Baybakov_N.K._Effektivnye_metody_povysheniya_nefte-kondensatootdachi_plastov

Наибольшее расnространение в России нашло внуrриконтурное

заводнение (50%) и комбинированное (законтурное и внутрикон­ турное (28%).

Были обоснованы и внедрены различные системы размещения

скважин: рядные (трехрядные, пятирядные), площадные (nятиточечные, семиточечные. девятиточечные и другие). Наиболь­

шее распространение нашла трехрядная система, которая позволяет

более усnешно регулировать nроцесс разработки с целью вытеснения водой из nласта максимального количества нефти.·

Многолетний опыт применения заводнения позволил сформу­ лировать основные принuипиальные положения по практической

реализации метода. Эти положения касаются таких параметров,

как искусственное заводнение, системы размещения скважин,

плотность сетки скважин, порядок р:рбуривания скважин, система

заводнения, технология заводнения, отключение скважин, темn

разработки, разработка воданефтяных зон, разработка многоnла­

стовых месторождений, область применения заводнения, вода дЛЯ

заводнения.

Широкое nрименение метода заводнения в России позволило значительно nовысить эффективность разработки нефтяных ме­

сторождений и темпы выработки геологических запасов нефти,

а также увеличить нефтеотдачу пластов по отдельным месторожде­ ниям до 55% и выше.

Докладывая о большихдостижениях использования метода за­ воднения при разработке нефтяных месторождений, хочу валом­ нить об истории его возникновения.

Большую роль в этом сыграло Постановление Государственно­ го комитета обороны об организации в 1944 г. при Наркомате нефтяной промышленности группы по интенсификации нефтедо­ бычи и нефтеотдачи. В состав этой 11JУППЫ вошли десять специали­ стов, в том числе Амиян, Еникеев, Максимович, Щелкачев. В задачи этой группы входили подбор объектов для внедрения методов увеличения нефтеотда'IИ и контроль за внедрением. Вот

тогда, в ноябре 1945 г., ученый-нефтяник Г. К. Максимович

предложил разработку Туймазинекого месторождения осущест­

вить методом законтурного заводнения, а в 1950 г. сотрудник ВНИИнефти, математик, профессор Н.С.Пискунов предложил

начать разработку Ромашкинекого месторождения методом внут­

риконтурного заводнения. Его предложение было одобрено ин-

11

ститутом ВНИ И нефть, который возглавлял крупный ученый

А. П.Крылов. Были естественно и противники этих методов воз­

действия на нефтяные пласты, но практика опровергла все их

доводы.

Россия занимает третье место в мире по уровню добычи нефти

за счет применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) после США и Канады. Наибольший объем применения МУН достигнут в

США, где в 1993 г. добыча за счет этих методов составила около

40 млн.т. Максимальнаядобыча за счет МУН в б. СССР быладостигнуrа в 1990-1991 годах - около 12 млн. т/год, в Россииоколо 9 млн. т, из них физико-химические методы- 68%, тепловые- 22% и газовые- 10%. За nоследение 25 лет МУН nрименялись

вРоссии на 327 участках \50 месторождений страны, из которых

вдействии находится 195 участков на 130 месторождениях. Оста­

новка действующих участков в последние годы nроисходила

не только вследствие завершения запланированных там работ, но и

по nричине нерентабельности проектов. В США преимуwественное развитие получает применение тепловых методов (63% обшей добычи МУН, в Канадетепловые и газовые (50%), в России­ физико-химические (68%).

Технология физико-химического воздействия на нефтяные пласты полимерно-гелевыми системами

Важнейшим способом увеличения нефтеотдачи пластов, разра­ батываемых с помощью заводнения, может стать использование

реагента «Темпоскрин>) (полимерно-гелевая системаПГС), соз­

данного при участии сотрудников ГАНГ им. И. М. Губкина и

ИПНГ РАН. Автором и патентовладельцем этого реагента явля­ ется Давид Аронович Каушанский - заведуюший лабораторией ИПНГ РАН.

<<Темпоскрин>) изготавливается по специальной технологии на соответствующем оборудовании. Он не содержит вредных ком­

понентов, что делает его применение экологически безопасным.

Реагент запатентован в апреле 1989 г. и выпускается в соот­

ветствии с техническими условиями, зарегистрированными в

Государственном комитете стандартов России. Имеется разре­

шение на его использование в нефтяной промышленности.

