ОБВОДНЕННЯ ГАЗОВИХ

І НАФТОВИХ СВЕРДЛОВИН

У ТРЬОХ ТОМАХ

B.C. Бойко, Р.В. Бойко,

Л.М. Кеба, О.В. Семінський

ОБВОДНЕННЯ ГАЗОВИХ

І НАФТОВИХ СВЕРДЛОВИН

За загальною редакцією

професора, д-ра техн. наук B.C. Бойка

Том перший

ТЕХНОЛОГІЧНІ МАТЕРІАЛИ

І СПОСОБИ ІЗОЛЯЦІЇ

"Міжнародна економічна фундація"

Київ - 2006

622.279.5 + 622.276.5

ББК622.279 ≈ 622.276

УДК33.131

0-13

За редакцією професора, д-ра техн. наук B.C. Бойка

Обводнення газових і нафтових свердловин. Том 1. Технологічні матеріали і способи ізоляції. За редакцією B.C. Бойка / B.C. Бойко, Р.В. Бойко, Л.М. Кеба, О.В. Семінський. - Київ: "Міжнародна економічна фундація", 2006. - 792 с

Висвітлено в широкому аспекті проблему обводнення свердловин, способи ізоляції та обмеження припливу пластової води (контурної, підошовної, верхньої, середньої, нижньої") в нафтові, газові і газоконденсатні свердловини, характеристики тампонажних матеріалів (на основі полімерів, смол, цементу, суспензій тощо) та їх вибирання для конкретних умов здійснення ізоляції і регулювання припливу води із пористих і тріщинуватих колекторів діянням локально на привибійні зони і регіонально на міжсвердловинні зони пласта, наукові основи і способи створення потоковідхилювальних (потокоскеровувальних) бар'єрів у глибині пласта, технології ремонтно-ізоляційних і ремонтно-відновлювальних робіт із використанням різних тампонажних матеріалів, особливості експлуатації обводнених нафтових і газових свердловин, а також оцінку технологічної та економічної ефективності робіт і еколого-природоохоронні заходи та техніку безпеки.

У першому томі розглянуто геологічні, технологічні і гідрогазодинамічні сторони обводнення свердловин та регулювання розробки родовищ за умов витіснення нафти і газу водою, технологічні матеріали з їх класифікаціями, способи водоізоляційних і ремонтно-лагодильних робіт

Для інженерно-технічних і наукових працівників нафтової і газової промис­ловості, а також студентів та аспірантів вищих навчальних закладів нафтогазового профілю.

Іл. 161. Табл. 225. Бібліогр.: 662 назв.

Рецензенти: д-р техн. наук, проф. Коцкулич Я.С

д-р техн. наук Тарко Я.Б.

Рекомендовано до друку Вченою Радою Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу

(протокол МІ 0/434 від 11 жовтня 2005 p.).

Б без оголошень

© Бойко B.C., Бойко Р.В.,

ISBN 966-96506-2-3 Кеба Л.М., Семінський О.В., 2006

ISBN 966-96506-1-5

4

Передмова

Проблема обводнення нафтових, газових і газоконденсатних сверд­ловин та експлуатації їх з водою в продукції є надзвичайно актуальною в даний час для нафтової і газової галузі в Україні та й загалом у світі. Пояснюється це як наявністю, на жаль, аварійних проривів води із водо­носних пластів через низьку якість кріплення свердловин, так і перед­часними (не пов'язаними із виснаженістю, зужитістю пласта), випе­реджувальними неконтрольованими проривами пластової чи нагнітальної води по високопроникних пропластках, каналах і тріщинах продуктивного (нафтового, газового) пласта.

Зрозуміло, обводнення нафтових і газових свердловин за природного або штучного водонапірного режиму в покладах є закономірним і неми­нучим процесом, який зумовлюється непоршневим витісненням нафти чи газу водою. Якраз це і було раніше основою апріорного твердження про недоцільність та безперспективність обмеження припливу води в наф­тових і газових свердловинах тампонуванням шляхів водоприпливу в пласті. На сьогодні всі дослідники переконані в необхідності розроблення та реалізації технологій і створення тампонажних матеріалів для усунення водопроявів, тобто підвищення ефективності процесів видобування нафти і газу в умовах обводнювання продукції нафтових і газових свердловин. Безперечно, обводнення нафтових і газових свердловин „чужою" водою, тобто водою водоносного пласта, треба негайно усунути.

Ми виділяємо закономірне, передчасне й аварійне обводнення газових і нафтових свердловин. Ізоляцію припливу води доцільно виконувати у випадках передчасного й аварійного обводнень свердловин, оскільки такі обводнення спричиняють значне зниження поточного видобутку нафти і газу та кінцевого нафтогазоконденсатовилучення, великі економічні, екологічні, енергетичні та ресурсні втрати. Вирішення проблеми запо­бігання та усунення обводнювань є одним із напрямків ресурсо- і енер­гоощадного розвитку економіки держави.

Висока обводненість продукції ряду нафтових (понад 80%) і газових родовищ України зумовлює актуальність широкого виконання робіт з ізоляції (обмеження) припливу пластових вод. У разі обводненості понад 80% при вилученні більше 60% видобувних запасів залишкові запаси вуглеводнів відносяться вже до важковидобувних.

Більшість нафтових і газових родовищ як України, так і світу вступили чи вступають у пізні стадії розробки, які характеризуються закономірним інтенсивним обводнюванням свердловин і пластів. Але передчасне об­воднення свердловин витіснювальною водою і пластів - обводнення, яке

5

не пов'язане з процесом повного вироблення покладу - призводить до прогресуючого зменшення поточного дебіту нафти і газу, зниження коефі­цієнта кінцевого нафтогазоконденсатовилучення із пластів і викликає великі непродуктивні витрати на видобування, транспортування, під­готовляння та утилізацію супутньої води і пов'язані з нею ускладнення в роботі нафтогазопромислового обладнання (корозія, відкладання солей, утворення емульсій і т. д.).

Під терміном „ізоляція води" або „ізоляція припливу води" (звідси термін „ремонтно-ізоляційні роботи) розуміємо, вслід за М.Н. Галлямовим і Р.Ш. Рахімкуловим, буквально лише роботи стосовно відновлення герметичності цементного кільця за обсадною колоною і відключення повністю обводнених пластів та пропластків, а також усунення негерметичності експлуатаційної колони (ремонтно-лагодильні роботи) і наро­щування цементного кільця в міжколонному просторі, тобто стосовно робіт з ліквідації аварійних проривів води.

У решті випадків можна тільки обмежити приплив води, оскільки ізолювати її повністю за збереження припливу газу та нафти неможливо і практичної необхідності в цьому немає.

В останній час як різновид процесу обмеження припливу води розроб­лено новий напрям регіонального (міжсвердловинного) регулювання філь­траційних потоків у продуктивному пласті, переміщення флюїдів, у т. ч. і води, по пласту шляхом створення потоковідхилювальних (потоковирів-нювальних) бар'єрів керованими (із властивостями здійснювати вибірко­вість тампонування щодо різних каналів і підлягати дії керування) дис­персними системами у міжсвердловинних зонах пласта на відміну від ло­кального діяння на привибійну зону. Кращі результати можна отримати системним діянням локально і практично одночасно на привибійні зони у видобувних та нагнітальних свердловинах (інтенсифікація припливу нафти та обмеження припливу води чи регулювання профілів припливу та погли­нання) і на міжсвердловинні зони (створення потоковідхилювальних бар'єрів, запомповування кислотних розчинів із слабкою реакційною здатністю).

Доцільним є створення тампонажних матеріалів з регульованими і контрольованими термінами тампонування (один рік, два, десять чи більше років) або таких матеріалів, тампон із яких можна було б за потреби в необхідний момент часу зруйнувати тим чи іншим шляхом.

Вважаємо припустимим стосовно усіх робіт, пов'язаних з ізоляцією, обмеженням і регулюванням руху води, поки-що залишити термін ізоляція води як загальний усталений і найбільш широко вживаний термін, ос­кільки, як сказав Д.С. Лотте, іноді трудно шукати логіку і здоровий глузд у термінології.

6

Готуючи до друку наші оригінальні дослідження з ізоляції припливу та міжсвердловинного регулювання руху води й аналізуючи інші виконані розробки, ми зіткнулися з величезним розмаїттям як технологій ре­монтно-ізоляційних робіт, так і тампонажних матеріалів.

Тампонажними і водороізолювальними матеріалами запропоновано використати чи впроваджено безліч простих і складних хімічних речовин неорганічної й органічної природи, які за певних термобаричних, гідро­динамічних і фізико-хімічних умов самочинно або внаслідок взаємодії між собою чи з пластовими флюїдами, мінералами, гірськими породами можуть утворити певну перешкоду, перепону, бар'єр рухові води в при-вибійній зоні видобувної свердловини у продуктивному (нафтовому, газо­вому) пласті між свердловинами, в околиці водонагнітальної свердловини. Це речовини, суміші або їх продукти, які здатні тверднути, утворювати гель, полімеризуватися, кристалізуватися, коагулювати, диспергуватися, набувати певних реологічних (чи неньютонівських) властивостей, випа­дати в осад, абсорбуватися на поверхні фільтраційних каналів, кольма­тувати (наповнювати собою) водопровідне середовище тощо. Сюди також слід віднести готові механічні присторої і пристосування, якими перекриваються канали надходження чи поглинання води.

Серед технологій ремонтно-ізоляційних робіт маємо традиційні тех­нології, пов'язані із запомповування одного водоізолювального матеріалу, із послідовним чи паралельним (одночасно-роздільним) запомповуванням декількох (здебільше, двох) тампонажних (основних і допоміжних) мате­ріалів як по технологічній колоні згвинчуваних труб із попереднім витягу­ванням із свердловини експлуатаційного підземного (свердловинного) обладнання, так і без піднімання його, а також новітні технології із засто­суванням колтюбінових (колоннотрубних) устатковань (із суцільною довгорозмірною неперервною колоною гнучких труб).

Література з ізоляції припливу води неоглядна, так як містить десятки (якщо не сотні) тисяч найменувань. У списку літератури, складеному в цілому до трьох томів, подано головним чином монографії, огляди, основні галузеві документи, а також статті та роботи авторів книги. У більшості монографій і оглядів Читач знайде списки робіт, які набагато збільшать список літератури для Читача, який цікавиться питаннями гідрогазомеханіки обводнювання свердловин і пластів, регулювання розробки родовищ, експлуатації обводнених свердловин і дослідження шляхів обводнювання, технологій ізоляції, тампонажних матеріалів, ефективності робіт тощо.

Зібравши воєдино основний доступний нам теоретичний і практичний матеріал, розглядаємо дану книгу як першу фрагментарну (фрагмен­тарність викладу є неминучою в книзі невеликого, хоч і тритомного обсягу, котра охоплює надзвичайно різноманітний матеріал) і класифіка-

7

ційну спробу енциклопедичного узагальнення здобутків з вирішення проблеми обводнення свердловин і пластів. Підготовка багатотомної енциклопедії з проблеми обводнення свердловин є на часі. Здобутки настільки різноманітні і так розсіяні в літературі, що частина цікавих робіт, як теоретичного, так і практичного характеру, без сумніву, залишилась не поміченою нами, або автори розробок обмежились у публікаціях тільки рекламою своїх здобутків.

Разом з тим ми надіємося, що дана книга, в якій зібрано широкий матеріал і піднято нові нерозв'язані питання, принесе добру практичну користь Читачеві і приверне увагу дослідників різних напрямків (у т. ч. хіміків, фізиків, математиків) до такої багатогранної проблеми.

Автори з глибокою повагою та вдячністю скористалися результатами робіт і досвідом цілої низки авторитетних науковців та практичних працівників, зокрема Ф.С. Абдуліна, О.І. Акульшина, О.О. Акульшина, І.Д. Амеліна, А.В. Аміяна, Ю.А. Балакірова, В.А. Блажевича, І.Я. Бойчука, А.І. Булатова, Р.Т. Булгакова, В.М. Бульбаса, А.Ш. Газізова, М.Н. Галлямова, Ш.К. Гіматудінова, М.П. Гнипа, А.Т. Горбунова, B.C. Данюшевського, Є.М. Довжка, В.М. Дорошенка, Д.О. Єгера, Ю.П. Желтова, Ю.А. Зарубіна, Ю.В. Зайцева, В.П. Зайця, Г.С. Ібрагімова, P.M. Ільницького, В.Г. Касянчука, Ю.Д. Качмара, М.П. Ковалка, А.І. Коміссарова, B.C. Копичка, З.М. Костика, Й.М. Костура, 1.1. Кравченка, І.М. Купера, М.М. Лилака, Г.А. Лісового, С.Г. Маряка, В.Й. Михалевича, А.Х. Мірзаджанзаде, І.Т. Міщенка, І.І. Музичка, І.О. Новомлинського, В.А. Петриняка, І.А. Пилипця, Ю.А. Поддубного, Р.Ш. Рахімкулова, І.Й. Рибчича, В.А. Ровенчака, Г.Д. Савенкова, В.М. Світлицького, І.А. Серенка, І.А. Сидорова, Б.Б. Синюка, B.C. Сухана, В.Г. Уметбаева, Н.І. Хісамутдінова, Г.П. Хотульова, М.О. Щелинського, Р.С. Яремійчука, Я.В. Яцури а також щиро вдячні усім сьогоднім колегам по лабораторії проблем інтенсифікації видобування нафти і газу, серед них Р.В. Грибовському, Р.Ф. Лагушу, Я.В. Соломчаку, Я.Б. Тарку, які або плідно співпрацювали над вирі­шенням певних наукових, технологічних чи промислових питань, або постійними науковими контактами чи обговоренням сприяли успішній роботі над проблемою обводнення свердловин, або спричинилися щодо якості роботи і підготовки її до друку. Особливо хочеться подякувати ін­женеру Т.М. Пастуховій, а також нашим кращим студентам-випускникам Я. Адамовичу, П. Накутному, Г. Татарин, які взяли участь у набиранні тексту і оформленні графічного матеріалу. Кількість таких свідомих чи мимовільних „учасників" цієї роботи є дуже великою, щоб можна було згадати тут кожного із них, але усім сердечна подяка за участь.

