Ватьеганское месторождение

В СП «Ватойл» доля низкодебитных по жидкости скважин относительно меньше, чем в ООО «ЛЗС», и составляет 26 %. В то же время, процент средне- и выеокодебитных (от 50 до 200 т/сут) скважин больше - 43%. Кроме того, СП «Ватойл» располагает относительно наибольшим фондом скважин, дающих более 200 т/сут жидкости (30 скважин или 9 % от действующих добывающих скважин компании).

Распределение добывающего фонда по способам эксплуатации отражает сложившуюся структуру дебитов скважин по жидкости. С самого начала разработки добывающие скважины эксплуатировались механизированным способом, и лишь малая доля их - всего 104 скважины - некоторое время фонтанировали. Последние фонтанные скважины были переведены под насосную эксплуатацию в 1997 году. В настоящее время весь добывающий фонд механизирован, основными способами эксплуатации являются установки ЭЦН и ШГН, и на объекте АВ1-3 две скважины фонтанируют.

В целом по объекту АВ1-3 на 01.01.02 число скважин с ШГН составило 785 (47,3% от общего числа действующих скважин), с ЭЦН - 871 (52,5 %). Подобное распределение характерно для СП «Ватойл», где больше половины действующего фонда работало с ЭЦН, тогда как на участках смежников большую долю составляли скважины с ШГН. В ООО «ЛЗС» действовало 624 скважины с ЭЦН (47% от общего числа действующих скважин), в ЗАО «Еганойл» -16 скв. (71%) ЭЦН и 7 скв. (30%) ШГН.

Средние дебиты скважин за декабрь 2001 г., оборудованных ШГН, во всех компаниях примерно одинаковы и составляли по ООО «ЛЗС» - 2,5 т/сут нефти (6,5 т/сут жидкости), СП «Ватойл» -2,8 т/сут (5,4 т/сут) и ЗАО «Еганойл» -1,9 т/сут (7,5 т/сут). Дебиты скважин с ЭЦН в ООО «ЛЗС» составляли в среднем 16,6 т/сут нефти (74,3 т/сут жидкости), тогда как в СП «Ватойл» они были выше - 20,8 т/сут (106,5 т/сут).

Характер обводнения скважин в пределах объекта изменяется в самых широких пределах - от длительной работы скважин с относительно низкими величинами обводненности (не более 10 - 15%) до быстрой, фактически мгновенной, обводненности до величин 60, 70 и более процентов, причем последний случай является достаточно широко распространенным.. В пределах месторождения достаточно сложно выявить закономерность положения скважин, характеризующихся тем или иным характером обводнения (он зависит от целого набора геолого-физических и технических факторов), однако краткий анализ показал, что первый тип динамики обводнения чаще встречается в скважинах, эксплуатировавших только верхний пласт АВ1, тогда как второй характеризует те скважины, где вскрыт пласт АВ2₅ либо весь продуктивный интервал АВ1-2.

Безводную нефть дают лишь единичные скважины, находящиеся на участке ООО «ЛЗС». Число скважин с невысокой обводненностью до 20% составляет на дату анализа по объекту 157 скважин (9,4 %). 1226 скважин или 73,2 % от общего числа имеют обводненность от 50 до 90% и около 22 % обводнены более чем на 90%. По отдельным предприятиям картина отличается от общей незначительно. Для всех предприятий характерно, что практически весь добывающий фонд дает нефть с водой и более половины скважин имеют обводненность выше 50%. В СП «Ватойл» доля скважин с низкой обводненностью выше, чем в среднем по горизонту, но и высокообводненных скважин также больше.

За период разработки объекта в эксплуатации на нефть перебывало всего 2502 скважины. В среднем на одну скважину, участвовавшую в разработке, отобрано 38,6 тыс.т нефти против 76,5 тыс.т удельных извлекаемых запасов, приходящихся на одну скважину (с учетом добывающих, нагнетательных и резервных) по проекту . Для ООО «ЛЗС» средний отбор на скважину составляет 36,2 тыс.т, СП «Ватойл» - 50,3 тыс.т и ЗАО «Еганойл» - 27 тыс.т.

По величине накопленного отбора нефти скважины распределены крайне неравномерно. Наибольшие объемы нефти были получены из нескольких скважин на юго-востоке центральной части залежи на территории деятельности ООО «ЛЗС» и СП «Ватойл», где добыча на одну скважину достигла 402 - 517 тыс.т (скв. 1994, 622, 1979-ООО «ЛЗС» и 1927,1928,8733- СП «Ватойл»). Более 200 тыс.т нефти дали 95 скважин.

