Ключевые слова: Самотлорское месторождение, обводнение, поздняя стадия разработки, скважина, неработающий фонд.
Современное состояние нефтедобывающей промышленности России характеризуется ухудшением структуры запасов нефти [1]. В настоящее время большинство месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки, увеличивается доля неработающих скважин по причине выбытия из-за нерентабельности дальнейшей эксплуатации [2]. В этих условиях важным процессом является управление и комплексное сопровождение неработающих скважин.
В работе в качестве объекта исследования рассмотрено Самотлорское месторождение, которое в настоящее время характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции и находится на завершающей стадии разработки, что обуславливает актуальность сопровождения неработающих скважин с целью реализации потенциала пробуренного фонда.
Самотлорское месторождение уникальное по множеству показателей: крупнейшее месторождение России по запасам, значительные размеры по площади и этажу нефтеносности, огромный пробуренный фонд скважин и крайне сложное геологическое строение залежей. Также важно отметить объемы геолого-промысловой информации, поступающей с месторождения. Именно масштаб месторождения и объемы поступающих данных делают задачи мониторинга разработки непростыми и требующими больших трудозатрат.
Структура неработающего фонда и причины бездействия
В данной работе детально рассмотрен неработающий фонд, к которому отнесены бездействующие (46% от неработающего фонда), пьезометрические (27%) и скважины в консервации (27%).
Учитывая геологические условия, для анализа неработающего фонда на месторождении, выделено десять объектов разработки. По структуре неработающего фонда выполнено распределение по назначению и состоянию. Классификация по назначению включает в себя нефтяные, нагнетательные, водозаборные и поглощающие скважины.
Согласно таблице 1 значительная доля неработающего фонда на текущий момент находится на верхних пластах (40% и 41% приходится на пласты АВ1(1-2) и АВ1(3)-АВ2-3).
С целью системного сопровождения неработающего фонда выполнена работа по созданию единого портфеля неработающих скважин с верификацией причин бездействия/остановок и остановочных дебитов. Учитывая длительную историю разработки месторождения, промышленная эксплуатация которого ведется с 1968 года, а также значительный фонд пробуренных скважин, требовалась актуализация большого объема данных по скважинам. По результатам работ сформирован единый реестр неработающих скважин с указанием корректных причин бездействия и остановочных дебитов (остановочные дебиты в среднем варьируются от 0,7 т/сут до 3,6 т/сут в зависимости от причин выбытия). По результатам анализа выявлено, что ключевая причина бездействия – высокая обводненность (рис.1).
Дальнейший анализ по детализации фактора высокой обводненности показал, что основная причина обводнения - естественная выработка запасов, что соответствует текущей стадии разработки месторождения. Признаки закономерной выработки запасов: длительный период работы скважины, контроль ПГИ, отсутствие негерметичностей эксплуатационной колонны, отсутствие резких изменений режима, аварий, накопленная добыча на скважину коррелирует с объемом извлекаемых запасов в области дренирования и характерна для объекта или фациальной зоны, соответствует эталонной характеристике вытеснения объекта.
Аварии и негерметичности занимают 10% и 8% соответственно. Диагностика этих причин в целом не вызывает сложностей, т.к. они описываются подробно в акте ремонтных работ и фиксируются в месячных эксплуатационных рапортах (МЭР). Также выявление негерметичности эксплуатационной колонны (НЭК) возможно на основе технологических показателей: нехарактерный дебит жидкости для целевого пласта, резкий рост забойного давления (Рзаб) при отсутствии изменений режимов нагнетательных скважин, резкие скачки показателей разработки (дебит жидкости, обводненность, Рзаб).
Основная доля скважин с НЭК приходится на пласты группы АВ, что обусловлено наиболее высокой долей возрастного фонда скважин в эксплуатации: история работы скважин с начала разработки, как правило, более 30 лет. Прочие причины бездействия (малодебитность, исследование, геолого-технические мероприятия (ГТМ), отказ глубинно-насосного оборудования (ГНО), технология, инфраструктура) суммарно составляют менее 10% от неработающего фонда.
Управление неработающим фондом
Для эффективного использования неработающего фонда совместно с дочерним обществом реализуется пять процессов управления неработающим фондом (табл.2). Все процессы между собой взаимосвязаны. Планирование и реализация мероприятий согласовывается со всеми геологическими службами. На первом этапе оценивается потенциал неработающих скважин на текущем объекте. Если вывод из бездействия не целесообразен на текущий объект, тогда рассматриваются прочие мероприятия по переводу скважины на другие объекты разработки.
