Baybakov_N.K._Effektivnye_metody_povysheniya_nefte-kondensatootdachi_plastov

случаи применения систем заводнения с горизонтальными

скважинами. В основном это опытно-промышленные участки с

числом скважин от трех до семи. Тогда как для Приразломиого

месторождения была предложена только масштабная система

размещения горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин

с общим фондом до 60 скважин (научные руководители работ Ю. Желтов, Н. Ермин).

В большинстве случаев горизонтальное бурение осуществляется

на малорентабельных месторождениях, где скважины с горизон­ тальным стволом и особенно разветвленным считаются единственно возможным решением экономически оправданной добычи

углеводородов.

Предстамяется, что и потенциальные возможности известных мето­ дов повышения нефтеотдачи должны быть в полной мере реализованы

на горизонтальных и разветменно-горизонтальных скважинах.

В России на сегодняшний день бурением горизонтальных сква­

жин занимается ряд фирм и организаций, среди них выделяется

Научно-производственная компания <<Техника и организация бу­ рения скважин>> (НПК «ТОБУС>>).

Коротко об этой компании. Первые скважины на Оренбург­

ском газоконденсатном месторождении были пробурены именно ею, а последующие бурятся с использованием ее опыта.

Научно-производственная компания <<ТОБУС•>, возглавляемая В. Д. Поташниковым, организована в 1988 г. <<ТОБУС>> объединяет

специалистов высокой квалификации: докторов и кандидатов наук,

опытных конструкторов, механиков, технологов и программистов.

Компанией разработаны оригинальные технологии и техника для

бурения наклонно-направленных, горизонтальных и вертикальных

скважин как забойными двигателями, так и роторным способом. Технология <<ТОБУСа>> прошла промышленную апробацию в раз­

личных по сложности горно-геологических условиях. Технология

«ТОБУСа>> не требует обязательного вращения бурильной колонны

при проводке прямолинейных, наклонных и горизонтальных участ­ ков ствола, что упрощает бурение по сравнению с применяемыми

западными компаниями традиционными метоДами и создает усло­ вия для использования отечественного бурового оборудования.

С использованием техники и технологии «ТОБУСа» как

самой компанией, так и другими специализированными на­

учно-производственными орrанизациями успешно бурятся наклон-

21

но-напраменные и горизонтальные скважины на месторождениях

СНГ. Например, к настоящему времени компанией (<ТОБУС>> пробурсны ряд наклонно-направленных и 37 горизонтальных скважин (Западная и Восточная Сибирь, Краснодарский край,

Республика Коми, Казахстан, Оренбургская область и др.). В зави­ L,. \Юсти от пажелиний заказчика длина горизонт<Uiьного ствола

колебалась от 100 до 600 м. В июне 1994 г. на Мамонтовеком место­

рождении была пробурсна наклонно-направленная скважина с

рекордным д.rm Залмной Сибири отклонением от вертиюuш- 2163 м.

Большого внимания зL\служивает работа (<ТОБУСа>> по бурению

наклонно-напраWlенных стволов в простаивающих скважинах. Так, в 1995 г. на Мамонтовеком месторождении в скв. 9004 был пробурен

такой ствол, и эта скважина стала давать в сутки 48 т нефти. Нет сомнения, что этот метод заслуж1шает большого внимания и н~.;обхолимо его всемерно расширять. Ведь сегодня, какговорилось выше, в нефтяной nромьнuленности nростаивает 36 тыс.

нерснтабелыrых скважин, IIЛII около 30% общего эксплуатаuион­

ного фонда.