8

ВСТУП

Україна належить до найстаріших нафтовидобувних держав світу (наприкінці XIX ст. Галичина займала 3-є місце у світі з видобутку нафти, поступаючись тільки Росії та США), а відтак - і до газовидобувних держав (1913 р. в Дашаві одержано фонтан природного газу, а в 1929 р. завершено спорудження першого магістрального газопроводу в Україні „Дашава-Львів"). За цей час у нафтогазовій галузі України напрацьовано значні здобутки, а наша задача - їх збагатити [89].

На стан розвитку нафтової і газової галузі виявляє вплив багато різних чинників.

Безперечно, Україна власною нафтою не забезпечена, і немає підстав вважати, що буде забезпечена в майбутньому [86, 453]. Розвиток еконо­міки будь-якої держави в значній мірі визначається наявністю і рівнем використання паливно-енергетичних ресурсів, забезпечення частиною із яких, зокрема газом і нафтою, залишається в Україні надзвичайно ак­туальним. За наявності сировинної нафтової і газової бази гостро стоїть проблема негайного збільшення видобутку власної нафти і газу, ціна на які ні сьогодні, ні в ближчому майбутньому не перевищувала б світового рівня. Україна є політично незалежною європейською державою, стоїть питання зміцнення економічної незалежності, яке полягає в тому, що вона за рахунок власних фінансових ресурсів забезпечить усе, що необхідно для функціонування своєї економіки, тобто не розпочне усе виробляти сама, а за потреби - купить, як це робиться, для прикладу, в Японії з енергоресурсами [86, 96, 102, 453]. На основі цих засад з урахуванням соціально-політичних, геологічних, економічних і гідрогазодинамічних умов наше бачення концепції розвитку нафтової і газової промисловості України таке.

Нафтова промисловість України, як і більшості високорозвинутих країн світу, пройшла період максимального обсягу видобутку нафти, за яким неминуче настає спад [86,453]. В Україні на сьогодні розробляється основних 86 нафтових і 95 газових та газоконденсатних родовищ. Обсяги видобутку власної нафти становлять лише 13,5% і газу 20% від потреби. Більшість нафтових родовищ України знаходиться на останніх стадіях розробки. Максимальний рівень видобутку нафти разом з газоконден­сатом 14,4 млн. т (окремо нафти 13,4 млн. т) за рік в Україні був досяг­нутим 1972 p., забезпечувався розробкою десятка найбільших нафтових і газових родовищ, котрі тепер виснажені на 90-95%. На родовищах, які знаходяться в розробці, виробленість початкових видобувних запасів становить 70% по нафті і 65% по газу, причому структура запасів постійно

9

погіршується, коли категорія важковидобувних запасів нафти сягає 70% [235]. Власний видобуток нафти становить 3,8-4,2 млн. т [86]. Звідси і повинні формуватися напрямки і стратегія розвитку нафтової промис­ловості як на найближчий період, так і на далеку перспективу [453]. Головне слід пам'ятати, що нафта належить до невідтворюваних при­родних енергетичних ресурсів, а запаси її є матеріальною цінністю ук­раїнського народу.

За весь понад 100-літній період, що минув з часу відкриття в Україні покладів нафти і газу шляхом буріння свердловин, розвідано більше 120 основних нафтових і газонафтових родовищ. Із надр видобуто 267,8 млн. т нафти (або 63,6% від початкових видобувних запасів 420,8 млн. т), а залишкові видобувні запаси становлять 153,2 млн. т (поточні геологічні запаси 911,7 млн. т; початкові геологічні запаси 1179,5 млн. т).

З 1972 р. видобуток нафти зменшується на 1,7-3,4% в рік. Основна причина падіння видобутку - високий ступінь виснаженості основних старих родовищ та відсутність нових, які змогли б компенсувати природ­не падіння видобутку нафти. Другою причиною є погіршення структури запасів через збільшення частки (до 57%) важковидобувних нафт (водо-нафтові і підгазові зони, низькопроникні колектори, високов'язкі нафти). По-третє, прирости запасів, одержаних за останнє п'ятнадцятиріччя, як правило, розсіяні на незначних за запасами розвідуваних площах та на родовищах з великими глибинами заляганнями продуктивних пластів чи з розміщенням у шельфовій зоні, що суттєво ускладнює можливість їх освоєння і одержання значних обсягів видобутку [86].

Так, коефіцієнт поточного нафтовилучення (відносно геологічних за­пасів) з родовищ Передкарпаття змінюється від 0,002-0,004 (Південно-Монастирецьке, Мельничанське, Довбушанське, Микуличинське, Ко-ханівське, Чечвинське) до 0,567 (Рипнянське), очікуваний коефіцієнт кінцевого нафтовилучення - від 0,1-0,126 (Коханівське, Рудавецьке, Микуличинське, Танявське, Битківське) до 0,404-0,609 (Бориславське, Рипнянське) [453]. Середня значина коефіцієнта поточного нафтовилу­чення з родовищ Передкарпаття становить 0,164, коефіцієнта очі­куваного кінцевого нафтовилучення - 0,254. Коефіцієнт поточного га-зовилучення змінюється від 0,012 (Летнянське родовище) до 0,988 (Угерське, Кавське), становлячи в середньому 0,785. По розроблюва­них родовищах середній поточний коефіцієнт нафтовилучення становить 22,4% (в Передкарпатті 16,4% і ДДЗ 39,5%), а очікуваний кінцевий кое­фіцієнт нафтовилучення при застосуванні традиційних методів розробки оцінюється в 35,2% (у Передкарпатті 25,4% і ДДЗ 46,1%), тобто ще може бути видобуто 153,2 млн. т нафти і в надрах залишиться 758,5 млн. т. [86, 453].

10

Темп відбирання нафти із родовищ України від початкових видобувних запасів становить близько 1%, а наприклад, у США по родовищах Техасу і Каліфорнії він знаходиться нарівні 2-4% [86].

Низькі коефіцієнти нафтовилучення з родовищ Передкарпаття пов'яза­ні з особливостями їх геологічної будови і розробки. Нафтові родовища ха­рактеризуються багатопластовістю (до 30 пропластків у продуктивному розрізі), великою загальною товщиною продуктивного розрізу (до 600 мм), низькими колекторськими властивостями пластів (коефіцієнт проникності 0,0001-0,02мкм²), значною просторовою літологічною мінливістю, текто­нічною екранованістю, близькими значинами початкового пластового тис­ку і тиску насичення нафти газом, що зумовлює раннє проявлення режиму розчиненого газу в покладах і, як наслідок, низькі коефіцієнти нафтовилу­чення. З метою підвищення коефіцієнта нафтовилучення із родовищ засто­совують способи підтримування пластового тиску шляхом заводнення в різних його модифікаціях (законтурне, внутрішньоконтурне, площове). Запомповування води в пласт здійснювалось на Долинському, Північно-Долинському, Струтинському і Спаському родовищах у Долинському нафтогазопромисловому районі, на Битківському, Гвіздецькому, Довбушан-ському, Луквинському і Бистрицькому родовищах у Надвірнянському нафтогазопромисловому районі, на Бориславському, Орів-Уличнянському і Старосамбірському родовищах у Бориславському нафтогазопромисловому районі. На Битківському родовищі до серпня 1994 р. здійснювалась газово-дяна репресія на пласт, але внаслідок підвищення тиску в зоні нагнітання і невідповідності йому максимально можливого тиску на виході із компре­сорів запомповування газу було припинено. На Луквинському родовищі запомповувалась у пласт нагріта вода (до 90°С на гирлі свердловин). На Струтинському і Старосамбірському родовищах запомповувались у пласт водні розчини поверхнево-активних речовин (суміш сульфанолу і превоцелу в об'ємному співвідношенні 1:1 за масової концентрації їх у воді 0,05 %).

Більшість газових родовищ Передкарпаття розробляється в умовах проявлення водонапірного режиму, що призвело до защемлення в по­ристому середовищі значних об'ємів газу, обводнення і передчасного відключення багатьох видобувних свердловин.

З метою підвищення продуктивності свердловин та боротьби з ус­кладненнями при їх експлуатації здійснювали кислотні та теплові об­роблення привибійних зон, гідророзриви пластів, оброблення поверхнево-активними речовинами і міцелярними розчинами, ізоляцію водоприпливів тощо. Для інтенсифікації винесення води із обводнюваних газових і газоконденсатних свердловин застосовували спінювальні поверхнево-активні речовини, газліфт, зниження тиску на гирлі та інш. Багато із названих робіт продовжують виконувати і сьогодні.

11

На наш погляд, є такі шляхи забезпечення України вуглеводнями: 1) імпорт нафти (маємо 87,8% із Російської Федерації) і газу; 2) економія споживання; 3) оптимізація пошуків нових великих родовищ, у т. ч. в нових перспективних районах; 4) нарощування нафтогазовидобутку із відкритих і розроблюваних родовищ, у т. ч. із родовищ з малими за­пасами; 5) пошуки нетрадиційних джерел (горючі сланці типу менілітових, бітуми, газогідрати, у т. ч. у Чорному морі, метан вугільних покладів) і раціональних альтернатив нафті та природному газу (вітрова і сонячна енергії, синтетичні вуглеводні тощо); 6) поглиблення пере­робки нафти (маємо 54,3%, у США - 90% і Німеччині - 83%) та газо­конденсату; 7) використання інтелектуального і виробничого потенціалу України (в першу чергу пов'язаного із видобуванням нафти і газу) в ін­ших державах [86].

Оперативними шляхами збільшення сировинних ресурсів та поточ­ного рівня нафтогазозабезпечення слід вважати імпорт нафти та газу і певною мірою пов'язане з ним використання інтелектуального і вироб­ничого потенціалу та інтенсифікацію нафтогазовидобування на відкритих і розроблюваних родовищах. Разом з тим роботи на інших шляхах повинні не скорочуватись, а теж розширюватись з огляду на перспективу [86]. Тут достатньо хоч би наголосити, що імпорт нафти до цих пір пов'язаний виключно із одним джерелом - східними регіонами Російської Федерації (87,8% по переробці нафти). Такий стан свідчить про нездорову залеж­ність від одного партнера, посилення якої можна кваліфікувати як тен­денцію перетворення зв'язків на неоколоніальні.

Українська нафта може конкурувати на ринку з імпортною, а галузь матиме ресурси, якщо розкриємо нові можливості виробництва, нові способи і технології видобування власної нафти. З другої сторони, монополія забезпечує великі масштаби виробництва, що уможливлює знижувати витрати, в цілому економити ресурси, виділяти достатні кошти для успішного виконання наукових досліджень і перспективних науково-технічних розробок. Разом з тим, оскільки ринкова ціна визна­чає загальні обсяги видобутку нафти і стимулювання діяльності, то в галузі теж повинна ефективно працювати конкуренція, що зумовлює необхідність постійно вирішувати дилему: або прикласти великі наукові та виробничі зусилля і випередити тих, хто досягнув кращих успіхів, або частково, а відтак і повністю втратити свій прибуток. На жаль, у науково-технічні дослідження, які виконуються зусиллями українських науковців, у даний час вкладається мізерна кількість коштів як у нафтовій, так і в газовій галузі, причому в монополізованому порядку.

У розвинутих країнах світу приріст у паливно-енергетичному спожи­ванні часто забезпечується за рахунок економії, при цьому її треба

12

розуміти і як ресурсозбереження, точніше, ресурсоощадність, і як здій­снення структурних змін у споживанні нафти, газу та інших енергоносіїв (вугілля, сонячна і водна енергія тощо). Основним показником раціо­нальності використання енергоносіїв є енергомісткість валового націо­нального продукту, яка була в колишньому Союзі вищою, ніж у США, і у 2,5 рази вищою, ніж у країнах Західної Європи. Оскільки в Україні зосе­реджено високоенергомісткі виробництва (чорна металургія, хімічні ви­робництва, важке машинобудування), то для неї цей показник є ще вищим. Разом з тим значна економія спожитку нафти пов'язана із великою рекон­струкцією промисловості. Знизилась у нас і глибина переробки нафти з 65% (1970 р.) до 54,3% (1991 p.), коли в США глибина переробки - 90%, у Німеччині - 83%.

