Сегодня перед проектировщиками появились и новые проблемы:
• общее снижение качества запасов по вновь вводимым месторождениям Западной Сибири, преобладание среди них низкопродуктивных, сложнопостроенных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, а также выход в поздние стадии разработки крупнейших среди ранее введенных месторождений; в обоих случаях сложность разработки возрастает;
• дальнейшее продвижение нефтедобычи на север и усложнение условий для строительства промысловых объектов (вечная мерзлота), повышение требований к их технической надежности и экологической безопасности;
• повышение требований к экономичности нефтедобычи и в особенности – к экономичности эксплуатации малодебитного фонда скважин.
Но главное – это изменение форм собственности и всей организационно-правовой сферы нефтедобычи, появление недропользователей (НП) с негосударственными формами собственности (крупные НК, а также средние и малые структуры) при государстве-недровладельце (НВ) в лице федеральных и территориальных органов власти. С распадом прежней отраслевой системы нормативно-правового и методического обеспечения разработки и обустройства месторождений стал необходимым новый комплексный поход к стадиям проектирования, строительства и эксплуатации.
Структура и качество запасов через показатели разработки определяют требования к системам добычи, сбора и подготовки нефти, газа и воды. Необходимы качественно новые технологии по системам ППД (поддержания пластового давления). Особая задача – обустройство малых месторождений и отдельных участков освоенных месторождений с их привязкой к системам других НП с обеспечением возможности подключения и взаиморасчетов.
Продвижение в арктические зоны означает, помимо общего ужесточения природно-климатических условий, размещение всех промысловых объектов и систем на вечной мерзлоте, чего прежде (при островной мерзлоте) удавалось избегать, что заставляет по-новому решать задачи транспортного и энергетического обеспечения. Уже на стадии проектирования необходимо учитывать требования к экологической безопасности и охране природной среды, в том числе разрабатывая методы объективной количественной оценки этих показателей.
Отдельный комплекс проблем – реконструкция обустройства старых месторождений региона, технологические системы которых, рассчитанные на условия пика добычи нефти, в первую очередь трубопроводы, приходят в аварийное состояние.
Однако по подобным природным и техническим аспектам (структура запасов, природные условия, требования надежности и экономичности) уже существуют наработки и современные технологии решения соответствующих задач. Принципиально же новые задачи ставит изменение организационно-правовых форм нефтедобычи с разделением НВ и НП. Это прежде всего государственный контроль объектов и систем обустройства на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации по следующим показателям:
• соответствие систем обустройства требованиям проекта разработки с учетом его периодических ревизий и корректировок;
• соответствие действующим нормам уровня промысловых технологий (качество продукции, степень утилизации попутного газа, выбросы, потери и т.д.), а также уровня технической надежности и экологической безопасности объектов и систем;
• полнота и качество функционирования системы контроля и учета добычи нефти с включением надзорного контроля разработки и налогового учета добычи.
Здесь также необходимо разработать количественные оценки требуемых уровней, способы их обеспечения уже на стадии проектирования и методы определения их фактических значений при обследованиях действующих объектов и систем.
С новыми организационно-правовыми формами нефтедобычи связаны и увеличение расчетных сроков разработки месторождений и эксплуатации объектов и систем обустройства, обеспечение эволюционного характера изменений технологических систем обустройства по стадиям разработки месторождения без перестройки их структуры, введение единой системы контроля и учета добычи нефти предприятия. Иначе по истечении первых 10–15 лет эксплуатации высокий физический износ технологических систем при сниженной добыче нефти сделает проблематичной дальнейшую эксплуатацию месторождения. Если прежде государство руководствовалось долговременной перспективой и могло перераспределять доходы от эксплуатации разных месторождений, то в новых условиях, особенно при несовершенной налоговой системе, у НП нет для этого стимулов, а нередко и возможностей. Нельзя и заставить их содержать убыточные предприятия (одна из причин появления огромного количества простаивающих скважин). Между тем мировой опыт показал, что при соответствующем упорядочении отношений крупный и малый нефтедобывающий бизнес нужны и полезны друг другу. Для этого в проектах обустройства важно предусмотреть возможности обособления групп скважин, передаваемых малому бизнесу, и организацию учета продукции по ним, а также возможности ее передачи в систему сбора основного НП.
