Posted 2 мая 2007,, 06:42

Published 2 мая 2007,, 06:42

Modified 16 августа 2022,, 21:30

Updated 16 августа 2022,, 21:30

Обводнение месторождений — коренной вопрос современности российской нефтегазовой отрасли

2 мая 2007, 06:42
Владимир Григулецкий, д.т.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Производство углеводородов в России за последние несколько лет непрерывно растет, что выводит страну на первое место в мире по добыче не только газа, но и нефти. Вместе с тем, в нефтегазовой отрасли накопились серьезные проблемы, которые, если ими не заниматься срочно и масштабно, могут подорвать достигнутый высокий уровень производства.

Владимир Григулецкий, д.т.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Производство углеводородов в России за последние несколько лет непрерывно растет, что выводит страну на первое место в мире по добыче не только газа, но и нефти. Вместе с тем, в нефтегазовой отрасли накопились серьезные проблемы, которые, если ими не заниматься срочно и масштабно, могут подорвать достигнутый высокий уровень производства. Среди таких проблем одной из основных остается постепенное увеличение средней обводненности продукции нефтяных скважин, которая уже превысила 83%. Еще более важной является проблема обводнения газовых месторождений России. В статье рассмотрены современные эффективные способы борьбы с обводнением скважин.

В одной из ранних публикаций [1] академик И.М. Губкин писал о важнейших «боевых задачах на нефтяном фронте» страны Советов. Среди них он отметил срочную необходимость начать борьбу с врагом, «который грозит нам не только временным нефтяным голодом, но и гибелью наших богатейших нефтяных районов. Этот враг — вода, которая угрожает залить наши буровые скважины и превратить их из нефтяных в водяные».

Печальный опыт обводнения нефтяных месторождений начал копиться практически вместе с началом нефтедобычи в России. В революционном 1905 году, когда в Бакинском районе, дававшем тогда 95% нефтедобычи страны, шли продолжительные стачки, работы на промыслах были остановлены. Наблюдалось резкое снижение добычи, упавшей на 50% по сравнению с предыдущими двумя годами. Во многих скважинах без эксплуатации был нарушен правильный режим, и в результате часть скважин вместо нефти начали давать только воду, т.е. эти скважины погибли навсегда. Даже к 1913 г. в Бакинском нефтеносном районе не удалось восстановить уровень добычи, который был до 1905 г., хотя количество скважин возросло многократно.

Во время и сразу после гражданской войны в районе Баку эксплуатировалось только 25-30% скважин, а остальные стояли. Их бездействие сопровождалось вторжением воды, при котором нефть вытесняется из нефтяных пластов. В начале 1922 г. выступая на Первом всероссийском съезде нефтеработников И.М. Губкин предупреждал [2], что месторождениям Баку, в то время богатейшим в мире, грозит гибель. Он отмечал, что «…вопрос об обводнении промысловых площадей есть вопрос не только узкоспециальный, вопрос практического характера, но он имеет некоторую политическую окраску…» [3].

Трудно добавить что-то новое в текст, написанный более 85 лет назад. К сожалению, нынешнее состояние нефтегазового дела в России таково, что проблема обводнения месторождений остается по-прежнему актуальной.

Современные проблемы нефтедобывающей отрасли России

По данным Министерства природных ресурсов РФ, за период 1991-99 гг. капитальные вложения в ТЭК сократились в три раза, с 1994 г. прирост запасов нефти и газа не компенсирует их добычу. Свыше 70% запасов нефтяных компаний находится на грани рентабельности. Если в 1993 г. доля вовлеченных в разработку запасов нефти с дебитом скважин 25 т/сут. составляла 55%, то через 10 лет к 2003 г. такую долю уже составляли запасы с дебитами скважин до 10 т/сут. А запасы нефти высокопродуктивных месторождений, дающих около 60% добычи, выработаны более чем на 50%. Доля запасов с выработанностью свыше 80% превышает 25%, а доля с обводненностью в 70% составляет свыше трети разрабатываемых запасов.

Неработающий фонд скважин в целом по России достиг максимальной величины 39,9 тыс. шт. в 1994 г., что составляло 27,5% от эксплуатационного фонда. Затем, правда, неработающий фонд скважин начал сокращаться. Основной причиной перевода скважин в категорию бездействующих и консервацию является низкий дебит нефти и высокая обводненность продукции [4].

К настоящему времени ситуация по этим показателям не многим лучше. На рис. 1 показаны диаграммы изменения степени выработанности запасов и обводненности продукции у недропользователей Ханты-Мансийского АО, где добывается более 80% нефти всей России, по состоянию на 01.01.2003.