Перспективні ресурси нафти оцінюються в 125 млн. т. В аспекті видобування цих ресурсів для визначення їх структури щодо величини запасів родовищ ми застосували метод оцінки ресурсів з використанням статистичного розподілу за В.І.Шпільманом. Така оцінка основана на визначенні за вибірковою сукупністю об'єктів їх теоретичної, генеральної сукупності. Вибірковою сукупністю виступають відкриті родовища, а генеральною - всі родовища, запаси яких складають початкові сумарні ресурси. Зрозуміло, що така оцінка може здійснюватись тільки стосовно в певній мірі освоєного регіону і що чим більшим є об'єм вибірки, тим надійніше визначається генеральна сукупність. Однак при цьому повинна виконуватись умова рандомізації, тобто випадкового, нескерованого відбору. У даному випадку маємо нерандомізовану вибірку, оскільки відбувається невипадковий пошук найбільших родовищ із сукупності усіх родовищ. За такої ситуації найбільші можливості і надійність із різних статистичних розподілів дає розподіл Парето. Його застосування може бути зумовлене так званими властивостями фрактальності Землі і стра­тиграфічних горизонтів, що її складають. Фрактальність поверхні полягає в тому, що число фіксованих нерівностей зростає із зменшенням їх розмірів пропорційно до деякої постійної величини. Звідси випливає, що число пасток можливого накопичення вуглеводнів зростає при зменшенні їх розміру. Оскільки маємо наявний зв'язок між розмірами пасток і величиною запасів вуглеводнів у них, то це уможливлює виснувати, що розподіл покладів за розмірами наближено підлягає закону Парето. Було показано, що ймовірність відкриття в регіоні родовищ з певним об'ємом запасів є обернено пропорційною квадрату величини їх запасів. На основі цього було зроблено висновок про рівність суми запасів родовищ в інтервалах, якщо їх виділити пропорційно числу два. Таку оцінку нами виконано стосовно Передкарпаття і Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ) поки що без виділення за глибиною залягання чи іншими пара-

13

метрами [86]. Встановлено велику ймовірність відкриття значної кількості малих родовищ у цих регіонах, при цьому кращою є ситуація в ДДЗ. Зокрема, встановлено, що можна очікувати відкриття значної кількості (близько 20) середніх (3-10 млн.т.) і дуже великої кількості (близько 900) малих (менше 3 млн.т.) родовищ на Передкарпатті. У Східному регіоні ще не відкрито частину (8-9) великих родовищ, властивих цьому регіонові (запаси 10-30 млн.т.), а також великої кількості середніх (біля 100) і малих родовищ. Задачею на сьогодні є вироблення методології ефективного освоєння таких малорозмірних родовищ, хоч маємо приклади успішного функціонування окремих спільних і малих підприємств.

Розмаїття гірничо-геологічних умов, велика кількість родовищ (не виділяючи ще й покладів у межах родовищ) з малою кількістю ознак подібності зумовлюють необхідність розгляду кожного родовища зок­рема і звідси формулювання перспектив. Тому слід виділити наступні напрямки, а саме: а) по родовищах, які розробляються і через це в тій чи іншій мірі виснажені; б) по родовищах з малими запасами нафти, особливо територіально віддалених від виробничих баз; в) по новітніх технологіях.

Оскільки Україна власною нафтою не може забезпечити себе в пов­ній мірі ні сьогодні, і не зможе забезпечити в майбутньому, то наш обо­в'язок розподілити залишкові запаси нафти в надрах України на сьогодні і для майбутніх поколінь. Звідси необхідно:

а) створити геолого-промислову базу даних про всі відомі на сьогодні нафтогазові родовища і базу знань про найбільш перспективні технології видобування та інтенсифікації видобування нафти для кожного конкрет­ного родовища і кожного покладу України;

б) раціоналізувати режими роботи кожної зокрема свердловини і обсяги видобутку нафти із конкретних родовищ та покладів з позицій забезпечення найбільшої можливої повноти вилучення нафти з надр (звичайно, це буде зменшення поточних дебітів нафти; видобувати нафту для задоволення сьогоднішних максималістських потреб та амбіцій ми навчені, навіть з філософським підґрунтям Ф. Бекона (1561-1626 p.p.), волюнтаристсько-прагматична настанова якого „підкорення природи людскій волі та розумові" є результатом сьогоднішнього екологічного стану земної кулі), а звідси й те ж ув'язується проблема інтенсифікації видобування з інших свердловин з метою рівномірного вироблення усіх ділянок покладу (інакше буде завдано шкоди надрам);

в) у найближчому часі законодавчо затвердити квоту на макси­мальний дебіт нафти із кожної окремої свердловини, взявши для цього собі в приклад США, а не королівську Саудівську Аравію;

г) залучати зовнішні та внутрішні інвестиції в розвиток фундамен­тальних наукових досліджень з проблем видобування нафти із українських

14

родовищ та для геолого-геофізичного дослідження нафтогазових надр України (але не для видобування нафти іноземним інвестором з надр України і тим самим перетворення України в чийсь сировинний придаток);

ґ) розширити організаційно-політичну та підприємницьку роботу щодо забезпечення України нафтою і нафтопродуктами шляхом ввезення їх з інших країн (яскравим прикладом у цьому є Японія).

Оскільки видобуту нафту в надрах треба чимось замінити (водою, газом, повітрям, залишковою нафтою тощо, бо пустота існувати в природі не може), то на сьогоднішній день найбільш ефективною технологією вва­жається заводнення нафтових покладів, хоч відомі його негативні нас­лідки (забруднення довкілля, шкода надрам, техногенні землетруси, нап­риклад 1974 - 1976 p.p. у Долині). Разом з тим ефективність заводнення внаслідок неоднорідності, розчленованості і переривчастості, низької фільтраційної характеристики колекторів є невисокою. Так, максимальних відборів нафти з менілітових покладів на рівні 0,7-1,6 % досягнуто через 5-9 років розробки, а з еоценових - на рівні 2,3-3,5% через 4-5 років.

Широкомасштабне застосування систем підтримування пластової енергії шляхом заводнення дає змогу прирощувати об'єми видобутку нафти. Перетворення заводнення в основний метод діяння на нафтові поклади в комбінації з оптимальним розміщенням видобувних свердловин дає змогу підвищити кінцеве нафтовилучення на 15-20%, тобто приблизно подвоїти порівняно з нафтовилученням на природному режимі розробки. Разом з тим, слід відзначити, що на великій кількості об'єктів застосовані системи заводнення не можна розглядати як достатньо ефективні і з точки зору раціонального використання запасів, і досягання запроекто­ваного коефіцієнта нафтовилучення. Ні в кого на сьогодні не викликає сумнівів той факт, що повнота вилучення нафти із пластів залежить від розміщення та кількості свердловин у межах покладу і застосованої системи заводнення [50].

За таких умов необхідно розширити фундаментальні дослідження з витіснення нафти водою за різними схемами, вдосконалення технологій з позицій господарської ефективності, зменшення навантажень на надра та довкілля; розширити застосування заводнення на економічно обгрун­тованих об'єктах (особливо Дніпровсько-Донецької западини).

Одним із контрольних показників розробки є коефіцієнт компенсації відбору нагнітанням. Головний принцип тут поки що полягає в пе­ревищенні об'єму нагнітання над відбором рідини за пластових умов на 15-20% як би для створення запасу на випадок перетікання, відтікання води в законтурну область і т.д.

Аналіз, виконаний інститутами ВНИИнефть, Гипровостокнефть, показав, що на завершальній стадії розробки пластовий тиск слід підтри-

15

мувати значно нижчим початкового, щоб не виникала потреба в глушінні свердловин сольовими розчинами високої концентрації. Разом з тим, коли мало місце витіснення газованої нафти (суміші нафти з вільним газом) водою, зниження тиску в покладі нижче початкової величини забезпечує збільшення коефіцієнта вилучення, як довели науковці України. Понад міру перевищення пластового тиску призводить до погіршення показників розробки покладів (прискорюється процес обводнювання свердловин, зменшується прий-мальність нагнітальних свердловин, відбувається відтіснення нафти за контур нафтоносності, де пластовий тиск є нижчим).

Якщо в початковий період розробки родовищ, на яких у цей час основним є фонтанний спосіб експлуатації свердловин, можна якось виправдати підтримування пластового тиску на рівні початкового, та за умов росту обводненості продовжувати забезпечення роботи сверд­ловини фонтанним способом за рахунок підвищення пластового тиску, тобто збільшення об'ємів нагнітання, безумовно є недоцільним.

Більше того, за такого підходу має місце явне збіднювання запасів нафти, так як витіснення відбувається перш за все із найбільш продук­тивних покладів.

Звідси маємо, що в період фонтанного видобування нафти пластові тиски слід підтримувати на рівні початкового тиску, не допускаючи його перевищення в зоні відбирання. Для забезпечення видобування рідини із обводнених свердловин і можливості здійснення підземних та капітальних ремонтів без глушіння свердловин (за відсутності переливання рідини із свердловини) пластовий тиск достатньо підтримувати нижчим на 30-40% від початкового (на III і IV стадіях розробки, коли відібрано понад 60% запасів нафти).

Розробка родовища супроводжується і зміною напруженого стану порід в осадовому чохлі. У цьому аспекті „прославилося" каліфорнійське родовище Уілмінгтон, на якому незабаром після початку розробки по­верхня Землі над ним почала швидко опускатися. У центрі зони опус­кання зміщення сягнуло 9 м, що викликало в околиці катастрофічні руйнування будівель, злами мостів, пошкодження доріг і т. д. Щоб зупи­нити опускання, повернути (хоч частково) попередній рівень поверхні Землі, а заодно, щоб підвищити нафтовилучення та інтенсифікувати поточне видобування, було розпочато активне нагнітання води в пласт, а разом з тим також горизонтальне буріння з використанням геофізичних досліджень методом „ЗД". Оскільки густина нафти є меншою густини води, то може і звідси має бути виведена одна з умов обґрунтування середнього тиску заводнення.

Метод заводнення в більшості проектується з самого початку роз­робки, коли ще не відомі ні геологічна будова покладу, ні зв'язок його з -

16

водонапірною системою. Доцільніше було б спочатку здійснити трива­лішу, назвемо так, дослідну розробку окремих блоків, пластів, ділянок, не допускаючи випереджувального вироблення найпродуктивніших об'ємів, а відтак, у разі потреби, проектувати систему заводнення.

Тут проблема полягає як у підвищенні нафтовилучення, так і в інтен­сифікації поточного видобування нафти.

Виходячи з позицій гідрогазодинаміки процесу витіснення нафти во­дою чи газом і розподілу залишкової нафти в пласті, можна ствер­джувати, що неповне витіснення нафти зумовлене капілярними сила­ми, мікро- та макронеоднорідністю пластів, в'язкістю нафти. Напрям­ками ефективної дорозробки родовищ слід вважати зменшення чи усунення дії капілярних сил, збільшення співвідношення коефіцієнтів в'язкостей витіснювального агента і нафти, відносне вирівнювання про­никностей різних об'ємів (шарів, зон) пласта [100]. Реалізація цих напрям­ків можлива шляхом розширеного застосування заводнення, особливо „облагородженого" заводнення, впровадження фізико-хімічних методів видобування залишкової нафти із заводнених об'ємів і методів підви­щення нафтовилучення із родовищ, що розробляються на режимі висна­ження, методів скерування фільтраційних потоків у міжсвердловинних зонах покладів та ущільнення сітки свердловин (на такій стадії особливо забурюванням горизонтальних і похило-розгалужених стовбурів в існую­чих свердловинах). Два останні методи дорозробки уможливлюють за­безпечити дренування невироблених пропластків та „ціликів" залиш­кової нафти [86].

Основні нафтові родовища України розробляються методом завод­нення. Витіснення нафти із покладів в основному здійснюється водою або газом, причому заводнення має місце на 25 родовищах, а на всього 15 родовищах чи ділянках родовищ застосовується 8 методів діяння на поклади [86]. Внаслідок складної геологічної будови і великої проникнісної неоднорідності пластів мають місце передчасні прориви води до видо­бувних свердловин, що зумовлює зниження ефективності витіснення нафти водою. Для регулювання розробки родовищ в умовах проривання витіснювальних агентів і для обмеження припливу пластової води запро­поновано багато методів тампонування обводнених каналів та ізоляції во­ди. Але в більшості ці методи розроблено без урахування геометрії пус­тотного простору колектора, оскільки запропоновані рідинні тампонажні матеріали надходять у всі канали пропорційно їх проникностям [150]. Радикальною і перспективною в умовах проривання витіснювальних агентів у покладах з великою проникнісною неоднорідністю (тріщину­ватість колектора виступає граничною неоднорідністю) є розроблена нами технологія регулювання розробки нафтових родовищ системним

17

діянням регіонально на міжсвердловинні і локально на привибійні зони пласта, що базується на застосуванні суспензій - керованих дисперсних систем, розмір частинок дисперсної фази яких задається апріорі в залеж­ності від поперечних геометричних розмірів фільтраційних каналів (від порометричної характеристики колектора).

У науковому аспекті потребують модернізації стосовно конкретних умов і широкого впровадження перспективні методи створення пото-ковідхилювальних (потокоскеровувальних) бар'єрів у міжсвердловинних зонах пласта в комплексі з локальним діянням на привибійні зони (з позицій регулювання дорозробки покладу), збільшення чи форсування відборів із глибоких свердловин з низькими динамічними рівнями, опти-мізації просторової орієнтації стовбурів свердловин, ущільнення сітки свердловин як бурінням нових горизонтальних свердловин, так і забурю-ванням розгалужених похилих і горизонтальних стовбурів в існуючих малодебітних чи аварійних свердловинах [86].

