CC BY
47
УДК 622.276(470.13)
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ МАЛОЙ ТОЛЩИНЫ
С.М. ДУРКИН, И.Н. МЕНЬШИКОВА
Ухтинский государственный технический университет, г. Ухта [email protected], [email protected]
В данной статье рассматривается моделирование горизонтальных скважин, позволяющих вскрыть залежи высоковязких нефтей (ВВН) малой толщины (до 10 м). Построены несколько моделей залежи Ярегской площади Ярегского месторождения с различными толщинами: 10, 20 и 30 м. Смоделированы процессы теплового воздействия на пласт, а именно нагнетание горячей воды и пара. Произведен расчет технологических показателей разработки и сделана оценка экономической эффективности предложенных вариантов.
Ключевые слова: высоковязкая нефть, залежи малой толщины, термические методы добычи нефти, гидродинамическое моделирование, Ярегское нефтяное месторождение
S.M. DURKIN, I.N. MENSHIKOVA. FORECASTING OF INDICATORS OF DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY OIL POOLS OF SMALL THICKNESS
The modeling of horizontal wells that enable the development of high-viscosity oil pools of small thickness (up to 10 m) is considered. Several hydrodynamic models of oil-pool of Yarega field with different thickness: 10, 20 and 30 m -are created. The processes of thermal action on the bed, namely the injection of hot water and vapor, are simulated. The calculation of technological parameters of the development and the estimation of economic efficiency of the proposed variants with the aim of choosing the optimal variants of development of high-viscosity oil pools of small thickness, are made.
Keywords: high viscosity oil, oil pools of small thickness, thermal methods of oil recovery, hydrodynamic simulation, Yarega oilfield
В настоящее время все актуальнее становится проблема вовлечения в более активную разработку огромных ресурсов аномально вязких нефтей. Лабораторные и промысловые исследования показывают, что наиболее эффективной и про-мышленно освоенной технологией разработки подобных углеводородов являются термические методы добычи нефти.
В качестве достижений отечественной науки можно отметить уникальный термошахтный метод разработки Ярегского месторождения, позволивший увеличить нефтеотдачу пласта с 6 до 60% [1]. Фактор, сдерживающий развитие термошахтной технологии, - большие инвестиции в строительство новых шахт. Поэтому вопрос изучения и применения других технологий является достаточно важным. Залежи Ярегского месторождения характеризуются небольшими толщинами, что затрудняет процесс нефтедобычи. Поэтому следует уделить особое внимание прогнозированию показателей разработки таких залежей с помощью современных гидродинамических симуляторов [2].
В данном проекте рассматривается моделирование горизонтальных скважин, позволяющих вскрыть залежи малой толщины (до 10 м). Построены несколько моделей залежи Ярегской пло-
щади Ярегского месторождения с различными толщинами: 10, 20 и 30 м. Смоделированы процессы теплового воздействия на пласт, а именно нагнетание горячей воды и пара. Произведен расчет технологических показателей разработки и сделана оценка экономической эффективности предложенных вариантов. Цель проекта: выбор оптимального варианта разработки залежей ВВН малой толщины.
Прогнозирование показателей разработки проводилось с помощью гидродинамического си-мулятора Tempest MORE компании ROXAR.
Описание тестовых моделей представлено в табл.1.
Таблица 1
Описание тестовых моделей
Параметр Варианты
1 | 2 | 3 4 | 5 | 6
Теплоноситель Пар Горячая вода
Длина, м 1000
Ширина, м 50
Толщина, м 30 20 10 30 20 10
Начальные геологические запасы, тыс.т 313,3 208,8 104,4 313,3 208,8 104,4
Среднесуточная закачка теплоносителя, т/сут 60
Температура закачиваемого теплоносителя,°С 264
Рис. 2. Распределение температуры при закачке горячей воды через 5 лет моделирования.
Заданы следующие физико-химические свойства флюидов и параметров пласта [1]:
80 С;
0,14 МПа; 2.759 мкм2; 0.26 ед.; 0.85 ед.;
- начальная температура пласта
- начальное пластовое давление
- абсолютная проницаемость
- пористость
- нефтенасыщенность
- коэффициент сжимаемости породы
- плотность нефти в поверхностных условиях
- плотность нефти в пластовых условиях
- объемный коэффициент нефти
- вязкость нефти в пластовых условиях
Распределение температуры в моделях при закачке пара (1, 2 и 3 варианты) на конец моделирования представлено на рис. 1, при закачке горячей воды (4, 5 и 6 варианты) - на рис. 2.
Накопленная добыча нефти по вариантам показана на рис. 3.
Так же были рассчитаны значения паронефтя-ного отношения (ПНО) для 1,2 и 3 вариантов (рис. 4).
120 100
1,0-10"6 1/кПа;
945 кг/м3;
933 кг/м3; 1,01 м3/м3;
12000 мПас.
60 40 20 0
99,85 91,35
45,70
1ш
■ Пар (30 м)
■ Пар (20 м)
■ Пар (Юм) Горячая вода (30 м)
■ Горячая вода (20 м)
■ Горячая вода (10 м)
Рис. 3. Накопленная добыча нефти.
' 1 вариант ПНО -^—2 вариант ПНО 3 вариант ПНО
Рис. 4. Паронефтяное отношение.
Таким образом, для модели толщиной 30 м ПНО в начале моделирования принимало максимальное значение, сравнительно с другими вариантами, равное 7,006 ед. По мере прогрева его величина значительно уменьшилась и стала равной 0,732. Высокое значение ПНО в начале моделирования связано с большим объемом пласта и, сле-
довательно, с большими объемами закачки, требующимися для разогрева пласта таких размеров. Что касается модели толщиной 20 м, то значение ПНО по мере прогрева уменьшилось от 3,134 до 0,800.