За десять лет с 1990 г. по 2000 г. средняя обводненность продукции при добыче нефти в целом по России увеличилась на 5,3%. Значения этого важнейшего показателя по основным добывающим компаниям на 2000 г. представлены в табл. 1.

На рис. 2 даны графики изменения годовых объемов добычи нефти и обводненность продукции за период с 1990 г. по 2005 г. Не слишком благоприятная динамика доказывает актуальность проблемы борьбы с обводнением нефтяных месторождений России.

В табл. 2 представлены данные по фондам эксплуатационных скважин основных нефтедобывающих компаний России на 01.01.2006. Видно, что почти 20% скважин эксплуатационного фонда основных нефтедобывающих компаний России составляет бездействующий фонд.

Проблема обводнения газовых скважин

Еще более важной является проблема обводнения для газовых месторождений России. Дело в том, что из-за повышенного содержания воды в продукции газовой скважины происходит ее самозадавливание («захлебывание»). Остановка работы газовой скважины особенно опасна в зимний период при низких температурах, когда происходит замерзание шлейфов труб в кустовом коллекторе.

Обводнение пластов, как правило, происходит не только за счет подъема подошвенной воды к интервалам перфорации скважин, но и за счет снижения давления в продуктивных пластах, межпластовых, межколонных и заколонных перетоков воды, как правило, из-за низкого качества цементирования обсадных колонн.

Обводнение призабойной зоны пласта (ПЗП) в газовых скважинах приводит к разрушению ПЗП, выносу песка, размыву глинистой части пласта и, естественно, осложнению условий добычи газа. Часть газа в пластовых условиях из-за «захлебывания» скважин оказывается «защемленной» и переходит в категорию «низконапорного газа».

Одной из главных текущих проблем газовой отрасли остается извлечение защемленного газа из обводненной части пласта. По данным [5], в целом в категорию низконапорного газа попадает 15-20% извлекаемых запасов, а общий объем только по разрабатываемым месторождениям Ямало-Ненецкого АО превышает 2,5 трлн м3. К 2007 г. 90 млрд м3 низконапорного газа останется на Вынгапуровском месторождении, к 2020 г. 310 млрд м3 — на Медвежьем месторождении, к 2025 г. эта проблема станет массовой. Только на Уренгойском месторождении в категорию низконапорного газа попадает 920 млрд м3 газа [5].

В общем, для газовой отрасли России ограничение поступления воды на забой и разработка технологий эксплуатации газовых скважин в условиях водопритока является актуальной задачей, от решения которой зависят как стабилизация темпов снижения добычи газа в целом по Уренгойскому месторождению, так и продолжительность работы каждой скважины в отдельности [6].

Так же, как и в нефтяной отрасли, главной причиной перевода эксплуатационных газовых скважин в бездействующий фонд является, в основном, обводнение. По данным, приведенным в [7], по состоянию на 01.01.2000 общий фонд ОАО «Газпром» составлял 9716 скважин, из которых 53,3% приходилось на действующий фонд. Его «старение» вызывает необходимость постоянного проведения ремонтно-восстановительных работ. На начало 2000 г. в ожидании капитального ремонта скважин находилось 62,3% бездействующего фонда [7].

Изучение обводнения и разработка способов борьбы с ним

Анализ технической литературы за последние 100 лет позволяет утверждать, что проблеме борьбы с обводнением скважин всегда уделялось большое внимание.

Первый в России учебник по эксплуатации скважин при добыче нефти был опубликован в 1913 г. [8]. В этой монографии, в частности, впервые приведены сведения о режимах работы нефтяных скважин на месторождениях России и Америки, об их обводнении и технологиях ликвидации водопритоков.

В частности, в [8] отмечалось, что скважина при пересечении водоносного, а глубже — нефтеносного пласта, вступает в систему сообщающихся сосудов и служит соединяющим звеном между водоносным пластом, с одной стороны, и нефтеносным — с другой. Вода и нефть, придя в соприкосновение в сообщающихся сосудах, стремятся войти в равновесие, то есть образовать в обоих пластах одинаковый уровень. При равновесии уровень в пласте с нефтью несколько выше уровня воды в водоносном пласте, так как удельный вес нефти меньше такового веса воды. При этом, если бы воду не изолировали и скважину с незакрытой водой начали эксплуатировать, то получали бы лишь воду. Вода оттесняет нефть от забоя и вступает в нефтеносный пласт, наступает «затопление скважины» [8].

