С. Д. Бобрышева (ГП НАЦ «РН им. В. И. Шпильмана»)

С начала разработки нефтяных месторождений было допущено значительное превышение закачки воды над отборами жидкости, что привело к интенсивному росту обводнённости продукции скважин. К настоящему времени обводнённость продукции достигла 87,8%, а величина текущей компенсации отборов жидкости закачкой за 2010 год составила 97,7%, накопленная 111,8%. На нефтепромыслах ХМАО-Югры происходит циркуляция громадных объемов жидкости, часть которой является излишней для поддержания пластового давления. Например, на месторождениях округа для добычи 1 тонны нефти в среднем закачивается около 8 м3 воды, которая затем извлекается вместе с нефтью на поверхность земли. В 2010 году в округе достигнут максимальный объём закачки воды для целей ППД – 2242 млн м³ при объёме добычи нефти 271 млн тонн и извлечено из недр 2173 млн м³ жидкости.

С целью снижения избыточных пластовых давлений в продуктивных пластах и улучшения условий выработки запасов нефти многие недропользователи округа приняли решение об организации полигонов утилизации (захоронения) избытка подтоварных и сточных вод (ПСВ). В качестве поглощающего горизонта в Западной Сибири используется в основном апт-сеноманский водоносный комплекс, объединяющий толщу пород аптского, альбского и сеноманского ярусов. Общая толщина комплекса от 500-600 до 800-900 м, на коллекторы (алевролиты и песчаники пористостью 20%) приходится не менее 200 м. Глубина залегания его в наиболее погруженной части составляет 900-1000 м. Апт-сеноманский водоносный комплекс обладает весьма высокими фильтрационными свойствами. Этот горизонт надёжно перекрыт толщей глин турон-нижнеолигоценового возраста. Толщина глинистых отложений изменяется от 400-500 м в западной части Западно-Сибирского артезианского бассейна до 700-800 м в центре. Этот водоупор надёжно изолирует вышезалегающие пресные воды от солёных вод аптсеноманского, неокомского и юрского водоносных комплексов на всей площади бассейна. Но из-за того, что минеральные воды аптсеноманского комплекса могут использоваться для бальнеологических целей, а также для извлечения ценных компонентов (йод, бром и др.), в ряде случаев необходимо рассматривать в качестве объектов утилизации водоносные непродуктивные на нефть пласты неокомских отложений (рис. 1).

 

Рис. 1. Схема распространения водоносных комплексов в разрезе Западно-Сибирского артезианского бассейна: 1 – песчаные породы; 2 – глинистые породы; 3 – участок захоронения сточных вод; 4 – песчано-глинистые породы; 5 – породы фундамента

 

В 1994 году ОАО «Томскнефть ВНК» начало осуществлять утилизацию излишков ПСВ в глубокие водоносные горизонты на Полуденном (Нижневартовский район) лицензионном участке в апт-альб-сеноманский водоносный комплекс через 2 поглощающие скважины. В 1998-1999 годах к сбросу излишков ПСВ приступили ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНК-Нижневартовск» на уникальном Самотлорском месторождении в неокомские пласты АВ₄₊₅, АВ₆, АВ₈, БВ₀, БВ₂, БВ₃, БВ_{8 (1-3)} [1, 2].

Накопленная утилизация ПСВ с начала разработки на 01.01.2010 г. по Самотлорскому месторождению составила – 114 млн м³ (54%) от накопленного сброса ПСВ по ХМАО-Югре. Распределение накопленного сброса ПСВ по лицензионным участкам приведено на рис.2. Накопленная утилизация ПСВ с начала разработки на 01.01.2010 г. составляет 210 млн м³. На территории ХМАО-Югры насчитывается 276 поглощающих скважин, в которые производилась ранее или ведётся в настоящее время утилизация излишков ПСВ.

 

Рис.2. Утилизация подтоварных и сточных вод с начала разработки по лицензионным участкам ХМАО-Югры на 01.01.2010 г., тыс. м³

 

