Снова в строй

В «Газпром нефти» создана автоматизированная система мониторинга неработающего фонда скважин.

В «Газпром нефти» создана автоматизированная система мониторинга неработающего фонда скважин.

Текст: Вячеслав Калинин

Вопрос увеличения извлекаемой доли геологических запасов углеводородов, и в первую очередь из разрабатываемых месторождений, — сегодня один из самых актуальных для российской нефтянки. Критерием рационального использования запасов является коэффициент извлечения нефти (КИН), который в среднем по основным месторождениям России находится на уровне 0,28–0,3, то есть объем добываемой нефти не превышает 28–30% от геологических запасов залежи. Нарастить КИН можно различными способами, в том числе и вовлекая в работу ранее остановленные эксплуатационные скважины.

ЗАВЕТНЫЙ КИН
24 571 единицу составлял неработающий фонд нефтяных скважин в России к октябрю 2011 года

Наиболее оптимистичные экспертные оценки сводятся к тому, что широкое использование инновационных технологий добычи вкупе с рациональным и в то же время массовым вводом в работу некогда остановленных скважин может дать прибавку в 7–8% коэффициента извлечения нефти. В целом же по российским месторождениям увеличение КИНа только на 1% сопоставимо с вводом в эксплуатацию нового месторождения с запасами в 100–150 млн тонн нефти.

В то же время, по данным федерального государственного унитарного предприятия «Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса» (ГП ЦДУ ТЭК), к октябрю 2011 года неработающий фонд нефтяных скважин в России составлял 24571 единицу (15,3% от всего эксплуатационного фонда). Одна из причин такой негативной тенденции состоит в том, что разработка большинства крупных месторождений находится в завершающей стадии и характеризуется ухудшением геолого-промысловых условий и снижением экономических показателей.

Актуален вопрос повышения КИНа на действующих месторождениях и увеличения доли извлекаемых запасов на новых активах в Восточной Сибири и на Ямале и для «Газпром нефти». Несмотря на высокую обводненность залежей и непростые условия извлечения, объемы нефти, остающиеся в недрах, более чем достаточны для сохранения целесообразности ее добычи. Особенно актуальна задача сокращения неработающего фонда скважин и вовлечения в разработку дополнительных запасов для «старых» нефтедобывающих предприятий компании, в первую очередь «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» (ННГ) и «Муравленковскнефти». На 1 июня 2010 года в ННГ насчитывалось 7606 неработающих скважин. Рентабельность возврата скважины в эксплуатацию зависит от ряда постоянно меняющихся факторов. Самые важные из них: цена на нефть, стоимость геолого-технических мероприятий, необходимых для возврата скважины в действующий фонд, наличие работоспособной инфраструктуры. Учет этих основополагающих причин, а также необходимость постоянного пересмотра уровня рентабельности при изменении внешних факторов, как по каждой конкретной скважине, так и в целом по месторождению, находящемуся в процессе разработки, требует больших затрат. В то же время вовлечение в работу значительного количества рентабельных скважин из бездействующего фонда позволяет повысить КИН на действующих месторождениях и в конечном счете увеличить прибыль компании. Поэтому на рубеже 2009–2010 годов руководство компании поставило перед Научно-техническим центром «Газпром нефти» и добывающими предприятиями задачу по созданию эффективной системы мониторинга неработающего фонда.

15 ЛЕТ ЗА ДВОЕ СУТОК
30% от геологических запасов залежи составляет средний объем добываемой нефти