Наряду с большю1 ЧIIСЛО\1 положительных результатов при не­

пользовании горизоrmu1ьных скважин в системах нефте- 11 газадо­

бычи были cлy1ILIII, когда они не оправдывали возлагавшихся на

них надежд. Выполненные Э. С. Закировым и С. Н. ЗакироUЫ:\1 в ИПН Г РАН :1сследован11я показали, что одна ю главных при­

чин негативности использования горизонтш1ьных скважин нвлнсг­

сн слоистое строение продуктиuных пластов и анизотропия их кол­

лекторских своiiств. Дпя таких коллекторов обоснован <•nсеuдого­ ризонт<.ulьныii•> тип скважнн. Это такая скваж1н1а, которая имеет

ствол, соизмерю.1ыii с длиной обычных горизонтальных скважин (сотни метров), залеr·ает под нсбольшим углом к горизонту (дол11

градуса, nервые ешшнuы градуса) и nересекает все nропласткиот

кроuли до подошвы.

<<ПсеuдогоризонталJ,ный» тип скважин рекомендуется прежде

всего л;ш слоистых пластов, когда они гидродинами чески взаимо­

связаны. Данный тип скважин устраняет недостатки и горизон­

тальных, и вертикальных скважин, удачно объединяя их преиму­

щества. Так, динамика их дебитов близка к динамике дебитов эффективных горизонтальных скважин. Коэффиuиенты нефтеот­

дачи в случае <<nсевдогоризонтальных>> скважин оказываются

нередко выше, чем nри бурении вертикальных и горизонтальных

22

скважин. При этом не требуется столь жестко контролировать и

выдерживать траекторию ствола скважины. При небольшом наклоне ствола облегчаются ремонтные и исследовательские работы в

скважинах.

Применение <<nсевдогоризонтальных>) скважин снимает риск

негативности, который характерен для горизонтальных скважин

при исnользовании их в слоисто-неоднородных коллекторах.

Теnерь о бурении горизонтальных и разветвленно-горизонталь­ ных скважин электробуром. Из всех сnособов бурения для строи­

тельства горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин

наиболее эффективным является электробурение. Эффективность

лрименения электробуров обусловлена рядом nричин, которые сво­

дятся, в частности, к сочетанию nреимуществ исnользования гид­

равлических забойных двигателей (ГЗД) nри отсутствии их недос­

татков. Но главное, что отличает электробурение от других сnосо­

бов бурения,- это наличие канала связи с забоем, что nозволяет

nрименять телеметрические системы для оnеративного уnравления

траекторией ствола скважины.

С начала внедрения электробуров с их nрименением nробурено

около 12 млн. горных nород. Многолетний опыт их исnользования

в производственных объединениях (в составе бывшего единого Сою­

за) <<Башнефть>), <<Туркменнефть>), <•Азнефть>) и <<Укрнефть>) под­ твердил эффективность электробурения. Скорости бурения и другие

его технико-экономические показатели в сопоставимых условиях

в 1,3-1,8 раза выше при бурении электробурами, чем другими, широко применяемыми видами nривода долота (гидравлическим

забойным двигателем и ротором). При этом стоимость 1 м nроход­ ки ниже на 10-15%, меньше расход электроэнергии (в 1,3-1,8

раза) и бурильных труб (в 2 раза), а также всего бурового оборудования благодаря тому, что технологический nроцесс осу­ шествлнется на более рациональных режимах и nри меньших дав­

лениях в системе nромывю1.

Первые РГС электробурами лробурены в Западной Украине, где особенно трудные условия бурения. Здесь многие скважины, начатые с применением гидравлических забойных двигателей и

ротора, из-за невозможности бурения в заданном направлении с

глубины 2700-3000 м переводились на электробурение, что по­

зволяло на глубине 3500-3700 м успешно nоnасть в круг допуска.

Таким образом, благодаря исnользованию электробуров с теле-

23

системой и механизмами искривления скважины, nодлежащие ли­

квидаuии, были введены в эксллуатаuию.

За 1972-1980 гг. было пробурено девять РГ-скважин элек­ тробурами. В последующие годы было пробуреноеше несколько таких скважин. При незначительном снижении технико-эконо­ мических показателей бурения дебит нефти 110 РГС в 6-8 раз

превысил дебиты соседних наклонно-направленных скважин.