Утилизация (захоронение) ПСВ является самостоятельным видом недропользования и лицензируется в соответствии с существующим законодательством и «Положением о порядке лицензирования пользования недрами для закачки вод с целью ППД при разработке месторождений углеводородов и для сброса сточных и подтоварных вод в глубокие водоносные горизонты на территории ХМАО» [3]. На 01.01.2010 г. недропользователями округа оформлено 7 лицензий и 24 дополнения к основным лицензиям на добычу нефти по утилизации излишков ПСВ в глубокие водоносные горизонты нефтяных месторождений. В 2008-2009 гг. было оформлено 17 дополнений на право утилизации ПСВ к основной лицензии на добычу нефти и получены две самостоятельные лицензии (ОАО «Самотлорнефтегаз», ООО «Тарховское). ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» осуществило геологическое изучение и опытно-промышленную закачку ПСВ в аптальб-сеноманский водоносный комплекс в интервале глубин 1178-1725 м и получило право пользования недрами с целью размещения ПСВ в пласт-коллектор Ватинского месторождения на срок действия лицензии ХМН 00535 НЭ. Закачка ПСВ утверждёна протоколом ГКЗ Роснедра в размере не более 12,0 тыс. м³/сут. В 2009 году на Ватинском лицензионном участке закачка ПСВ составила 2200 млн м³, или 6 тыс. м³/сут. Остальные предприятия проводят опытно-промышленную эксплуатацию полигонов захоронения ПСВ. Авторский надзор на этапе опытно-промышленной утилизации ПСВ на этих предприятиях ведут сотрудники СНИИГГиМС им. А.А. Трофимука [4, 5]. В настоящее время на севере Самотлорского месторождения реализуется самый крупный проект утилизации ПСВ в России, т. к. до настоящего времени не было утилизации ПСВ в столь крупных объёмах. На заседании экспертной комиссии ГКЗ в 2006 году сочли возможным производить закачку ПСВ в неокомские отложения Самотлорского месторождения в количестве 29,8 тыс. м³/сут в 32 поглощающие скважины на площади ОАО «ТНК-Нижневартовск». Проектные нагрузки на скважины составляют от 500 до 1100 м³/сут. Предельное давление закачки 120 атм.

Согласно месячным эксплуатационным рапортам (МЭР) недропользователей, за 12 ме-сяцев 2009 года на территории ХМАО-Югры утилизация (захоронение) промышленных стоков и подтоварных вод (ПСВ) составила 30,6 млн м³, что на 20,9 млн м³ (215%) больше, чем в 2008 году. Сброс ПСВ осуществляли в округе шесть вертикально интегрированных нефтяных компаний и один независимый недропользователь (ЗАО «Синко-ННП») в 220 поглощающих скважин на 26 лицензионных участках (табл.1).

 

Таблица 1. Динамика утилизации подтоварных и сточных вод по специализированным нефтяным компаниям ХМАО-Югры в 2002-2009 гг.

 

На рис. 3 приведены объёмы утилизации ПСВ в 2009 г. по предприятиям ХМАО-Югры.

 

Рис. 3. Объемы утилизации подтоварных и сточных вод в 2009 году по предприятиям Югры

  

Впервые в 2009 году в ГП «НАЦ РН им. В.И.Шпильмана» поступили месячные эксплуатационные рапорта о работе поглощающих скважин от трех предприятий округа: ОАО «НК РосНефть» (РН-ЮНГ), ТПП «Покачёвнефтегаз» и ООО «Тарховское», осуществлявших сброс излишков ПСВ на 15 лицензионных участках. В табл. 2 представлена среднесуточная приемистость поглощающей скважины по предприятиям ХМАО-Югры в 2009 году.

 

Таблица 2. Среднесуточная приемистость на скважину по предприятиям ХМАО-Югры в 2009 году

  

На рис.4 приведены объёмы утилизации ПСВ в 2009 году по 26 лицензионным участкам округа. В 2009 году по отношению к 2008 году на 2-х лицензионных участках (Полуденном и Вахском) сброс излишков ПСВ не производился. На 5 лицензионных участках снизились утилизируемые излишки ПСВ (Северо-Варьёганском, Ай-Ёганском, Тюменском, Савуйском, Мыхлорском). На 6 лицензионных участках в 2009 году произошло увеличение сброса излишков ПСВ (Ватинском, Самотлорском, Нижневартовском, Егурьяхском, Советском и Северо-Ореховском). На Мамонтовском лицензионном участке (ОАО «НК РосНефть») отмечается наибольший объём утилизированных излишков ПСВ, равный 4 млн 711 тыс. 900 м³ через 48 поглощающих скважин.

 

Рис. 4. Объемы утилизации подтоварных и сточных вод за 12 месяцев 2009 г. по лицензионным участкам ХМАО-Югры, тыс. м³ 

 

На 15 лицензионных участках (месторождениях) впервые в 2009 году начался сброс излишков ПСВ, и объём утилизированных излишков ПСВ по новым лицензионным участкам составил 18 млн м³ (58,6%). Средняя (уплотнённая) приемистость на 1 поглощающую скважину по новым лицензионным участкам составила 738 м³/сут. В табл. 3 представлены основные показатели нефтяных месторождений, введённых в 2009 году под утилизацию излишков ПСВ.