Работа с бездействующим фондом текущего года (новое выбытие) – процесс, связанный с выбытием в бездействие в текущем месяце, в рамках которого верифицируются причины выбытия скважин, а также оцениваются потери от выбытия фонда. По результатам рассмотрения формируется программа по возврату в работу и выполняется ранжирование по приоритетности проведения мероприятий. Рекомендуемые ГТМ по выводу из бездействия (ВБД) подразделяются на легкие ГТМ (смена электро-центробежного насоса (ЭЦН), обработка призабойной зоны (ОПЗ), восстановление циркуляции) и тяжелые ГТМ (ликвидация аварий (ЛА), исследования +ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны (ЛНЭК), ЗБС, ПиП).
Верификация по укрупненным причинам выбытия по каждой скважине в каждый месяц позволяет оптимизировать работу по бездействующему фонду (рис.2). Благодаря еженедельному мониторингу, консолидации мероприятий и причин за 2024г. проанализировано 100% выбывших в бездействие добывающих скважин, из которых большая часть запущены в работу на 01.01.2025г.
Важным процессом управления неработающих скважин является восстановление системы разработки (формирование новых очагов разработки) в зонах локализации остаточных извлекаемых запасов. Зоны локализации определяются на основе построенных карт остаточных нефтенасыщенных толщин (ОННТ) (рис.3).
Процесс формирования новых очагов разработки предусматривает комплекс мероприятий по реанимации бездействующего фонда для ввода в добычу, а также запуска под нагнетание. Для формирования новых очагов выделены критерии подбора участков:
- Не менее 2 ВБД в добычу на одном участке
- Не менее 2 действующих добывающих скважин
- Возможность переводов в ППД в новых зонах для изменения направления нагнетания
- Возможность регулирования действующей закачки (ограничение/остановка)
- Приоритет в проведении «легких ремонтов», не требующих значительных затрат (без аварий)
- Наличие остаточных запасов на участке
- Наличие водовода для организации ППД
Ожидаемый результат при формировании новых очагов разработки заключается в вовлечении ранее не дренируемых запасов за счет изменения фильтрационных потоков и увеличении коэффициента охвата заводнением в результате возврата в работу нефтяного фонда с низкозатратными ремонтами и выполнения сопутствующих мероприятий ППД.
Для подбора участков разработан алгоритм (рис.4), благодаря которому на основе геолого-промыслового анализа выявляются зоны с высокими остаточными запасами нефти и низкими накопленными отборами по добывающим скважинам. На текущий момент предложено 42 новых очага. По результатам к реализации принято 18 участков заводнения, выполнено 24 ГТМ ВБД на нефтяных скважин, 16 ГТМ ППД (остановки и запуски) на нагнетательных скважинах. Текущий среднесуточный прирост дебита нефти составил 111 т/сут, в том числе с учетом эффекта на базовом фонде.
Формирование программы зарезок боковых стволов (ЗБС)
В рамках формирования программы ЗБС с использованием скважин неработающего фонда в качестве материнского ствола, первоочередной задачей при поиске кандидатов под ЗБС является определение зон локализации остаточных запасов. Прямыми и косвенными признаками нефтенасыщенности являются: карты ОННТ, успешный запуск после ввода новых скважин (ВНС), ЗБС, успешный ГТМ (ПиП, дополнительная перфорация пласта (ДПП), ремонтно-изоляционные работы (РИР), ограничение водопритока (ОВП), методы интенсификации добычи (ИДН)) на целевом пласте, наличие нефтенасыщенности по новым ГИС, бурение в локальные нефтенасыщенные пачки или купольные части пластов в зонах локализации ОИЗ по результатам геолого-промыслового анализа и гидродинамического моделирования.
Текущие проблемы по реализации ЗБС на Самотлорском ЛУ:
· Высокая доля отбраковки потенциальных кандидатов для зарезки боковых стволов по результатам подготовительных работ (ПР ЗБС) связана с несколькими причинами: изменением пространственного положения ствола по результатам записи гироинклинометрии, выявлением нарушений эксплуатационной колонны по результатам промыслово-геофизических исследований (ПГИ), опрессовки и СПО компоновки, неудовлетворительным качеством цемента заколонного пространства в интервале планируемого «окна» вырезки.
· Ухудшение качества скважин-кандидатов (негерметичность эксплуатационной колонны, аварийный забой).
· Значительная доля фонда с большим количеством выполненных зарезок (до 6), что сокращает абсолютную отметку вырезки окна.
· Ограничение в пространственном размещении целей горизонтальных стволов (ГС) из-за вынужденного облегчения профиля путём сокращения изгибов ствола.
В 2024 году пробурено 60% ЗБС из НРФ от общего количества вводимых скважин ЗБС, фактическая дополнительная добыча нефти по скважинам составила 119 тыс. т.
