Применение технологии плазменно-импульсного воздействия на Тайлаковском месторождении

1.

Федеральное агентство по рыболовству
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
«Астраханский государственный технический университет»
Система менеджмента качества в области образования, воспитания, науки и инноваций сертифицирована DQS
по международному стандарту ISO 9001:2015
Проект:Применение технологии плазменноимпульсного воздействия на Тайлаковском
месторождении

2.

Общие сведения о районе работ
2

3.

Временной разрез по профилю Тайлаковского месторождения
3

4.

Фрагмент тектонической карты центральной части ЗападноСибирской плиты
4

5.

Гидрогеология Западно-Сибирского мегабассейна
5

6.

Геологический разрез пласта Ю2
6

7.

Структурная карта нефтенасыщенных толщин горизонта в а.о. 2540
- 3000 м. отложений Тайлаковского месторождения
7

8.

Подсчетные параметры и запасы продуктивных пластов
Начальные запасы нефти, тыс.усл.ед.
Объекты
месторождени
я в целом
Текущие запасы нефти, тыс.усл.ед.
Утвержденные ГКЗ Роснедра
На государственном балансе
геологические
В+С1
С2
извлекаемые
В+С1
С2
КИН
доли
ед.
геологические
В+С1
С2
извлекаемые
В+С1
С2
КИН
доли
ед.
геологические
В+С1
С2
извлекаемые
В+С1
С2
Текущий
КИН
доли ед.
Ю12
834
7443
282
2515
0,338
1166
11821
349
3547
0,300
834
7443
282
2515
0,338
Ю21
36621
27913
12866
9865
0,353
34481
40489
12068
14171
0,350
36600
27913
12845
9865
0,353
Ю22
92610
77127
32373
26676
0,346 100407
61613
35142
21313
0,346
92327
77127
32090
26676
0,346
Ю2
130065 112483
45521
39056
0,347 136054 113923
47559
39031
0,343 129761 112483
45217
39056
0,347
Ю3 (юг)
94550
35759
35737
13473
0,377
73264
26252
25642
9189
0,350
92017
35759
33474
13473
0,377
Ю31
10924
19501
4122
7370
0,378
3405
14825
1192
5189
0,350
10911
19501
4109
7370
0,378
Ю32
8389
13448
3127
4907
0,365
13869
4330
4854
1516
0,350
8376
13448
3114
4907
0,365
Ю3
113863
68708
42986
25750
0,375
90538
45407
31688
15894
0,350 111304
68708
40697
25750
0,375
Ю2-3
243928 181191
88507
64806
0,358 226592 159330
79247
54925
0,345 241065 181191
85914
64806
0,358
8

9.

Свойства пластовой нефти пластов Ю2, Ю3 Тайлаковского
месторождения, в текущих значениях
Наименование параметра
Пласт Ю2
Пласт Ю3
Пластовое давление, МПа
26,9
27,2
Пластовая температура, °С
82
86
Давление насыщения, МПа
8,2
7,8
Газосодержание, м3/т
39,8
36,42
Газосодержание при ступенчатой сепарации, м3/т
30,76
Газосодержание при дифференциальном разгазировании,
м3/т
39,7
34,39
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3
806,3
816,4
Вязкость в условиях пласта, мПа∙с
3,3
3,91
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа∙10-4
11,2
11,82
0,946
1,061
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20°C:
- при однократном (стандартном) разгазировании
- при ступенчатой сепарации
0,801
- при дифференциальном разгазировании
0,925
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С:
- при однократном (стандартном) разгазировании
876,8
- при ступенчатой сепарации
879,71
- при дифференциальном разгазировании
877,6
884
883,5
9

10.