Согласно данным отчетности предприятий доля проблемных скважин в структуре добывающего фонда достаточно стабильна ж составляла в 1998 году 55% (1400 скв), в 1999 году 52% (1344 скв), в 2000 году 52% (1362 скв). Можно говорить и об определенной стабильности «нерентабельной» составляющей проблемного фонда при колебаниях цены на нефть. Расчеты показали, что при снижении цены с 19 до 15 долларов/баррель, то есть на 20%, фонд нерентабельных скважин возрастет на 100 единиц или на 10%. Аналогично, при увеличении цены до 23 долларов/баррель фонд нерентабельных скважин уменьшится на 120 единиц или 12%.

Диапазон дебитов нефти достаточно широк. Минимальные значения по объектам составляют от 0,02 т/сут (скв. 4608, БВ1-2) до 0,3 т/сут (скв. 4460, АВ8), максимальные 2,2 т/сут (св. 8141, АВ8) - 4,4 т/сут (скв. 5191, АВ1-3).

Средние нерентабельные дебиты нефти по объектам и недропользователям практически одинаковы и составляют 1,1 -- 1,4 т/сут. Дебиты жидкости по этой группе скважин меняются в достаточно широких пределах от 0,2 т/сут (скв. 4372, объект БВ1-2) до 214 т/сут (скв. 5191, объект АВ1-3), их средние значения по объектам и недропользователям варьируют от 2,8 т/сут (ЮВ1, ЛЗС) до 29,4 т/сут (БВ1-2, Ватойл). На рис.3.26 представлены гистограммы распределения нерентабельных скважин по дебитам нефти и жидкости.

Почти 40% скважин работали с дебитами нефти менее 1 т/сут, более половины отбирали от 1 до 2,5 т/сут и лишь 7% скважин имели суточную производительность более 2,5 т/сут, в том числе 1 скважина более 4 т/сут.

Анализ данных по дебитам жидкости позволяет в первом приближении обозначить основные факторы, обусловившие нерентабельность эксплуатации рассматриваемых скважин.

Определяющим фактором для скважин с дебитами жидкости менее 3 т/сут, а они составляют почти 40% нерентабельного фонда, является их низкая продуктивность. Такие скважины убыточны даже при безводной эксплуатации. Еще 40% нерентабельных скважин, имеющих дебиты жидкости от 3 до 10 т/сут, составляют промежуточную группу, для которой и продуктивность и обводненность оказывают существенное влияние на их экономический статус. Для скважин, имеющих дебиты жидкости более 10 т/сут, основным фактором пребывания в группе нерентабельных является высокая обводненность добываемой продукции.

4.1.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

В период с начала разработки по 1989 г. включительно проектными для месторождения являлись показатели, рассчитанные в Технологической схеме разработки 1984 г. (протокол ЦКР МНП № 1173 от 25.12.1985 г.) и в дополнении к ней (БашНИПИнефть, 1987 г. протокол Главгеологии МНП № 14 от 19.02.1988 г.), определившем проектные решения и уровни добычи по первоначально не рассматривавшемуся объекту АВ8. В этот период основные несоответствия достаточно быстро обнаружились между реальными и предполагавшимися продуктивными характеристиками пластов. Фактические дебиты новых скважин по жидкости и нефти оказались заметно ниже проектных (на 40-50%). Для поддержания проектных уровней добычи с 1986 г. были увеличены объемы эксплуатационного бурения и уже к 1990 г. фонд пробуренных скважин превышал проектный на 25%. Тем не менее за рассмотренный период фактическая накопленная добыча нефти все время отставала от проектной и на 01.01 1990 г. была ниже на 10%.

В 1989 г. фактическая годовая добыча жидкости впервые достигла проектного уровня, а добыча нефти превысила проектную на 7% за счет более низкой средней обводненности скважин. К этому времени заканчивается период интенсивного разбуривания месторождения и из стадии освоения оно переходит в стадию поддержания стабильного уровня добычи нефти, продолжающуюся с колебаниями вплоть до настоящего времени. Среднегодовая фактическая добыча в период 1990-1998 г.г. составила 7950 тыс. т с отклонениями от плюс 14% до минус 11%. К моменту перехода месторождения во вторую стадию разработки проектный фонд предусмотренный техсхемой (без учета резервных скважин) был разбурен на 52%. Неразбуренными оставались обширные периферийные зоны месторождения, содержащие запасы преимущественно более «низкого качества», чем центральная часть.

