Тошкент вақти - 
Журнал Ҳаракат
№1 (34) 2002. И к т и с о д
Али Аббос -
Кукдумалок - Узбекистон инкирозининг ойнаси (рус.)
КОКДУМАЛАК – ЗЕРКАЛО УЗБЕКСКОГО КРИЗИСА
Нефтяная промышленность Узбекистана стремительно теряет свои позиции, поскольку ежегодный объем добычи демонстрирует устойчивую тенденцию к снижению. У узбекских проблем две причины: первая - в течение долгого времени нет прироста промышленных запасов нефти, вторая - добыча на действующих месторождений ведется без применения новых технологий. Для радикального исправления положения Ташкенту нужно время и инвестиции для новых геологических открытий, но в ближайшей перспективе дать передышку узбекам могут только новые технологии для разработки старых месторождений.
По мере приближения к концу 2001 года становится все более ясно, что нефтяной кризис в Узбекистане набирает силу. В уходящем году объем производства нефти составит цифру близкую к семи миллионам тонн. В 2000 году узбекские нефтяники добыли 7,5 млн т нефти, в 1999 - 8,1 млн т. При таких темпах падения добычи ее уровень приблизится к нулевой отметке уже через десять лет.
Классический пример кризиса узбекской нефтяной промышленности - месторождение Кокдумалак в Западном Узбекистане. Геологи Национальной холдинговой компании "Узбекнефтегаз", которая разрабатывает месторождение, оценивают его извлекаемые запасы в 54.3 млн т нефти, 67.4 млн т конденсата и 128 млрд кубометров газа. Недра Кокдумалака содержат примерно треть всего объема разрабатываемых запасов нефти в стране.
На момент начала разработки месторождение в 1988 году у него были следующие параметры: газовый фактор составлял 101-230 м3/тонн, плотность нефти была 0,8740 г/см3, нефтенасыщенность 0,8751. Коэффициент отдачи нефти достигал 0.55%. На пике добычи месторождение давало до 5 млн т жидких углеводородов (УВ) в год.
В 1996 году произошло обвальное падение пластового давления, началась закачка воды в пласт, а с 1997 года был внедрён сайклинг-процесс. Но отбор нефти намного превышал закачку воды, возник дисбаланс давления между нефтяной и газовой частями месторождения. В результате газ прорвался из газовой шапки в нефтяную залежь и стал оттеснять нефть скважин.
Сейчас дебит нефти в отдельных скважинах снизился примерно в два-три раза по сравнению с прежним уровнем добычи в 205 т/сутки. Злосчастный газовый фактор возрос с 200 м3/т до 800 - 3000 м3/т. Зато коэффициент нефтеотдачи снизился до 35%. Объем добычи жидких УВ на месторождении в 2001 году едва составит 3.5 млн т.
Точка опоры
В начале января 2001 года на Кокдумалаке появилась точка опоры для его возможной реабилитации. В стволе скважины № 289 было установлено забойное устройство Системы Оптимизации Добычи (СОД). СОД - новая технология, разработанная для нефтяных месторождений с высоким газовым фактором (более 120м3/т) и быстрым снижением пластового давления американской компанией GMG-International.
Скважина 289 расположена в юго-восточной загазованной части месторождения. Перспективы добычи нефти без устройства СОД на этой скважине ничем не отличались от близлежащих к ней, в которых с 1998 года начал проявляться "прорывной газ". Средний дебит на этих скважинах снизился со 130 - 160 т/cут до 40 - 80 т/cут, упала плотность смеси жидких УВ, в несколько раз вырос газовый фактор.
Но после установки устройства СОД скважина 289 работает уже почти год с возрастающей эффективностью, поддерживая добычу нефти на оптимальном уровне. (Смотри таблицу 1 и график 1). Прирост добычи жидких УВ составил 22 т/cут, газовый фактор уменьшился с 1020 до 885 м3/т. За первые 10 месяцев работы СОД в скважине 289 получено дополнительно более 6000 т жидких углеводородов, в том числе, 5200 т нефти.
В яблочко
Применение технологии СОД на Кокдумалаке оказалось столь эффективным потому, что наилучшим образом подходит для работы на месторождениях, где газ прорывается в нефтяную залежь. В призабойной зоне пласта в этом случае возникает скин-эффект, приводящий к частичной блокировке нефти и опережающему выходу газа из пласта, что способствует ещё более быстрому снижению пластового давления, дебита нефти и нефтеотдачи пласта.
Суть СОД заключается в перераспределении давления в системе пласт-скважина и поддержании забойного давления на оптимальном уровне. Осуществляется это путем установки в скважине специального забойного устройства. Оно представляет собой многопараметрическую систему трубок Вентури различной длины, диаметров и сопел. Их геометрические размеры рассчитываются индивидуально для каждой скважины таким образом, чтобы создать необходимое гидродинамическое сопротивление и поддерживать забойное давление на оптимальном уровне при изменении пластового в определённом диапазоне значений.