Наиболее широкое развитие бурения горизонтальных скважин электробурами лолучило в Башкирии. В 1979 1·. была успешно, точно

по проектному профилю, пробурена nервая горизонтальная

скважина N!? 196 электробуром (на Узыбашевеком месторождении). Для бурения были применены обычное стандартное оборудование

и инструмент.

Несмотря на то, что результаты бурения этой скважины до­

казали возможность бурения ГС существующим серийным обо­

рудованием для электробурения, к бурению горизонтальных сква­

жин в Башкирии вернулись только в 1988 г., когда зарубежные компании, признав строительство ГС наиболее перспективным методом разработки нефтяных месторождений, взяли курс на

его широкое развитие.

С 1988 г. электробуром бурятся экспериментальные горизон­

тальные скважины на Лемезианском месторождении с горизон­ тальным стволом до 740 м. В 1993 г. вnервые в Башкирии пробуре­

ны горизонтальные скважины N2 8870 (Вятская пл.) и N!~6133 (Старuевская пл.), стволы которых nроходят в продуктивных пластах, сложенных песчаниками. Всего в Башкирии nробурено более 40 ГС с применением электробуров.

В 1955 г. в Татарии была закончена электробуром первая го­ ризо/-пальная скважина Ng 2315 на угленосный горизонт. Не­

смотря на то, что nродуктивный пласт оказался мошностью все­

го 1,5 м, электробуроная техника со своей системой контроля

nозволила вывести ствол скважины с самого начала на гори­

зонтальный участок точно на заданной глубине и усnешно про­

бурить скважину в uелом. С помощью Уфимекого УБР пробуре­ ноеше несколько ГС.

Бурение ГС с применением электробуров осуществляется также в других районах. Например, в Заnадной Туркмении Котур-Тепин­

ским УБР была усnешно пробурена в регионе со сложногеологи­

ческими условиями горизонтальная скважина NQ 1630 глубиной

24

3653 м. При освоении этой скважины нефти получено в 5 раз

больше, чем из близлежащих вертикальных скважин.

Несмотря на достижение при бурении отдельных скважин хороших результатов по глубине, протяженности участков гори­

зонтального ствола, точности попадания в маломощные пласты и

линзы, а также успешное применение некоторых видов техничес­

ких средств у нас в стране и за рубежом, надо отметить, что до сих

пор еще не создан комплекс всех необходимых технИ<fеских средств.

систем контроля и управления процессом горизонтального бурения,

полностью удовлетворяющий требованиям энерго- и ресурсосбере­

жения, экологии.

В настоящее время горизонтальное бурение осуществляется в

основном гидравлическими забойными двигателями (ГЗД) и ро­

тором, возможности использования которых более ограничены,

по сравнению с электробуром, и обходятся они гораздо дороже.

Поэтому дальнейшее совершенствование строительства горизон­

тальных и разветвленно-горизонтальных скважин следует связывать

сприменением электробуров, особенно регулируемого электробура

соднопроводным токопроводом.

Мною бьuю подготовлено и вручено первому заместителю Пред­ седателя Правительства А. А. Большакову письмо о необходимости

широкого применения электробура в нефтяной и газовой nромыш­

ленности России. Затем это письмо с положительной резолюцией

было отправлено в Минтопэнерго, где на заседании Управления

научно-технического прогресса оно бьuю одобрено.

Тепловые методы

Следует остановиться на тепловых методах, как наиболее эф­

фективном способе воздействия на увеличение нефтеотдачи пла­

стов на месторождениях с вязкой и высоковязкой нефтью. Таких месторождений открывается все больше и больше. Из этих место­ рождений, как известно, извлекается не более 10-20%, а из не­

которых еще меньше.

Месторождения вязких и высоковязких нефтей в основном

расположены в обжитых регионах со сложившейся инфраструк­

турой, а поэтому капиталовложения, направленные на их разра-

25

ботку, могут быть ниже, чем затраты на разведку и разработку

нефтяных месторождений в ВосТО'IНОЙ Сибири, на шельфах

морей.

Имеющиеся в России значительные ресурсы вязких и высоко­

вязких нефтей в условиях прогнозируемого сокращения запасов

легких нефтей могут оказаться важнейшим сырьевым резервом

стабилизации положения в нефтяной отрасли.