12

<<Темпоскрин•> представляет собой порошок светло-желтого цвета. Он легко смешивается с водой, образуя гидрогели, и для его

приготовления не требуются дозирующие устройства, дополни­

тельные приспособленин. При использовании «Темпоскрина•> зюраты

на скважино-операцию уменьшаются.

Рабочий раствор ПГС готовится из сухого реагента при смеши­

вании его с водой на стандартном оборудовании и свободно

транспортируется от расходной емкости непосредственно в пласт

через нагнетательную скважину.

Рабочий раствор состоит из гелевых частиц размером от 0,2 до 4,0 мм, находящихся в объеме воды. Частицы геля, форма которых

близка к сферической, обладают вязкоупругими свойствами. «Темпоскрин•> малочувствителен к воздействию солей и стоек к

деградации в пластовых условиях. Реагент испытан в широком

диапазоне горно-геологических условий при температуре пласта до

9о·с.

Участки разреза с высоким гидродинамическим сопротивлением

(nласты с относительно худшими коллекторскими свойствами) не

подвергаются воздействию «Темпоскрина•>. Этим обусловлено

избирательное действие на разные пласты.

При использовании <<Темпоскрина•> происходят выравнивание nрофилей приемистости в разрезах нагнетательных скважин и в

пласте, изоляция обводненных пластов, что способствует вовлече­

нию в разработку застойных зон пластов с ухудшенными коллек­

торскими свойствами. В результате увеличивается охват nластов

заводнением.

Положительный эффект от применения <<Темnоскрина•> дости­

гается за счет его особой структуры и вязкоуnругих свойств. При закачке в пласт гель <<ТемпоскриН>> проникзет в поравое простран­

ство пород, обладающих наименьшим гидродинамическим

сопротимением.

Применение пrс <<ТемпоскрИН>> дает возможность: снижать обвод­ неннастьдобываемой продукции; сокращать на 20-30% расход воды,

закачиваемой в нефтяной пласт дпя поддержания rтастового давления; уменьшать в 2-3 раза расход полиакриламила или вязкоупругих сисrем

на его основе и в конечном итоге увеличивать текущий дебит нефти. Срок действия реагента 8-15 месяцев.

Занимаясь в Институте проблем нефти и газа воnросами неф­

теотдачи nластов, мы вместе с Д. А. Каушанским выполняем боль-

13

шую работу по внедрению его технологии на месторождениях

России, а сейчас ведем переговоры по этому вопросу с Азербай­ джаном. В январе 1997 г. я побывал в Баку (на своей родине) и

рассказал при встрече с президентом республики Г. А. Алиевым об эффективности применения <<Темпоскрина•> и возможности использования его на нефтяных промыслах Азербайджана. Он

очень заинтересовался этим реагентом и дал указание генераль­

ному директору нефтяной компании Н. Алиеву о проведении промысловых опытов. Сейчас ведется подготовка договора о

внедрении «Темпоскрина» на двух месторождениях Азербай­

джана.

Технология <<Темпоскрина•> применяется с 1995 г. в Пурпейском районе Западной Сибири. Здесь было обработано 26 нагнетатель­

ных скважин.

Дополнительная добыча на 1 тонну реагента <<Темпоскрин•> составляет 5 тыс. т нефти за 5 месяцев, что подтверждено результа­

тами промышленньrх испытаний на Барсуковеком и Новопурпей­ ском месторождениях АО <<Пурнефтегаз•>.

В августе-сентябре 1996 г. здесь были обработаны 22 нагне­

тательные скважины. С октября 1996 г. по август 1997 г. добыто

40 тьrс. т дополнительной нефти. При этом уменьшилась средняя

обводненность продукции, наблюдался прирост извлекаемых

запасов нефти и был сокращен отбор воды.

Применяется этот метод на одном из участков Усть-Балыкеко­ го месторождения АО «ЮКОС», которое разрабатьшается с 1964 г. Начальные геологические запасы здесь составляют. 462 млн.т, а извлекаемые- 183 млн.т. На 1января 1995 г. накопленная добы­

ча нефти с начала разработки составила 233 млн.т, добыча нефти

в 1996 г. - 431 тыс.т.

В с.ентябре 1996 г. на участке этого месторожден ия был зало­

жен промышленный эксперимент физико-химического воздей­

ствия на пласт Бнз реагентом «Темпоскрин>>. В шесть нагнета­

тельных скважин закачали 3,5 т этого реагента. Под наблюдени­

ем находятся 22 добывающие скважины. Эти скважины начали реагировать через 1-2 месяца. За 5 месяцев здесь добыто 7000 т дополнительной нефти. Обводненнасть добываемой жидкости снизилась на 4~6%, а в двух добывающих скважинах почти на

20%. Общая обводиениость до начала обработки составляла 95%.