Метод створення потоковідхилювальних бар 'єрів, на наш погляд, повинен базуватися на технології регулювання заводнення (чи фізико-хімічного діяння) та обмеження (ізоляції) відборів води при застосуванні керованих дисперсних систем (ізоляційних матеріалів) стосовно грану­лярних і тріщинувато-пористих колекторів, оскільки дисперсні матеріали на відміну від рідин (розчинів) можуть надходити тільки в канали з великим поперечним розміром, тобто в уже обводнені високопроникні канали. Дисперсні ізоляційні матеріали є ефективнішими також для вирівнювання профілів припливу і, особливо, нагнітання, так як в промис­лових умовах поглинання води можливе тільки системою тріщин приви-бійної зони. Технології створення потоковідхилювальних бар'єрів розроб­лено на основі пом'якшувача, полістиролу, полівінілового спирту тощо. Відбори із глибоких свердловин з низькими динамічними рівнями на сьогодні обмежуються, в основному, технологією їх експлуатації та технічними можливостями існуючого обладнання [86].

У результаті нагнітання водних розчинів поверхнево-активних речо­вин з метою підвищення повноти охоплення заводненням і збільшен­ня нафтовилучення із низькопроникних і неоднорідних колекторів за більш ніж 10 років додатково видобуто 190 тис. тонн нафти (Струтинське і Старосамбірське родовища); у результаті запомповування гарячої води -143,9 тис. тонн нафти (Луквинське родовище); у результаті перепускання газу з нижніх горизонтів і пізніше газоводяної репресії - 794 тис. тонн нафти (Битків-Бабченське родовище).

У США додатковий видобуток нафти за рахунок застосування нових методів підвищення нафтовилучення перевищує 10% загального ви­добутку з тенденцією до зростання. Найбільший приріст видобутку (64%)

18

припадає на змішуване витіснення шляхом запомповування вуглеводневих газів та С0₂ і на теплові методи.

Але в чистому виді усі методи підвищення нафтовилучення в 7-10 разів є дорожчими від заводнення, тому тут слід розробляти дешевші й ефективніші їх модифікації та встановлювати пільги на застосування цих методів (рентна плата тощо).

Доцільно також активізувати розпочаті раніше дослідження процесу витіснення нафти природним газом з наступним його вилученням із надр, азотом, а також поглибити фундаментальні гідрогазодинамічні дослід­ження процесів руху нафти в пористих і тріщинуватих гірських породах з метою збільшення повноти вилучення нафти і забезпечення оптимізаційного регулювання розробки родовищ [51].

Нагальною є потреба значно розширити наукові дослідження і масш­таби застосування нових технологій розробки родовищ з важко-видобувними запасами (низькопроникні колектори, в'язкі нафти, підгазові і водонафтові зони, санітарно-охоронні та курортні зони, виснажені родовища тощо).

Більша частина родовищ містить нев'язкі нафти (глибинна складка Бориславського, Долинське, Битків-Бабченське, Східницьке та інші); середні за в'язкістю вони у Бориславському піднасуві, олігоценовому покладі Струтинського, Орівській ділянці Орів-Уличнянського та Стрільбицькому родовищах; в'язкі - в Коханівському, Блажівському, еоценовому покладі Струтинського та приконтактних частинах Бориславського і Битків-Бабченського родовищ; на деяких (Східницьке, Бориславське) в'язкість зростає з глибиною. На Бориславському родовищі в поклад малов'язкої нафти запомповували пару, а із покладу Східницького родо­вища нафту витісняли високотемпературною облямівкою, за рахунок чого нафтовилучення збільшено на 7-22%. Враховуючи наявність високов'язких нафт у надрах України, необхідно активізувати наукові і промислові дослідження з питань застосування теплових (теплофізичних і термо­хімічних) методів з метою збільшення поточного видобутку та підви­щення нафтовилучення.

Велика частина запасів приурочена до низькопроникних колекторів, якими прийнято вважати колектори з проникністю до 0,05 мкм². Ця межа може змінюватися в дуже широкому інтервалі, вона відображає ряд фізичних і фізико-хімічних особливостей порід-колекторів, які істотно впливають на розробку. Так, теригенний колектор, складений, як правило, тонкодисперсним уламковим матеріалом, містить значну кількість гли­нистих матеріалів, карбонатів, характеризується малими розмірами пор (менше 5 мкм) і великою питомою поверхнею. У них істотну роль віді­грають капілярні ефекти, процеси взаємодії флюїдів з поверхнею міне-

19

ралів, механічна деформація скелета порід. У пластах таких порід вели­кими є товщини перехідної зони (до 80-120 м), що зумовлює двофазний рух, а після зниження тиску нижче тиску насичення нафти газом і три­фазний рух, нелінійні ефекти і значне зниження дебітів [186]. Одною з основних задач щодо низькопроникних колекторів є дослідження мож­ливостей покращення умов припливу нафти шляхом діяння різними аген­тами і реагентами на полімінеральні уламкові породи і їх полімінеральний цемент, а також обгрунтування вибору агента для витіснення нафти (прісна вода, пластова вода, газ, водогазова суміш).

Доцільним є видобування защемленого газу із заводнених зон пласта, вуглеводневого конденсату, який випав у пласті із газу при розробці газоконденсатних родовищ на виснаження (Битківське, Космацьке, Івани-ківське та інш.), газу і конденсату із зон пласта, не охоплених розробкою, газу, котрий залишився в родовищі після зниження пластового тиску до гранично допустимої значини [453].

Для розробки нафтових і газових родовищ шельфу Чорного і Азов­ського морів великою є потреба в інвестиціях. Ресурси нафти і газу на шельфі Чорного моря оцінюються майже в півтора мільярда тонн нафти і близько шість трильйонів кубометрів газу. Слід відзначити також, що надзвичайно висока рентна плата робить нерентабельною розробку ряду родовищ, а українське обладнання дає змогу видобувати нафту на глибині моря до 70 м, тоді як перспективні родовища знайдено і на глибинах від 350 до 700 м. У морських акваторіях Чорного і Азовського морів прогно­зується близько 30% нерозвіданих ресурсів вуглеводнів від неосвоєних ресурсів України [374].

На наш погляд, слід продовжити науково-дослідну роботу з класифікації малих родовищ в аспекті застосування на них найбільш раціональних методів підвищення нафтовилучення, тобто з класифікації родовищ за раціональними методами підвищення нафтовилучення, визначити серед них першочергові об'єкти з позицій приросту поточного видобутку, забез­печеності матеріалами (реагентами) і обладнанням [233]. Ефективним є залучення до розробки ресурсів вуглеводнів невеликих за запасами та малодебітних родовищ, які раніше не розроблялись з причини нерента­бельності, відсутності великих споживачів газу і значної відстані від діючих промислів (Русько-Комарівське, Грудівське, Тинівське, Шереметівське, Соколовецьке та ін.), а також родовищ важких, високов'язких нафт (Коха-нівське, Нікловицьке та інш.). Ще є значні резерви збільшення видобувних запасів і поточного видобутку нафти за рахунок освоєння невеликих родо­вищ з малими запасами (хоч значна частка їх територіально віддалена або розміщена в акваторіях), інтенсифікації відбирань, переведення у вищі категорії запасів у блоках, мало розвіданих горизонтах і т.д.

20

На сьогодні в Україні відкрито багато родовищ з малими запасами, частина з них територіально віддалена від існуючих виробничих баз. З цієї причини в консервації знаходиться 7 нафтових родовищ. Аналіз геолого-статистичними методами тенденції відкриття нових родовищ, виконаний нами, показав, що очікується і в майбутньому відкриття родовищ з малими запасами. Реалізація розробки таких родовищ тра­диційними методами неефективна через відсутність рішень щодо сітки свердловин, облаштування родовищ, збирання, підготовляння і транс­портування нафти, нафтового газу та пластової води, утилізації води і т. д. [187]. Тому необхідно розробити методологію, теоретичні основи і практичну методику ефективної розробки нафтових і газових родовищ з малими запасами, в т. ч. територіально віддалених від виробничих баз. Створення ефективної технології освоєння і розробки родовищ з малими запасами дасть змогу залучити до освоєння значну частину цих родовищ, які на сьогоднішній день вважаються важкодоступними і нерентабельними, збільшити поточний видобуток нафти, зменшити необхідні матеріальні, трудові і земельні ресурси, покращити екологічну чистоту нафтового виробництва, підвищити економічні прибутки наф­тової галузі.

Із можливих альтернатив нафтозабезпечення України найближчим часом може мати вирішення проблема активізації введення в розробку нових відкритих родовищ і нарощування нафтовидобутку на відкритих і розроблюваних родовищах. Але в переважній більшості нові родовища характеризуються „нетрадиційною нафтою", зокрема малими запасами і низькою продуктивністю. Родовища з малими запасами є супутниками основних родовищ (Танявське, Витвицьке) або територіально віддалені від виробничої бази (наприклад, Лопушнянське і ін.). Традиційний підхід до їх освоєння часто є малоефективним, а в більшості нерентабельним. Проблема полягає в розробці таких способів і технологій нафтовидобування, щоб експлуатація родовищ з малими запасами (малорозмірних родовищ [233]) була рентабельною.

Для обґрунтування такої технології необхідно дослідити складові встановлення собівартості видобутку нафти, оскільки занадто висока собівартість і є основною причиною нерентабельності освоєння родовищ. Величина експлуатаційних витрат визначається технічними і геолого-географічними чинниками розробки родовища. Зміну величини витрат можна забезпечити впливом на технологічні складові. Експлуатаційні витрати в залежності від особливості впливу на них технологічних чин­ників можна об'єднати в декілька груп:

1) витрати на обслуговування видобувних свердловин (зарплата, відрахування, витрати на поточний ремонт, цехові витрати), енергетичні

21

(пов'язані з експлуатацією свердловин механізованим способом) та загальнопромислові, які залежать від кількості видобувних свердловин;

2) витрати, які залежать від рівня поточного видобутку нафти (підго­товляння, перепомповування і зберігання нафти, деемульсація нафти);

3) витрати, які визначаються способом діяння на поклад і об'ємом за-помповуваного агента (підтримування пластового тиску і пластової тем­ператури) та кількістю нагнітальних свердловин (підтримування пласто­вого тиску);

4) амортизація свердловин та інших основних засобів. Ці групи витрат визначають напрямки розробок, а саме:

а) забезпечити задану держзамовленням величину поточного і нако­пиченого видобутку нафти меншою кількістю видобувних свердловин, проектуючи раціональне поєднання вертикальних і горизонтальних сверд­ловин;

б) оптимізувати процес розробки покладу та експлуатацію видобув­них свердловин з метою зменшення фонду нагнітальних та механізованих видобувних свердловин;

в) оптимізувати обсяги амортизаційних відчислень шляхом розробки і застосування сучасних ефективних рішень з питань технології і техніки експлуатації свердловин, транспортування, підготовляння нафти, діяння на нафтовий поклад, загальнопромислового облаштування родовищ.

А звідси актуальними у цьому аспекті є наступні напрямки:

а) дослідження нових способів і систем раціонального розміщення свердловин для пошуків, розвідки, освоєння, розробки і дорозробки наф­тових родовищ з малими запасами (геолого-промислове вивчення, мате­матичні моделі, результати);

б) оптимізація пластового і свердловинного процесів, що мають місце під час видобування нафти, з позицій раціонального використання і попов­нення пластової енергії, створення нових, ефективніших технологічних процесів нафтовидобування, які враховували б специфіку малих родовищ;

в) створення методологій прийняття техніко-економічних рішень з пи­тань промислового облаштування і транспортування нафти за умови те­риторіальної віддаленості родовищ з малими запасами від існуючої бази.

На сьогоднішній день одним із найбільш раціональних напрямків підвищення ефективності вироблення важковидобувних запасів нафти у світі є застосування систем розробки з горизонтальними (ГС) і розгалужено-горизонталъними (РГС) свердловинами [100]. Ліде­рами є США (70% ГС світу) і Канада (25%). У США близько 90% усіх ГС пробурено в карбонатних колекторах для перетину природних тріщин і підвищення продуктивності свердловин. У Канаді близько 45% ГС пробурено на родовищах високов'язкої нафти з високопроникними тери-

22

генними колекторами, близько 40% ГС пробурено в тріщинуватих карбо­натних колекторах з легкою нафтою для мінімізації конусоутворення, а решта - для розробки низькопроникних і тонких пластів.

Буріння на родовищах одиничних і розгалужених горизонтальних свердловин, нових горизонтальних стовбурів як у нових, так і в старих свердловинах є важливим напрямком у підвищенні нафтовилучення поряд із заводненням. У світі вже пробурено ряд горизонтальних стовбурів довжиною близько 8000-9000 м. [367]. Вагомих наукових (гідрогазомеханіка припливу до ГС, доцільні умови їх застосування) і виробничих здобутків (реалізація проектів горизонтального буріння) Україна вже досягнула в цьому плані, але роботи слід активно продовжувати.