Основные проектные показатели разработки были скорректированы на период 1990-1995 г.г. в рамках работы по авторскому надзору. В течение двух первых лёт указанного срока фактическая добыча нефти даже превышала проектную несмотря на незначительное отставание в отборе жидкости. С этого же времени фактические средние дебиты скважин по жидкости соответствуют откорректированным проектным, а по нефти превышают их на 3-5%. Вместе с тем из-за значительного снижения темпов бурения, набранное к 1990 г. превышение фонда над проектом, быстро теряется и в период после 1991 г. отставание фактического действующего фонда от проектного все более увеличивается, достигая почти 10% к 1996 г. Еще более значительное отставание от проекта наблюдается по нагнетательному фонду скважин. Причем в отличие от добывающего, фактический нагнетательный фонд был ниже проектного с самого начала разработки месторождения. В период 1990-1995 г.г. по отношению к скорректированному (уменьшенному) в авторском надзоре проектному фонду нагнетательных скважин наблюдалось постоянное увеличение несоответствия, составившее к 1996 г. почти 40%. Этим объясняется начавшееся с 1992 г. отставание от проекта объемов закачки, хотя средняя приемистость была по прежнему выше проектной.

В 1996 г. основные проектные показатели разработки месторождения были пересмотрены ИКР Минтопэнерго РФ (протокол № 1954 от 01.12.1995г.). Проектный уровень добычи нефти был снижен с 9,3 млн. т до 8,1 млн. т и в период 1996-1998 г.г. расхождение фактических показателей и проектных имело в целом несущественный характер. Отметим лишь, что в эти годы фактическая обводненность впервые превысила проектную, причем это превышение имеет тенденцию роста.

В связи с образованием в 1995 г. двух новых добывающих предприятий (СП "Ватойл" и ЗАО «Еганойл») и выделением в пределах площади месторождения соответствующих участков деятельности, проектные показатели на период 1996-2000 г.г. были утверждены ЦКР Минтопэнерго РФ как в целом по месторождению, так и по каждому предприятию отдельно. Проектные уровни до 2015 г. были утверждены ЦКР Минтопэнерго РФ в 1999 г. (протокол № 2464 от 27.10.99г. и протокол №2401 от26.08.99г.), где были скорректированы показатели 1999 г. и 2000 г.

В период 1999 - 2001 г.г. фактическая добыча нефти и жидкости превышали проектные показатели. Фактические средние дебиты скважин по жидкости и по нефти превышали проектные на 17-25 %. После 1998 г. сохранялся рост обводненности и превышение ее над проектной. Вместе с тем наблюдается снижения темпов бурения в период после 1991 г и только в 2001 г. объемы эксплуатационного бурения превысили проектные.

Следствием чего является превышение проектного действующего фонда скважин над фактическим с 1990 г. по 2001 г. включительно. Кроме того, наблюдается значительное отставание от проекта нагнетательного фонда скважин, хотя тенденция отставания от проекта объемов закачки начатая в 1992 г. после корректировки проектных показателей, в 1999 г., не сохранилась. В период с 1999 по 2001 г.г. фактическая годовая закачка превышает проект.

При сопоставлении проектных и фактических объемов годовой добычи нефти по недропользователям видно, что как ООО "ЛЗС", так и СП "Ватойл" в 1996-2001 г.г. ежегодно в различной степени превышали утвержденные цифры, а имевшее место незначительное невыполнение проектных объемов по месторождению в целом полностью относится на счет ЗАО «Еганойл».

Можно констатировать, что в пределах лицензионного участка ООО «ЛЗС» в рассматриваемый период времени расхождения фактических и проектных показателей по добыче и закачке в целом минимальны и лежат в пределах точности прогноза. В основном наблюдается превышение фактических показателей над проектными. Отставание по эксплуатационному разбуриванию, наблюдавшееся с 1996 г., было преодолено только в 2001 г.

В пределах лицензионного участка СП "Ватойл" в части показателей добычи отмечалось заметное перевыполнение проектных цифр, кроме 2001г., когда фактическая добыча нефти снизилась на 6 %. Суммарная добыча нефти за три года (с 1999 г. по 2001 г.) практически равна проектной, а фактическая добыча жидкости примерно на 14 % превысила проект. Действующий фонд добывающих скважин в 2001 г. был больше проектного на 13%. Такое превышение проектных уровней добычи по жидкости объясняется постоянным ростом средней продуктивности действующего фонда, особенно за счет вводимых из бурения новых скважин, по которым средний фактический дебит жидкости превышает проектный с 1996г. по 2001 г. включительно. В целом в 1996-2001 г.г. разработка участка СП "Ватойл" сопровождается мероприятиями, направленными на форсирование отборов жидкости, одним из следствий которых является и более высокая, чем планировалось, обводненность добывающей продукции.