Реагент <<Темпоскрин» применялея также на месторождении

14

Узень (Казахстан) и Бобровеком месторождении Оренбургской

области, где тоже были получены положительные результаты.

Например, на месторождении Узень при закачке в нагнетатель­ ные скважины 1т этого реагента было получено 1,5-2,5 тыс. т

дополнительной нефти за 4 месяuа.

Экономическую эффективность применения «Темпоскрина» подтверждают расчеты, выполненные Д. А. Каушанским. Если 1т

этого реагента при закачке на месторождениях в Западной Сибири nозволяет получить дополнительно не менее 3 тыс.т нефти, то nри

закачке 1 тыс.т на одном из крупнейших месторождений этого

региона с бсльшой обводненностью за весь период воздействия

этого реагента 1\Южно изьлечь дополнительно 3 млн.т нефти. Ми­ ровая стоимость 1 т нефти составляет 90 долл., значит от продажи этих 3 млн.т можно получить 270 r-.rлн.долл. Если исключить из

этой суммы затраты, связанные с производством и использованием

<<Темпоскрина>> при закачке его в наrнетательньrе скважины и

транспортировке, а также все на.поги и акuизы на добытую допол­

нительно нефть, то чистая прибыль от продажи этой нефти доста­ точно велика. Более подробно о технико-экономических показате­ лнх воздействия <<Темпоскрина>> на нефтяные пласты приведсны в таблице Д. А. Каушанского.

Техrшко-экоrюмические показатеян теХJюлоrии физико-химического воздействия на нефтяrtые пласты ПГС <<Тем­

поскрип>> для разrtых геолого-технолоrических условий

Кол11чсство скважlню-опсрашlй	10		100		500		1000		1500	1
										1
Количество«Темпоскрина>>,т	7		70		350		700		1050	1
Сумма кредита, тыс. долл.	52,1		52\		2605		5210		7815	i
Дополнительная добыча нефти 2000 т на 1 т реагента
Ko,lll'tccпю доrюлtвпс,1ы10
добытоi1 11сфт11. тыс. т	14			140	700		1400		2\00
Чистая прибьшь, тыс. дoJUI.	272			2720	13600		27200	40800
Сумма выплачиваемых	630			6300	31500		63000	94500
налогов, тыс. долл.

15

Дополнительная добыча нефти 3000 т на 1 т реагента

Количество дополнителыю
добытой нефти, тыс. т	21	210	1050	2100 3150

Чистая прибыль, тыс. долл.	463	4630	23150	46300 69450
Сумма выплачиваемых	1073	10730	53650	107300 160950
налогов, тыс. долл.

Дополнительная добыча нефти 5000 т на 1 т реагента

Количество дополнительно
добытой нефти, тыс. т	35	350	1750	3500	5250

Чистая прибыль, тыс. долл. 976,9 9769 4884,5 97690 146535

Сумма выплачиваемых

налогов, тыс. дoJUI. 1575 15750 78750 157500 236250

Срок окупаемости 3-5 мес.

Возврат кредита возможен на 4-й месяц с начала реализации и

осуществляется в течение 3 мес.

Как видите, цифры солидные, и есть над чем подумать. В этой

связи нужно принять меры к широкому применению <<Темпоскрина•>.

Производство его в 1996 г. составило 30 т, в 1997 г. планируется произ­ водить до 100 т. НТФ <<Атомбиотех>> может выпускать в настоящее время 500 т в год, а при необходимости довести производство до 2 тыс. т. Так что возможности для увеличения коэффициента неф­ теотда•Jи пластов неплохие. При дальнейших положительных результа­ тах применения <<Темпоскрина>> необходимо будет разработать ши­

рокую программу его внедрения.

Горизонтальное и разветвленно-~ризонтальное

бурение

Далее остановлюсь на одном из мощных рычагов воздействия на

нефтяные пласты с целью· увеличения их нефтеотдачи. Это­

горизонтальное (ГС) ~особенно разветменно-горизонтальное бу­

рение (РГ).

16

Как извесrно, горизонтальное бурение началось в Советском Союзе

еще в довоенный период, а разветменно-rоризонтальное бурение -

в начале 1950-х годов, раньше, чем в других странах мира.

Прежде всего следует рассмотреть разветвленно-горизонтальное бурение как наиболее эффективное средство увеличения нефтеот­ дачи пластов по сравнению с горизонтальным бурением. Коротко

об истории зарождения этого метода.

