Северный Арктический Федеральный Университет Институт нефти и газа

Северный Арктический Федеральный Университет Институт нефти и газа Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Применение внутрискважинной сепарационной установки для усовершенствования закачки пластовой воды на Ардалинском месторождении Руководитель: профессор, к. т. н. Дорфман Михаил Борисович Выполнил: студент 5 к. 2 гр. Аникиев Юрий Александрович Архангельск 2011 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 1

Цели и задачи дипломного проекта Цели дипломного проекта: 1. Проанализировать текущее состояние разработки Ардалинского месторождения; 2. Рассмотреть достоинства и недостатки технологии внутрискважинной сепарации; 2. Оценить возможность и целесообразность ее применения; 3. Определить инвестиционную привлекательность проекта; 4. Оценить влияние на окружающую среду. Задачи дипломного проекта: 1. Спрогнозировать увеличение обводненности добываемой жидкости по скважинам на Ардалинском месторождении; 2. Рассчитать прогноз добычи нефти; 3. Выбрать оборудование для внутрискважинной сепарации; 4. Рассчитать экономический эффект. 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 2

Общие сведения об Ардалинском месторождении Территория деятельности ООО «Компания Полярное Сияние» - Открыто в 1988 году; - Располагается на территории Ненецкого Автономного округа за полярным кругом; - Связано с трубопроводом Харьягинского терминала; - Среднегодовая температура - 5°С; - Крупные озера и реки отсутствуют. 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 3

Общие сведения об Ардалинском месторождении Структурная карта Ардалинского месторождения по пласту D 3 fm 3 Тип залежи – массивная; Тип коллекторов – порово кавернозно - трещинный; Размер залежи – 5, 6 км на 4, 5 км, высота 134 м; Залежь нефтяная, газовой шапки нет; Уровень ВНК – 3294 м; Максимальная нефтенасыщенная толща – 9, 2 м. 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 4

Общие сведения об Ардалинском месторождении Свойства нефти Количество исследованных скв. проб 3 8 Наименование Давление насыщения газом, МПа Диапазон Изменения Среднее Значение 11, 4 -11, 7 11, 5 Газосодержание при однократном разгазировании, м 3/т 3 8 - 76, 1 Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. 3 8 - 1, 205 Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м 3/т 3 8 70, 3 -77, 6 74, 5 Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. 3 8 1, 1941, 201 1, 198 Плотность, кг/м 3 3 8 0, 7690, 804 0, 787 Вязкость, м. Па*с 2 6 1, 3 -1, 4 1, 35 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 5

Текущее состояние разработки Фонд скважин Ардалинского месторождения № Наименование п/п 1. Эксплуатационный фонд скважин. Количество, шт. 19 Эксплуатационный фонд добывающих скважин, механизирован-ный способ 2. 3. добычи (УЭЦН): скв. 46, А-1, А-2, А-3, А-6, С-2, С-3, С-4, С-5, С-6, С-8. Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин: А-4, А-5, В-1, В-2, В-3, В-4. 11 6 4. Контрольно – наблюдательные скважины: скв. 21. 1 5. Водозаборные скважины: С-1. 1 6. Фонд скважин, находящихся в консервации: скв. 45. 1 7. Фонд ликвидированных скважин. 6 8. Весь пробуренный фонд. 26 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 6

Текущее состояние разработки Объем добываемой нефти и воды на Ардалинском месторождении 350000 300000 Добыча, тонны 250000 200000 150000 100000 50000 01 /0 4/ 11 11 3/ /0 01 01 /0 2/ 11 11 1/ 10 2/ /1 /0 01 01 01 /1 1/ 10 10 0/ /1 01 10 9/ 01 /0 10 01 /0 8/ 10 7/ 01 /0 10 6/ /0 01 10 5/ /0 01 10 4/ /0 01 10 3/ /0 01 2/ /0 01 01 /0 1/ 10 10 0 Время Добыча воды 13. 02. 2018 Добыча нефти Аникиев Юрий Александрович 7

Анализ работы скважины А – 2 Дата забурки 20 января 1994 года; Наклонно – направленная – средний угол наклона 24, 0° – 29, 0°; Диаметр эксплуатационной колонны 193, 7 мм; Диаметр НКТ 114, 3 мм, глубина спуска 877, 1 м; Интервалы перфорации: 3443 м – 3479 м (36 м) пласт DF 5/DF 4; 3482 м – 3493 м (11 м) пласт DF 4; 3497 м – 3518 м (21 м) пласт DF 3. Установлен пакер на глубине 3520 м; Проведено ремонтов: текущих – 10; капитальных – 2. Текущий суточный дебит: жидкость – 1026, 15 м 3; вода – 985, 86 м 3; нефти – 34, 55 тонн. 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 8

Анализ работы скважины А – 2 Прогноз обводненности скважины 100. 0% 98. 0% Обводненность 96. 0% 94. 0% 92. 0% 90. 0% 88. 0% 86. 0% 15/06/2006 01/01/2007 20/07/2007 05/02/2008 23/08/2008 11/03/2009 27/09/2009 15/04/2010 01/11/2010 20/05/2011 06/12/2011 Время 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 9