Резюмируя сказанное выше, можно констатировать, что в истории освоения Ватьеганского месторождения выделяются три этапа планирования и осуществления проектных решений и прогноза технологических показателей разработки. Первый этап охватывает период времени с начала проектирования разработки месторождения по 1989 г., когда были проанализированы первые итоги реализации первоначальных проектных решений. Второй этап (1990-1995 г.г.) характеризуется, главным образом, совершенствованием ранее принятых проектных решений в части их увязки с существенно обновившимися данными о геологическом строении месторождения. Проектные показатели на этот период времени были скорректированы с учетом фактических данных о реальной продуктивности скважин и сложившейся ситуации с разбуриванием. Третий этап, начавшийся с 1996 г., можно квалифицировать как период дальнейшего развития уже реализованных и выработки новых проектных решений по разработке месторождения, базирующихся на генеральном пересчете запасов нефти, проведенным по состоянию на 1.01.99г.

Ниже приводятся сведения о соотношении проектных и фактических показателей по основным объектам разработки.

Поскольку в технологической схеме пласты АВ1-2 и АВЗ рассматривались как самостоятельные объекты, в данном разделе информация по их разработке приводится как совместно, так и раздельно.

Эксплуатационное разбуривание залежей АВ1-2 и АВЗ было начато в 1984-85 гг. на первоочередном участке в районе кустовых площадок №№32, 33, 38, 39, 40, 41,42, 46 и 47 по самостоятельной квадратной сетке 5 00x5 00м на каждый объект, согласно технологической схеме СибНИИНП 1984 г [12].

Закачка воды в пласты АВ1-2 осуществлялась с середины 1985 года. Согласно проекту, для закачки используют воды двух типов - сеноманскую и промысловую сточную. Начальная приемистость скважин составляла около 330 м³/сут при давлении на устье 11,5- 12,5 МПа.

Система нагнетания преимущественно рядная, однако ее формирование не завершено до сих пор, и большое количество скважин в нагнетательных рядах либо находится в отработке на нефть, либо простаивает по разным причинам. В пределах месторождения можно выделить 14 рядов нагнетательных скважин. Кроме того, в центральной части месторождения расположено еще несколько десятков нагнетательных скважин, формирующих сочетание площадной и избирательной (очаговой) систем воздействия на пласт. Элементы такой системы формируются в настоящее время также в юго-восточной части залежи, в пределах лицензионного участка деятельности СП "Ватойл".

Начальная стадия разработки объекта АВ1-3 продолжалась до 1991 года, когда был достигнут максимальный уровень добычи нефти 7962 тыс. т в год (по пласту АВ1-2 7950,9 тыс.т.). В этот период показатели текущей и накопленной добычи нефти и жидкости практически совпадали с проектными благодаря интенсивному разбуриванию горизонта и формированию системы воздействия на него. Однако проектные отборы нефти на начальной стадии были обеспечены, главным образом, за счет опережающего ввода добывающих скважин в 1987-1989 гг. Впоследствии объемы эксплуатационного бурения были снижены, и проектные показатели по вводу новых скважин не выдерживались. В то же время, средние величины дебита скважин по нефти и по жидкости в эти годы (кроме 1991 г.) были ниже запроектированных. Дебиты новых скважин горизонта АВ1-2 по нефти в первые годы были близки к проектным и составляли от 27 до 32 т/сут, но, начиная с 1986 года, также оказывались постоянно ниже (16,6 - 22 т/сут). Фактическая динамика нарастания обводненности продукции пластов АВ1-2 на начальной стадии оказалась более благоприятной, чем проектная. В то же время, обводненность по АВЗ практически с самого начала его эксплуатации была высокой и составляла от 70 до 88 %, тогда как по проекту на этот период предусматривался постепенный рост с 25 до 73 %. В течение 1985-1991 гг. средняя обводненность продукции горизонта АВ1-2 варьировала от 20,7 % до 25,4 % и в 1991 году составила 23,2%.

Создание системы поддержания пластового давления отставало с точки зрения ввода под закачку новых нагнетательных скважин. Ежегодно вводили всего от одной четвертой до двух третей от запроектированного количества нагнетательных скважин, в результате чего к концу 1991 года под закачкой находилось всего 215 скважин вместо 282 по проекту (пласт АВ1-2). Несмотря на это, объемы закачки воды в пласты горизонта АВ1-2 были постоянно близки к проектным или превышали их вплоть до 1991 года, когда эти показатели практически сравнялись на уровне порядка 14,5 млн. м³ в год. Фактически средняя приемистость скважин в первые годы в два с половиной раза превышала проектную и составляла по пласту АВ1-2 в 1985 году 333 м³/сут и в 1986 году - 272 м /сух. В дальнейшем величина среднегодовой приемистости постепенно снизилась до 216 м /сут. в 1991г. Согласно последней уточненной разбивке пластов АВ1-2 и АВЗ все нагнетательные скважины оказались освоенными в интервале пласта АВ1-2, то есть непосредственно в пласт АВЗ закачки не было. Текущая и накопленная компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях в 1991 году по горизонту АВ1-3 в целом составила 119 и 120 % соответственно.