Реалізованих систем розробки із застосуванням у поєднані з завод­ненням тільки горизонтальних свердловин поки немає, тобто ГС засто­совуються разом з вертикальними (ВС). Для розробки тріщинуватих пластів на природному режимі виснаження ГС необхідно розміщувати перпендикулярно до тріщин, а на водонапірному - паралельно, що забез­печує більший дебіт (у 4 рази) і меншу обводненість (у 2 рази). Від­значимо, що в умовах витіснення нафти водою США застосовують тільки 9% пробурених горизонтальних свердловин, а Канада - 5%. Біль­шість ГС за кордоном мають довжини 500-1000 м, пробурені в пластах товщиною 5-20 м. Істотним обмеженням застосування є мала верти­кальна проникність. Це компенсується довжиною горизонтального стов­бура. Відношення продуктивностей ГС і ВС становить у США - 3,2, в Канаді - 4,1, накопиченого відбору - 2-5, підвищення кінцевого нафто­вилучення на 10-20%, а приріст видобувних запасів на 8-10%. Показник прибутку - відношення відносної продуктивності по ГС і ВС до відповід­них відносних витрат - становить 1,6-1,9 [44,46,133].

Особливо актуальною є проблема створення наукових основ і техно­логії розробки та експлуатації нафтових і газових родовищ горизон­тальними і розгалужено-горизонтальними свердловинами, як це робиться у світі, де рекордна довжина горизонтальної ділянки уже на рівні 11 тис. м. Горизонтальні ділянки стовбурів свердловин дають змогу з великою ймовірністю охопити „цілики" застійної та залишкової нафти як по площі, так і в тектонічно-ізольованих пластах-блоках, розкрити високопроникні фільтраційні канали, що забезпечує підвищення коефіцієнта нафтовилу­чення та збільшення поточного видобутку нафти. Для цього можна пробурити нові горизонтальні свердловини, забурити похилі, горизонтальні чи розгалужено-горизонтальні стовбури в ліквідованих, малодебітних чи аварійних вертикальних свердловинах, яких на сьогодні є багато на кожному родовищі, або створити додаткові розгалужено-горизонтальні стовбури в існуючих свердловинах [86]. Потребує вдосконалення кон-

23

струкція стовбурів розгалужених свердловин (існуючі конструкції на Долинському і Бориславському родовищах виявилися невдалими).

Ми усвідомлюємо низку проблем горизонтального буріння, але є підстави без зволікань переходити від дослідних робіт до ширшого освоєння і впровадження горизонтального буріння.

Потребують розширеного виконання дослідні роботи з питань розроб­ки родовищ горизонтальними свердловинами, у т.ч. разом із вертикаль­ними, та експлуатації горизонтальних свердловин (способи експлуатації, дослідження, підземний і капітальний ремонт, діяння на привибійну зону пласта).

Аналіз розробки 60 об'єктів західного регіону показав, що традицій­ними технологіями з надр буде вилучено лише 17,5 % балансових запасів нафти. Для досягнення проектного нафтовилучення (23,1%) необхідно додатково пробурити понад 700 ущільнювальних вертикальних видобув­них свердловин. Але, як відомо, одна горизонтальна свердловина може замінити сьогодні 3-5 вертикальних свердловин. Звідси необхідно значно розширити фундаментальні наукові та промислові роботи з застосування „горизонтальних" свердловин з метою вилучення нафти із нових та енергетично виснажених родовищ, у т. ч. і для розробки газових родовищ та на підземних газосховищах, посилаючись на світову тенденцію в цій проблемі (комплексні дослідження в галузях геології, геофізики, петро-фізики, фізики пласта, буріння, підземної гідрогазомеханіки, розробки родовищ, експлуатації та ремонту свердловин) [133].

Ущільненням сітки свердловин на нафтових родовищах, які знахо­дяться в завершальній стадії розробки, і додаткове розбурювання сверд­ловинами окремих ділянок, які з причини низької продуктивності активно не розроблялись (Долинське, Північно-Долинське, Битківське, Струтинське та ін.) вдається досягнути підвищення нафтовилучення і збіль­шення поточного відбору нафти із пласта, що особливо ефективним є в умовах низькопроникних і неоднорідних колекторів [86].

У даний час розроблено (також і науковцями України) дуже багато технологій регулювання розробки нафтових родовищ локальним діянням на привибійну зону пласта (ізоляція припливу води, інтенсифікація дебітів чи приймальностей) і, в меншій мірі, діянням на міжсвердловинні зони (за винятком достатньо обгрунтованих класичних методів підви­щення нафтовилучення). Аналіз зафіксованих промислових даних показує, що роботи за конкретною технологією в більшості виконуються всього на кількох свердловинах, хоч і ефективні, а відтак застосовується якась нова технологія. Назріла потреба створити базу знань щодо технологій і завершити до практичної методики розробку ідеології адресного (чи іншими словами системного) підбору технологій з урахуванням усіх

24

геологічних і технологічних особливостей об'єктів застосування. Це дасть змогу приймати мотивовані рішення щодо застосування технологій на конкретних об'єктах на підставі інформації про технології, об'єкти, а також на знаннях експертів щодо геолого-промислових умов їх застосовуваності, тобто на основі комп'ютерних банку даних і банку знань. При цьому слід розробити методику багатокритеріальної оцінки пріоритет­ності технологій і їх суб'єктивного вибору користувачем (доступність засобів, простота технічної реалізації, екологічна надійність і т.д.), у т. ч. на основі застосування новітніх інформаційних технологій підтримування прийняття рішень фахівцем.

Також доцільно завершити методику вибору технології інтенсифікації дебіту нафти до конкретної свердловини, тобто за принципом: причина -метод. Варто здійснити дослідження за фактичними даними щодо кон­кретної ефективності впроваджуваних раніше та сьогодні методів на свердловинах по окремих регіонах і в цілому, а не розробляти способи, технології, пристрої, робочі агенти, які самі по собі є новими і екзотич­нішими, тобто щось змінено, введено, але не звертається увага чи одно­часно вони є й ефективнішими порівняно з існуючими, тобто з базовими об'єктами, а не просто ефективними. Нам потрібно мати прості і еколо­гічно безпечні технології.

В експлуатації знаходиться понад 2300 нафтових, 1750 газових і 300 нагнітальних свердловин, які за своєю вартістю складають біля 30% загальної вартості основних виробничих фондів нафто- і газовидобувного виробництва. У ході розробки родовищ фонд свердловин „старіє", зростає обводненість видобуваної продукції. На родовищах, які знаходяться на піз­ніх стадіях розробки, до 90-95% нафти і газу видобувається із старих свердловин, що зумовлює частий вихід свердловин із експлуатації, зростан­ня кількості поточних і капітальних ремонтів. Якщо витрати на капітальний ремонт свердловин через 5 років з моменту введення їх у роботу взяти за базу (за 100%о), то через 20 років - витрати зростають у 10-15 раз [100].

Більшість свердловин на родовищах, як показує аналіз, працює недо­статньо ефективно. Це зумовлено великим фільтраційним опором при-вибійної зони, низькими динамічними рівнями, недостатньо обґрун­тованими нормами відборів. Доцільно виконати роботи зі створення методики встановлення нормативних (раціональних, оптимальних) від­борів рідини із свердловин, із створення технології експлуатації сверд­ловин з низькими динамічними рівнями. Також доцільно створити мето­дику вибору конкретної технології інтенсифікації дебіту нафти до кон­кретної свердловини з урахуванням усіх чинників. Необхідно розробляти нові і впроваджувати ефективні методи підвищення продуктивності нафтових і газових свердловин та боротьби з ускладненнями в їх роботі

25

(обводнення, гідрато- і пробкоутворення, соле- і парафіновідкладання, корозія обладнання та ін.) [453].

При цьому питання інтенсифікації видобування нафти і газу із окремих свердловин повинно розглядатися з точки зору кінцевого результату, тобто забезпечення якомога найвищого кінцевого коефіцієнта нафтовилучення і газоконденсатовилучення також. А це вже проблема регу­лювання розробки родовищ, що показано нами ще в 70-х роках минулого століття в методичних вказівках з дипломного проектування для студентів-нафтовиків.

На часі є державна потреба активізувати фундаментальні та прикладні дослідження з проблеми раціональної технології експлуа­таціїнафтових свердловин, у т. ч. підвищення їх поточної продуктивності по нафті і тільки з обов'язковим урахуванням можливого кінцевого нафтовилучення із покладів, з усіх їх частин зокрема, а також з метою створення нових способів експлуатації та модернізації існуючих в аспекті зниження собівартості видобутку нафти. Необхідно також завершити інвентаризацію фонду свердловин та експлуатаційних об'єктів, зокрема з метою впровадження технології видобування нафти і газу багатовибійними свердловинами; активніше продовжувати дослідження з питань скерованого забурювання нових додаткових стовбурів в існуючих сверд­ловинах, гідродинамічного охоплення цими стовбурами залишкових запа­сів нафти та технології вилучення її із надр.

Світовий досвід здійснення гідророзривів пласта (ГРП) засвідчує, що цей метод успішно застосовується як для збільшення поточного видо­бутку, так і підвищення нафтовилучення. Більше того, це практично єдиний метод залучення до вироблення низькопроникних колекторів. За результатами досліджень свердловин коефіцієнт продуктивності після ГРП зростає від 2 до 10 і більше разів. Надіємось, що закуплена техніка і надалі буде якнайінтенсивніше використовуватися.

Особливо важливими є питання розкриття продуктивних пластів і глу­шіння видобувних свердловин для їх ремонту. За фактичними даними на родовищах Західного Сибіру внаслідок якісного розкриття продуктивних пластів під час буріння (на розчинах, які містять твердої фази до 3%, а не як звичайно 27-30%, в умовах, близьких до рівноважних) і наступної пер­форації за депресії тиску дебіт нових свердловин збільшився в 1,5-2 рази. Це відбулося за рахунок зменшення скін-ефекту до 2,9-5,7 проти 13,8-17,2 у свердловинах, в яких продуктивні пласти розкривалися за звичайними традиційними технологіями. Коефіцієнт охоплення пласта в нових сверд­ловинах становить близько 96%, а у свердловинах з традиційними тех­нологіями - 65%. Збільшення його на 31% призводить до зростання коефіцієнта нафтовилучення на 12-15%. А це вже піднімає проблему

26

інтенсифікації нафтогазовидобування із свердловин на рівень регулювання розробки родовищ в аспекті вирівнювання природної неоднорідності колектора, а не виправлення недоліків у підготовці свердловин до екс­плуатації внаслідок допущеного погіршення фільтраційної здатності привибійної зони і низького дебіту.

Потребує дослідження оцінка поточної ефективності систем розробки родовищ, яка передбачає позначення якості, цінності, вартості системи розробки на основі якоїсь міри, мірила - критерію. Міра може бути або якісною (типу високий - низький, довгий - короткий, ефективний - неефективний), або кількісною (типу відношення величин), але разом з тим в обох випадках щось повинно бути взятим за точку (межу) відліку. Наприклад, можна порівнювати, зіставляти з планом, проектом розробки, з показниками попередніх періодів, з аналогічними показниками інших об'єктів (родовищ, підприємств), із зарубіжними даними. Але для зістав­лення повинна бути забезпечена порівнюваність показників (однакові умови розробки, єдина кількісна оцінка, однакові періоди роботи, єдина якісна характеристика і т. д.). Критерієм економічної ефективності систе­ми розробки конкретного родовища нафти або газу слід прийняти при­буток і похідні від нього критерії. Проектні криві ефекту (зміни народно­господарського ефекту в процесі розробки покладів) залежно від коефі­цієнта нафто- чи газовилучення дають більш повну техніко-економічну характеристику будь-якого варіанта розробки покладу порівняно з такими широко застосовуваними економічними показниками, як собівартість ви­добутої нафти (газу), питомі капітальні вкладення, зведені витрати і т. д. Без сумніву, реалізований процес розробки родовища можна розглядати як один із проектних варіантів розробки (розрахований чи не розра­хований), а тому фактична крива економічного ефекту матиме характер проектної кривої. Кількісні відмінності між проектними і фактичними залежностями зумовлені тим, що для побудови перших використовують не фактичні, а нормативні дані. Відповідно фактична економічна ефектив­ність системи розробки родовища змінюється за таким же характером з роками, а, значить, з величиною коефіцієнта нафто- і газовилучення. Вона змінюється в залежності від річного видобутку нафти (чи газу), собівар­тості видобутку нафти (газу) і величини капітальних вкладень.

Дисконтований чистий народногосподарський ефект (накопичений при­буток) від розробки родовища (з урахуванням капітальних вкладень, поточ­них експлуатаційних витрат і фактора часу) характеризує фактичну поточну (на певний момент часу) ефективність процесу розробки родовища, а оскільки система розробки є формою організації процесу розробки, то він характеризує також і поточну ефективність системи розробки як здатність забезпечити деякий результат, але не в розумінні найкращий результат.