Потенциальная резервная база остаточных балансовых и забалан­ совьiх запасов нефти всех категорий с вязкостью больше 30 МПа составляет по всей России 9,3 млрд.т. Запасы сосредоточены на 267 месторождениях, содержащих 654 залежи.

Основными районами, где сконцентрировано до 90% запасов вязких нефтей, является Тюменская область (42%), Республика Татарстан ( 19%), Республика Коми (14%), Архангельская область (7%), Пермекая область (4%), Республика Удмуртия (4%).

На территории России разведано восемь месторождений с запа­

сами вь1соковнзких нефтей более 100 млн.т на каждом: Русское,

СевероКомсоl\юльское, ЗападноМессояхское, ВанЕганское (Тю­ менскан область): Усиl\скос, Ярегское (Республика Коми); Науль­ ское, Таравейскос (Архангельская область). Эти месторождении 11 будут определить ближайшую перспектиuу развития термических

методов добычи нефти.

К настоящему времени на месторождениях внзких и высоко­

вязких нефтей в странах СНГ добыто 280 млн.т нефти, что состан­ ляет только 3% начальных бапансов запасон, в том числе за счет терми•1еских металов воздействияболее 30 млн.т.

В России тепловые методы воздействия начали uпервые приме­

шпься на месторождсютх Оха (1962), 3-Глубокий Яр (1965 ), Пш:~­

лова Гора (1988). Количество объектов, где исnользовались ука­

занные \lетоды, непрерывно увеличивалось и к 1992 г. достигло

40, а суммарный объем добычи нефти за счеттеплового воздейст­

вия составил 3,9 млн.т в год.

Согласно nерсnективному плану, к 2000 г. за счет термических методовдолжнодобываться 10 млн. т 11 год, а к 2010 г.- JO млн. т

в год.

Однако распад СССР не только нарушил эти nланы, но и существенно сказался на добыче нефти в целом как по России,

так и по бывшим союзным ресnубликам.

В настоящее время термические методы воздействия в России

26

применяются на десяти промысловых объектах, в том числе закачка

парана шести, закачка горячей воды - на четырех объектах.

В 1996 г. нефтедобывающими предприятиями России за счеттепловых

методов было добыто около 1,7 млн.т нефти. Основные объекты, где производится закачка параэто Усинекое и Ярегское месторождения (Коминефть)- 1 млн.т, Гремихинекое (Удмуртнефть)- 0,3 млн.т, а также Оха и Катангли (Сахалиннефть) - 0,32 млн.т.

В этой связи хочу коротко остановиться на высокой эффективно­

сти теnловых методов на Ярегеком нефтяном месторождении,

геологические заnасы которого составляли 322 млн.т высоковязкой нефти. Существовавшими в 1960-х годах методами разработки глубинными насосами можно было извлечь не более 2-3% геологических запасов. Ухтинские нефтяники в поисках более эффективных способов nриняли решение о разработке Ярегекого месторождения шахтным методом, что им и удалось. В 1963 г. я, будучи nредседателем Государственного комитета по нефти, побывал на этой шахте. Спустившись в шахту глубиной 180 м, прошел по

нефтяному nласту и был поражен тем, что увидел. Пласт толщиной около 10 м был вскрыт штреком. Нефть очень медленно <<Ползла>) по вскрытой части nласта и nопадала в ручеек воды, протекавшей вдоль подошвы пласта до колодца. Из колодца вода вместе с нефтью

поднималась на nоверхность, где nодвергалась сепарации, и нефть nостуnала в резервуары. Затем нефтяники. исnользуя силу тяжести

нефти, проложили штреки под нефтяным nластом и пробурили

ряд вертикальных скважин снизу вверх в нефтяной nласт, и нефть

стала стекать в этот штрек, а оттуда выкачивалась на поверхность.