Одними из первых в мире в конце XIX- начале XX века подробно описали особенности разработки и обводнения нефтяных и газовых месторождений американские специалисты [9, 10]. По мнению нефтяников США, негативное влияние обводнения нефтяных и газовых скважин заключается в том, что при бурении в нетронутой или еще мало истощенной местности лишь немного воды «уйдет», или проникнет в нефтеносную породу, и небольшой объем проникшей таким образом в нефтеносный пласт воды скоро будет выброшен газом или выкачан насосом. Чем больше истощен нефтяной пласт кругом скважины, тем легче он принимает воду и тем труднее извлечь ее из него обратно. Из практики промыслов Калифорнийских, Средне-Континентальных и побережья Мексиканского залива, а также, вероятно, и других районов, хорошо известно, что такое обводнение пластов обыкновенно сопровождается значительным падением добычи.

В общих чертах методы закрытия воды в скважинах можно разделить на две главных группы, а именно:

— плотная установка обсадных труб в грунте в присутствии глиняного раствора или без него, с применением механических сальников или без них. Плотная установка труб после введения в промежуток между ними и стенками скважины какого-либо цементирующего материала;

— цементирование скважин. Цементированием достигается ряд преимуществ, так как цемент плотно заполняет все неправильные промежутки между стенками скважины и трубами, препятствуя воде или иной жидкости проникать кругом башмака обсадных труб внутрь скважины. Кроме того, цемент задерживает разъедание труб водою.

Особенно эффективно для борьбы с обводнением скважин на Калифорнийских нефтяных промыслах использовали быстро схватывающиеся специальные цементы, такие как цемент «Atlas Lumnite» [10].

Практические результаты борьбы с обводнением нефтяных скважин на месторождениях СССР подробно описаны в работах [11-16].

Специальные материалы, реагенты и технологии для борьбы с обводнением

Анализ технической литературы по проблеме борьбы с обводнением и ограничения притока вод к скважинам показал, что к настоящему времени в мире известно более 50 реагентов и рецептур для выполнения ремонтно-изоляционных работ (РИР):

— смеси на основе минеральных вяжущих веществ (тампонажный портландцемент, шлак, гипс и их композиции);

— тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, полимерные тампонажные материалы (ПТМ);

— тампонажные растворы, полученные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками (ТЭГ, ТС-10, аэросил и др.), то есть цементно-полимерные растворы (ЦПР);

— многокомпонентные тампонажные смеси;

— сжимающиеся тампонажные материалы и др.

За последние 50 лет были разработаны и запатентованы материалы [17, 18] и способы проведения РИР [19, 20]. Отметим, что в основе разработанной селективной технологии притока вод к скважинам (нефтяным, газовым) положены известные положения метода «инъекции грунтов», разработанного в еще 1802 г. [21]. «Инъекция» ПЗП обводненной скважины специальным раствором и по определенной технологии позволяет проводить селективную водоизоляцию пластов, подобно тому, как это предложено в [13].

Внедрение разработанных материалов и технологий позволило получить эффективные результаты для разных горно-геологических условий нефтяных и газовых месторождений России [22-25].

В качестве положительного примера можно привести РИР, проведенные на скважинах ООО «Уренгойгазпром» по технологиям ЗАО НПЦ «Нефтемаш-Наука». Всего в 2003-2005 гг. с помощью новых материалов и технологии изоляционных работ выполнены работы на более чем 120 скважинах ООО «Уренгойгазпром», в том числе:

— 9 скважино-операций по ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн с успешностью 80%;

— 33 скважино-операции по изоляции пластовой воды с колтюбинговых установок с успешностью 82%;

— 69 скважино-операций по изоляции пластовой воды с подъемных агрегатов А-50 с успешностью 80% и т.д.

Все РИР проведены в тесном сотрудничестве со специалистами Управления интенсификации и ремонта скважин ООО «Уренгойгазпром» (подбор скважин, составление планов работ, подготовка скважин и т.д.).

Только из отремонтированных в 2005 г. скважин, с подъемных агрегатов А-50 и их аналогов по состоянию на 01.01. 2007 добыча составила 1,854 млрд м3 газа. Итоговая добыча из 111 скважин Уренгойского НГКМ, на которых были проведены РИР по технологии НПЦ «Нефтемаш-Наука» в период 2003-2006 гг., составила более 6,3 млрд м3 газа.