27

Критерій має два аспекти. По-перше, реалізований процес розробки родовища із заданою системою (як формою його реалізації), є одним із проектних варіантів (розрахованих чи не розрахованих), а якщо задана система розробки обґрунтовувалася техніко-економічно (за відомими технологічними показниками, що її характеризують, з розглядом не менше трьох варіантів розробки по кожному показнику), то цю систему розробки слід розглядати як найкращу (чи іншими словами, як опти­мальну) серед інших можливих систем розробки конкретного родовища. Звідси для техніко-економічно обгрунтованої (але не просто заданої на основі інтуіції проектанта) системи розробки поточна її ефективність полягає у повноті співпадання фактичних і проектних показників розробки. Отже, оцінка поточної ефективності такої системи розробки повинна зводитися до зіставлення основних проектних і фактичних показників розробки пласта і родовища в цілому, як це передбачає галузевий доку­мент на проектування, а також до зіставлення фактичних показників із результатами попередніх аналізів розробки, як це додатково передбачає інший галузевий документ, за похідним критерієм повноти співпадання цих показників з використанням відомих рекомендацій щодо цього. Якщо система розробки як така не обґрунтовувалася техніко-економічно, то здійснювати таке зіставлення немає сенсу.

По-друге, фактичний статистичний матеріал по економічних показ­никах (собівартість видобутку нафти чи газу, капітальні вкладення і т. д.) на практиці, зазвичай, формують (складають за затвердженими фор­мами) в цілому по підприємству (НГВУ, ГПУ), яке входить у структуру НАК і розробляє низку родовищ, без виділення окремих покладів чи родовищ, а саме вони є предметом досліджень щодо ефективності засто­сованої системи розробки (на відміну від ряду фірм, які мають ліцензії на розробку одного родовища). Отже, в даний час можемо розрахувати тільки поточний прибуток нафто- чи газовидобувного підприємства в цілому, а звідси можемо говорити про ефективність видобування вугле­воднів (нафти, газу, газоконденсату) даним підприємством, про рента­бельність (прибутковість) підприємства, про поточну ефективність засто­сованої сукупності систем розробки усіх родовищ на даному підприємстві, за похідним критерієм поточного прибутку, що, в першому наближенні (без відрахувань), є різницею між виручкою від реалізації продукції і собівартістю реалізованої продукції (нафти, газу і газоконденсату). Якщо ціни на нафту і газ вважати незмінними, чи точніше, незалежними від виробника, то для підвищення прибутку і, відповідно, поточної ефек­тивності застосованої сукупності систем розробки усіх родовищ на да­ному підприємстві необхідно збільшити накопичені (за рік) видобутки нафти і газу та зменшити собівартість.

28

Оскільки в даний час через відсутність диференціації економічних даних по окремих родовищах (чи покладах) щодо капітальних вкладень і поточних витрат немає змоги розрахувати накопичений прибуток чи хоч-би поточний прибуток по окремо взятому родовищу (покладу) та оцінити поточну ефективність системи розробки конкретного родовища, то формулюємо звідси надзвичайно актуальну і важливу, на наш погляд, економічно-організаційну проблему - здійснення обліку капітальних вкладень і поточних експлуатаційних витрат у розрізі окремих родовищ і покладів. її просте вирішення з використанням комп'ютерних програм обліку витрат дасть змогу у майбутньому виявляти економічну доціль­ність припинення розробки кожного окремо взятого родовища чи покладу (виведення із розробки),, виділивши його із сукупності усіх родовищ, які розробляються підприємством, за економічними показниками, а не тільки за валовим видобутком нафти чи газу, що особливо актуалізується тепер, коли ряд родовищ України ввійшли в останню фазу завершальної стадії розробки.

Тобто, оцінка поточної ефективності системи розробки конкретного родовища повинна зводитися до зіставлення основних проектних і фак­тичних показників розробки за критерієм повноти співпадання цих показ­ників, якщо проектна система розробки обґрунтовувалася техніко-еконо­мічно за чотирма технологічними показниками, які її характеризують, з розглядом не менше трьох варіантів розробки по кожному показнику. У протилежному випадку через відсутність диференціації економічних даних по окремих родовищах (покладах) щодо капітальних вкладень поточних витрат немає змоги оцінити поточну економічну ефективність. Звідси актуальною є сформульована економіко-організаційна проблема-здійснення обліку капітальних вкладень і поточних експлуатаційних витрат у розрізі окремих родовищ і покладів, вирішення якої забезпечить змогу встановлювати поточну ефективність розробки і економічну до­цільність припинення розробки (виведення із розробки) кожного окремо взятого родовища (покладу), виділивши його із сукупності всіх родовищ, які розробляються підприємством (НГВУ, ГПУ), за економічними пара­метрами, а не тільки за валовим видобутком нафти або газу.

Безумовно, за наявності сировинної бази це дасть змогу ефективно розвивати нафтогазовидобування в Україні.

Україна володіє знаними і конкурентно здатним виробничим, нау­ковим і, особливо, інтелектуальним потенціалом, зокрема, в нафтогазовидобуванні, що уможливлює конкурсно вибороти проекти на вико­нання робіт в інших державах (СНД, Африка, Америка, Близький і Дале­кий Схід, Європа, Прибалтика) чи брати участь у проектах інофірм, орієнтуюючись також на українську діаспору, успішно здійснювати підго-

29

товку фахівців для зарубіжних країн чи посилати своїх спеціалістів для виконання навчальних та наукових робіт в інші держави і т. ін. [86].

Щодо виховання еліти нафтогазової науки і виробництва теж є ряд проблем. На наш погляд, слід зберегти надбану фундаментальність нашої освіти, оскільки тільки це дає нам змогу втримуватись сьогодні на світовому рівні з технологій нафтогазовидобування. Технічні засоби швидко розвиваються, а розуміючи фізичну суть, наш спеціаліст-інженер їх легко опановує. Проблемою для викладачів і студентів є ознайомлення з найновішими технологіями й усталюванням, хоч окремі керівники наф­тогазової галузі володіють такою інформацією, проспектами і каталогами. Разом з тим варто перейняти краще із зарубіжної практики й методики високої освіти (фахова спеціалізація, комп'ютеризація, володіння багатьма мовами, менеджмент). Існує думка, що людина найкраще засвоює набуті людством знання рідною мовою (пам'ятаймо: „Якби ви вчились так, як треба, то й мудрость би була своя", Т. Шевченко). То ж загальнодержав­ної і галузевої ваги є проблема підготовки підручників і монографій дер­жавною мовою, розробка питань перекладу, творення і дефініції термінів. Відсутня в нас цілеспрямована підготовка спеціалістів вищої і найвищої кваліфікацій - магістрів, кандидатів і докторів наук - з окремих напрямків (підготовка видобуваної нафти, експлуатація горизонтальних свердловин, ремонт свердловин і т. д.), не з кожного вузького напрямку нафтогазової науки ми маємо спеціалістів найвищої кваліфікації - докторів наук.

В організаційному аспекті на часі є формування та створення екс­пертно-контрольних комісій та робочих груп з розробки конкретних родовищ по окремих районах (Охтирському, Долинському тощо) [86]. Завдання робочих груп розкрити резерви збільшення поточного видобут­ку нафти. В ці групи доцільно залучити фахівця конкретного підприємства з розробки родовищ, автора проекту розробки, науковців з геології, гео­фізики, розробки, експлуатації, економіки.

Розуміння і розширення досліджень у названих напрямках та орга­нізаційна робота безумовно дадуть змогу ефективно розвивати нафто­газовидобування в Україні, не тільки втриматись галузі на світовому ринку, але й в окремих областях бути лідером. Тоді не втратимо свого високого виробничого, наукового й інтелектуального потенціалу, а ще й виховаємо гідну галузеву і національну еліту.

Таким чином, можемо виснувати, що реалізація і вирішення комплексу проблеми інтенсифікації нафтогазовидобування та взаємопов'язаної з нею проблеми регулювання розробки родовищ на основі нового підходу до їх спільного розгляду забезпечить як збільшення поточного нафтогазови-добутку в Україні, так і підвищення кінцевого вилучення невідновлю­ваного скарбу із наших надр.

30

Дана монографія присвячена висвітленню сучасного стану вирі­шення одної із названих вище проблем у газо- і нафтовидобуванні -проблеми обводнення видобувних свердловин.

Монографія складається із трьох томів (глави 1-4,5-6 і 7-9 відповідно).

У першій главі формулюється власне проблема обводнення нафто­вих і газових свердловин та характеризуються напрямки її вирішення. Для розуміння її розглянуто класифікації природних підземних вод за умовами залягання і за сольовим складом та гідродинамічну і газогідрохімічну зональність їх, джерела, причини і шляхи обводнювання свердловин, а також геологічні і технологічні фактори, які визначають причини і харак­тер обводнювання свердловин. Виділено закономірне, передчасне і ава­рійне обводнення свердловин.

Заводнення в даний час є основним методом розробки нафтових родовищ і таким залишиться в майбутньому, але під час розробки родо­вищ першочергове, випереджувальне витіснення відбувається з високо-проникного середовища (високопроникних шарів і тріщин). Обводненість продукції на перших стадіях розробки часто зумовлена передчасними некерованими проривами води у видобувні свердловини. Зменшуються охоплення пласта витісненням і нафтовилучення, знижується ефектив­ність роботи видобувних і нагнітальних свердловин, зростають витрати на непродуктивну циркуляцію води в пласті і промислових спорудах.

Обводнення свердловин може відбуватися і через низьку якість сверд­ловин як споруд.

На основі класифікації причин обводнення свердловин виділено мето­ди їх встановлення. Розглянуто методи регулювання розробки родовищ і боротьби з обводненням свердловин.

Теоретичні й експериментальні дослідження і практика розробки родовищ переконують у низькій ефективності процесів видобування нафти і газу при режимах витіснення в ускладнених умовах, пов'язаних з тріщинною і шаровою неоднорідністю продуктивних пластів. Теригенні пласти взагалі мають шарову будову. У продуктивному розрізі спосте­рігаються шари товщиною від часток метра до декількох метрів, а в середині них - прошарки від часток сантиметра до декількох санти­метрів. Тріщинуватість у тій чи іншій мірі притаманна всім гірським породам (за винятком сипких). їй властива анізотропія. Пустотний простір усіх колекторів представлено порами, тріщинами і кавернами з різним поєднанням між собою. Розміри пор і розкриття тріщин підлягають статистичним розподілам. Розкриття тріщин можуть на один-два і більше порядків перевищувати поперечні розміри пор. Тріщинуватість виступає як гранична неоднорідність пустотного простору, як гранична проникнісна неоднорідність, причому тонкошарові пропластки є більш тріщинуватими.

31

При заводненні нафтових покладів, яким притаманна природна чи штучна тріщинуватість у привибійній зоні, а також покладів з тріщи­нувато-пористими колекторами неодмінно мають місце передчасні про­риви води по окремих напрямках і обводнення свердловин. Охоплення пласта є низьким при невиправдано великій витраті дорогих агентів витіснення. При будівництві свердловин та виконанні робіт у них спосте­рігається кольматація мінеральними та вуглеводними речовинами. Спро­би тампонувати такі тріщини рідинними матеріалами (геле-, осадо-, і емульсієутворювальними речовинами), як у глибині пласта, так і у приви­бійній зоні не дають бажаних результатів.

Тріщинуватість виявляє позитивний і негативний вплив на процеси нафтовилучення. Негативну роль високопродуктивних тріщин виявлено під час застосування методів підвищення нафтовилучення, що зумовлено прориваннями дорогих витіснювальних агентів, у ході розробки нафтових родовищ тепловими методами, у ході розробки газових і газоконден­сатних родовищ в умовах пружноводонапірного режиму. Кінцевий коефі­цієнт нафтовилучення з тріщинувато-кавернозно-пористих і тріщинувато-кавернозних пластів на 25-30% є меншим, ніж з аналогічних родовищ з пористими колекторами.

Фізичні основи процесу видобування нафти і газу, теорію заводнення тріщинувато-пористих пластів достатньо розроблено для випадку відсут­ності проникності матриць і однакової значини розкриття (проникності) тріщин, для моделі подвійного середовища, а в меншій мірі - з ураху­ванням випадку різного розкриття тріщин (безводний нафтовидобуток з тріщинувато-пористого середовища помітно є нижчим). Повніша модель тріщинувато-пористого середовища повинна враховувати хоч би на­явність тільки мікро- та макротріщин („потрійне" середовище). Наявність одиничних тріщин великої провідності й протяжності (до половини відстані між нагнітальними та видобувними свердловинами), що орієнтовані вздовж головної лінії потоку, погіршує показники заводнення, скорочуючи період безводної експлуатації і охоплення, особливо до моменту прори­вання води. Швидкість руху індикатора в сотні разів є більшою, ніж початкова швидкість проривання води. Індикатор фіксується в кожній із навколишніх свердловин неоднократно (періодично), що пояснюється різнотріщинуватістю породи. Проблема в розробці нафтових родовищ з тріщинуватими пластами при режимах витіснення нафти водою чи ін­шими агентами полягає в керуванні процесами видобування нафти, яке повинно забезпечувати зменшення чи усунення негативного впливу високопровідних тріщин.

Перспективним напрямком зменшення об'ємів супутно видобутої води і підвищення ефективності розробки тріщинувато-пористих пластів

32

є висвітлена в даній роботі технологія, яка основана на ідеї вирівнювання проникнісної неоднорідності колектора і яка дає змогу повністю або частково виключити високопровідні тріщини з процесу фільтрації. Аналіз і осмислення робіт в областях ізоляції припливу пластових вод, регулю­вання профілю приймальності, селективного діяння на привибійну зону, боротьби з поглинанням під час буріння свердловин, підтримування пластового тиску запомповуванням вод, які містять механічні домішки, і вирівнювання швидкостей переміщення водонафтового контакту дали нам змогу сформулювати робочу гіпотезу інтенсифікації процесів нафто-газовидобування з неоднорідних пластів шляхом застосування вільно-дисперсних систем.

