ТПП «Когалымнефтегаз» разрабатывает 16 месторождений с эксплуатационным фондом нефтяных скважин 8 тыс. и 3,5 тыс. — нагнетательных. Вполне стандартная на сегодня проблема заключается в большом объеме добываемой жидкости (более 300 тыс. м³/сут) по отношению к объему нефти. Обводненность переходящего фонда достигает 85–86%. Присутствуют все характерные проблемы — ЗКЦ, НЭК и т.п.

За девять месяцев 2010 года мы выполнили на фонде 48 ГТМ в рамках КР1 и КР2 (преимущественно). За прошедший год на эти скважины пришлось порядка 20 тыс. т дополнительно добытой нефти (ДДН) при средней стоимости одной скважино-операции около 3 млн руб. (табл. 1).

В 2010 году планировалось выполнить ГТМ на 102 скважинах по программам КР1 и КР2, однако после анализа результатов первого квартала 2010 года мы пересмотрели объемы ГТМ, исключив неэффективные ремонты по КР1 и 2.Кроме КР1 и КР2 также выполнялись работы по переводу скважин на эксплуатацию вышеи нижележащих горизонтов. Переходы выполнялись в основном на нижележащие пласты с отключением верхних пластов с высокими ФЕС, запасы УВ которых выработаны и характеризуются выдержанным распространением по площади. Как правило, последнее приводит к двухстадийным РИР.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТ

Из общего числа скважин, на которых проводились работы в 2009 и 2010 годах, планового прироста добычи нефти достигли 58 и 60% соответственно (табл. 2, рис. 1). При этом по сравнению с 2009 годом удельная эффективность РИР в 2010 году оказалась выше на 0,31 т/сут.

В основном выполнялись ГТМ по КР2 на действующем фонде (табл. 3, рис. 2). К планированию КР1 подход был достаточно жестким — либо это были работы в рамках ОПР, либо на основании тщательного анализа текущего состояния скважин.

По направлению КР1 ОПР на трех скважинах проводила компания «Пертроальянс». Две скважины были успешно отремонтированы со среднесуточным приростом дебита в пять и три тонны. На одной скважине ремонт оказался неудачным. Работы выполнялись на пластах АВ8 мощностью 5–6 м. На остальных скважинах успешность оказалась на уровне 50%.

К ликвидации негерметичности ЭК приходится также подходить избирательно. Что характерно для старого фонда скважин, негерметичность ЭК в основном появляется на уровне 500–900 м напротив сеноманского пласта большой мощности. При неудачных ЛНЭК изоляционными методами интервалы НЭК ликвидировали применением двухпакерных компоновок фирмы «Навигатор» и компоновок ЭЦН+пакер фирмы «Геоник» (6 скважин в 2010 году).

На работающих скважинах ведется работа по ОВП с целью уменьшения набора жидкости — закачиваем 30–40 м³ материала. Работы зачастую ведутся на скважинах с дебитами 250–400 м³/сут, и иногда при этом мы фиксируем рост дебита нефти на 2–5 т/сут.

ВЫВОДЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ

В настоящий момент мы ведем поиск новых технологий для РИР. В текущем году привлекаем компанию «Азимут», но на этом не останавливаемся, конечно. Необходимо привлечение более широкого круга сервисных компаний для возможности выбора подрядных организаций и наиболее эффективныхтехнологий. Ведь, несмотря на высокий процент успешности по всем технологиям, эффект от РИР зачастую оказывается непродолжительным — два-три месяца от даты ввода скважины после ГТМ, что в свою очередь не оправдывает применяемую технологию и не обеспечивает экономическую эффективность мероприятий.

Кроме того, по нашему мнению, дальнейшие работы в данном направлении не должны ограничиваться пересмотром «старых» и привлечением новых технологий с отработанным механизмом заинтересованности подрядчика в получении эффекта и выплатой «бонусов» сверх плана. Необходимо сформировать группу специалистов (комплексный анализ работ, работа с подрядными организациями, курирование технологии РИР), способных эффективно решать задачи ТПП «Когалымнефтегаз».