Усиление системы поддержания пластового давления
С целью усиления и доформирования системы ППД в 2024 году выполнен сквозной скрининг по всему неработающему фонду на месторождении. Скрининг представлял собой рассмотрение каждой неработающей скважины на предмет возможного перевода в ППД на немонолитный объект с целью повышения эффективности системы разработки и минимизации потерь нефти от выбытия скважины в ППД. Критерии, по которым проходила оценка (табл.3): фация – исключены скважины авандельты объекта АВ1(1-2) (зона с низкой плотностью остаточных запасов, высокой проницаемостью и низкой ценностью закачки), по количеству реагирующих скважин – не менее 2 скважин, по расстояниям до ближайших добывающей и нагнетательных скважин – не менее 100 м, суммарный дебит реагирующих более 5 т/сут, обводненность не более 95%, удовлетворительное техническое состояние, наличие водоводов и текущая фактическая компенсация по реагирующим скважинам – менее 250%.
По результатам скрининга 2024 года определены 4% кандидатов от общего числа неработающих скважин для целей ППД (рис.5): кандидаты для перевода в водозаборный фонд, ремонты или ВБД ППД, переводы под закачку, в том числе переводы с других объектов.
Водозаборная скважина (ВДЗ) в контексте статьи - скважина из бездействия, расположенная на той же кустовой площадке, что и нагнетательные, подключенные к ней. Источник воды – высокопроницаемый водонасыщенный пласт.
Ремонт ППД и ВБД – бездействующие нагнетательные скважины, по которым потенциально возможен капитальный ремонт скважин (КРС) (ревизия пакера, РИР, ЛА). С учетом оценки перспектив получения дополнительной добычи нефти и затрат на проведение сложных и длительных ремонтов силами КРС, связанных с ликвидацией аварий, восстановлением герметичности скважины, ремонтно-изоляционными работами. Из практики известно, что успешность таких ремонтов не превышает 50% даже с учетом детальной оценки технологической успешности при подборе скважин-кандидатов [3].
При наличии технических и геологических ограничений (например, требуется значительный объем дополнительной колонны для ликвидации негерметичности, недостижение требуемого забойного давления, низкая успешность ЛА и т.п.), проводится экономическая оценка целесообразности с учетом планируемой дополнительной добычи и прогнозными затратами на проведение капитального ремонта скважины ППД по результату мероприятия могут быть признаны нецелесообразными [4].
Условия подбора кандидатов для организации ВДЗ:
1. Определение приоритетных кустовых насосных станций (КНС) с недостатком воды, без возможности перераспределения закачки с монолитов.
2. Определение приоритетных кустовых площадок (КП):
• по приросту до целевой приемистости с необходимостью увеличить давление (преимущественно расштуцированный фонд)
• по параметрам окружения: количество реагирующих, дебит нефти долевой и суммарный, текущая обводненность
• по количеству нагнетательных скважин на КП
3. Адресное рассмотрение КП на предмет:
• рисков по перетокам: наличие переточного фонда в окружении, толщина глинистой перемычки между пластами
• возможности организации ВДЗ по инфраструктуре: концевые участки, возможность совмещения нескольких КП на 1 ВДЗ
• наличия потенциальных кандидатов под ВДЗ с учетом технического состояния скважин
Примененные критерии:
• Не менее 4 нагнетательных скважин на КП
• Более 5 т/сут нефти по долевому участию (ДУ) реагирующего фонда от нагнетательных КП
• Расчетный прирост приемистости более 100 м3/сут по КП
• Текущее рабочее давление на блоке напорной гребенки (БГ) менее 100 атм
• Необходимость увеличения давления закачки (нет потенциала расштуцирования)
По программе ВДЗ определены скважины-доноры из бездействующего фонда для обеспечения увеличения давления закачки (рис.5). Мероприятия по увеличению закачки в пласт немонолитного строения за счет увеличения устьевого давления позволили стабилизировать темпы падения по дебиту нефти. Ввод ВДЗ также положительно сказался на увеличении давления по направлению кустовых площадок, «отсеченных» от общей системы закачки с КНС.
Эффект по дополнительной добычи нефти от мероприятий в 2024 году по увеличению давления закачки путем организации ВДЗ оценивается в 44,7 тыс.т.