Для модели, имеющей самую маленькую толщину, в отличие от других вариантов, по мере прогрева пласта ПНО оказалось значительно выше, что может быть связано с малым объемом пласта и быстрым обводнением продукции.
В результате расчета коэффициента извлечения нефти (КИН) для вариантов с закачкой горячей воды значение КИН не превышает 10%, что свидетельствует о низкой эффективности применения данного метода воздействия. Закачка пара в пласт позволяет увеличить значение КИН до 40% (рис. 5).
КИН, доли ед.
0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0.05 0,00
■ Пар (30 м)
■ Пар (20 м) '¡Пар (10м)
1 орячая вода (30 м)
■ Горячая вода (20 м)
■ Горячая вода (10 м)
0,02 |
0,09 0,08
Рис. 5. Коэффициент извлечения нефти.
Для выбора оптимального варианта разработки залежей ВВН малой толщины также был произведен расчет экономической эффективности [3]. Результаты расчета представлены в табл. 2.
Период окупаемости определен по графику накопленного чистого дисконтированного дохода (ЧДД) (см. рис. 6).
500,00
400,00
сх
X — 300,00
Е
Ч Ч 200,00
3"
ж
А 100,00
X
X
И
С о.оо
О
я)
К -юо.оо
-200.00
0 * Г 2 3 1__5 6
— 1 вариант 4 варнант
Время, год —*—2 вариант ■ 5 вариант
-3 вариант -б вариант
Рис. 6. Накопленный ЧДД.
Выводы и рекомендации
Таким образом, для повышения добычи нефти во всех предложенных вариантах необходимо подбирать объем закачиваемого теплоносителя индивидуально для каждого случая.
При прочих равных условиях закачка пара в пласт оказалась наиболее эффективной при разра-
Технико-экономические показатели
Таблица 2
Показатели Ед. изм. Варианты
1 2 3 4 5 6
Расчетный период лет 5 5 5 5 5 5
Объем реализации нефти тонн 94370 86323 43182 6371 17772 8181
Капитальные затраты млн руб. 177,24 295,74 175,24 297,74 295,74 175,24
Выручка от реализации (с НДС) млн руб. 1414,23 1293,64 647,13 95,48 266,33 122,60
НДС млн руб. 215,73 197,33 98,71 14,56 40,63 18,70
Эксплуатационные затраты без АО млн руб. 240,79 220,62 112,47 20,19 48,77 24,73
Амортизационные отчисления млн руб. 59,37 99,07 58,70 99,74 99,07 58,70
Налоги, относимые на финансовый млн. руб. 408,38 374,32 187,00 28,57 77,86 35,63
результат
Балансовая прибыль млн. руб. 882,11 749,53 361,19 -66,29 50,78 4,42
Налог на прибыль млн. руб. 176,42 149,91 72,24 -13,26 10,16 0,88
Чистая прибыль предприятия млн. руб. 705,68 599,63 288,95 -53,03 40,62 3,54
Чистый доход млн. руб. 587,82 402,96 172,42 -251,02 -156,04 -113,00
Дисконтированный ЧД млн. руб. 451,42 286,68 128,34 -255,77 -174,45 -119,28
Доход государства млн. руб. 608,01 556,96 278,55 42,40 115,77 53,28
Период окупаемости год 1,4 1,3 2 5+ 5+ 5+
ботке залежей ВВН малой толщины, обеспечивая при этом значение коэффициента извлечения нефти на уровне 40%. В то время как значение КИН при закачке горячей воды не превышает 10%.
В результате расчета экономической эффективности выявлено, что варианты с закачкой горячей воды оказались экономически не выгодными и не окупили себя за время моделирования, в то время как срок окупаемости составил один-два года при закачке пара.
Таким образом, в результате проведения численных экспериментов и расчета экономических показателей установлено, что разработка залежей ВВН малых толщин (до 10 м) является рентабельной при закачке пара.
Впоследствии планируется создание геологической модели для уточнения строения модели и проведение более детальных численных экспериментов. Также следует произвести моделирование других видов теплового воздействия на пласт и сравнить их эффективность.
Литература
1. Рузин Л.М., Чупров И.Ф. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов: монография / Под ред. Н.Д. Цхадая. Ухта: УГТУ, 2007. 244 с.
2. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов: учебное пособие. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. 140 с.
3. Ксенз Т.Г. Оценка коммерческой эффективности научно-технических мероприятий на нефтегазодобывающих предприятиях: учебное пособие. Ухта: УГТУ, 2008. 164 с.
References
1. Ruzin L.M., Chuprov I.F. Tehnologicheskie prin-
cipy razrabotki zalezhej anomal'no vjazkih neftej i bitumov: monografija [Technological principles of development of high-viscosity oil-pools and bitumens: Monograph] / Ed. N.D. Tskhadaya. Ukhta: Ukhta State Techn. Univ., 2007. 244 p.
2. Kanevskaya R.D. Matematicheskoe modeliro-vanie gidrodinamicheskih processov razrabotki mestorozhdenij uglevodorodov: uchebnoe poso-bie [Mathematical modeling of hydrodynamic processes of development of hydrocarbon deposits: Teaching aid]. Moscow-Izhevsk: Institut komp'juternyh issledovanij [Inst. of Computer Res.], 2002. 140 p.
3. Ksenz T.G. Ocenka kommercheskoj jeffektiv-nosti najchno-tehnicheskih meroprijatij na neftegazodobyvajushhih predprijatijah: ucheb-noe posobie [Assessment of commercial effectiveness of scientific-technical measures in the oil-and-gas producing companies: Teaching aid]. Ukhta: Ukhta State Techn. Univ., 2008. 164 p.
Статья поступила в редакцию 22.04.2015.