В результате СОД позволяет снизить или полностью убрать развивающиеся газовый и/или водяной конусы. И, несмотря на то, что при этом снижается давление на пласт, дебит скважин по нефти обычно возрастает за счет перераспределения освобождения перфорационных отверстий от газового конуса.
Первая помощь
Успешное применение только одной современной технологии только на одной скважине единственного месторождения не спасет нефтяную индустрию Узбекистана. Однако пример использования СОД показывает Ташкенту, где находится "кислородная подушка" для его задыхающейся отрасли.
Прогнозные ресурсы нефти оцениваются в более чем 3,5 млрд т. В 2001 году освоением новых запасов углеводородов занялись российские "Итера" и ЛУКОЙЛ, а также "УзПек" из Великобритании. Но для того чтобы их проекты начали приносить конкретные результаты в виде продукции, потребуется до десяти лет.
Ближайшее же будущее узбекской "нефтянки" основывается на том факте, что месторождения Узбекистана истощены в среднем почти наполовину, а их остаточные извлекаемые запасы составляют немногим более 50 млн т. При внутренней потребности в 6 млн т нефти в год Ташкент может начать ее импорт уже в 2003 году, и в ближайшие годы после этого закупки будут только возрастать. И вряд ли соседние страны - Казахстан, Туркменистан и Россия согласятся продавать узбекам нефть по его внутренним ценам - $40 за тонну.
Для того чтобы уменьшить расходы на импорт и зависимость от соседей, Ташкенту придется инициировать все новые контракты на поставку оборудования и услуг для интенсификации собственной добычи. Это значит, что уже в ближайшее время Узбекистан начнет более активно покупать сервисные услуги для нефтяной отрасли с целью остановить или замедлить падение добычи. Ведь альтернативой станет углубление кризиса.
С другой стороны, нефтяным трейдерам следует иметь в виду, что в ближайшие годы Узбекистан, скорее всего, перестанет быть экспортером нефтепродуктов, и станет импортером сырой нефти.
Али Аббас
rusenergy.com
04 Jan 2002
От редакции: Итересно, какая будет реакция узбекских специалистов на заключение автора статьи о том, что Узбекистан «скорее всего станет импортером сырой нефти»? Это злопыхательство российского специалиста или новое «достижение» узбекской экономики под руководством академика-экономиста Каримова?
Нефтяная промышленность Узбекистана стремительно теряет свои позиции, поскольку ежегодный объем добычи демонстрирует устойчивую тенденцию к снижению. У узбекских проблем две причины: первая - в течение долгого времени нет прироста промышленных запасов нефти, вторая - добыча на действующих месторождений ведется без применения новых технологий. Для радикального исправления положения Ташкенту нужно время и инвестиции для новых геологических открытий, но в ближайшей перспективе дать передышку узбекам могут только новые технологии для разработки старых месторождений.
По мере приближения к концу 2001 года становится все более ясно, что нефтяной кризис в Узбекистане набирает силу. В уходящем году объем производства нефти составит цифру близкую к семи миллионам тонн. В 2000 году узбекские нефтяники добыли 7,5 млн т нефти, в 1999 - 8,1 млн т. При таких темпах падения добычи ее уровень приблизится к нулевой отметке уже через десять лет.
Классический пример кризиса узбекской нефтяной промышленности - месторождение Кокдумалак в Западном Узбекистане. Геологи Национальной холдинговой компании "Узбекнефтегаз", которая разрабатывает месторождение, оценивают его извлекаемые запасы в 54.3 млн т нефти, 67.4 млн т конденсата и 128 млрд кубометров газа. Недра Кокдумалака содержат примерно треть всего объема разрабатываемых запасов нефти в стране.
На момент начала разработки месторождение в 1988 году у него были следующие параметры: газовый фактор составлял 101-230 м3/тонн, плотность нефти была 0,8740 г/см3, нефтенасыщенность 0,8751. Коэффициент отдачи нефти достигал 0.55%. На пике добычи месторождение давало до 5 млн т жидких углеводородов (УВ) в год.
В 1996 году произошло обвальное падение пластового давления, началась закачка воды в пласт, а с 1997 года был внедрён сайклинг-процесс. Но отбор нефти намного превышал закачку воды, возник дисбаланс давления между нефтяной и газовой частями месторождения. В результате газ прорвался из газовой шапки в нефтяную залежь и стал оттеснять нефть скважин.