400
14000
12884
350
12000
100
35
31,2
300
90
9837
92
10000
9053
скважин, шт
250
8000
7040
200
6044
339
6000
4762
150
257
3697
100
2863
9
78
75
9
734
400
32
57
76
4000
80
60
63
50
15,9
25
64
17,7
60
60
54
60
20
56
52
15
40
20
30
7,1
5
7
8,1
9,2
9,6
9,4
10,0
10
5
122
129
2000
88
2008 г.
0
0
2005 г.
0
2007 г.
27,4
25,8
177
36
2006 г.
28,2
74
70
30
241
0
2005 г.
92
88
10
1959
1378
50
183
добыча нефти, тыс.т
80
85
2009 г.
2010 г.
2011 г.
Фонд добывающих скважин (проект), шт.
Фонд добывающих скважин (факт), шт.
Добыча нефти (проект), тыс.т
Добыча нефти (факт), тыс.т
Сопоставление проектных и фактических показателей
по отборам нефти со строительством новых скважин,
в динамике за период с 2005 по 2011 года
2006 г.
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
Средний дебит жидкости действ, скважин (проект), т/сут
Средний дебит жидкости действ, скважин (факт), т/сут
Обводненность (проект), %
Обводненность (факт), %
Сопоставление проектных и фактических дебитов
действующего фонда скважин с обводненностью их
продукции, в динамике за период с 2005 по 2011 года
10

11.

90
35
31,2
80,5 81,9
28,2
27,4
25,8
70
25
66,6
60
т/сут
57,6
50
51,1
17,7
53,7
15,9
51,3 49,9
20
51,8
51,2
51,2
47,9
40
15
35,9
30
20
30
7,1
5
7
8,1
9,2
9,4
9,6
10,0
32,3
обводненость, %
80
10
5
10
0
0
2005 г.
2006 г.
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
Средний дебит нефти новых, скважин (проект), т/сут
Средний дебит нефти новых скважин (факт), т/сут
Обводненность (проект), %
Обводненность (факт), %
Сопоставление проектных и фактических дебитов новых скважин с
обводненностью их продукции, в динамике за период с 2005 по 2011
года
11

12.

Показатели состояния реализации проектного фонда скважин, в динамике
за период с 2005 по 2011 гг
Динамика
ввода новых
скважин
2005 г.
Проект
Факт
2006 г.
Проект
Факт
2007 г.
Проект
Факт
2008 г.
Проект
Факт
Ввод
добывающих
скважин
9
9
27
30
37
53
49
61
Выбытие
добывающих
скважин
0
0
4
3
12
13
18
15
В том числе под
закачку
0
0
4
3
12
13
18
15
Ввод
нагнетательных
скважин
0
0
4
3
12
14
18
16
Динамика
ввода новых
скважин
2009 г.
Проект
Факт
2010 г.
Проект
Факт
2011 г.
Проект
Факт
Всего
Проект
Факт
Ввод
добывающих
скважин
61
81
77
104
94
114
354
452
Выбытие
добывающих
скважин
20
20
29
30
30
32
113
113
В том числе под
закачку
Ввод
нагнетательных
скважин
20
19
28
25
29
25
111
100
24
22
27
27
35
27
120
109
12

13.

Размещение скважин на участках разработки
13

14.

Дополнительная добыча нефти от проведения ГТМ добывающих
скважин Тайлаковского месторождения
Вид ГТМ
Бурение ГС
ГРП
Приобщение
Физико-химические
ОПЗ
Итого
Параметр,
ед. изм.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
Всего
Скв.-опер., шт.
3
8
3
14
Доп.добыча нефти,
тыс.т
21,1
131,5
134
286,6
Скв.-опер., шт.
2
31
24
57
Доп.добыча нефти,
тыс.т
27,7
228,7
289,7
546,1
Скв.-опер., шт.
0
4
2
6
Доп.добыча нефти,
тыс.т
0
27
28,3
55,3
Скв.-опер., шт.
1
0
3
4
Доп.добыча нефти,
тыс.т
1
0,7
8,1
9,7
Скв.-опер., шт.
6
43
33
82
Доп.добыча нефти,
тыс.т
49,8
387,9
460,1
897,7
14

15.