Технологии ЗАО НПЦ «Нефтемаш-Наука» с успехом применялись и на других объектах. На рис. 3, 4 приведены диаграммы эффективности РИР на скважинах ООО «Оренбургнефть». В табл. 3 приведена часть наиболее эффективных результатов РИР, выполненных на различных месторождениях ООО «Оренбургнефть» за 2004 г. По разработанной технологии за последние 3 года на месторождениях ООО «Оренбургнефть» выполнено более 70 скважино-операций с эффективностью 75-85%.

Разработанные материалы и технологии можно использовать на других нефтяных и газовых месторождениях России, находящихся на завершающем этапе эксплуатации.

Литература

1. Губкин И.М. Боевые задачи на нефтяном фронте. / Нефтяное и Сланцевое хозяйство, 1920, №9-12, с. 3-7.

2. Хроника. I-ый Всероссийский Съезд Нефтеработников. / Нефтяное и Сланцевое хозяйство, 1921, №9-12, с. 203-218.

3. Губкин И.М. Об обводнении нефтяных месторождений Бакинского и Грозненского района. / Нефтяное и Сланцевое хозяйство, 1922, №7-8, с. 362-366.

4. Гарипов В.З., Козловский Е.А., Литвиненко В.С. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического комплекса России (тезисный вариант). — М.: Московский государственный геологоразведочный университет (МГГРУ), 2003. — 150 с.

5. Левинзон И.Л. Ямало-Ненецкий округ — газовая кладовая России. / НТЖ «Наука и техника в газовой промышленности», 2003, №3, с. 3-9.

6. Резуненко В.В. Проблемы научно-технического обеспечения долгосрочной эффективной эксплуатации Уренгойского месторождения / Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003, с. 3-8.

7. Потеева О.А. Нормирование расхода материально-технических ресурсов при проведении капитального ремонта скважин. / Научно-экономический сборник. Серия «Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001, №4, с. 26-30.

8. Глушков И.Н. Эксплуатация буровых скважин. Добыча жидких ископаемых: нефти и рассолов. — С.-Пб.: Двигатель, 1913.

9. Tough F.B. Methods of Shutting of Water in Oil and Gas Wells. — Washington, 1918.

10. Thoms C.C. Use of quick-setting cements in California fields. — Nat. Petrol News, 1926, 3.

11. Абрамович М.В. Об обводнении промысловых площадей Бакинского района и о мерах борьбы с ним. / Нефтяное и Сланцевое Хозяйство. 1922, №7-8, с. 323-327.

12. Байбаков Н.К. Борьба с обводнением скважин в тресте Лениннефть. / Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1938, 5, с. 18-24.

13. Панченков Г.М. Химические методы борьбы с конусами обводнения. Сборник «Вопросы техники добычи нефти и бурения на промыслах Второго Баку». — М.: Гостоптехиздат. 1943, с. 108-112.

14. Сургучев М.Л. О методах изоляции пластовых вод в эксплуатационных скважинах. — Нефтяное хозяйство. 1962. 11.

15. Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. — М.: Недра, 1966.

16. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. — М.: Недра, 1976.

17. Гаджибеков Г.М. и др. Химическая добавка для мероприятий при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. — Патент РФ №2174179. Приоритет изобретения 23 ноября 2000 г. Зарегистрировано 27 сентября 2001 г.

18. Григулецкий В.Г. и др. Герметизирующий состав. — Патент РФ №2270227. Приоритет изобретения 24 августа 2004 г. Зарегистрировано 20 февраля 2006 г.

19. Гаджибеков Г.М. и др. Способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах. — Патент РФ №2172825. Приоритет изобретения 23 ноября 2000 г. Зарегистрировано 27 августа 2001 г.

20. Гаджибеков Г.М. и др. Способ ликвидации дефектов обсадных колонн. — Патент РФ №2170333. Приоритет изобретения 23 ноября 2000 г. Зарегистрировано 10 июля 2001 г.

21. Ржаницын Б.А. Способы закрепления грунтов и горных пород. – М.: Трансжелдориздат. 1937.

22. Гусейнов Ф.А. и др. Водоизоляция и ликвидация межколонных перетоков в скважинах Оренбургского месторождения. – Нефтяное хозяйство, 2005, №6, с. 120-121.

23. Ланчаков Г.А. и др. Проблемы ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн в скважинах Уренгойского месторождения. – Нефтяное хозяйство, 2005, №1, с. 68-71.

24. Ланчаков Г.А. и др. Повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ на скважинах Уренгойского месторождения. — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. — 104 с.

25. Ланчаков Г.А., Григулецкий В.Г. Повышение эффективности ремонтно изоляционных работ на месторождениях ООО «Уренгойгазпром». — НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», 2005, №7, с. 22-31.

"