В 1949 году, будучи наркомом нефтяной лромышленности, я принял автора этого метода бурения Александра Григоряна, со­ трудника ВНИИбурнефти. Он подробно изложил суть разветв­

ленно-горизонтального бурения и предложил пробурить его ме­

тодом трех скважин на Бориславеком нефтяном месторождении Украины, открытом еще в 1904 г. На этом месторождении в 1949 г. работало 30 скважин, которые в целом давали в сутки примерно 30 т нефти. Коэффициент извлечения нефти из место­ рождения не превышал и 30%. Естественно, меня это

заинтересовало, и я дал указание осуществить предлагаемую

работу. В результате бурения трех скважин суммарный дебит их составил 30 т в сутки, т.е. столько, сколько добывалось тогда 30

скважинами. Таким образом, каждая разветвленно-горизонтальная

скважина стала давать нефти в среднем в 10 раз больше, чем

скважины с вертикальным стволом. В тот период начали бурить такие скважины в Башкирии и других районах, где тоже были получены хорошие результаты. Всего было пробуреноболее деся­ ти таких скважин, давших хорошие результаты. Затем в связи с

бурным развитием Второго Баку благодаря открытию девонской нефти работы по бурению горизонтальных и разветвленно-гори­

зонтальных скважин стали сокращаться, а автор этого метода

А. Григорян <<эвакуировался>> в Калифорнию и организовал там

свою фирму <<Григорян-ОЙЛ>>, не оставив нам своего отклони­

теля, которым он направлял и контролировал nроводку разветв­

ленно-горизонтальных (РГ) скважин.

В мире, по данным, полученным от А. Григоряна, пробурено сравнительнонебольшое количество РГ-скважин, которые почти всегда давали хороший эффект. Таких скважин 40. Однако техно­

логия бурения еще отрабатывается.

Ведущая в мире фирма горизонтального бурения <<Истмен-Кри­

стенсен>> (США) рассматривает технологию разветвленно-горизон­

тального бурения как наиболее перспективную.

17

На Заnаде для бурения РГ-скважин применяется технология с ма­

лым радиусом набора кривизны (нероторный вариант). Эга технология

позволяет достигатьдлин горизонтальных стволов 300-400 м.

В настоящее время разрабатывается технология РГ-скважин

нового nоколения, имеющих многоуровневую систему ветвей с протяженностью основных горизонтмьных стволов до 800 м. Та­

кие скважины напоминают мощную корневую систему дерева,

в связи с чем мы можем назвать это новое поколение РГ-сква­ жин <<скважинами-деревьями>> (СД). Преимущества СД обесnечивают еще большую стеnень извлечения нефти и еще более высокиедебиты

скважин.

Одним из основных наnравлений бурения РГ-скважин должно стать возрождение старых нефтяных месторождений и извлечение из них большого количества оставшихся заnасов нефти.

По мере развертывания работ, развития техники и техноло­

гии, nриобретения оnыта nредлагаемая технология будет nосте­ пенно nереноситься и на другие объекты (залежи с нефтяными оторочками, вязкими и высоковязкими нефтями, плотные кол­

лектора и др.).

В настоящее время на Западе интерес к разветвленным скважи­

нам сравнительно невелик. Основное внимание уделяется техноло­ гиям, nозволяющим пробурить более длинную ГС, а не тем технологиям, которые дают возможность nробурить большее 'lисло

стволов.

Что же эффективнее, удлинить один горизонтальный ствол, или же пробурить дополнительные горизонтальные стволы? Ответ

на этот воnрос неоднозначен.

Если исходить из возможностей повышения стеnени извлече­

ния углеводородов, тоРГ-скважины являются несравненно более

эффективными, nричем чем больше ветвей, тем лучше! В самом

деле, в <<истощенных>> месторождениях, где остаточная нефть рас­ сечена закачанной водой на изолированные скопления, добыть ее можно, только пронизав все скоnления сетью каналов. Один гори­

зонтальный ствол может вовсе не попасть в продуктивную зону.

А теперь о горизонтальном бурении. По имеющимся данным, в мире nробуреновсего 16 тыся<l горизонтальных скважин. Результаты: в

среднем nроизводительность горизонтальных скважин выше, чем вер­

тикальных в 2,8-3,9 раза, а стоимость бурения их в l ,8-2,2 выше, чем вертикальных. У нас же в России за период 1986-1995 rт. пробурено 453

18

скважины примерно с такими же показателнми, в том числе в Татарстане

пробурено 89 скважин на 15 месторождениях.