Розглянуто класифікації ремонтно-ізоляційних робіт (PIP) за призна­ченням, за вимогами раціонального природокористування, селективні і неселективні методи ремонтно-ізоляційних робіт, а також засади вибору технології PIP і тампонажних (ізоляційних) матеріалів.

У другій главі розглядається характеристика ізоляційних (тампо­нажних) матеріалів (реагентів), які набули найбільшого використання, а також матеріалів, котрі, на думку авторів даної роботи, можуть бути основою для створення досконаліших композицій з метою отримання ізолювального (тампонувального) матеріалу, що закупорює пористе середовище, тріщини, канали припливу води і т. д. Подано класифікації тампонажних матеріалів за ступенем їх дисперсності, за механізмом закупорювальної дії, за взаємодією з пластовими флюїдами, за фізико-хімічним складом, за функціональними можливостями.

Виділено і детально описано неорганічні твердіючі тампонажні це­менти і розчини, твердіючі в'яжучі тампонажні матеріали на основі органічних речовин, гелеутворювальні тампонажні суміші, суспензійні наповнювачі. Розглянуто фізико-хімічні властивості, у т. ч. і закупо­рювальну здатність кожного матеріалу, умови приготування і викори­стання, регулювання властивостей, вимоги до ізоляційних матеріалів і їх розчинів (суспензій), тампонажні цементи із сировинних ресурсів України.

У третій главі висвітлено різні способи виконання водоізоляційних робіт у свердловинах з відключення окремих пластів, усунення негерметичності цементного кільця за експлуатаційною колоною та ізоляції підо­шовної води, відключення окремих обводнених інтервалів пористого пласта (з виділенням селективних методів ізоляції), нарощування цемент­ного кільця за обсадною колоною труб, а також практичні розрахунки цементування свердловин. Стосовно кожного виду робіт подано у табли­цях рекомендований вибір технологій (способів) ремонтно-ізоляційних робіт і тампонажних матеріалів у залежності від варіантів сукупностей різних геолого-технічних умов у свердловинах. Описано із конкретними

33

прикладами методи виявлення і дослідження джерел і каналів обводнення свердловин.

Традиційним напрямком боротьби з обводненням свердловин є засто­сування цементних розчинів [Єгер, 2000]. Обмеження припливу води за часткового обводнення пласта по товщині застосуванням цементних роз­чинів внаслідок короткотривалості ефекту недоцільне. Тампонажні суміші на основі в'яжучих матеріалів (цемент, гіпс, глина) не дають бажаного ефекту у зв'язку з наявністю в них дисперсної фази і, як наслідок, неспро­можністю заповнювати дрібні пори та мікротріщини в обводнених про­шарках [234]. Створення водоізоляційних екранів в обводненій частині нижнього пласта тампонажними матеріалами, що фільтруються в пори, з наступним цементуванням є успішним і ефективнішим, ніж без наступ­ного цементування. Ефективнішими (без цементування) матеріалами є такі, які глибше проникають у пласт (наприклад, нафтосірчанокислотка суміш, гіпан, поліакриламід).

Найефективнішими із робіт з повного відключення обводненого пласта є роботи з відключення нижнього пласта, особливо створення водоізоляційних екранів з наступним цементуванням. Результативними є технології з застосуванням гіпану (пласти з високомінералізованою во­дою) або нафтосірчанокислотної суміші чи смоли ТСД-9 (пласти із слабкомінералізованою водою).

Проблемою залишається відключення середніх і верхніх обводнених пластів внаслідок відсутності селективних ізоляційних матеріалів, які давали б змогу створювати екрани в пласті, які тривалий час протидіяли б високому напору води. Тут, поки що, ефективнішими є технічні пристрої (летючки, розбурювані пакери, перекривачі).

Четверта глава - це опис ремонтно-лагодильних робіт з лагодження дефектів експлуатаційної колони і усунення негерметичності обсадних труб. Розглянуто причини утворення і методи виявлення дефектів, визна­чення затрубних перетікань флюїдів та негерметичності обсадної колони, гідродинамічні і промислово-геофізичні дослідження свердловин та об­стеження стовбурів, способи і технології лагодження дефектів і усунення негерметичності обсадної колони.

П'ята глава присвячена розробці наукових основ управління між-свердловинними потоками флюїдів і способів створення міжсвердловинних потоковідхилювальних бар'єрів.

У даній главі реалізовано сформульований вище напрям підвищення нафтогазовилучення вирівнюванням проникнісної неоднорідності тріщин-ного колектора шляхом використання вільнодисперсних систем.

Вільнодисперсна система містить у собі середовище і дисперговану в ній фазу. Дисперсна система може характеризуватися реологічними

34

властивостями, хоч дисперсійне середовище само по собі є ньюто-нівською рідиною. Вільнодисперсні системи підрозділяємо на ультра-мікрогетерогенні (розмір частинок становить 0,001-0,1 мкм), мікро-гетерогенні (0,1-10 мкм), мікродисперсні (10-100 мкм), тонкодисперсні (0,1-1,0 мм), грубодисперсні чи гранульовані (1,0-10 мм) і великозернисті (10-100 мм). Дисперсність і концентрація дисперсної фази зумовлюють фізико-хімічні і гідромеханічні властивості дисперсних систем.

Дисперсна тверда фаза може входити тільки в ті канали, поперечний розмір яких є більшим розміру її частинок. Дисперсна система на відміну від рідинних агентів (навіть таких, що утворили пізніше гелі і осади) дає змогу вибірково діяти на канали потрібного розміру. Підбираючи фрак­ційний склад частинок дисперсної фази, можна забезпечити надходження дисперсної фази тільки в тріщини (чи пори) потрібного розміру. Реологічні властивості підсилюють природне розділення вибіркового надходження її у високопровідні канали, які самі це розділення здійснюють.

Спорадична промислова практика робіт з ізоляції припливу пластових вод, регулювання профілю приймальності і створення потоковідхилюваль­них бар'єрів без урахування конкретної щільності статистичного розподі­лу фільтраційних каналів пласта за розмірами (порометричної характерис­тики колектора) і ступенем дисперсності твердих частинок суспензії не мала строгої наукової основи. Тріщини можуть поширюватися на великі відстані в глибину пласта. Поглинальні і ті, що віддають нафту, товщини пластів складають малу частку від нафтогазонасичених товщин. Тех­нології на основі застосування дисперсних систем забезпечують як діяння на привибійну зону, так і вирівнювання проникнісної неоднорідності на від­стані від свердловин у глибині пласта (у міжсвердловинних зонах). Оскільки вони скеровані на зменшення проникнісної шарової і тріщинної неоднорідностей, то тим самим забезпечують підвищення нафтовилучення.

На основі запропонованої моделі розгалужених вертикальних тріщин встановлено, що кольматація вертикальних тріщин твердими частинками дисперсної системи можлива внаслідок седиментаційного осідання (вспли-вання), защемлення їх у звуженнях, а також у результаті замулювання (намивання) за рахунок зменшення швидкості радіального потоку внас­лідок розгалуження тріщин.

Для підбору суспензій нами розроблено геометричний (структурний), концентраційний, гідродинамічний, вартісний і технологічні критерії.

Сформульовано і обґрунтовано геометричний критерій, який повинен бути покладеним в основу вибору (з багатьох існуючих на практиці) чи створення нових дисперсних систем, котрі приймаються для вибіркового, керованого тампонування високопровідних тріщин тріщинувато-пористого пласта, а також гідродинамічний критерій. Запропоновано і розроблено

35

ймовірнісно-статистичну модель, яка дає трактування геометричного критерію - надходження частинок у тріщини і відсутність кольматації пор матриці з урахуванням щільності статистичного розподілу розмірів час­тинок, пор і тріщин.

Геометричний критерій являє собою ймовірність відсутності коль­матації пор і малопровідних тріщин та проникання частинок суспензії у високопровідні пори і тріщини. Звідси визначається необхідний розмір (діаметр) частинок і статистичний розподіл (розмах, вміст певних фракцій) дисперсної фази суспензії. Введено поняття надійності (коефіцієнта корек­тування проникностей тріщин і пор) і повноти тампонування тріщин певного розміру керованими дисперсними системами. Під керованими розуміємо такі дисперсні системи, які саморозподіляються в канали пласта заданого розміру в результаті попереднього вибору відповідного фракційного складу. Запропоновані залежності дають змогу прогнозувати процес тампонування, а самому процесу надати властивостей вибірковості і керованості.

Концентраційний критерій проникання суспензій у пористе середовище представлено нерівністю, яка вимагає, щоб кожна частинка суспензії мала свій фільтраційний канал. Звідси виводиться значина допустимої концентрації частинок суспензії. Виконання гідродинамічного критерію нульової плавучості, чи близької до неї, дає змогу здійснити перенесення частинок на великі відстані у міжсвердловинні зони незалежно від швид­кості потоку. Важливими є також вартісний і технологічні (пропомповуваність, стабільність властивостей тощо) критерії.

Створено математичну модель процесу кольматації вертикальних тріщин пласта дрібнодисперсними системами при одновимірному і радіаль­ному потоках. Показано, що складний процес утворення зернистого шару в багатьох тріщинах пласта можна звести до процесу сорбції дисперсної фази тріщинуватим середовищем з нелінійною ізотермою Ленгмюра. Експериментально на базі фізичного моделювання вивчено процес пере­несення гранул у тріщині й утворення зернистого шару, обґрунтовано кінетичне рівняння кольматації тріщин. Розв'язано задачу нелінійної, ра­діальної фільтрації рідини в деформівному тріщинувато-пористому пласті, що дало змогу оцінити радіус зони можливого тампонування тріщин пласта.

Виконано дослідження з оцінки впливу різнотріщинуватості пласта на процес заводнення та повноти витіснення нафти в залежності від ступеня тампонування тріщин і місця встановлення бар'єру, фізичне моделювання процесу утворення зернистого шару в тріщині, дослідження тампонажних властивостей деяких дисперсних матеріалів (пом'якшувача, полістиролу, полівінілового спирту), розглянуто тампонування високопровідних тріщин пласта під час впровадження відомих методів підвищення нафтовилучення, а також сформульовано вимоги до дисперсних систем.

36

Підібрано ефективні суспензії на основі різних матеріалів (полімерів, вуглеводнів, гранульованого магнію і т. інш.), кожному з яких визначено область раціонального застосування в залежності від їх природи і власти­востей, фільтраційних і термобаричних умов колектора, поставленої мети (регіональне чи локальне діяння, поодиноке чи системне діяння, потоко-скеровування чи ізоляція).

Скерування потоків здійсниме створенням потоковідхилювальних (потокоскеровувальних) бар'єрів у міжсвердловинних та привибійних зонах пласта, у т. ч. локальною ізоляцією (обмеженням) припливу пласто­вої води, вирівнюванням профілів припливу і нагнітання, а також зміною напрямків фільтраційних потоків, організацією осередкового заводнення, перерозподілом відборів і запомповувань між свердловинами. Пере­розподіл доцільно створювати підвищенням продуктивності привибійних зон (з позицій регулювання розробки покладу, а не збільшення поточного дебіту окремо взятої свердловини), зміною режимів роботи окремих видобувних і нагнітальних свердловин (збільшенням відборів-нагнітання аж до форсування або обмеженням аж до зупинки) [Бойко, 1995].

Розроблено фізико-гідродинамічні основи і нові технології, які дають змогу керувати потоками витіснювальних рідин.

Технологічні схеми передбачають створення потоковідхилювальних бар'єрів у міжсвердловинних і привибійних зонах пласта, здійснення різних водоізоляційних робіт у свердловинах.

Запропоновано і розроблено ряд способів вибіркового, керованого тампонування стосовно до конкретних умов. По одному з них передба­чається введення дисперсного матеріалу в потік запомповуваної води із суміщенням у часі нагнітання води і створення потоковирівнювального бар'єру. Спосіб реалізується з використанням пом'якшувача. Запропо­новано також доставку дисперсного матеріалу в пласт здійснювати за схемою гідравлічного розриву пласта системно в нагнітальну і навколишні високообводнені видобувні свердловини, а відбирання здійснювати за де­пресій тиску, які перевищують депресії перед тампонуванням тріщин. За­пропоновано технологію тампонування окремих мегатріщин з використан­ням частинок різної дисперсності. З урахуванням температурного стану пласта запропоновано спосіб, який після тампонування передбачає на­ступне запомповування теплоносія. Розроблено методику прогнозування здійснення технологічного процесу, яка включає оцінку розміру зони тампонування, тиску запомповування дисперсної системи і можливого приросту нафтовидобутку.

Аналізом умов і експериментами показано можливість поєднання способу тампонування тріщин суспензією пом'якшувача з сучасними методами підвищення нафтовилучення, крім теплових методів, які здій-

37

снюються при температурах понад 140 °С. Стосовно до теплових методів розробки, а саме внутрішньопластового горіння, запропоновано спосіб використання суспензій подрібненого термопластичного полімеру (поліо-лефіни, полістирол та його похідні), який при підвищенні температури посту­пово розм'якшується, переходить у текучий стан, а при здійсненні внутріш­ньопластового горіння згорає, тобто спочатку створюється тампон, а потім відновлюється проникність випаленої зони. Розроблено і експериментально обґрунтовано способи з використанням спінюваного полістиролу.

