CC BY
20УДК 338.314+622.276.6
В.Н. Петров1, e-mail: petrov@tatnipi.ru; И.Н. Хакимзянов1; А.Ф. Яртиев1
1 ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть» (Бугульма, Россия).
Технико-экономическая оценка перспективы закачки горячей воды на отложения бобриковского горизонта Северо-Салдакаевского поднятия Черноозерского нефтяного месторождения
Большое значение при проектировании высоковязких нефтяных залежей имеет технико-экономическое обоснование методов воздействия на эксплуатационный объект, от которого зависит выбор рентабельного варианта разработки. Одним из перспективных считается тепловой метод, а именно - закачка горячей воды, которую применяют на ранней стадии разработки месторождений. В качестве опытного участка для организации закачки горячей воды была выбрана залежь бобриковского горизонта Северо-Салдакаевского поднятия Черноозерского месторождения (Республика Татарстан, Россия) с планируемым бурением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 200 м. Для определения эффективности закачки горячей воды рассмотрены два варианта разработки опытного участка: с организацией системы поддержания пластового давления путем закачки сточной (холодной воды) и с закачкой горячей воды при температуре 80 °С.
На основании анализа результатов геолого-гидродинамического моделирования показано, что к концу разработки коэффициент извлечения нефти достигнет: по варианту 1 - 0,417 д. ед.; по варианту 2 - 0,432 д. ед., что выше на 0,015 д. ед. Закачка горячей воды позволяет повысить температуру пласта до 58 °С в районе добывающих скважин, снизить вязкость нефти и тем самым повысить коэффициент извлечения нефти на 3,6 % и дополнительно отобрать 48 тыс. т нефти. Продолжительность эффекта от закачки горячей воды составит 28 лет. Таким образом, с экономической точки зрения закачка горячей воды с помощью индукционного водонагревателя менее выгодна, чем традиционная закачка сточной (холодной) воды.
Ключевые слова: нефтяная залежь, продуктивный пласт, температура, закачка горячей воды, скважина, коэффициент извлечения нефти.
V.N. Petrov1, e-mail: petrov@tatnipi.ru; I.N. Khakimzyanov1; A.F. Yartiev1
1 TatNIPIneft PJSC «Tatneft» (Bugulma, Russia).
Feasibility Study of Hot Water Pumping Prospects for Bobrikovian Deposits of North-Saldakayevsk Uplift in the Chernoozerskoe Oil Field
In designing of highly viscous oil deposits a great role is paid by feasibility study of enhanced recovery influencing the choice of cost-efficient development methods. One of the most perspective method is considered to be a thermal one, namely - hot water pumping used at the early field development stage. The Bobrikovian deposits of North-Saldakayevsk uplift in the Chernoozerskoe oil field (Tatarstan Republic, Russia) was chosen as an experimental ground for the process arrangement where it was planned to carry out drilling of wells with 200 m uniform triangular spacing. To determine hot water pumping efficiency two options of the development pattern for the experimental ground were considered: with arrangement of formation pressure maintenance system by waste water (cold) injection and by hot water pumping at the temperature of 80 °C. Basing on the analysis of geological and hydrodynamic model data it is shown that by the final stage of development the oil recovery factor will be: option 1 - 0,417 unit fractions; option 2 - 0,432 unit fractions, which is higher by 0,015 unit fractions. Hot water pumping allows the formation temperature to be increased up to 58 °C in the area of producing wells, oil viscosity to be reduced and thus oil recovery factor to be enhanced by 3,6 %, as well as 48 thousands of oil to be additionally recovered. The effect of hot water pumping will last 28 years. Thus, it is less economically sound to pump hot water using an inductive water heater than to use conventional pumping of waste (cold) water.
Keywords: petroleum deposit, pay formation, temperature, hot water pumping, borehole, oil recovery factor.
При проектировании разработки высоковязких нефтяных залежей большую роль играет технико-экономическое обоснование методов воздействия на эксплуатационный объект. Одним из перспективных считается тепловой метод разработки залежей высоковязкой нефти, а именно - закачка горячей воды. Метод закачки горячей воды в продуктивные пласты применяют на ранней стадии разработки месторождений. Основным критерием для выбора данного метода является высокая вязкость нефти в пласте [1]. При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, нефть вытесняется водой в изотермических условиях, а в нагретой зоне, в которой температура изменяется от температуры пласта до температуры воды на забое скважины, - в неизотермических. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН) [2]. В качестве опытного участка для организации закачки горячей воды была выбрана залежь бобриковского горизонта Северо-Салдакаевского поднятия Черно-озерского месторождения с планируемым бурением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 200 м. На залежи пробурена одна добывающая скважина № 1350. Общий вид гидродинамической модели на примере куба начальной нефтенасы-щенности представлен на рис. 1. Залежь нефти бобриковского горизонта характеризуется следующими геолого-физическими параметрами (табл. 1). Выбранный опытный участок предполагается разрабатывать бурением 27 добывающих скважин и переводом под закачку воды шести добывающих скважин (рис. 2).
