГ с концентрацией 30 г/л КИН составит 61 % и до 103,7 тыс. т. нефти при КИН 68 % для раствора КМЦ с концентрацией 5 г/л. При этом вероятно, что при увеличении КИН пропорционально его увеличению повысится и темп отбора нефти (таблица 1), так как с заменой закачиваемого агента вытеснения его объем не меняется.
Однако, для обоснования применения метода полимерного заводнения недостаточно наличия ожидаемого технологического эффекта, который выражается в дополнительной добыче нефти и увеличении КИН. Необходимо рассчитать экономическую эффективность на основе сопоставления проведенных затрат базового варианта и разработки с применением водорастворимых полимеров. Для расчета экономической эффективности применения растворов полимеров учтены налог на добычу полезных ископаемых, себестоимость добычи нефти с учетом затрат на закупку и транспортировку полимеров.
Таблица 1
Сравнение экономической эффективности применения разных агентов
вытеснения на примере ^ Иреляхского ГНМ
Агент Количеств КИН Затрат НДПИ, Прибыл Экономическ
вытеснени я о добытой нефти, тыс.т , % ы на добычу 1 т. нефти, тыс.руб млн.ру б ь, млн.руб ая эффективност ь
ВМР 61,0 40 2,5 265,8 252,7 -
ПЭГ (20 г/л) 47,3 31 4,99 206,1 78,2 Ниже на 70 %
ПЭГ (30 г/л) 93,0 61 4,69 405,2 209,0 Ниже на 17 %
ПЭГ (50 г/л) 50,3 33 8,35 219,2 -85,9 Добыча убыточная
КМЦ (3 г/л) 85,4 56 2,7 371,5 336,8 Выше на 33%
КМЦ (5 г/л) 103,7 68 2,52 451,8 400,5 Выше на 58%
КМЦ (7 г/л) 93 61 2,94 405,2 344,0 Выше на 36%
Требуемый объем агента вытеснения в год составляет 88 тыс. м3, т. е. при использовании растворов ПЭГ с концентрацией 30 г/л потребуется 2638 т полимера, а при использовании КМЦ с концентрацией 5 г/л потребуется 439,7 т полимера, таким образом расходы на закупку ПЭГ и его транспортировку составят примерно 39,6 млн. руб. и 6,6 млн. руб. на закупку и транспортировку КМЦ.
Прибыль с учетом всех затрат на добычу нефти составит при использовании в качестве агента вытеснения раствора ПЭГ с концентрацией 30 г/л 209,0 млн. руб.; раствора КМЦ с концентрацией 5 г/л — 400,5 млн. руб., в то время как при использовании ВМР в качестве агента нефтевытеснения прибыль предприятия составляет 252,7 млн.руб. при цене на нефть 11 тыс. руб. за 1 тонну (таблица 1).
Таким образом в результате произведенных расчетов установлено, что применение растворов ПЭГ с концентрацией 50 г/л окажется убыточным, т. к. затраты на проведение мероприятия и добычу нефти превышают выручку от реализации добытой нефти. Использование растворов ПЭГ с концентрациями
20 и 30 г/л по сравнению с высокоминерализованным раствором не дает положительного результата, в связи с большими затратами на приготовление растворов, экономическая эффективность по сравнению с ВМР ниже на 70 и 17 % соответственно.
Наиболее экономически целесообразным в условиях месторождений с низкими пластовыми температурами и отягощенных высокой минерализацией пластовых вод является применение растворов КМЦ, которое приведет к увеличению экономической эффективности добычи нефти на 33—58 %.
Список литературы:
1. Федорова А.Ф., Портнягин А.С., Шиц Е.Ю. Нефтевытесняющие свойства растворов полимеров в пластовых условиях месторождений Юго-Западной Якутии // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. № 2. С. 189—193.
2. Федорова А.Ф., Портнягин А.С. Особенности взаимодействия высокоминерализованной пластовой воды Иреляхского ГНМ с растворами полимеров // Вода:Химия и экология. — 2011. — № 12. — С. 94—96