Требование эволюционности преобразования технологических систем по стадиям разработки ведет к существенным изменениям проектных решений с тем, чтобы предусмотреть возможность их преобразования по стадиям разработки без перестройки структуры с разнесением замены отработавшего свой ресурс оборудования и трубопроводов во времени. Ключевым моментом эволюции является рациональное размещение пунктов сброса, подготовки и утилизации пластовых вод: например, на первом этапе это – ЦПС, на втором – площадки ДНС (дожимные насосные станции), на третьем – площадки УПСВ (установки предварительного сброса воды).
Обеспечение конструктивной, строительной и технологической надежности промысловых трубопроводов требует реализации структурных изменений, направленных на сокращение их общей протяженности за счет укрупнения кустов скважин, сокращение размеров участков добычи, организации раннего сброса и утилизации пластовых вод и ряда других мер.
«Гипротюменнефтегаз» уже сегодня предлагает принципиально новые решения и разработки, готовые к использованию в изменившихся условиях. Так, для систем ППД разработана технология дискретных закачек (патент на изобретение № 2186954, приоритет от 19.07.2000 г.), в полной мере отвечающая новым требованиям разработки к заводнению в части управляемости и информативности воздействий на пласт.
Особого внимания заслуживает создание единой для предприятия системы контроля и учета добычи нефти (СКУ ДН). Новыми ее составляющими должны стать надзорный контроль разработки (НКР) – поскважинный учет закачек и отборов и налоговый учет добычи (НУД), осуществляемый в непосредственной близости от добывающих скважин. НУД должен также обеспечить учет добычи нефти по лицензионным участкам и месторождениям, коммерческий учет неподготовленной нефти при передаче продукции скважин одним НП в систему сбора другого. Как составные части государственного контроля нефтедобычи НКР и НУД требуют специальной организации сбора, обработки и представления данных с мерами по обеспечению их точности, достоверности и защиты от несанкционированного доступа.
Принципиально важный момент – перенос НУД из пунктов товарной сдачи нефти (и газа) в непосредственную близость к добывающим скважинам, так как только такой учет может служить базой для реального налогообложения и его дифференциации по условиям добычи. Наиболее подходящим местом для этого являются УПСВ.
В Гипротюменнефтегазе разработаны принципиальные решения по организации контроля и учета добычи, включая НУД и НКР, по участкам добычи с УПСВ и непосредственно по скважинам с решением указанных выше задач дифференцированного налогообложения (см. «Нефтяное хозяйство». 2005. № 11).
В целом СКУ ДН должна объединить контроль и учет по всем ступеням технологического процесса – от скважин до товарной сдачи нефти, обеспечив достоверность контроля и учета, возможность сведения балансов по составляющим (добыча, товарная сдача, собственные нужды, контролируемые и неконтролируемые потери) и тем самым на основе современных информационных технологий – прозрачность производственного процесса, своевременное выявление узких мест, общее повышение эффективности технологий и оборудования.
Наконец, с упорядочением отношений государства с НП становится все ощутимее потребность в упорядочении рынка научно-технических услуг в области нефти и газа с возрастанием роли независимых комплексных проектных институтов с завершенным технологическим циклом – проектное производство, инженерные изыскания, научное обеспечение проектирования. Лишь такие структуры способны в полном объеме и на всех этапах (проектирование, строительство, эксплуатация) выполнять функции генеральных проектных организаций (ГПО) по проектированию разработки и обустройства нефтяных и газовых месторождений, под чьей эгидой на условиях субподряда или обязательной экспертизы работают остальные участники этого процесса (научные и проектные организации). ГПО способны взять на себя решение и другой проблемы – обновления, развития и ведения нормативной документации по проектированию, обустройству и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
Целесообразность подобного подхода к обустройству месторождений подтверждается 40-летним опытом Гипротюменнефтегаза, в том числе опытом работы в современных рыночных условиях.
Автор: Сергей СОКОЛОВ, главный инженер ОАО «Гипротюменнефтегаз» Виктор ОРБАТИКОВ, главный специалист ОАО «Гипротюменнефтегаз», www.technopolis21.ru