К концу 1991 года в целом по горизонту АВ1-2 в эксплуатационном фонде числилось 1416 добывающих и 215 нагнетательных скважин. Накопленная добыча нефти составила 29,5 млн. тонн. Накопленное водонефтяное отношение 0,3. В последующие 3 года (1992 - 1994 гг.) произошло резкое падение добычи нефти до 6140 тыс. т/год в 1994г., добыча жидкости поддерживалась на постоянном уровне 10,2 -13,0 млн. т/год. Главными причинами снижения отборов нефти являлись: более низкие, чем по проекту, дебиты скважин по жидкости (до 1991г.); нарастание обводненности, которая достигла в 1994 году 43,4 %; отставание в темпе ввода новых скважин с 1990г. и ускоренное выбытие скважин добывающего фонда. На конец 1994 года общий добывающий фонд составил 1616 скважин вместо 1930 по проекту. Дебиты новых скважин по нефти были до 1997г. постоянно на 5 - 70 % ниже запроектированных. Годовой объем закачки воды, составивший в 1992 году 14,9 млн. м³, был резко снижен до 11,4 млн. м³ в 1994 году (59 % от проектного), что не компенсировало отбора жидкости в пластовых условиях (текущая компенсация 91 %, накопленная 113,9 %).

Затем, начиная с 1994 года и до 1998 г., вследствие наращивания добывающего фонда, увеличения объемов нагнетания воды и проведения геолого-технических мероприятий отборы жидкости постоянно увеличивались при более интенсивном нарастании обводненности. Отмечался рост уровней добычи нефти с 6140 тыс. т в 1994 году до 6848 тыс. т в 1998 году. В то же время, по ряду основных показателей даже проектные цифры, скорректированные в сторону уменьшения Протоколом ЦКР 1995 г. , как правило, не выполнялись. Уровни добычи нефти составляли 95 - 97 % от проектных, количество введенных новых добывающих скважин - от 40 % до 93 %, объемы нагнетания воды составляли в среднем 90 %.

За 1998 год по пласту АВ1-2 в целом было добыто 6848 тыс. тонн нефти (96 % от проекта) и 19352,7 тыс.т. жидкости. Годовой темп отбора нефти составил 2.4 % от начальных извлекаемых запасов (по проекту 3,1 %. протокол ЦКР 1954 от 01.12.95). Среднегодовая обводненность продукции достигла 64,6 % против 56,8 % по проекту (по АВЗ - 79,8 % против 87,9 %). Объем закачки воды - 18,966 млн.м³/год (88 % от проектного), текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях-90,2 %.

В 1999 г. были пересмотрены и утверждены новые проектные показатели до 2015г. (протоколы ЦКР №2462 от 27.10.99г. и №2401 от 26.08.99г.). Пласты АВ1-2 и АВЗ рассматривались в этих проектных документах как единый объект. Фактические уровни добычи нефти в течение 1999-2001г.г. составляли около 94% проектных уровней, и в 2001 г. добыча нефти составила 6465 тыс.т. против 6818 тыс.т. по проекту. Годовая добыча жидкости также превышает проект. Превышение фактических показателей над проектными обусловлено более высокой производительностью новых скважин, чем по проекту (2000-2001г.г.), хотя ввод новых добывающих скважин в 1999г. и 2000г. был ниже проектного на 15%. Только в 2001г. объемы эксплуатационного бурения были увеличены и фактический ввод новых скважин превысил проектный на 20%. Среднесуточные годовые дебиты нефти и жидкости и дебиты новых скважин в течение 1999-2001г.г. были выше проектных, кроме 1999 г., когда дебиты нефти новых скважин были на 30% ниже проекта. Среднегодовая обводненность продукции в 2001г. достигла 76,7 % против 70,7 % по проекту. Объем закачки воды составил 29354,4 тыс.м³/год (на 35 % выше проектного), текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях -100,4 %.

На 1.01.2002 г. накопленная добыча нефти составила 96693 тыс.т. (99% от проекта). Водонефтяной фактор составил 0,5, накопленная компенсация отбора закачкой -102 %. Действующий фонд добывающих скважин составил 1681 скважину (86% от проектного), в том числе 280 нагнетательных в отработке на нефть, действующий фонд нагнетательных скважин составил 419 скважин (на 7 % выше проектного).

Таким образом, в настоящее время разработка залежей горизонта АВ1-3 в целом находится во второй стадии, характеризующейся постоянной добычей нефти. Текущая и накопленная добыча нефти близки к проектным, тогда как фонд добывающих скважин был ниже проектного, а обводненность продукции - выше. Объемы закачки воды и нагнетательный фонд скважин выше проектных значений. Принимая во внимание текущую высокую обводненность продукции и быструю динамику ее нарастания, следует ожидать в ближайшие годы начала падения добычи нефти, то есть перехода к третьей стадии разработки горизонта.

