Стан та напрямки удосконалення систем розробки родовищ нафти і газу ВАТ “Укрнафта”
Палиця І.П.
голова правління ВАТ “Укрнафта”
Гнип М.П.
перший заступник голови правління ВАТ “Укрнафта”
Прокопів В.Й.
заступник голови правління
ВАТ “Укрнафта
Дорошенко В.М.
начальник управління геологорозвідувальних робіт і розробки родовищ нафти і газу
ВАТ “Укрнафта”, частка якої у загальному видобутку нафти в Україні складає біля 93%, конденсату – 37,5% та газу – 18,5%, розробляє 99 родовищ, з яких 52 -нафтових, 33 – газових та 14 – нафтогазо-конденсатних. Із 99 родовищ – 78 знаходяться у промисловій та 21 у дослідно-промисловій розробці.
За увесь період діяльності (рис.1) накопичений видобуток нафти разом із конденсатом склав більш як 260 млн.т, газу -186 млрд. куб. м, у тому числі в 2003 році видобуто, відповідно 2,89 млн.т та 3,27 млрд. куб. м.
Динаміка видобутку нафти і газу у ВАТ “Укрнафта”
Поточний стан розробки нафтових родовищ характеризується значною виробленістю початкових видобувних запасів (73,4%), переважаючою належністю родовищ до категорії важковидобувних, високою обводненістю продукції (82%). Коефіцієнт вилучення нафти складає 25,5% проти проектного 35,8%. Середній дебіт свердловин по нафті складає 3,1 т/д, по рідині – 17,5 т/д. Аналіз динаміки зміни видобувних запасів, видобутку нафти, досягнутого коефіцієнту нафтовилучення та виробленості запасів свідчить, що при практично незмінній кількості родовищ має місце закономірне зменшення поточних видобувних запасів, річного видобутку нафти та зростання частки важковидобувних запасів. До того ж має місце і незабезпеченість компенсації відборів вуглеводнів приростом їх запасів (рис.2). Лише у 2003 році досягнуто найвищого рівня компенсації, ніж за попередній 10-річний період.
Як і по інших нафтогазовидобувних компаніях України, постійно зменшуються запаси родовищ, що відкриваються, причому не тільки в освоєних регіонах, але і на нових перспективних площах. Основні прирости отримано, головним чином, за рахунок дорозвідки раніше відкритих родовищ та перерахунку їх запасів. Ростуть і обсяги списання непідтверджених запасів.
Частка важковидобувних запасів, що характеризуються меншими дебітами свердловин і порівняно невисокими темпами відбору нафти, досягла 70% і продовжує зростати. Вилучення залишкових запасів нафти на родовищах, що перебувають у промисловій розробці, та залучення в експлуатацію незадіяних горизонтів вимагають значних фінансових витрат і найчастіше просто нерентабельним без застосування сучасної техніки та технологій. Більш за 70% запасів розробляються з низькими дебітами свердловин, власне на межі їх рентабельності. Значно виріс фонд малодебітних свердловин(рис.З).
Фонд бездіючих та законсервованих свердловин перевищив на 25% рівень діючого видобувного. Основними критеріями переводу свердловин укатегорію бездіючих та у консервацію є низькі їх дебіти по нафті та висока обводненість, що в рамках діючої податкової системи спричиняють їх експлуатацію збитковою для компанії.
Скорочення бездіючого фонду свердловин в останні роки досягається введенням їх у діючий фонд шляхом покращання організації та технологічного
удосконалення ремонтних робіт, переводу їх у фонд спостережних або у консервацію. Значний відсоток непрацюючого фонду призводе до розбалансування систем розробки родовищ, неповного вилучення запасів нафти і газу. Зрештою, все це викликає незворотні втрати частини видобувних запасів. Основними способами видобутку нафти є глибинно-насосний, газліфтний та фонтанний (рис.4).
Глибинно-насосний фонд представлений, головним чином, штанговими свердловинними насосами та електровідцентровими. Незначна кількість свердловин обладнана гвинтовими та діафрагменими насосами. Більша частка видобутку забезпечується фонтанними свердловинами та свердловинами, обладнаними штанговими насосами (62,4%). Важливим на сьогодні завданням залишається розробка заходів щодо впровадження сучасних видів насосного обладнання та заміни існуючого на менш енергомістке.
У технологічному аспекті значна частка видобутку (рис.5) забезпечується за рахунок впровадження систем підтримання пластового тиску шляхом нагнітання води (28,4%), застосування гідродинамічних методів підвищення нафтовилучення (12,2%) та проведення комплексу геолого-технічних заходів (9,8%).
Як і у світовій практиці, у ВАТ “Укрнафта” переважаючий видобуток вуглеводнів забезпечується групою основних або приоритетних родовищ. Так 75% видобутку нафти від загального отримано із 19 родовищ (серед них з видобутком більш за 100 тис. т у рік -Бугруватівське, Анастасівське, Долинське, Перекопівське, Південно-Панасівське, Коржівське, Козіївське, Східно-Рогінцівське), а 25% – з решти 63 нафтових родовищ.
Аналогічна картина спостерігається і з видобутком природного газу, де основна частка (79%) видобувається з 9 родовищ (Рудівсько-Червонозаводське, Андріяшівське, Південно-Панасівське, Глинсько-Розбишівське, Рибальське, Сахалінське, Харківцівське, Велико-бубнівське), а решта – з 35 інших.
