Толстолыткин И.П., Туров В.А. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)

В 2002 году ТКР ХМАО провела 21 заседание, на которых было рассмотрено 105 работ, в том числе:

• уточненные проекты разработки Солкинского и Западно-Солкинского, проект разработки Покачевского месторождений, а также дополнение к проекту разработки Самотлорского месторождения (пласт Ю₁);
• 12 технологических схем разработки и дополнений к ним Северо-Ореховского, Сыморьяхского, Западно-Маслиховского, Третьяковского, Егурьяхского, Мохтиковского, Хорлорского, Кирско-Коттынского, Мансинъянского, Камынского, Западно-Угутского и Западно-Славинского месторождений;
• анализы разработки Черногорского, Восточно-Сургутского и Яхлинского месторождений;
• авторский надзор за разработкой Потанай-Картопьинского месторождения (дважды);
• 22 проекта пробной эксплуатации (Юккунское, Западно-Молодежное, Ачимовское, Люкпайское, Восточно-Лазаревское, Северо-Селияровское, Сыхтымское, Сыньеганское, Западно-Эргинское, Приобское, Чапровское, Западно-Сукурьяунское, Восточно-Сахалинское, Явинлорское, Новонадымское, Западно-Конитлорское, Северо-Тутлимское, Северо-Карьяунское, Кондинское, Северо-Кондинское, Малокондинское, Северное (горизонт Ю₁) месторождения;
• 15 технологических схем опытно-промышленной разработки (юго-восточной части Пальяновской площади, Тайлаковского, Ульяновского, Тончинского, Западно-Айпимского, Северо-Айпимского, Северо-Тончинского, Айпимского, Рогожниковского, Верхненадымского, Ларкинского, Тундринского, Новобыстринского, Сахалинского, Западно-Сахалинского месторождений);
• программа работ по доизучению добывных возможностей продуктивных пластов Восточно-Ингинского и Поттымско-Ингинского лицензионных участков;
• составление геологического обоснования и проекта утилизации подтоварных вод в апт-сеноманские отложения на Потанай-Картопьинском лицензионном участке;
• состояние разработки, выполнение проектных решений и мероприятия для выполнения проектных уровней добычи нефти на 2002 год по 39 предприятиям- недропользователям (по 211 лицензионным участкам), в том числе по всем крупнейшим («Лукойл-Западная Сибирь», «Сургутнефтегаз», «ЮКОС», «Славнефть», «ТНК»);
• анализ применения ГРП на территории ХМАО;
• РД «Регламент контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений на территории ХМАО». Рассматривались проектные работы на разработку месторождений на территории ХМАО с учетом более жестких требований к самим проектным документам, а также к разработке месторождений в соответствии с этими проектами.

Аналогичные требования предъявлялись и при рассмотрении обоснования уровней добычи нефти на 2002 год. Основное внимание обращалось на качество проектных документов, на основании которых ведется разработка месторождений, и на соответствие фактического состояния разработки положениям проектного документа.

По 29 месторождениям отмечены серьезные недостатки, основными из которых являются:

1. Разработка месторождений ведется без проектного документа (срок действия проектного документа истек) или по устаревшему проектному документу, когда из-за несоответствия принятых в документе запасов нефти фактическим или существенного изменения продуктивности коллекторов фактические показатели разработки значительно отличаются от проектных.
2. Проектный документ реализуется с отклонениями, в частности:
• ведется выборочная отработка запасов нефти, в результате которой, исходя из экономических соображений, на месторождениях прекращается эксплуатационное бурение или останавливаются обводнившиеся и аварийные скважины и неработающий фонд превышает все допустимые пределы;
• не формируется проектная система воздействия и допускается значительное снижение пластового давления, что может привести к безвозвратным потерям нефти в недрах.
3. При работах на месторождениях по проектам пробной эксплуатации (ППЭ) и технологическим схемам опытно-промышленной разработки (ОПР) не выполняются основные требования данных документов, в том числе проведение необходимых исследований и опробование новых технологий. После завершения работ по ППЭ и ОПР не представляются отчеты о проведенных мероприятиях.
4. По многим месторождениям на предприятиях ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Томскнефть», ТПП «Урайнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз» за счет излишней перекомпенсации отборов жидкости закачкой в предыдущие годы текущее пластовое давление по залежам нефти выше первоначального, что приводит к оттоку нефти в законтурную зону, быстрому прорыву нагнетаемых вод к забоям добывающих скважин, затруднениям при ремонтных работах на скважинах и другим негативным последствиям. Недропользователям рекомендовано сократить объемы нагнетаемой воды и проводить регулирование системы воздействия.

На заседаниях ТКР ХМАО приняты следующие решения:

• не согласовывать и предложить недропользователям уточнить уровни добычи нефти по Каменной площади (ТНК-Нягань), Новомолодежному, Западно-Варьеганскому, Тагринскому, Кысомскому, Северо-Даниловскому, Мансингъянскому, Тальниковому, Кошильскому, Западно-Ермаковскому, Чехлонейскому, Восточно-Сургутскому, Мамонтовскому, Правдинскому месторождениям;
• в связи со значительным снижением пластового давления в зоне отбора ограничить и даже прекратить отбор нефти по конкретным скважинам, в связи с чем откорректировать в меньшую сторону уровни добычи нефти по Киняминскому, Западно-Угутскому, Среднебалыкскому, Западно-Малобалыкскому, Южному, Тальниковому и Грибному месторождениям;
• в связи с неудовлетворительным состоянием разработки вынести решение о дальнейшей разработке Восточно-Ингинского, Новоаганского, Поттымско-Ингинского и Сусликовского месторождений на рассмотрение Лицензионной комиссии ХМАО;
• просить Лицензионную комиссию рассмотреть крайне неудовлетворительное состояние разработки Омбинского месторождения и принять соответствующее решение;
• составить новые проектные документы по Вахскому, Северному, Черногорскому, Западно-Асомкинскому, Южно-Покачевскому месторождениям;
• при рассмотрении технологических схем опытно-промышленной разработки ТО «СургутНИПИнефть» по Северо-Селияровскому, Сыхтымскому, Сыньеганскому, Западно-Эргинскому, Приобскому, Чапровскому, Западно-Сукурьяунскому, Восточно-Сахалинскому, Явинлорскому и Новонадымскому месторождениям из-за недостаточного обоснования опытно-промышленных работ указанные проектные документы приняты в качестве проектов пробной эксплуатации.

ТКР ХМАО отмечает, что организации-проектировщики (ОАО «СибНИИНП», ТО «СургутНИПИнефть» и ТОО «ТЭРМ») при составлении проектных документов на разработку месторождений углеводородов учли замечания, высказанные на заседаниях ТКР в предыдущие годы, что позволило существенно улучшить качество проектной документации.

Кроме того, отдельные недропользователи заметно улучшили состояние разработки месторождений. Так, ОАО «Сургутнефтегаз» в промышленном объеме применяет при разработке сложнопостроенных залежей бурение горизонтальных скважин и вторых стволов, системный ГРП, что позволяет увеличить темп отбора нефти, повысить нефтеотдачу пластов и по ряду месторождений значительно превысить проектные показатели по добыче нефти.

Аналогичные работы, но в несколько меньшем объеме проводятся на предприятиях ООО «Лукойл-Западная Сибирь» и ОАО «Юганскнефтегаз». Эти крупнейшие нефтедобывающие предприятия, а также ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Тюменнефтегаз» и ряд других в большом объеме используют гидродинамические и физико-химические методы воздействия на пласт, что позволяет заметно снизить обводненность продукции скважин и увеличить их дебит по нефти.