Запропоновано спосіб тампонування тріщин при запомповуванні гаря­чої води чи пари шляхом використання полімерів, водорозчинних при підвищених температурах (наприклад, деякі марки полівінілового спирту), що забезпечує відновлення проникності після температурного фронту витіснення та ін.

Експериментально вивчено умови ефективного тампонування тріщин на прикладі використання пом'якшувача, який випускають у промислових кількостях. Встановлено, що механізм утворення тампону пов'язаний з ущільненням шару тиском стискування тріщин, набуханням у нафті (яка надходить внаслідок капілярного просочування чи запомповується з поверхні) і кольматацією, а також у незначній мірі з ущільненням потоком, особливо при підвищеній температурі. Запропоновано способи, які забез­печують підвищення ефективності тампонування (керуванням тиском, запомповуванням водонафтової емульсії).

Пропонуються нові технології системного створення потоковідхи-лювальних бар'єрів у міжсвердловинних (у глибині покладу) і привибійних зонах нафтових і нагнітальних свердловин керованими дисперсними системами з метою очищення привибійної зони від мінеральних коль-матантів, асфальтено-смолистих речовин, парафіну, особливо на родо­вищах з великим вмістом парафіну.

Для забезпечення широких технологічних можливостей процесів стимуляції свердловин підібрано дисперсні тампонувальні та інтенсифіку-вальні матеріали, що характеризуються за результатами свердловинних досліджень високою ефективністю. Враховано вартість цих матеріалів.

Розроблено методику експрес-прогнозування технологічних пара­метрів процесу створення міжсвердловинних потоковідхилювальних бар'єрів.

Технологію вибіркового, керованого тампонування успішно випро­бувано на дослідних ділянках Долинського та інших родовищ, розроблено галузевий керівний документ. Випробування показали, що процес техно­логічний і ефективний. Досягнуто вирівнювання профілю і зниження приймальності, перерозподілу фільтраційних потоків у пласті, що відби­лося на роботі навколишніх видобувних свердловин (інтенсифікація дебітів

38

нафти, стабілізація чи зниження обводненості, зменшення відборів води) і забезпечило додатковий видобуток нафти (за характеристиками витіс­нення) та економічну ефективність робіт.

Технології застосовано із стовідсотковою успішністю на свердловинах і окремих ділянках родовищ НГВУ „Охтирканафтогаз", „Долинанафтогаз", „Надвірнанафтогаз". Додатковий видобуток нафти щорічно скла­дав 700-900 т з обмеженням відбору 4-6 тис. м³ води.

Технології на базі застосування керованих дисперсних систем дають змогу перерозподілити потоки води із системи високопровідних тріщин на пори матриць і малопроникні тріщини, здійснити гідродинамічне витіс­нення з них нафти, яка раніше практично не вилучалася, забезпечити регулювання розробки нафтового родовища в режимі витіснення водою, зменшити обводненість продукції на 40-70%, збільшити дебіт по нафті на 30-80%, розширити інтервали припливу та профілі поглинання до 70-90%.

У шостій главі розглядаються різні технології ремонтно-ізоляційних робіт як за традиційними методами, у т. ч. і без підняття ліфтових труб, так і зі застосуванням колтюбінгового устатковання, зокрема із вико­ристанням неорганічних твердіючих тампонажних розчинів (цементних, піноцементних розчинів тощо), твердіючих в'яжучих тампонажних мате­ріалів на основі органічних речовин (смоли ТСД-9 і ТС-10, кремнійор-ганічні реагенти, ГТМ-3, ТСЕ і ТСМ, поліуретановий клей, латексно-полімерні суміші і т. д.), гелеутворювальних тампонажних сумішей (гіпан, ГФС, АМ-9, ГУС, ВПС, ПАА, КМЦ, водонабухаючі полімери, МАК-ДЕА, АКОР, НСКС, кремнезолі тощо), пін і емульсій, суспензій (гранульо­ваний магній, гашене вапно, поліетилен, темпоскрін, бентонітова глина, пом'якшувач, полівініловий спирт, полімер-дисперсні системи, глинисті дисперсні системи, неорганічні гелі тощо), пакерів.

Безсумнівну перевагу в розв'язанні проблеми локального тампо­нування тріщин у продуктивному пласті і одночасного (в умовах парафі-нонасиченості нафт) термохімічного діяння має суспензія гранульованого магнію. Фізико-хімічною основою таких технологій послужили власти­вості екзотермічної взаємодії магнію з соляною кислотою і гідролізу. Дано класифікацію основних технологічних процесів у нафтогазовидобуванні з використанням гранульованого магнію. З позицій уточнення термінології розрізняємо внутрішньопластові (ВПТХО) та внутрішньосвердловинні (ВСТХО) термохімічні обробляння, внутрішньопластове (ВПОПВ) та внутрішньосвердловинне (ВСОПВ) обмеження припливу води і ком­плексне їх поєднання.

У результаті вивчення гідродинаміки взаємозв'язку стану зернистого шару у фільтрі свердловини з її роботою запропоновано і лабораторними експериментами обгрунтовано спосіб ВСОПВ шаром гранульованого

39

магнію і піску шляхом створення тиску, який забезпечує спадний потік та ущільнення вибійної пробки (моста). Запропоновано також спосіб ВСОПВ і ВПОПВ одним технологічним прийомом. Аналогічно вивченням меха­ніки сипкого середовища встановлено, що маса магнію за умови одер­жання непроникного тампону повинна становити 0,15-0,2 для ВПОПВ і 0,15 для ВСОПВ від усієї суміші. Звідси для діяння на матрицю пласта і малопроникні інтервали з метою інтенсифікації видобування нафти запро­поновано спосіб комплексного обробляння свердловини, що обводню­ється, який об'єднує ВПОПВ і солянокислотне обробляння в одному технологічному процесі.

Базуючись на експериментах з намиванням шару у вертикальну тріщину, запропоновано спосіб обробляння обводненого пласта, відмін­ністю якого є те, що разом із суспензією магнію і піску запомповуються нерозчинні в рідині-носії гранульована поверхнево-активна речовина - піноутворювач і гранульований пороутворювач, наприклад, бензолсульфонілгідразид чи азоізобутирамідоксим. Створення коротокочасного ефекту „тампонування" підвищує надійність діяння кислотою на матрицю породи.

Ефективність тампонуванння значно підвищується за способом, суть якого полягає в тому, що після запомповування рідини розриву одночасно із запомповуванням магнієво-піщаної суспензії чи послідовно, не пере­риваючи процесу, перед вилученням рідини-розриву і рідини-носія в трі­щини запомповують подрібнені пом'якшувач чи бітумний структуро­утворювач. Експериментами встановлено, що проникність деформівної тріщини з дископодібною формою перерізу під час додаткового введення в суміш пом'якшувача знижується в 56 разів, а запомповування кислоти при взятому співвідношенні компонентів навіть зменшує проникність. Запропоновано в цьому зв'язку спосіб моделювання елемента чисто тріщинного чи тріщинувато-пористого пласта з тріщиною, яка дефор­мується і має дископодібну форму в перерізі. Показано можливі поєднання розроблених способів з відомими методами інтенсифікації видобування нафти.

Технології з використанням гранульованого магнію знайшли засто­сування на багатьох родовищах України, Російської Федерації, Узбе­кистану і т. д. У результаті обмеження припливу вод з використанням гранульованого магнію кратність збільшення дебіту свердловин по нафті сягає 1,8, а зниження припливу води - 2,2 за умови успішності робіт 88,5% і тривалості ефекту до 1,5-2 роки. Одержано понад 1 тис. т додаткової нафти і обмежено 8,5 тис. т супутної води на 1 св.-операцію.

У сьомій главі розглядаються технологічні особливості експлуатації й інтенсифікації режимів роботи газових і нафтових свердловин за наяв-

40

ності води в продукції. У міру розробки нафтового і газового покладів продукція видобувних свердловин, обводнюється; у свердловинах нако­пичується вода на вибоях, утворюється газоводонафтова суміш і обваж­нюється водою потік газу. Структури і закономірності руху таких газо­рідинних (газоводонафтових чи газоводяних) сумішей є набагато склад­нішими, ніж без наявності води в продукції. Так, нафта і вода як незмішувані фази утворюють суміші (емульсії) спочатку оберненого типу (вода в нафті) і пізніше з переходом через точку інверсії (обернення), коли об'ємний вміст води в суміші дорівнює 0,5-0,9 (частіше - 0,7), відтак -прямого типу (нафта у воді). Відповідно коефіцієнт в'язкості суміші зростає, сягає максимальної значини і надалі зменшується. У зоні інверсії водонафтові суміші мають високу в'язкість, і наприклад, у штангово-насосних свердловинах це зумовлює ускладнення в експлуатації, що пов'язано із зростанням сил гідродинамічного тертя під час руху штанг у рідині, руху рідини в трубах і через клапани. Внаслідок обмеження при­пливу пластових вод і створення потоковідхилювальних бар'єрів у пласті зростає фільтраційний опір потокові, відбувається перерозподіл фільтра­ційних потоків між різними об'ємами колектора, зменшуються дебіти свердловин і обводненість видобуваної продукції, зростає газовміст потоку, змінюються умови піднімання флюїдів у стовбурах свердловин від вибою на поверхню, а це відбивається на роботі свердловинного облад­нання і збірних трубопроводів. Висвітлено питання встановлення режимів експлуатації свердловин після обмеження припливів води, переходу на періодичну експлуатацію свердловин, зміни параметрів газоводонафтової суміші і впливу обводненості продукції на роботу свердловинних насосів, особливостей відпомповування високов'язких водонафтових емульсій, а також проектування процесу пуску свердловин в експлуатацію.

При обводненні газових і газоконденсатних свердловин відбувається зниження видобутку газу і конденсату. Розглянуто газогідродинамічні особливості спільної роботи обводнюваної газової свердловини і продук­тивного пласта. При розгляді пласта і свердловини як одної газоди­намічної системи та загального характеру зміни стану газового пласта при пружнонапірному режимі виділено періоди в роботі газової сверд­ловини з моменту введення в експлуатацію до обводнення продукції, особливості газорідинних потоків у стовбурі і напрямки інтенсифікації її роботи. Показано вплив глибини опускання ліфтових труб на спільну роботу пласта і газової свердловини за наявності рідини на вибої, дано аналіз впливу положення башмака труб на місце накопичення рідини і гідрогазодинамічну характеристику потоку у стовбурі свердловини і в трубах. Виконано оцінку впливу тиску, створеного стовпом рідини, на роботу свердловини.

41

Записано для газової свердловини умови спільної узгодженої і неузгод-женої роботи її з пластом, умови винесення води із вибою. Дано аналітич­ний опис спільної узгодженої роботи. Визначено кінцевий тиск, граничний дебіт газу і приплив рідини, за яких ще забезпечується винесення рідини. Запропоновано метод розрахунку тривалості часу роботи свердловини до її вимушеної зупинки (зриву роботи) у зв'язку з обводненням.

Розроблено методи оперативного контролювання за роботою обвод­нюваної газової свердловини, які забезпечують можливість щоденного керування роботою свердловини без проведення промислових дослід­жень і глибинних вимірювань, а також обгрунтовано прийняття рішень з інтенсифікації роботи і способів експлуатації свердловин.

Запропоновано метод розрахунку поточних припливу і об'єму води у стовбурі свердловини на основі вимірювань тисків на гирлі при екс­плуатації. Запропоновано метод розрахунку об'єму води, який нако­пичився в газовій свердловині, за дійсним водовмістом на основі струк­тури потоку та експериментальних робіт. Показано застосування його для вирішення питання доцільності винесення або примусового видалення води. Для практичного оперативного аналізу і прийняття рішень дано практичні методики на базі використання ПЕОМ та номограми з прик­ладами розрахунків.

Описано напрямки вдосконалення техніки і технології винесення і видалення води із газових свердловин.

На основі комплексного підходу до роботи обводнюваної газової сверд­ловини в ув'язці з роботою пласта сформульовано області застосування різних способів експлуатації, встановлено найбільш прийнятну стадійність методів інтенсифікації роботи і дано практичні рекомендації, які скеровані на підвищення техніко-економічних показників видобування газу.

У восьмій главі висвітлено методики оцінки доцільності та ефек­тивності ремонтно-ізоляційних робіт у нафтових і газових свердловинах, економічної і технологічної ефективності, підрахунку прибутку.

Дев'ята глава присвячена розгляду еколого-природоохоронних захо­дів і техніки безпеки при виконанні ремонтно-ізоляційних робіт (джерела забруднення надр і навколишнього середовища, безпечне виконання робіт і використання хімреагентів і матеріалів, пожежо- і вибухонебезпечність, діяння шкідливих речовин на організм людини і тварин, засоби індивіду­ального захисту, контроль за забрудненням, утилізація відходів і т. д.).

Написання такої монографії із проблеми обводнення свердловин -надзвичайно трудна задача і, цілком природно, повністю відобразити всі роботи в цій області знань неможливо. Автори будуть вдячні усім, хто повідомить про свої зауваги і поради щодо змісту даної книги.

42