До 1995 года, то есть момента создания компаний СП "Ватойл" и ЗАО "Еганойл", разработку всего Ватьеганского месторождения вело ООО "ЛЗС". После выделения самостоятельных участков деятельности двух новых предприятий в ведении ООО "ЛЗС" осталась площадь цехов 1, 2, 3, 5 и 6, на которой было расположено около 82 % от общих начальных геологических запасов и где в 1994 году было добыто 77 % от годовой добычи нефти из горизонта АВ1-3. Геологические запасы на участке цеха 4, отошедшего к СП "Ватойл", составляют порядка 18 % от общих по объекту, на участке ЗАО "Еганойл" - менее 1 %. Ниже дается краткий анализ процесса разработки объекта после 1995 года отдельно по площадям, разрабатываемым тремя компаниями.

Участок ООО «ЛЗС»

По площади характер изменения добычи нефти был неодинаков: в центре и на юго-восточной периферии (цеха 1 и 5) уровни добычи в течение нескольких последних лет падали, на севере (цеха 2 и 6) поддерживались примерно на постоянном уровне, а на западе и юго-западе (цех 3) - возрастали.

Анализ динамики добычи по группам скважин с разной величиной накопленной добычи нефти на одну скважину на 01.01.2002г. показал, что темпы добычи нефти из скважин, отобравших более 100 тыс.т нефти (222 скв.), в последние годы снизились из-за резкого обводнения продукции, тогда как среднегодовой действующий фонд оставался постоянным и составлял от 90 до 100 % от общего числа скважин в группах. В группах с добычей от 20 до 100 тыс.т/скв в последние годы число действующих скважин увеличивалось благодаря проводимым геолого-техническим мероприятиям, а обводненность нарастала с небольшим темпом. Текущая добыча из скважин в группах со средним накопленным отбором от 50 до 100 тыс.т/скв была примерно постоянной, а с пониженным отбором от 5 до 50 тыс.т/скв -- заметно увеличивалась как следствие того, что именно на этих скважинах проводилось большинство ГТМ. В группах с добычей от 5 до 10 тыс.т/скв и менее 5 тыс.т/скв число работающих скважин снижалось вследствие остановки низкодебитного высокообводненного фонда. Участие групп скважин в текущей добыче нефти характеризовалось возрастанием доли средне- и низкопродуктивных скважин.

За 2001 год на площади ООО "ЛЗС" из пластов объекта АВ1-3 было добыто 4370,2тыс.т нефти и 13663.3 тыс. т воды. Среднегодовая обводненность продукции достигла 75,8%, объем закачки воды - 19,219 млн.м³/год, текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях 100.9 %.

5. Технология и техника добычи нефти и газа

Ватьеганское нефтяное месторождение освоено путем кустового бурения. Сложившаяся система сбора и промысловой подготовки продукции скважин на участках всех недропользователей практически одна и та же.

5.1 Характеристика способов подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

За прошедший период эксплуатации объектов месторождения основной объем добычи нефти обеспечен механизированными способами (табл.5.1): электроцентробежными насосами (ЭЦН), штанговыми глубинными насосами (ШГН), установками ЭЖЕ (струйные насосы), диафрагменными насосами (ЭДН) и винтовыми насосами (ЭВН).

Таблица 5.1 Распределение накопленной добычи нефти по способам эксплуатации.

5.1.1 Фонтанная эксплуатация

Добыча нефти фонтанным способом осуществлялась в начальный период разработки месторождения отдельными скважинами. Всего этим способом эксплуатировалось около 200 скважин (около 6 % фонда), в последующем переведенных на механизированную добычу. Фонтанные притоки обеспечили добычу нефти на одну скважину в среднем около 1000 т (табл.5.2). Суммарная добыча нефти по месторождению фонтанным способом составила всего 176 тыс.т или менее 1 % от всего накопленного объема. На 01.01.02 г. этим способом эксплуатировались две скважины (скв.2806 и 5793).

Таблица 5.2 Средняя добыча нефти на одну скважину.

Ограниченный объем добычи нефти фонтанным способом объясняется неблагоприятным соотношением условий фонтанирования скважин и естественных физико-гидродинамических характеристик пластов! Этот вывод подтверждается результатами расчета характеристик фонтанирования по обобщенной методике расчета газожидкостных подъемников, разработанной в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина (табл.5.3).

Таблица 5.3 Расчет минимального давления фонтанирования.