Стоимость первых горизонтальных скважин на месторождениях СНГ, как правило, была в 1,5-2 раза выше стоимости вертикаль­ ных. По мере накопления опыта бурения их стоимость приближа­

ется к стоимости вертикальных скважин. Так, на Иринавеком

месторождении ПО <•Саратовнефтеrаз>> стоимость первой ГС (NQ 45) составляла 342 тыс.руб., а стоимость девятой скважины (NQ 55) составила уже 184 тыс.руб. Аналогичная ситуация была

отмечена и в других регионах.

Увеличение радиуса кривизны ГС увеличивает общую длину

скважины, что ведет к удорожанию бурения. Однако повышение механических скоростей при бурении горизонтальных стволов за счет так называемого эффекта <<расклинивания>> породы,

применения специальных долот и т.п. к настоящему времени почти

уравняло стоимость ГС и обычных вертикальных скважин. Вместе с тем не следует забывать, что для бурения ГС необхо­

димо применение первоклассных технических средств и техноло­

гий, специальных промывочных жидкостей и цементов, телесис­

тем и другой исследовательской аппаратуры, что требует затрат

значительных средств, а использование их в промышленных

масштабах ведет к удорожанию бурения. При массовом внедрении горизонтального бурения для разработки нефтегазовых

месторождений, а не бурения отдельных скважин, можно добиться

высокой экономической эффективности этого метода, что наглядно доказывают последние материалы по освоению нефтяных место­ рождений Прудха-Бей и Распо-Маре.

Крупные денежные вложения осуществляются иностранными

фирмами в научно-исследовательские работы по ГС. В среднем

современная стоимость бурения горизонтальных скважин возрастает в 1,2 раза по сравнению со стоимостью бурения вертикальных

скважин, но производительность скважин увеличивается в 3-4 раза, что значительно перскрывает повышение затрат на бурение ГС.

Технология ГС позволяет существенно сократить удельные

(в расчете на 1 т нефти) затраты на поиски, разбуривание и экс­

плуатацию месторождения в районах, характеризующихся высо­

ким уровнем расходов. В результате появляется возможность

разрабатывать малорентабельные, нерентабельные или <•истощен­

ные>> месторождения.

19

В целом можно сделать вывод, что удорожание бурения ГС значительно перскрывается доходами от увеличения добычи нефти

из них.

Широкое развитие горизонтального бурения сдерживается в России из-за отсутствия необходимого оборудования и материалов для работы с горизонтальными скважинами (специальные

инструменты, стабилизаторы, центраторы, отклонители и др.).

Отсутствие эффективных технических средств и технологий приводит к различным осложнениям при бурении и эксплуатации горизонтальных скважин. Достаточно часты закуnорки ствола

скважины из-за неустойчивости пород при проходке в терриген­

нь•х коллекторах. Работу по креплению стволов, цементированию,

установке фильтров буровые бригады практически не проводят. Другой проблемой является отсутствие высоконадежных и эф­

фективных средств телеметрического контроля за ч>аекторией ствола скважины в пределах его продуктивности. Неточиость попадания

стволов в продуктивный пласт явление нередкое. Указанные

недостатки могут и должны быть устранены с помощью электробура,

о чем н расскажу чуть позже.

Горизонтальные и разветвленно-горизонтальные скважины дол­

жны найти широкое применение при разработке вязких и высоко­

внзких нефтей и битумов, приуроченных к маломощным, низко­ проницаемым и неравномерно проницаемым коллекторам. В сочета­

нии с тепловыми методами воздействии на пласты можно достичь высоких показателей извлечения углеводородов. Эта nроблема бу­ дет рассмотрена в разделе о тепловых методах воздействиs1 на неф­

тяные пласты.

В водоплавающих и нефтегазовых залежах ГС являются средст­ вом борьбы с образованием водяных и газовых конусов. На морских

месторождениях применение ГС, пробуреиных с суши, позволяет сократить число морских платформ. Следует отметить, что освоение

морских месторождений должно осуществляться в основном

горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами,

если мы хотим добиться высоких экономических показателей.

Кстати, Институт проблем нефти и газа РАН nри подготовке ТЭО разработки морского Приразломнога месторождения иниции­

ровал и обосновал высокую технологическую и экономическую

эффективность применения систем разработки с горизонтальны­ ми скважинами. В мировой nрактике известны лишь единичные

20