ПЕРЕДМОВА 2 страница

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

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 -

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

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%)

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-

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.

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

(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-

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-

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

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

(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 експлуа­тації нафтових 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