Анализ работы скважины А – 3 Дата забурки 25 апреля 1994 года; Наклонно – направленная – средний угол наклона 18, 7° – 26, 7°; Диаметр эксплуатационной колонны 193, 7 мм; Диаметр НКТ 114, 3 мм, глубина спуска 1128, 38 м; Интервалы перфорации: 3387 м – 3407 м (20 м) пласт DF 4; 3416 м – 3424 м (11 м) пласт DF 4; Установлен пакер на глубине 3452 м; Проведено ремонтов: текущих – 4; капитальных – 1. Текущий суточный дебит: жидкость – 989, 56 м 3; вода – 919, 26 м 3; нефти – 60, 29 тонн. 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 10

Анализ работы скважины А – 3 Прогноз обводненности скважины 96. 0% 95. 0% Обводненность 94. 0% 93. 0% 92. 0% 91. 0% 90. 0% 89. 0% 88. 0% 87. 0% 10/10/2006 28/04/2007 14/11/2007 01/06/2008 18/12/2008 06/07/2009 22/01/2010 10/08/2010 26/02/2011 14/09/2011 Время 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 11

Выбор скважины для сепарации нефти и воды Параметр Скважина А – 2 Скважина А – 3 97 94 Критическая обводненность (98%) по прогнозу сейчас декабрь 2013 г. Потери напора при подъеме жидкости, м 329, 7 494, 9 Коэффициент приемистости нагнетательной скважины, м 3/(МПа*сут) 75, 2 72, 7 Текущая обводненность, % Коэффициент приемистости пласта, м 3/(МПа*сут) 88, 03 Вывод: для применения технологии внутрискважинной сепарации нефти и воды целесообразнее выбрать скважину А – 3. 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 12

Внутрискважинная сепарация нефти и воды Внутрискважинная сепарация – это технология, позволяющая большую часть пластовой воды отделить и утилизировать в зону нагнетания. Интерес к данной технологии возник в 1990 х годах. Но из-за высокой стоимости, сложности системы и низкой надежности интерес к технологии угас до 2010 г. Преимущества: 1. Экономические: - снижение стоимости добычи (снижается количество поднимаемой на поверхность жидкости); - ускорение и увеличение добычи нефти; - снижение затрат. Связанных с высоким обводнением; - ниже стоимость подготовки нефти; - ниже энергопотребление. 2. Экологические: - исключение расходов, связанных с выбросами воды; - меньше химической обработки; - снижение угрозы для источников питьевой воды; - снижение рисков разлива и утечки. 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 13

Внутрискважинная сепарация нефти и воды Гидроциклон Устройство без движущихся частей, использующее энергию давления для быстрой и эффективной сепарации. Создается вихрь, развивающий ускорения до 2000 g и отделяющий нефть от более тяжелой воды. 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 14

Внутрискважинная сепарация нефти и воды Ключевые различия прежних систем и нового дизайна Прежние системы Единая система, в которой 1 двигатель вращал 2 насосные системы. Оба насоса вращаются с одинаковой скоростью и на одной частоте. Отсутствие возможности мониторинга нагнетаемой воды. Возможность мониторинга только УЭЦН (защита, оптимизация) Новый дизайн системы Две отдельные системы, рассчитанные для ожидаемых задач. Каждая система может иметь независимое управление. Линия отбора пробы позволяет проверить нагнетаемую воду. Мониторинг обоих УЭЦН, а так же мониторинг на входе и выходе системы гидроциклона. Конструкция предусматривала наличие снаружи Система будет поставляться в сборе как отдельный обходной трубы для направления потока жидкости от узел, в корпусе которого все смонтировано и гидроциклона согласно требованиям скважины. настроено так, чтобы не заниматься этим при монтаже на скважине. В связи с тем, что специальная конструкция предусматривала привод насосов от одного двигателя, приходи-лось применять дополнительные специальные компоненты. Было использовано оборудование и подвеска. 13. 02. 2018 стандартное Используется стандартное оборудование, которое уже работает в скважинах с двумя УЭЦН. Добавляется только система с гидроциклоном и средством его мониторинга. устьевое Требуется дополнительный ввод через подвеску НКТ для технических кабелей мониторинга. Аникиев Юрий Александрович 15

Внутрискважинная сепарация нефти и воды Ключевые изменения: - две системы УЭЦН вместо двух насосов с приводом от одного двигателя; - вывод на поверхность линии пробоотборника с выхода нагнетания; - обеспечен мониторинг работы обеих систем УЭЦН и сепаратора 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 16