 

Таблица 3. Показатели по месторождениям, введённым под утилизацию излишков ПСВ в 2009 году

  

Утилизация ПСВ в 2009 году производилась на лицензионных участках, территориально расположенных в 4-х административных районах ХМАО-Югры: Нижневартовском, Нефтеюганском, Сургутском и Ханты-Мансийском. Наибольший сброс (57,9%) излишков ПСВ осуществляется на 13 лицензионных участках Нижневартовского района, а именно – Тюменском, Покачёвском, Ватинском, Самотлорском, Нижневартовском, Ершовом, Ай-Ёганском, Егурьяхском, Южно-Покачёвском, Советском, Северо-Варьёганском, Северо-Ореховском, Мыхлорском через 77 поглощающих скважин. В декабре 2009 г. среднесуточный сброс по Нижневартовскому району составил 55,8 тыс.м³, а среднесуточная уплотнённая приемистость на скважину составила 817 м³/сут.

Фонд поглощающих скважин

В 2009 году в округе фонд действующих поглощающих скважин увеличился в 4,7 раза по сравнению с 2008 годом и составил 220 поглощающих скважин. Среднесуточная приемистость на скважину по округу в 2009 году составила 638 м³/сут. В табл.4 представлена динамика фонда поглощающих скважин по предприятиям ХМАО-Югры с 2007 по 2009 годы (по МЭРам недропользователей округа).

 

Таблица 4. Динамика фонда поглощающих скважин по предприятиям ХМАО-Югры в 2007-2009 гг. (из МЭРов)

  

Более 62% работающих поглощающих скважин в отчётном году приходится на ОАО «НК РосНефть» (оператор РН-ЮНГ). Это предприятие впервые в 2009 году приступило к утилизации излишков ПСВ на 11 лицензионных участках через 138 скважин в аптальб-сеноманский водоносный комплекс в соответствии с полученными в 2008-2009 гг. дополнениями к основным лицензиям на добычу нефти и газа в пределах Южно-Сургутского, Усть-Балыкского, Солкинского, Мамонтовского, Тепловского, Ефремовского, Среднебалыкского, Угутского, Правдинского, Северо-Салымского, Приразломного, Приобского лицензионных участков. Поглощающие скважины оборудованы измерительной аппаратурой (ТМ, накладным прибором СП) для учёта расхода сброшенных излишков ПСВ. Давления закачки варьируют от 125 до 160 атм при расходе воды на скважинах 127-226 м³/сут. Сброс излишков ПСВ составил в 2009 году около 41% от общего объёма утилизируемых излишков ПСВ округа. Общие толщины объекта утилизации апт-альб-сеноманского водоносного комплекса в пределах лицензионных участков этого предприятия изменяются от 73 м (скв. 6105) до 646 м (скв. 277). Кровля объекта эксплуатации отмечается на абсолютных отметках – 933 м (скв.411), подошва – 2138 м (скв.9032). Среднесуточный сброс излишков ПСВ в декабре 2009 года на 9 лицензионных участках Нефтеюганского административного района составил 69219 м³ в 112 поглощающих скважин со среднесуточной уплотнённой приемистостью на скважину – 547 м³/сут.

Для систематического измерения пластового давления и режимных наблюдений в поглощающем фонде скважин округа имеется 7 пьезометрических скважин, расположенных на лицензионных участках трех предприятий, а именно: ООО «СП Ваньёганнефть» (Ай-Ёганский лицензионный участок – 2 скважины), ОАО «Томскнефть» (Советский лицензионный участок – 1 скважина) и ОАО «НК РосНефть» (Южно-Сургутский лицензионный участок – 4 скважины). Один раз в месяц в пьезометрических скважинах осуществляются режимные наблюдения, в частности – замеры статистического уровня, температуры, пластового давления, а также отбор проб пластовых вод на физико-химический и газовый анализы. Коэффициент использования фонда поглощающих скважин по округу составляет 73%.

ЛИТЕРАТУРА

1. Авторский надзор на этапе опытнопромышленной утилизации подтоварных вод на Тюменском, Гун-Ёганском, Лор-Ёганском и Никольском месторождениях нефти (территория деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск»).- 2006.- ЗСФ ИНГГ СО РАН.

2. Авторский надзор за утилизацией подтоварных вод на Самотлорском лицензионном участке (территория деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск»).- 2008.- ЗСФ ИНГГ СО РАН.

3. Палкин С.С. и др. Положение о порядке лицензирования пользования недрами для закачки вод и для сброса сточных и подтоварных вод в глубокие водоносные горизонты ХМАО. — «ГИДЕК». -1998.

4. Курчиков А.Р. и др. Опыт работ по утилизации подтоварных вод на месторождениях нефти //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО/ Материалы седьмой научно-практической конференции. – Ханты-Мансийск.- 2004.

5. Миронов Е.А. Закачка сточных вод нефтяных месторождений в продуктивные и поглощающие горизонты. — М.: Недра.- 1976.