Рассмотрены два варианта разработки опытного участка отложений бобриковского горизонта.
Рис. 1. Внешний вид гидродинамической модели бобриковских отложений Черноозерского месторождения
Fig. 1. Appearance of the hydrodynamic model for Bobrikovsk deposits in Chernoozersk field
Рис. 2. Распределение поля нефтенасыщенности и расчетная сетка скважин Fig. 2. Distribution of hydrocarbon saturation pattern and designed spacing pattern
Для цитирования (for citation):
Петров В.Н., Хакимзянов И.Н., Яртиев А.Ф. Технико-экономическая оценка перспективы закачки горячей воды на отложения бобриковского горизонта Северо-Салдакаевского поднятия Черноозерского нефтяного месторождения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 5. С. 56-60. Petrov V.N., Khakimzyanov I.N., Yartiev A.F. Feasibility Study of Hot Water Pumping Prospects for Bobrikovian Deposits of North-Saldakayevsk Uplift in the Chernoozerskoe Oil Field. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 5, P. 56-60. (In Russ.)
Таблица 1. Геолого-физическая характеристика бобриковского горизонта Table 1. GeoLogicaL-and-physicaL characteristics of Bobrikovsk horizon
№ п/п No. Параметры Parameters C1bb
1 Средняя глубина залегания кровли, м Average top occurrence depth, m 1362
2 Абсолютная отметка водонефтяного контакта, м Datum of oil-water contact, m -1258...-1231
3 Тип залежей Type of deposits Пластово-сводовые литологически ограниченные StrataL-arc lithologically confined
4 Тип коллектора Reservoir type Терригенный Terrigenous
5 Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 Area of oil-and-gas content, thousands m2 1257,0
б Средняя общая толщина, м Average total thickness, m 38,0
7 Коэффициент пористости, д. ед. Porosity factor, unit fractions 0,24
8 Коэффициент нефтенасыщенности чисто нефтяной зоны, д. ед. Oil saturation factor of fully oil zone, unit fractions 0,89
9 Проницаемость, мкм2 Permeability, p2 0,873
10 Коэффициент песчанистости, д. ед. Sand content index, unit fractions 0,746
11 Расчлененность, ед. Average number of permeable intervals, units 2,8
12 Начальная пластовая температура, °C Initial formation temperature, °C 25
13 Начальное пластовое давление, МПа Initial formation pressure, MPa 13,6
14 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с In-situ oil viscosity, mPa.s 379,06
15 Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 In-situ oil density, g/cm3 0,938
1б Объемный коэффициент нефти, д. ед. Oil volume factor, unit fractions 1,00U1,0235
17 Давление насыщения нефти газом, МПа Bubble-point pressure, MPa 1,8
18 Газосодержание, м3/т Gas content, m3 per tonne 4,66
19 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа.с In-situ water viscosity, MPa.s 1,6
20 Плотность воды в поверхностных условиях, г/см3 Surface water density, g/cm3 1,17
21 Коэффициент вытеснения (водой), д. ед. Displacement factor (with water), unit fractions 0,578
22 Коэффициент продуктивности, м3/сугМПа Productivity factor, m3/day.MPa 2,83
Вариант 1 предусматривает разработку с организацией системы поддержания пластового давления (ППД) путем закачки сточной (холодной воды) в шесть добывающих скважин - № 10, 12, 20, 22, 24, 26 (рис. 2).
Согласно варианту 2 в отличие от варианта 1 вместо закачки сточной (холодной воды)планируется закачка горячей воды в скважины № 2, 10, 22, (рис. 2). Проведена технико-экономическая
оценка эффективности опытно-промышленных работ по разработке отложений бобриковского горизонта путем сопоставления прогнозных технологических показателей по двум вариантам. По результатам геолого-гидродинамического моделирования в конце разработки коэффициент извлечения нефти достигнет: в варианте 1 - 0,417 д. ед., в варианте 2 - 0,432 д. ед., что выше на 0,015 д. ед.