Однако такая шахтная разработка нефтяного пласта не давала

должных результатов по увеличению извлечения нефти из пласта,

хотя и были достигнуты более лучшие результаты по сравнению с

традиционными методами разработки месторождения глубинными насосами. Ознакомившись детально с разработкой Ярегекого

месторождения, н nредложил использовать nаратепловые методы

воздействия на нефтяной пласт с целью снижения вязкости нефти.

У нефтяников возникло сомнение в эффективности этого nредложения, из-за nотребности в большом количестве пара и

отсутствия парогенераторов. Но вопрос был решен. Были изысканы

парагенераторы и в 1966 г. началась закачка пара в пласт. И вот результаты: объем добычи нефти составил в 1996 г. 178 тыс. т, а коэффициент извлечения нефти на месторождении достиг40%. Но

27

это лишь один пример. Всего же тепловым методом до развала вели­

кой страны, как говорилось выше, добывалось в год 3,9 млн.т нефти.

К сожалению, из-з1.1 отсутствия финансовых средств объем работы по тепловым методам в России значительно сократился, и добыча нефти с помощью этого метода составила о 1996 г. чуть больше 11\UIH. т. Между тем в США, Венесуэле и Канаде термические методы

широко nрименяются и признаны единственными на месторожде­

ниях тяжелых нефтей и битумов. Здесь проводятся научно-исследо­ вательские и промышленные работы по более глубокому извлече­

нию нефти из недр указанными методами.

А ведь масштабы лрименения тепловых методов, как я уже говорил, велики. Достаточно отметить, что без этого нельзя эффективно использовать такое мощное месторождение, как

Русское в Западной Сибири, геологические запасы тяжелой нефти

вкотором составляют 1,4 млрд.т.

Ксожалению, в силу существующих в настоящее время в России

неблагаприятных экономических условий не nриходится ожидать

какого-либо прироста добычи тяжелых и высоковнзких нефтей с

применением термических методов, а тем более увеличенин

количества новых объектов. Более того, как показывает анализ,

объемы внедрения теплоuых методов даже сокращаются.

Для преодоления этой тенденции необходимо благопршпное

финансирование и взимание ншюгов u таких размерах, которые

позволят заинтересов<tть производствснные предприятия в получе-­

нии прибыли от разработки месторождений с высоковязкими не­

фтями. Uелесообразно на стадии проведения НИР и опытно-про­

мышленных работ поnностью освобождать от налогов, как это де­ лается в США, Канаде, Венесуэле, Мексике и других странах.

Более подробно с тепловыми ~-.•стодшнl разработки нефтяных месторождений можно JJознакоJ\шться н книгах: <•Тепловые мето­

ды разработки нефтяных месторождений>> (издание 1988 г., авторы

Н. Байбаков и А Гарушев), «Совершенспювание тепловых мето­ дов разработки месторождений высоковязких нефтей» ( 1996 г., автор В. Кудинов), <<Терми•Jеские методы добычи нефти в России и за рубежом•> ( 1995 J'., авторы Н. Байбаков, А. Гарушсв, Д. Антонн­ ади и В. Ишханов).

Докладывая о применении тепловых методов при разработке нефтяных месторождений с тяжелыми и вязкими нефтями нельзя, хотя бы кратко, не сказать о применении этого метода при разработ-

28

ке битуминозных пород. Запасы битума в масштабах бывшего Советского Союза превышали 20 млрд.т, в том числе в России - 7 млрд. т, которые в основном сконцентрированы в Татарии (для сравнения -запасы битума в Канаде составляют 100 млрд. т). Разра­ ботка битуминозных пород в Татарии велась вначале карьерным способом, и породы эти использовались для строительства дорог. Затем было предложено разрабатывать месторождение тепловым

методом воздействия на битуминозный пласт, залегающий на глу­

бине до 100 м и более (толщина битуминозных пластов от 2 до 24 м). Этот·метод был одобрен и реализован. Данную проблему мы нередко обсуждали в Госплане и оказывали содействие в ее решении. Мне nришлось побывать на месторождении, где были пробурены две

нагнетательные и nять эксплуатационных скважин. При закачке пара

битум разжижался, nоднимался наверх и сливался в пруд, а оттуда

автоцистернами отправлялся потребителям. К сожалению, из-зама­

лой рентабельности этот метод не нашел широкого применения. Но

я полагаю, что при более эффективном использовании тепловых методов и внедрении разветвленно-горизонтального бурения будут

получены удовлетворительные результаты.