При поддержании пластового давления (на уровне начального) фонтанирование скважин разных пластов возможно при депрессиях от 0.9 до 4.8 МПа. Однако, проектные уровни добычи могут быть обеспечены при дебитах скважин, полученных в условиях депрессий величиной 7.3-12.6 МПа. Соответственно, забойные давления должны быть существенно ниже предельных минимальных Рзаб фонтанирования, что и обусловило перевод основного фонда скважин на механизированную добычу с начала их эксплуатации.

5.1.2 Механизированная эксплуатация скважин

За прошедший период на месторождении скважины эксплуатировались электроцентробежными насосами, штанговыми глубинными насосами, установками ЭЖЕ, диафрагменными и винтовыми насосами. Практически вся добыча обеспечена скважинами, оборудованными ЭЦН и ШГН (см. табл.5.1). Другие способы, испытывавшиеся в ООО «ЛЗС» (66 скважин) и СП «Ватойл» (22 скважины) не показали преимуществ перед ЭЦН и ШГН из-за высоких требований к условиям эксплуатации.

В 2001 г. 45 % скважин, дававших нефть, были оборудованы ЭЦН, 55 % оборудованы ШГН. Доля среднесуточной добычи нефти скважин, оборудованных ЭЦН, составила 84%, а скважин, оборудованных ШГН - лишь 16 %.

При анализе технических возможностей применения ЭЦН и ШГН по состоянию на 01.01.02 г. были использованы данные, приводимые в технологическом режиме на каждый месяц недропользователями. При анализе общий объем составил 1893 скважины, из них 927 ШГН и 966 ЭЦН.

Основным параметром, характеризующим эффективность использования глубинных насосов, является коэффициент подачи - отношение дебита (реальной подачи насоса) к теоретической при оптимальных условиях эксплуатации. Для установок ЭЦН условно под коэффициентом подачи далее будем понимать отношение дебита к паспортной подаче насоса.

Основным фактором, влияющим на эффективность работы глубинных насосов в условиях Ватьеганского месторождения, можно считать разгазирование нефти и попадание газа в насос. При анализе рассмотрена взаимосвязь коэффициента подачи и погружения насоса под динамический уровень, определяющего давление на приеме насоса.

Давлению на приеме насоса, равному давлению насыщения, при котором происходит выделение газа из нефти, соответствует высота столба жидкости над насосом от 900 м (с учетом затрубного давления и плотности пластовой нефти) до 720 м (также с учетом затрубного давления и плотности водонефтяной смеси). При таком погружении обеспечивается попадание в насос водонефтяной смеси без газа. Реально на месторождении погружение насоса под уровень изменяется от куля (уровень на приеме насоса - по 3 скважинам, оборудованным ШГН) до 2800 м (высокопродуктивные скважины, оборудованные ЭЦН).

При анализе по способам эксплуатации четкой взаимосвязи коэффициента подачи и погружения под уровень не прослеживается. Однако при отдельном рассмотрении выборки по скважинам с низкими коэффициентами подачи (менее 0.5 для ШГН и 0.8 для ЭЦН) может быть отмечена тенденция к снижению коэффициента подачи при уменьшении погружения под уровень для ШГН - при погружениях менее 400 м, для ЭЦН - при погружениях менее 600 м.

Для подъема жидкости используется широкий спектр насосов отечественного и -импортного производства. Доля импортных штанговых насосов составляет 12%, ЭЦН - 18% (87 из 927 и 182 из 966 соответственно).

В среднем при больших глубинах спуска насоса импортные ШГН имеют несколько лучшие показатели по сравнению с отечественными (коэффициент подачи на 25% выше - 0.52 и 0.44 соответственно), что, возможно, объясняется их большей степенью погружения под уровень (538 и 483 м соответственно).

По сравнению с ШГН глубина спуска ЭЦН на 20% больше. По максимальной глубине спуска отечественные и импортные ЭЦН практически не различаются (около 2300 м). Коэффициент подачи отечественных и импортных ЭЦН также близки по значениям. Однако наработка на отказ импортных установок примерно вдвое выше, чем у отечественных

В промысловой практике на Ватьеганском месторождении приняты в качестве минимально допустимых погружений насоса под уровень: ШГН - 300 м, ЭЦН - 600 м. С учетом того, что ЭЦН эксплуатируют в основном скважины со значительной обводненностью, можно считать, что для этих условий выделение газа не ухудшит существенно показатели работы насоса.

Исходя из этих величин, произведена оценка технической возможности увеличения добычи жидкости. Результаты приведены в табл.6.7. При этом предельно допустимый динамический уровень рассчитан исходя из принятого для месторождений Западной Сибири допустимого забойного давления на уровне 0.8 от давления насыщения.