Специалисты компании рассчитали, что использование современной автоматизированной системы позволит в несколько раз сократить затраты на анализ рентабельности неработающих скважин при принятии решения об их восстановлении. Группа разработчиков комплекса «Автоматизированная система мониторинга неработающего фонда» была создана в структуре Блока технологий Научно-технического центра и за 2010–2011 годы в целом завершила работу по созданию программного продукта, с помощью которого появилась возможность решения трех основных задач: анализа ситуации по неработающему фонду скважин, подбора геолого-технических мероприятий (ГТМ) и оценки рентабельности вывода скважин из бездействия. Разработчики создали простой и удобный интерфейс, доступный рядовому пользователю при условии, что он знаком с основными профессиональными вопросами разработки нефтяных месторождений и имеет представление о планировании и проведении ГТМ. По словам начальника отдела техники и технологии добычи нефти «Газпромнефть НТЦ» Владислава Зацепина, консолидированная в программном комплексе база данных по фонду скважин конкретного месторождения позволяет помочь в решении нескольких серьезных производственных задач. Программа точно обозначит скважины, составляющие неработающий фонд, и выдаст первичную информацию о причинах их остановки: исчерпание запасов, авария и так далее. Дальнейший пошаговый анализ в ходе углубления в проблематику конкретного месторождения укажет граничные значения запасов, показатели дебитов и обводненности скважин, стоимость нефти при добыче в текущий момент и другие важнейшие параметры и в итоге осуществит подбор необходимых ГТМ. Как утверждают разработчики, одним щелчком мыши можно вызвать информацию по любой из скважин, находящейся в неработающем фонде, в том числе — историю разработки, проведение операций по исследованию, результаты каротажа, проведенные ремонты и так далее. Венцом процесса анализа неработающего фонда месторождения является ранжирование скважин, то есть составление списка объектов, удовлетворяющих технологическим и экономическим критериям для возобновления работы. По предварительным расчетам, на ручной анализ проблематики, связанной с выводом конкретной скважины из бездействия, специалист может потратить до 28,5 тыс. рабочих часов (14,2 года рабочего времени). В автоматическом режиме с использованием созданного программного продукта время для оценки результатов расчета и отбора скважины-кандидата сокращается до 48 часов.

АВТОМАТИЗАЦИЯ В ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЕ
Более 200 скважин запланировано вывести из бездействия в 2012 году только в «Муравленковскнефти»

Созданный специалистами НТЦ программный комплекс проходит обкатку на месторождениях «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» и «Муравленковскнефти». Для комплексного испытания был выбран весь массив неработающего фонда скважин ННГ, в «Муравленковскнефти» для демонстрации программы использовались данные по Муравленковскому и Суторминскому месторождениям. В ходе демонстрации разработчики по заданию сотрудников нефтедобывающего предприятия в режиме онлайн показали, какие операции может осуществлять пользователь программы. По нескольким параметрам, заданным специалистами добывающих предприятий, сотрудники НТЦ буквально за несколько минут отобрали необходимое количество скважин — кандидатов для проведения ГТМ из состава неработающего фонда. В итоге было принято решение о соответствии комплекса техзаданию. Удаленный доступ к программному комплексу получили все добывающие предприятия компании. По мнению начальника отдела по работе с пластом «Газпромнефть-ННГ» Андрея Липлянина, комплекс имеет свои достоинства: «Созданная программа полезна тем, что содержит базу данных по неработающему фонду «Газпром нефти», в ней организован расчетный модуль для оценки потенциала всех скважин неработающего фонда, а также производится экономическая оценка планируемых мероприятий. В настоящий момент мы освоили и используем в повседневной работе программный комплекс NGTSmart, который позволяет проводить анализ всего фонда скважин. И было бы целесообразнее интегрировать в NGT этот программный комплекс, чтобы пользоваться одной программой. Заместитель начальника отдела стимуляции пласта «Муравленковскнефти» Алексей Шорохов также считает, что у программы имеется потенциал, который нефтяникам необходимо использовать в работе: «На мой взгляд, у программы есть несколько моментов, которые не реализованы в других аналогичных продуктах: например, с ее помощью достаточно быстро и качественно ведется подбор скважин — кандидатов на проведение комплекса ГТМ. При условии дальнейшей адаптации комплекса и ее интеграции с другими специальными программами она сможет стать хорошим подспорьем в работе профессионалов». Производственные программы нефтедобывающих предприятий «Газпром нефти» в 2012 году предусматривают проведение больших объемов различных геолого-технических мероприятий. Например, только в «Муравленковскнефти» запланировано вывести из бездействия более 200 скважин. В основном это будут операции по гидроразрыву пласта, их планируется провести на 78 объектах, зарезка боковых стволов запланирована на 40 скважинах, еще 22 скважины будут углублены до нового проектного горизонта. Кроме того, нефтяники намерены вывести из бездействия еще около 100 скважин, на которых добыча, по подсчетам специалистов, рентабельна в текущих экономических условиях.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