Перспективная технология пришла в Россию из-за рубежа, но и там она в новинку и применяется редко.
Успехи Уватского проекта впечатляют, особенно на фоне общероссийского падения темпов прироста добычи и снижения эффективности геологоразведочных работ. Менее чем за год на запущенных в эксплуатацию месторождениях Восточного Увата ТНК-ВР удалось добыть почти 2 млн тонн нефти, сейчас компания активно взялась за освоение Центрального Увата и в августе готовится запустить Тямкинское месторождение. Эти достижения — немалая заслуга геологов «ТНК-Уват», которые не проходят мимо передовых технологий и даже разрабатывают их самостоятельно. Недавно они взяли на вооружение новый метод — одновременно-раздельную эксплуатацию скважин. Как пояснил корреспонденту «Вслух.ру» заместитель генерального директора — главный геолог «ТНК-Уват» Александр Прохоров, ряд месторождений представлены не одним, а несколькими продуктивными горизонтами. По законодательству нефтяники имеют право совместной эксплуатации, только когда получают отдельный замер с каждого объекта, одним словом, разделяют добычу. Однако при этом приходится нести существенные финансовые и временные затраты. Выходом из положения стал метод одновременно-раздельной эксплуатации. С его помощью можно с одной скважины, не буря дополнительную сетку и не разобщая пласты, сразу вовлечь в разработку запасы из двух продуктивных объектов. Здесь же, на устье скважины, замеряются дебиты, проводятся все гидродинамические исследования. Таким образом, можно вовлекать в разработку запасы сразу двух пластов. К тому же нефтяники получают с одной скважины в два раза больший дебит, могут увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН). По стандартной технологии сначала вырабатывается нижний пласт, затем вовлекаются верхние, но загвоздка еще и в том, что достичь полной выработки нижнего пласта на практике не получается. Как правило, получив 2−3 тонны в сутки, нефтяники признают скважину нерентабельной и поднимаются на вышележащий объект. При одновременно-раздельной эксплуатации даже при высокой обводненности и добыче в 2−3 тонны с нижнего пласта, можно разрабатывать и верхний, более продуктивный пласт. «Технология направлена на то, чтобы вовлечь в разработку все запасы, достичь наибольшего КИНа и повысить экономическую привлекательность разработки месторождения», — отметил главный геолог «ТНК-Уват». Одновременно-раздельную эксплуатацию опробуют на Усть-Тегусском месторождении, которое имеет два продуктивных пласта. По технологической схеме здесь должны буриться 40 скважин на один и 40 на второй пласт. Если пилотный проект себя оправдает, пробурив 40 скважин, можно будет получить тот же эффект, что и при 80, при этом сократив затраты. Как рассказал Александр Прохоров, бурение первой опытной скважины началось несколько дней назад. По плану на ее строительство уйдет 30−32 суток. Первый результат в «ТНК-Уват» надеются получить в мае. В 2010 году на Усть-Тегусе планируется пробурить две такие скважины. Пока же компанией заключен договор с Schlumberger и Baker Hughes на поставку необходимого оборудования, работы по строительству выполнит KCA Deutag. Фонтанная наземная арматура для промысла будет произведена в Румынии. В настоящее время идет поставка комплектов погружного оборудования. Перспективная технология пришла в Россию из-за рубежа, но и там она в новинку и применяется редко. Положительный результат на скважинах с одновременно-раздельной эксплуатацией получен в Эфиопии, Эквадоре. Ранее аналогичная технология уже применялась ТНК-ВР в Оренбуржье, но там скважины были оборудованы не электроцентробежными, как на Увате, а штанговыми насосами. Впервые в России на уватских месторождениях была опробована и еще одна разработка, авторами которой стали геологи ТНК-ВР совместно с томскими подрядчиками. На Урненском месторождении проведено гидропрослушивание путем закачки в скважину не воды, а нефти. Для проведения гидродинамических исследований на изолированном от инфраструктуры месторождении геологи придумали такой метод: они сделали жесткую обвязку (это позволило не допустить разливов и подтеканий нефти), на одной скважине через замерное устройство фиксировали дебит, линией соединили ее со второй скважиной и туда вместо воды подавали нефть. Это позволило на ранней стадии не ухудшать коллекторские свойства пласта и получить характеристики, необходимые для построения геологической модели, рассказал специалист. Нововведение применили летом 2007 года. Тогда удалось доказать, что запасы и контуры Урненского месторождения больше, чем показывала сейсмика (был получен прирост в 3,5 млн тонн извлекаемых запасов в районе первого куста). Геологи смогли спрогнозировать формирование системы поддержания пластового давления (ППД), изучили, как осуществляется взаимодействие между скважинами. Сейчас метод начали внедрять и другие компании. Нефтяники следят за инновационными предложениями местных ученых, созданы рабочие группы на разных уровнях, которые рассматривают перспективы внедрения разработок. В Новосибирске компания будет применять метод, использующий систему ППД для увеличения КИН, на Кальчинском месторождении нефтяники проводят гидроразрыв тех пластов, которые раньше считались неперспективными. В ТНК-ВР новым технологиям уделяют повышенное внимание. «Как молодой компании нам нельзя этим не заниматься, ведь за инновациями — будущее», — говорит Александр Прохоров. Благодаря новым технологиям на уватских месторождениях удалось получить средний дебит в 100 тонн, хотя еще некоторое время назад это считалось фантастикой.