Формирование сквозного рейтинга переводов и приобщения
В процессе разработки многопластовых месторождений большую роль в выработке остаточных запасов имеют мероприятия по переводам и приобщениям (ПиП) на другие продуктивные горизонты. На рассматриваемом месторождении формируется сквозной рейтинг ПиП по неработающему фонду по всему этажу нефтеносности с целью оценки перспектив по каждому пласту. Такой подход позволяет обеспечить эффективность проведения работ, соответствующий ключевому экономическому показателю нефтедобычи – себестоимости одной добытой тонны нефти. При подборе кандидата проводится оценка остаточных извлекаемых запасов и текущего состояния разработки как на эксплуатируемом объекте (необходимость закачки на текущем объекте, необходимость проведения ОПЗ/ИДН для восстановления добычи), так и планируемом. Дополнительно оцениваются техническое состояние скважин и состояние инфраструктуры. Рассчитывается потенциал по запускным и накопленным показателям на каждом из транзитных пластов. К основным рискам и неопределенностям при подборе кандидатов для ПиП можно отнести наличие неопределенностей по геологии, пластовому давлению и локализации остаточных запасов в разрабатываемых зонах, риски достижения фронта нагнетаемой воды и наличие перетоков между пластами. По итогам 2024 года дополнительная добыча нефти составляет 74 тыс. т за счет ПиП из НРФ (выполнено 27% переводов скважин из НРФ).
Направление работ при достижении технологического предела на скважине
Несмотря на системный подход при работе с бездействующим фондом, в конечном итоге скважины достигнут технологического предела, т.е. никакие дальнейшие мероприятия не позволят вывести скважину в рентабельную зону.
Текущий алгоритм работы с высокообводненным фондом с точки зрения рентабельности выглядит следующим образом: оценивается рентабельность скважины и, если скважина рентабельная, то скважина продолжает работать, при этом Компания генерирует положительный чистый денежный поток (ЧДП), а государство получает доход в виде налоговой части. Если скважина переходит в категорию нерентабельных, то скважина останавливается, в этом случае Компания сокращает непроизводительные эксплуатационные затраты на скважины за счет экономии электроэнергии и высвобождения человеческого ресурса на обслуживание скважины, ЧДП в целом по Компании снижается, государство не получает доходов от этой скважины.
Если посмотреть на структуру затрат средней выбывшей скважины, то в зависимости от существующей системы налогообложения, более 40% затрат приходится на налоги. И одним из вариантов продления срока службы скважин является проработка механизма налогообложения, при котором эксплуатация нерентабельных скважин будет выгодна и Компании, и государству. Как пример, ниже представлен один из возможных механизмов (рис.6). Предлагаемый вариант предусматривает отмену налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для лицензионных участков, работающих в режиме налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (НДД) и снижение НДПИ для действующего фискального режима (ДФР).
Рассмотренный вариант модификации существующего налогообложения позволит эффективно использовать пробуренный фонд, снять все лицензионные риски и продолжать получать положительный ЧДП. Если снизить налоговую часть для выбывшей высокообводненной скважины, то дальнейшая эксплуатация этой скважины будет рентабельна. В итоге Компания сможет оставить эту скважину в работе и получать ЧДП по ней, а государство продолжит получать налоги. Таким образом, не менее важным направлением при управлении неработающим фондом является проработка механизмов по модификации существующего налогообложения с целью более эффективного использования пробуренного фонда.
Заключение
Управление неработающим фондом зрелого месторождения – важный процесс мониторинга разработки, направленный на повышение эффективности пробуренного фонда и, как следствие, повышение эффективности разработки.
Неработающий фонд представляет собой потенциальный ресурс, способный приносить дополнительный доход при условии детальной проработки и комплексного подхода к реализации мероприятий для возврата скважин в добычу. Формирование и поддержание в актуальном состоянии портфеля неработающих скважин позволяет приоритизировать очередность выполнения мероприятий, что в конечном итоге положительно сказывается на общей эффективности.
С целью управления неработающим фондом на Самотлорском месторождении осуществляется несколько бизнес-процессов: актуализация причин бездействия прошлых лет и сопровождение текущего выбытия, восстановление системы разработки в зонах с невыработанными запасами, доизвлечение запасов за счет ЗБС, доформирование и усиление системы ППД, а также проведение ПиП.
Суммарный эффект, достигнутый в результате реализации комплексного подхода по управлению неработающим фондом, за 2024 год оценивается в 238 тыс. т за счет доформирования и усиления системы ППД, проведения ПиП и программы по зарезке боковых стволов ЗБС. Среднесуточный прирост дебита нефти за счет восстановления систем разработки составил 111 т/сут, в том числе с учетом эффекта на базовом фонде.
Дальнейшие перспективы связаны c автоматизацией алгоритмов по определению причин бездействия скважин и формированию адресного портфеля мероприятий, а также проработка механизмов льготирования низкорентабельных высокообводненных скважин.
Литература
1. Мулявин С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений /учебное пособие/ Мулявин С.Ф. – г. Тюмень 2012.
2. Уфимцева М.Н. Возможности управления фондом скважин на основе оценки рентабельности на примере одного из крупных месторождений // Нефтяная провинция.-2023.-№4(36).-С. 141-152.
3. Кубрак М.Г. Расчет оптимального количества бригад КРС на нефтегазопромыслеhttp://
4. Кубрак М.Г. Сокращение бездействующего фонда скважин