Внутрискважинная сепарация нефти и воды Предлагаемая схема - пластовая жидкость; - вода; - нефть и 15% воды; Верхний УЭЦН: REDA DN 2150, 400 серия, 50 Гц, 93 ступени, производительность 172 -344 м 3/сут; длина 3, 2 м; диаметр 10, 16 см. Верхний ПЭД: 456 Dominator одиночного типа, 40 л. с. , 393 В, 65, 2 А, 50 Гц, длина 2, 8 м. Нижний УЭЦН: REDA GN 7000, 540 серия, 50 Гц, 2 секции по 40 и 45 ступеней, производительность 662 -1192 м 3/сут, длина 8, 54 м, диаметр 13, 03 см. Нижний ПЭД: 456 Dominator одиночного типа, 150 л. с. , 2235 В, 43, 1 А, 50 Гц, длина 8, 2 м. Сепаратор гидроциклон 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 17

Прогноз добычи нефти на Ардалинском месторождении 96. 0% 95. 0% Обводненность 94. 0% 93. 0% 92. 0% 91. 0% 90. 0% 89. 0% 1590000 1610000 1630000 1650000 1670000 1690000 1710000 1730000 Накопленная добыча, тонны Обводненность 13. 02. 2018 Log. (Обводненность) Аникиев Юрий Александрович 18

Прогноз добычи нефти на Ардалинском месторождении 1770000 добыча нефти, тонны 1720000 1670000 1620000 1570000 1520000 July 2006 November 2007 March 2009 August 2010 December 2011 May 2013 September 2014 Время Накопленная добыча 13. 02. 2018 Log. (Накопленная добыча) Аникиев Юрий Александрович 19

Прогноз добычи нефти на Ардалинском месторождении Прогноз добычи нефти без внутрискважинной сепарации накопленная добыча, тонны 350000 300000 250000 200000 150000 100000 50000 0 February 2011 September 2011 April 2012 October 2012 May 2013 November 2013 Время 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 20

Прогноз добычи нефти на Ардалинском месторождении накопленная добыча дополнительно, тонны Прогноз добычи дополнительной нефти с внутрискважинной сепарацией 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 February 2011 September 2011 April 2012 October 2012 May 2013 November 2013 Время 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 21

Экономический эффект Эксплуатационные затраты на проектный период по скважине Статьи затрат Базисный вариант По проекту Электроэнергия 2, 94 5, 10 Заработная плата операторов 0, 39 ЕСН (34%) 0, 13 Амортизация 2, 82 4, 98 Ремонты (10% от амортизации) 0, 28 0, 50 ИТОГО 6, 33 10, 90 3550, 29 3403, 85 Удельные эксплуатационные затраты, руб/т 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 22

Экономический эффект Диаграмма основных ТЭП установки внутрискважинного сепаратора 15 10 тыс. руб. 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 -5 -10 -15 -20 Время, месяцы Объем добычи 13. 02. 2018 Чистые денежные поступления Аникиев Юрий Александрович NPV (15%) 23

Экономический эффект Технико – экономические показатели проекта № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Показатели Добыча нефти Капитальные вложения Выручка от реализации нефти Эксплуатационные расходы Налоги и платежи Чистая прибыль Чистые денежные поступления Рентабельность проекта (PY) 10% 15% Дисконтированный денежный поток (NPV) 10% 15% Срок окупаемости капитальных вложений Удельные эксплуатационные затраты 13. 02. 2018 ед. изм тыс. т. млн руб. млн. руб. д. ед. млн. руб. мес. руб/т Аникиев Юрий Александрович Базисный По плану вариант 194, 9 21, 9 36, 6 1657, 0 1826, 8 692, 1 731, 6 139, 2 160, 3 552, 3 633, 6 558, 0 643, 5 2, 6 1, 9 23, 1 13, 8 2, 9 3550, 3 3403, 9 24

Экономический эффект Чистый дисконтированный доход (NPV 15%), млн. руб. Анализ чувствительности проекта к изменению переменных параметров 25. 80 20. 80 15. 80 10. 80 5. 80 0. 80 75% 80% 85% 90% 95% 100% 105% 110% 115% 120% 125% Колебания показателей Объем производства 13. 02. 2018 Цена Инвестиции Аникиев Юрий Александрович Издержки 25

Итоги и выводы Итоги: 1. Ардалинское месторождение находится на поздней стадии разработки; 2. Обводненность добываемой жидкости в среднем составляет 94% и продолжает увеличиваться; 3. Спрогнозирован объем добычи нефти до конца 2013 года; 4. Предложена схема установки внутрискажинной сепарации для закачки попутной воды в нижележащий пласт; 5. Рассчитан экономический эффект от применения сепаратора; 6. Сделан анализ чувствительности проекта; Применение технологии внутрискважинной сепарации позволит: 1. Снизить объем добываемой воды по скважине А – 3 на 850 м 3/сут; 2. Повысить добычу нефти на 1400 тонн в месяц по Ардалинскому месторождению в целом; 3. Сократить эксплуатационные расходы по добыче нефти на скважине А -3 на 147 рублей за 1 тонну; 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 26

Спасибо за внимание!!! 13. 02. 2018 Аникиев Юрий Александрович 27