Сейчас дебит нефти в отдельных скважинах снизился примерно в два-три раза по сравнению с прежним уровнем добычи в 205 т/сутки. Злосчастный газовый фактор возрос с 200 м3/т до 800 - 3000 м3/т. Зато коэффициент нефтеотдачи снизился до 35%. Объем добычи жидких УВ на месторождении в 2001 году едва составит 3.5 млн т.
Точка опоры
В начале января 2001 года на Кокдумалаке появилась точка опоры для его возможной реабилитации. В стволе скважины № 289 было установлено забойное устройство Системы Оптимизации Добычи (СОД). СОД - новая технология, разработанная для нефтяных месторождений с высоким газовым фактором (более 120м3/т) и быстрым снижением пластового давления американской компанией GMG-International.
Скважина 289 расположена в юго-восточной загазованной части месторождения. Перспективы добычи нефти без устройства СОД на этой скважине ничем не отличались от близлежащих к ней, в которых с 1998 года начал проявляться "прорывной газ". Средний дебит на этих скважинах снизился со 130 - 160 т/cут до 40 - 80 т/cут, упала плотность смеси жидких УВ, в несколько раз вырос газовый фактор.
Но после установки устройства СОД скважина 289 работает уже почти год с возрастающей эффективностью, поддерживая добычу нефти на оптимальном уровне. (Смотри таблицу 1 и график 1). Прирост добычи жидких УВ составил 22 т/cут, газовый фактор уменьшился с 1020 до 885 м3/т. За первые 10 месяцев работы СОД в скважине 289 получено дополнительно более 6000 т жидких углеводородов, в том числе, 5200 т нефти.
В яблочко
Применение технологии СОД на Кокдумалаке оказалось столь эффективным потому, что наилучшим образом подходит для работы на месторождениях, где газ прорывается в нефтяную залежь. В призабойной зоне пласта в этом случае возникает скин-эффект, приводящий к частичной блокировке нефти и опережающему выходу газа из пласта, что способствует ещё более быстрому снижению пластового давления, дебита нефти и нефтеотдачи пласта.
Суть СОД заключается в перераспределении давления в системе пласт-скважина и поддержании забойного давления на оптимальном уровне. Осуществляется это путем установки в скважине специального забойного устройства. Оно представляет собой многопараметрическую систему трубок Вентури различной длины, диаметров и сопел. Их геометрические размеры рассчитываются индивидуально для каждой скважины таким образом, чтобы создать необходимое гидродинамическое сопротивление и поддерживать забойное давление на оптимальном уровне при изменении пластового в определённом диапазоне значений.
В результате СОД позволяет снизить или полностью убрать развивающиеся газовый и/или водяной конусы. И, несмотря на то, что при этом снижается давление на пласт, дебит скважин по нефти обычно возрастает за счет перераспределения освобождения перфорационных отверстий от газового конуса.
Первая помощь
Успешное применение только одной современной технологии только на одной скважине единственного месторождения не спасет нефтяную индустрию Узбекистана. Однако пример использования СОД показывает Ташкенту, где находится "кислородная подушка" для его задыхающейся отрасли.
Прогнозные ресурсы нефти оцениваются в более чем 3,5 млрд т. В 2001 году освоением новых запасов углеводородов занялись российские "Итера" и ЛУКОЙЛ, а также "УзПек" из Великобритании. Но для того чтобы их проекты начали приносить конкретные результаты в виде продукции, потребуется до десяти лет.
Ближайшее же будущее узбекской "нефтянки" основывается на том факте, что месторождения Узбекистана истощены в среднем почти наполовину, а их остаточные извлекаемые запасы составляют немногим более 50 млн т. При внутренней потребности в 6 млн т нефти в год Ташкент может начать ее импорт уже в 2003 году, и в ближайшие годы после этого закупки будут только возрастать. И вряд ли соседние страны - Казахстан, Туркменистан и Россия согласятся продавать узбекам нефть по его внутренним ценам - $40 за тонну.
Для того чтобы уменьшить расходы на импорт и зависимость от соседей, Ташкенту придется инициировать все новые контракты на поставку оборудования и услуг для интенсификации собственной добычи. Это значит, что уже в ближайшее время Узбекистан начнет более активно покупать сервисные услуги для нефтяной отрасли с целью остановить или замедлить падение добычи. Ведь альтернативой станет углубление кризиса.
С другой стороны, нефтяным трейдерам следует иметь в виду, что в ближайшие годы Узбекистан, скорее всего, перестанет быть экспортером нефтепродуктов, и станет импортером сырой нефти.
Али Аббас
rusenergy.com
04 Jan 2002
От редакции: Итересно, какая будет реакция узбекских специалистов на заключение автора статьи о том, что Узбекистан «скорее всего станет импортером сырой нефти»? Это злопыхательство российского специалиста или новое «достижение» узбекской экономики под руководством академика-экономиста Каримова?