Технологические результаты от проведения различных видов ГРП,
на Тайлаковском месторождении, за период с 2005 по 2011 года
до ГРП
Объект
после ГРП
Доплн.
добыча
нефти,
тыс.т
Дебит
нефти,
т/сут
Дебит
жидкости,
т/сут
Обводненность,
%
Дебит
нефти, т/сут
Дебит
жидкости,
т/сут
Обводненность,
%
29,1
32,4
10,3
61,8
72,2
14,3
8151
28,7
32
10,5
60,6
71,7
15,4
8229
24,3
27,3
10,9
45,3
56,5
19,8
7092
Ю2
Ю3
Ю2-3
15

16.

17.

Результат применения ПИВ на Тайлаковском месторождении
35
31
30
24
25
20
18
дебит жидкости, м3/cen
дебит нефти, м3/сут
15
10
Обводненность, %
10
9
7
5
0
до обработки
после обработки
Пример обработки добывающей скважины №438
Режим периодической работы
добывающей скважины до применения ПИВ составлял: Q ж – 9 м3/сут, Qн – 7 т/сут(обводненность
– 18%). После применения ПИВ режим ее работы составил: Q ж –31 м3/сут, Qн – 24 т/сут,
обводненность – 10%
Таким образом, среднесуточный прирост по нефти составил 17 т и обработанная скважина
17
выведена на круглосуточный режим эксплуатации.

18.

Условия ограничивающие применение технологии ПИВ
Среди условий, ограничивающих
применение
технологии
ПИВ
необходимо указать следующие:
наличие пластового давления
глубина скважины до 4 000 км
температура в скважине не выше 120 оС
Наименование параметра
Пластовое давление, МПа
Пластовая температура, °С
Пласт Ю2
Пласт Ю3
26,9
82
27,2
86
18

19.

20.

Воздействие плазменного импульса на призабойную зону пласта
Электроды замкнуты проводником,
перфорационные каналы закольматированы
Инициируется взрыв проводника, происходит
образование плазмы
Расширяющаяся плазма создает ударную волну,
которая через перфорационные каналы проникает в
пзп и далее в пласт
Ударная волна приводит к объемным упругим колебаниям,
и нефть выносится в ствол скважины
20

21.

Основными преимуществами технологии ПИВ являются:
– полная экологическая безопасность (в данной технологии не применяются
химические реагенты, взрывчатые вещества, не производится генерация
отходов, требующих последующей утилизации);
– возможность применения на скважинах с высоким уровнем
обводненности;
– высокая эффективность применения на истощенных скважинах поздней
стадии разработки месторождения;
– существенное повышение проницаемости коллектора в призабойной зоне и
пласте в целом;
–полная эксплуатационная безопасность (оборудование работает от
электросети 220 В);
– высокая мобильность, не требующая длительной остановки скважины и
дальнейшего ввода ее в эксплуатационный режим;
– возможность неоднократного повторного применения технологии на одних
и техже объектах;
– селективность воздействия, позволяющая обрабатывать заранее заданные
достаточно узкие интервалы продуктивного пласта;
– высокая эффективность данной технологии, превышающая в среднем 80%;
– отсутствие рисков, связанных с разрушением колонны и критическими
негативными последствиями для обрабатываемой скважины;
– относительно низкая стоимость скважино-операции, приводящая к быстрой
окупаемости применения данной технологии.
21

22.

Анализ эффективности применения технологий
Работа скважины до и после применения ПИВ На скважине
Ардалинского месторождения
Общие затраты заказчика на весь проект составили 2.7 млн.руб
За год дополнительная добыча составила более 8000 тон или 21млн. руб
22

23.

Заключение
Вторичные методы повышения нефтеотдачи, такие, как гидроразрыв
пласта (ГРП),методы поддержания пластового давления, уже не
позволяют существенно наращивать добычу на месторождениях, а лишь
способствуют поддержанию текущего уровня добычи на относительно
стабильном уровне.
Применение российской инновационной плазменно-импульсной
технологии, а также ее сочетание с другими наиболее современными
методами повышения нефтеотдачи позволит увеличить рентабельность
эксплуатации месторождений.