Основним способом розробки нафтових родовищ ВАТ “Укрнафта” є і буде у найближчі роки процес заводнення, широке застосування якого дозволило на протязі тривалого часу утримати високі рівні видобутку. Заводненням, у різних його модифікаціях, охоплено біля 40% родовищ, шо перебувають у промисловій розробці. Воно реалізується як звичайне стаціонарне, нестаціонарне (циклічне, імпульсне або шляхом періодичної імпульсної зміни тисків нагнітання), а також як “інструмент” забезпечення руху по пласту раніше створеної облямівки (теплової, полімерної, лужної). У дещо меньших масштабах у свій час знайшли застосування фізико-хімічні методи (нагнітання розчинів поверхнево-активних речовин, полімерів, лугів), теплові (закачка горячої води, пари, внутрішньопластове горіння) та метод комплексної дії – газоводяна репресія.
Контроль за ефективністю заводнення здійснюється за допомогою індикаторного методу, інтерпретація результатів якого разом з результатами геофізичних досліджень свердловин дає досить обнадійливе підгрунтя для керування фільтраційними потоками в пласті з метою збільшення повноти вилучення залишкових запасів нафти. Такий підхід вже дав плідні результати на Глинсько-Розбишівському
(Чижівське підняття) та Козіївському родовищах.
Досвід свідчить, що одним з вагоміших заходів, який забезпечує стабілізацію видобутку вуглеводнів, є своєчасне розбурювання родовищ сіткою проектних та ущільнюючих свердловин. У цьому напрямку щорічно у ВАТ “Укрнафта” в експлуатацію вводиться по 50…60 нових свердловин, що дає можливість додатково видобути до 200,,,300 тис.т нафти.
Недивлячись на те, що поточний стан розробки характеризується значною виробленістю запасів, переважаючою належністю родовищ до категорії важковидобувних, високою обводненістю продукції, ВАТ “Укрнафта” планує нарощувати видобуток нафти і газу. Нами розроблено довгострокову програму розробки проектої документації, включаючи впровадження сучасних технологій підвищення нафто-газоконденсато-вилучення, від-подповідно до якої приоритети надаються полімерному та міцелярному заводненням, нагнітанню гарячої води та розчинів
поверхнево-активних речовин, технологіям з використанням лугів. Разом з використанням традиційних технологій, опрацьовуються і більш ефективні альтернативні технології. Так, на Андріяшівському газоконденсатному родовищі, де мають місце ретроградні явища і втрати тяжких фракцій вуглеводнів, разом з запропонованою інститутом УкрНДІгаз технологією сайклінг-процесу, нами відпрацьовується більш дійова технологія “відмивання” з порового простору випавшого конденсату. Це забезпечить не тільки його вилучення, а і запобігання подальшому процесу ретроградних явищ.
Важливим напрямком підвищення обсягів видобутку вуглеводнів є впровадження методів інтенсифікації та обмеження припливів пластової води (геолого-технічні заходи – біля 10% від загального річного видобутку). На родовищах ВАТ “Укрнафта” щорічно виконується до 600 заходів дії на привибійну зону пласта з метою збільшення продуктивності свердловин, основними з яких є: гідравлічні розриви, різноманітні кислотні обробки, обробки міцелярними розчинами та ПАР, термохімічні обробки, декольмотація привибійної зони струминними апаратами, водо-обмежувальні роботи. Ефективність застосування цих заходів показано на рис.6. Останніми роками цей напрямок робіт у ВАТ “Укрнафта” підпорядковується системному підходу, власне не як прерогатива збільшення дебіту окремих свердловин, а як інструмент керування фільтраційними потоками з метою підвищення нафтогазо-конденсато-вилучення. Це, в більшій мірі, стосується родовищ із значними запасами і низькими відборами рідини (Перекопівське, Коржівське, Південно-Панасівське, Козіївське, Східно-Рогінцівське, Артюхівське).
Отже, не дивлячись на складність геолого-промислових умов, починаючи із 2003 р. видобуток вуглеводнів по основних родовищах ВАТ стабілізувався і спостерігається тенденція до його нарощування за рахунок уточнення запасів нафти і газу, підтримання стабільності роботи діючого фонду свердловин, уведення в експлуатацію нових проектних свердловин та в розробку – невироблених ділянок пласта, удосконалення систем підтримання пластового тиску, власне гідродинамічних методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення, упоряд¬кованого застосування методів інтенсифікації видобутку нафти і газу та обмеження припливу пластових вод, всебічно обґрунтованого переведення свердловин з виснажених горизонтів на невироблені продуктивні.
Основні напрямки стратегії удосконалення систем розробки родовищ ВАТ “Укрнафта” показано на рис.7.
Її реалізація передбачає постійно діючий моніторинг запасів, удосконалення систем розробки шляхом поновлення проектної документації на розробку родовищ відповідно до поточних умов, посилення контролю за станом розробки, насамперед із використанням методів індикації шляхів руху води в покладах, переінтерпретації комплексу промислових та геофізичних досліджень, перегляд програми впровадження методів підвищення нафто-газо-конденсатовилучення, систематизація напрямків застосування методів інтенсифікації видобутку нафти і газу та обмеження припливу пластових вод відповідно до потреб розробки родовищ, обґрунтування техніко-економічної, соціальної та екологічної доцільності утримання на балансі великого фонду малодебітних та нерентабельних свердловин.
