По материалам выступления начальника управления геологии и разработки месторождений нефти и газа ОАО "Укрнафта" В. Дорошенко на международной конференции "Нефть и газ’2004".
    Запасы нефти в недрах Украины на сегодняшний день уже значительно истощены, а большинство месторождений относится к категории трудно разрабатываемых. Но несмотря на сложность геолого-промысловых условий, ОАО "Укрнафта" удалось стабилизировать добычу углеводородов по основным месторождениям. Более того, компания планирует наращивать объемы добычи, внедряя различные передовые методы разработки месторождений.
    Напомним, что в настоящее время ОАО "Укрнафта" разрабатывает 99 месторождений (52 нефтяных, 33 — газовых, 14 — нефтегазоконденсатных). Из них в промышленной разработке находятся 78, а в опытно -промышленной — 21. Доля компании в общей добыче нефти в Украине составляет около 93%, конденсата — 37.5%, газа — 18.5%.
    По данным управления геологоразведочных работ и разработки месторождений нефти и газа ОАО "Укрнафта", начальные добываемые запасы нефтяных месторождений значительно выработаны (на 73.4%). К категории трудноизвлекаемых отнесено 82% запасов. Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 25.5% при проектном — 35.8%. Средний дебит скважин по нефти — 3.1 т/сут. При практически неизменном количестве месторождений, из года в год уменьшаются текущие извлекаемые запасы, а доля трудноизвлекаемых постоянно растет. К тому же извлечение углеводородов недостаточно компенсируется приростом их запасов. Лишь в 2003 г. был достигнут наибольший уровень компенсации за все предыдущее десятилетие — 41.7%. В текущем году, согласно плану, уровень компенсации составит 43.5%.
Новые открываемые месторождения характеризуются все меньшими запасами, причем не только в освоенных регионах, но и на новых перспективных площадях. Основные приросты получены, главным образом, за счет до разведки ранее открытых месторождений и пересчета их запасов. Растут и объемы списания неподтвержденных запасов.
    Для извлечения остаточных запасов нефти на месторождениях, находящихся в промышленной разработке, и привлечения в эксплуатацию незадействованных горизонтов необходимы значительные финансовые вложения. Без применения современной техники и технологий чаще всего это просто нерентабельно. Собственно говоря, свыше 70% запасов с низкими дебитами скважин разрабатываются на пределе рентабельности. Фонд низкодебитных скважин значительно вырос. Так, в 2003 г. доля высокодебитных скважин — 20–50 т/сут составила 3%, более 50 т/сут — 2%, а скважин с дебитом до 0.1 т/сут — 29%. Фонд бездействующих и законсервированных скважин превысил на 15% фонд действующих добывающих скважин. Основными критериями перевода скважин в категорию бездействующих и в консервацию являются их низкие дебиты по нефти и высокая обводненность, что в рамках действующей налоговой системы делает их эксплуатацию убыточной для компании.
    Значительная доля бездействующего фонда ведет к разбалансировке систем разработки месторождений, к неполному извлечению запасов нефти и газа, наконец, вызывает необратимые потери части добываемых запасов.
    В настоящее время ОАО "Укрнафта" применяет следующие основные способы эксплуатации скважин — глубинно-насосный, газлифтный и фонтанный. Глубинно-насосный представлен, главным образом, штанговыми скважинными и электроцентробежными насосами. Незначительное количество скважин оборудовано винтовыми и диафрагменными насосами. Преимущественная часть добычи обеспечивается фонтанными скважинами и скважинами, оборудованными штанговыми насосами (соответственно 32.1% и 30.3%). Электроцентробежными насосами обеспечивается 23%, газлифтным способом — 14.5%. В компании отмечают, что сегодня важнейшей задачей является внедрение современного насосного оборудования и замена существующего на менее энергоемкое.
    В технологическом аспекте значительная часть добычи обеспечивается за счет внедрения систем поддержания пластового давления (ППД) путем нагнетания воды (в 2003 г. за счет внедрения систем ППД было добыто 384 тыс т нефти, или 28.4% общего объема добычи), применения гидродинамических методов повышения нефтеотдачи (294.1 тыс т, или 12.2%) и проведения комплекса геолого-технических мероприятий — ГТМ (235.9 тыс т, или 9.8%). За счет ввода новых скважин было добыто 160.1 тыс т, или 6.2%. Но все же основная доля сырья (1158.1 тыс т, или 41.8%) добывается без применения ГТМ, ППД и современных методов.