Закачка горячей воды (80 °С) позволяет повысить температуру пласта до 58 °С и в районе добывающих скважин № 6, 7, 9, 11, 14, 15, 16, 21, 23, 25, 29, 30, 31, 32, 1350 снизить вязкость нефти, тем самым повысить КИН на 3,6 % и дополнительно отобрать 48 тыс. т нефти (рис. 3). В варианте 2 происходит увеличение извлекаемых запасов на одну добывающую скважину на 3,5 %, однако при этом на 7,7 % также увеличивается
Таблица 2. Основные технико-экономические показатели
Table 2. Key progress data
Годы Years Добыча нефти, тыс. т Oil production, thousand tonnes Выручка от реализации нефти, млн руб. Oil sales proceeds, mRub Капитальные вложения, млн руб. Capital investments, mRub Эксплуатационные расходы, млн руб. Operating expenses, mRub Себестоимость нефти,руб/т Oil cost, Rubles per ton Дисконтированная чистая прибыль при ставке 15 %, млн руб. Discount net profit at 15 % rate, mRub Чистый дисконтированный доход при ставке 15 %, млн руб. NPV at 15 % rate, mRub Накопленный чистый дисконтированный доход при ставке 15 %, млн руб. Accrued discount net profit at 15 % rate, mRub Дисконтированный доход государства при ставке 15 %, млн руб. Discount state revenue at 15 % rate, mRub
Нефтеперекачивающие станции и основные производственные фонды Oil pumping stations and basic production assets Всего Total
Вар. 1 Var. 1 Вар. 2 Var. 2 Вар. 1 Var. 1 Вар. 2 Var. 2 Вар. 1 Var. 1 Вар. 2 Var. 2 Вар. 1 Var. 1 Вар. 2 Var. 2 Вар. 1 Var. 1 Вар. 2 Var. 2 Вар. 1 Var. 1 Вар. 2 Var. 2 Вар. 1 Var. 1 Вар. 2 Var. 2 Вар. 1 Var. 1 Вар. 2 Var. 2 Вар. 1 Var. 1 Вар. 2 Var. 2 Вар. 1 Var. 1 Вар. 2 Var. 2
1 41,2 41,2 584 584 64,4 111,0 452,9 507,9 215 221 5216 5368 223 219 -78 -119 -78 -119 237 236
2 108,5 108,5 1536 1536 53,2 99,7 364,0 418,9 462 475 4254 4374 565 559 391 356 314 237 524 523
3 131,0 131,0 1856 1856 6,5 6,5 6,5 6,5 539 603 4116 4605 602 573 655 633 969 870 551 545
4 117,9 118,2 1669 1673 6,1 6,1 6,1 6,1 499 602 4233 5094 465 426 512 479 1481 1348 429 421
5 105,7 106,6 1497 1509 2,4 2,4 2,4 2,4 454 553 4296 5191 361 331 403 378 1885 1727 334 329
6 94,8 96,1 1343 1361 2,4 2,4 2,4 2,4 421 516 4435 5367 275 252 312 293 2197 2020 259 256
7 85,1 86,7 1205 1227 2,4 2,4 2,4 2,4 390 482 4587 5559 211 193 243 229 2440 2249 200 199
8 76,3 78,2 1081 1107 2,4 2,4 2,4 2,4 363 451 4755 5771 162 147 190 179 2630 2427 155 155
9 68,5 70,5 969 998 2,4 2,4 2,4 2,4 290 374 4237 5308 133 122 145 137 2776 2564 123 122
10 61,4 63,6 869 900 2,4 2,4 2,4 2,4 230 311 3750 4886 109 100 111 105 2887 2669 97 97
11 55,1 57,3 780 812 2,4 2,4 2,4 2,4 206 279 3731 4863 85 78 86 80 2973 2749 76 76
12 49,4 51,7 700 732 2,4 2,4 2,4 2,4 184 251 3723 4847 66 62 66 62 3039 2811 59 60
13 44,3 46,6 628 660 2,4 2,4 2,4 2,4 169 234 3810 5018 51 47 51 47 3090 2858 46 47
14 39,7 42,0 563 595 2,4 2,4 2,4 2,4 155 219 3909 5218 39 36 39 36 3129 2894 36 36
15 35,6 37,9 504 537 2,4 2,4 2,4 2,4 144 207 4030 5463 30 28 30 28 3160 2922 28 28
16 31,9 34,2 452 484 2,4 2,4 2,4 2,4 133 197 4170 5757 24 21 24 21 3183 2943 22 22
17 28,6 30,8 406 437 2,4 2,4 2,4 2,4 124 189 4331 6118 18 16 18 16 3202 2959 17 17
18 25,7 27,8 364 394 2,4 2,4 2,4 2,4 116 183 4520 6576 14 12 14 12 3216 2971 13 13
19 23,0 25,1 326 355 2,4 2,4 2,4 2,4 109 180 4746 7183 11 9 11 9 3226 2980 10 10
20 20,6 22,6 292 320 2,4 2,4 2,4 2,4 104 181 5026 8021 8 6 8 6 3234 2986 8 8
21 18,5 20,4 262 289 2,4 2,4 2,4 2,4 100 188 5380 9213 6 4 6 4 3240 2989 6 6
22 16,6 18,4 235 260 2,4 2,4 2,4 2,4 96 194 5776 10 546 4 2 4 2 3245 2991 5 5
23 14,9 16,6 211 235 2,4 2,4 2,4 2,4 94 210 6324 12 675 3 1 3 1 3248 2992 4 3
24 13,3 15,0 189 212 2,4 2,4 2,4 2,4 96 251 7220 16 777 2 -1 2 -1 3250 2991 3 2
25 12,0 13,5 169 191 2,4 2,4 2,4 2,4 92 245 7693 18 156 2 -1 2 -1 3252 2989 2 2