В этой связи, веря в большие перспектины развития добычи

высоковязких нефтей и битумов, я не могу не доложить о новой

технологии разработки Горского месторождения (Татарстан) с

большими запасами бюума, прещюженной Е. Ю. Юдиным -крупным

специалистом в области разработки тяжелых и вязких нефтей и битуминозных пород. По данным Е. Ю. Юдина, общие

капиталоволожения на разработку Горского месторождения по но­ вой технологии в 5 раз меньше, чем nри традиционном термашахт­

ном способе. Себестоимость одной тонны накопленнойдобычи бmума меньше в 4,4 раза. Его предложение заслуживает большого внимания

и нужно сделать все возможное для его реализации.

Докладывая вам о тепловых методах, нельзя не сказать хотя бы

кратко о работе НПО <<Термнефтм, возглавляемом опытными

сnециалистами Д. Антоннади и А. Гарушевым. Эrа организация с участием нефтедобывающих объединений nровела большую работу

по развитию тепловых методов в объединениях <<Краснодарнефть>>, <<Коминефть>), <<Удмуртнефть», «Усинскнефтм, «Сахалиннефтм и «Мангышлакнефrм. В результате применения этих методовдобыча

нефги составила около 4 млн. т в год. В настоящее время работа в этой

области из-за экономи•1еских трудностей значительно снизилась и

29

добыча нефти за счет тепловых методов уменьшилась более чем на 1 млн. т. Вместе с тем НПО «ТермнефтЬ» расnолагает большими

возможностями по развити~ тепловых методов. Необходимо, чтобы

нефтеперерабатывающие организации оказывали НПО <<Термнефть>>

необходимую помощь в развитии этих работ.

Волновая и акустическая технологии и другие методы воздействия на нефтегазовые пласты

Следует остановиться на новом методе воздействия на нефтяные

пласты с помощьюволновой технолоmи, разработанной Межотраслевым

центром Российской академии наук (МНИЦ <<Волна>>). Этот Центр возглавляет академик Р. Ганиев. В 1985 г. он обратился ко мне с

просьбой оказать содействие в испытании волновой технологии для увеличения нефтеотдачи пластов. Новый метод заинтересовап меня, и я посоветовал руководству объединения <<Нижневартовскнефть» реа­ лизовать его. На месторождении Самотлор этого объединения был

проведен эксперимент и получен положительный результат,

одобренный бывшим Министерством нефтяной nромьш.ыенности. Затем волноuая тсхнологю1 была аnробирована на месторождениях Татарии

иБашкирии, где также были получены nоложитслы1ыс результаты.

Вэтом я убедило1, побывав на Самотлоре и заслушав информацию

геологов и руководства объединения. Правда, были и некоторые

разногласии между авторами этого метода и руководством

Нижневартовскнефти. Речь шла о количественных nоказателях: на 30 или на 20% увеличился дебит скважин при использовш1ии во:н-юiюй

технологии.

Приведу дан11ые о положительных результатах, полученных в итоге применеt!Шt новой тех1ю:юги и. Эти дюн1ые помешены в из­ данной в 1993 г. книге, где сказано: <<Разработанная технология апробирова11а на нефтяных месторождениях Заnадной Сибири, Та­ тарии, Башкирин. Результаты обработки по предложенной техно­

логии более чем одной тыснч11 скважиt-t показали, •1то nроизводи­

тельность их увеличивается в среднем на 30-40%, нефтеотдача пла­

стов- в среднем на 5-10%. При этом технология nоказала высо­

кую эффективность при малых затратах. Данные об аналогах раз­

работанной технологии в мировой практике не обнаружены».

30