    Как и в общемировой практике, в ОАО "Укрнафта" небольшая группа приоритетных месторождений обеспечивает основной объем добычи. Так, 75% добычи нефти было получено из 18 месторождений, а 25% — из остальных 46. Среди крупнейших месторождений с добычей более 100 тыс т нефти в год — Бугруватовское, Анастасиевское, Долинское, Перекоповское, Южно-Панасовское, Корживское, Козиевское, Восточно-Рогинцевское. Аналогичная картина наблюдается и с добычей природного газа, где основная часть (79%) добывается из 9 месторождений (Рудовско-Червонозаводское, Андрияшевское, Южно-Панасовское, Глинско-Розбышевское, Рыбальское, Сахалинское, Харкивцевское, Великобубновское), а оставшаяся часть — из 38 других.
    Процесс заводнения является основным способом разработки нефтяных месторождений ОАО "Укрнафта", останется им и в ближайшие годы. Заводнением, в различных его модификациях, охвачено около 40% месторождений, находящихся в промышленной разработке. Этот способ реализуется как обычный стационарный, нестационарный (циклический, импульсный либо путем периодического импульсного изменения давления нагнетания), а также как "инструмент" обеспечения движения по пласту ранее созданной оторочки (тепловой, полимерной, щелочной). В несколько меньших масштабах в свое время нашли применение физико-химические методы (нагнетание растворов поверхностно-активных веществ — ПАВ, полимеров, щелочей), тепловые (закачка горячей воды, пара, внутрипластовое горение) и метод комплексного воздействия — газо-водяная репрессия. Контроль за эффективностью заводнения осуществляется при помощи индикаторного метода, интерпретация результатов которого вместе с результатами геофизических исследований скважин дает весьма надежную основу для управления фильтрационными потоками в пласте с целью увеличения полноты извлечения остаточных запасов нефти. Такой подход уже дал положительные результаты на Глинско-Розбышевском и Козиевском месторождениях.
    Опыт специалистов ОАО "Укрнафта" также показывает, что своевременное разбуривание месторождений сетью проектных и уплотняющих скважин является весьма эффективной мерой для стабилизации добычи. В этом направлении компания ежегодно вводит в эксплуатацию по 50–60 новых скважин, что позволяет дополнительно добывать 200–300 тыс т нефти.
    Специалисты компании разработали долгосрочную программу повышения извлечения нефти и газового конденсата, предусматривающую внедрение современных технологий. В этой программе приоритеты отдаются способам полимерного и мицеллярного заводнения, нагнетания горячей воды и растворов поверхностно-активных веществ, технологиям с использованием щелочей. Новые технологии, более эффективные по сравнению с традиционными, компания уже отрабатывает на практике. Например, на Андрияшевском газоконденсатном месторождении, где имеют место ретроградные явления и потери тяжелых фракций углеводородов, наряду с предложенной институтом УкрНИИгаз технологией сайклинг-процесса, специалисты ОАО "Укрнафта" отрабатывают более действенную технологию "вымывания" из порового пространства выпавшего конденсата. Это обеспечит не только извлечение конденсата, но и предотвратит дальнейший процесс развития ретроградных явлений.
    Широко внедряются также методы интенсификации и ограничения притоков пластовой воды в скважины. На месторождениях ОАО "Укрнафта" ежегодно применяется до 600 мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта с целью увеличения производительности скважин. Основные из них — гидравлические разрывы, разнообразные кислотные обработки, обработки мицеллярными растворами и ПАВ, термохимические обработки, декольмотация призабойной зоны пласта струйными аппаратами, водоизоляционные работы. Наиболее эффективными являются методы ограничения притока пластовых вод (в 2003 г. средняя дополнительная добыча нефти на одну скважино-обработку составила 630 т, метод применялся на 47 скважинах); гидравлического разрыва пласта (603 т, 8 скважин); обработки ПАВ (435.1 т, 43 скважины); декольмотации (344.6 т, 13 скважин); кислотной обработки (267.4 т, 73 скважины).
    Стратегия совершенствования систем разработки месторождений ОАО "Укрнафта" предусматривает ряд направлений. Это, в частности, постоянно действующий мониторинг запасов и обновление проектной документации на разработку месторождений в соответствии с текущими условиями, усиление контроля за состоянием разработки месторождений, прежде всего с использованием методов индикации путей движения воды в залежах, переинтерпретация результатов сейсмических и геофизических исследований, проведение дополнительных промышленно-геофизических исследований скважин, пересмотр состояния и потенциала ликвидированных скважин. Повышение извлечения нефти и газового конденсата осуществляется также путем оптимизации и усовершенствования методов ППД, системного применения технологий воздействия на призабойную зону пласта, разработки и внедрения новых технологий извлечения выпавшего в пласте конденсата.

Ukroil.com.ua