26 10,7 12,2 152 172 2,4 2,4 2,4 2,4 88 241 8238 19 810 1 -2 1 -2 3253 2988 2 2
27 9,6 11,0 136 155 2,4 2,4 2,4 2,4 85 239 8877 21 832 1 -2 1 -2 3254 2986 1 1
28 8,6 9,9 122 140 2,4 2,4 2,4 2,4 83 241 9636 24 369 1 -2 1 -2 3254 2984 1 1
29 7,7 8,9 110 126 2,4 2,4 2,4 2,4 82 247 10 558 27 659 0 -2 0 -2 3255 2983 1 1
30 6,9 8,0 98 114 2,4 2,4 2,4 2,4 81 258 11 718 32 121 0 -2 0 -2 3255 2981 1 1
31 6,2 7,3 88 103 2,4 2,4 2,4 2,4 82 280 13 257 38 576 0 -2 0 -2 3255 2979 0 0
Всего 1370 1418 19 396 20 074 194 287 893 1003 6286 9301 4590 6561 3473 3229 3255 2979 3255 2979 3247 3225
а) a) б) b)
Рис. 3. Динамика распределения: а) температурного поля; б) вязкости пласта Fig. 3. Dynamics of distribution: а) temperature pattern; б) formation viscosity
и количество попутно добываемой воды. Формирование системы ППД путем закачки горячей воды приводит к существенному росту темпов заводнения. Так, за весь срок разработки средняя приемистость нагнетательных и средний дебит жидкости добывающих скважин увеличиваются в 1,2ч-1,3 раза [3].
Продолжительность эффекта от проведенного мероприятия по закачке горячей воды составит 28 лет. При закачке горячей воды в пласт сдерживающим фактором является необходимость применения оборудования для подогрева воды до определенной температуры. На это приходится тратить много энергии, что усложняет процесс и приводит к его существенному удорожанию. Для нагревания закачиваемой
воды рекомендуется применять индукционный водонагреватель. Расчет технико-экономических показателей с применением технологии закачки горячей воды показывает неплохую эффективность с окупаемостью затрат за два года и чистым дисконтированным доходом около 3 млрд руб. за проектный период (31 год). Однако если сравнить варианты с закачкой горячей и сточной (без подогрева) воды, то первый вариант значительно хуже, поскольку во втором существенно ниже единовременные затраты (не требуется индукционный водонагреватель) и текущие расходы (не тратится энергия на подогрев). Производственные расходы на вариант с закачкой горячей воды на 3 млрд руб. выше, а себестоимость добычи 1 т нефти - больше на 2 тыс. руб.
Таким образом,технико-экономиче-ский анализ закачки горячей воды при вытеснении высоковязкой нефти на Северо-Салдакаевском поднятии Черноозерского месторождения свидетельствует о положительном эффекте геолого-технических мероприятий (дополнительная добыча 48 тыс. т нефти) с позиции не только прироста добычи нефти и КИН, но и экономических показателей, в числе которых интегральный показатель Топт, чистый дисконтированный доход (NPV), дисконтированный доход государства. Расчеты экономической эффективности проводились на основании определения дополнительной выручки и дополнительных текущих затрат для подогрева воды (индукционного водонагревателя) (табл. 2).
Литература:
1. Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1983. 256 с.
2. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983. 510 с.
3. Хуснутдинов Р.Н., Минхаеров Р.Г., Галимова З.Ш. и др. Опытно-экспериментальные работы по закачке горячей воды с ПАВ в бобриковские отложения Беркет-Ключевского месторождения // Георесурсы. 2017. Т. 19. № 1. С. 9-14. DOI: http://doi.Org/10.18599/grs.19.1.2
References:
1. AbduLLin F.S. Oil and Gas Production. Moscow, Nedra, 1983, 256 p. (In Russian)
2. Tshurov V.I. Technology and Equipment for OiL Production. Moscow, Nedra, 1983, 510 p. (In Russian)
3. Khusnutdinov R.N., Minkhaerov R.G., GaLimova Z.Sh., Nazarov M.V., Zaripov A.T., Shaikhutdinov D.K. Pilot Experimental Works on Injection of Hot Water with Surfactants into Bobrikovian Deposits of Berket-KLyuchevsky Field. Georesursy = Georesources, 2017, VoL. 19, No. 1, P. 9-14. DOI: http://doi.org/10.18599/grs.19.1.2 (In Russian)