Как видно, условия работы глубинно-насосного оборудования допускают увеличение депрессий в среднем в 1.7-2.3 раза. Такое изменение условий работы глубинно-насосного оборудования в первую очередь возможно в 17% фонда скважин, оборудованных ЭЦН, и в 26% фонда скважин, оборудованных ШГН. В целом это может обеспечить прирост добычи жидкости в 1.7 раза.

Результаты оценки технической возможности увеличения дебитов скважин использованы при формировании предложений по оптимизации работы скважин Ватьеганского месторождения.

При прогнозировании на перспективу использованы оценки дебитов жидкости, полученные с использованием гидродинамической модели по рекомендуемому варианту разработки, и принятые при этом темпы ввода скважин в эксплуатацию.

Как видно, прогнозируется увеличение фонда скважин, оборудованных ЭЦН, который и станет основным способом механизированной добычи на проектный период.

5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Основные осложняющие факторы при эксплуатации скважин Ватьеганского месторождения связаны с отложениями в НКТ асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПО) и солей. Общее количество скважин с осложнениями оценивается на уровне 20% от действующего фонда. Для примера в табл.6.9 приведено распределение скважин по видам осложнений по ООО «ЛЗС». Как видно из данной таблицы, в 93 % случаев осложнения связаны с АСПО и только в 7 % - с солеотложениями.

Четких зависимостей осложнений от условий эксплуатации скважин и закономерности в расположении этих скважин по площади месторождения не выявлено.

В дополнение к применяющимся тепловым и механическим способам борьбы с отложениями парафина и асфальто-смолистых веществ предлагается использование для их предупреждения ингибиторов. Такими ингибиторами могут быть известные реагенты СНПХ-4204Б и СНПХ-7800 и импортные ХТ-48 и ХТ-54. Выбор реагентов и технологии их применения должен быть конкретизирован по результатам специальных лабораторных и промысловых исследований.

Конкретные мероприятия по предупреждению выпадения солей в НКТ требуют проведения специальных научно-исследовательских работ.

В связи с увеличением обводненносщ продукции и использованием в системе ППД подтоварных вод возрастает коррозионное воздействие на металл оборудования скважин и трубопроводов системы нефтесбора и водоводов. Основное воздействие коррозионных процессов отмечается в поверхностных коммуникациях.

По результатам научно-исследовательских работ, проведенных Управлением научно-исследовательских работ ТПП "Когалымнефтегаз", интенсивность коррозионного воздействия связывается со структурой газожидкостного потока. По отдельным участкам скорость коррозии оценивалась на уровне до 0.6 мм/год [2]. В лабораторных и промысловых условиях с использованием образцов-свидетелей были испытаны различные ингибиторы коррозии отечественного и импортного производства. В частности, на участке СП "Ватойл" по результатам испытаний показал высокую эффективность ингибитор "Kemelix-1116X" с защитным эффектом до 96 % [3].

В проектный период рекомендуется продолжение работ по коррозионному мониторингу с испытанию новых ингибиторов коррозии, в частности, выпускаемых Когалымским заводом химреагнетов ТПП "Когалымнефтегаз".

5.3 Требования и рекомендации к системе ППД

Исходной базой для расчетов явились схемы и паспортные данные высоконапорных водоводов с указанием протяженности трубопроводов, их диаметров и толщин стенок, технологические режимы работы нагнетательных скважин, показатели разработки по кустам и др.

Давления на выкиде насосных агрегатов КНС, согласно промысловым данным, составляют: КНС 1,1Р - 14 МПа, КНС 2 - 14.5 МП, КНС 4 - 13.2 МПа, КНС 6 - 12.9 МПа, КНС 7 - 13.5 МПа, КНС 8 - 15.1 МПа, КНС 9-15 МПа.Расчетные участки высоконапорных водоводов ООО «ЛЗС» представлены в табл.5.4

Гидравлические расчеты водоводов действующей системы ППД (текущее состояние) указывают на то, что в большинстве случаев в системе не выдерживается требование «Норм технологического проектирования ВНТП 3-85, п.3.79» о потере напора на участке «КНС-ВРП» на величину не более, чем на 3-5% от рабочего давления КНС. Фактические перепады давления значительно превышают требуемые (до 50-60% от давления КНС). Согласно ВСН 51-2.38-85 скорость воды в трубопроводе должна быть до 1.5 м/с (в случае использования воды, не имеющей коррозионных свойств) или не более 1.0 м/с (при закачке пластовых и сточных вод).

Таблица 5.4 Расчетные участки высоконапорных водоводов Ватьеганского месторождения

Как показывают расчеты по высоконапорным водоводам системы ППД Ватьеганского месторождения, скорости движения воды в трубах во многих случаях в разы превышают критическое значение 1 м/с. Основные из них показаны на рис. 5.1

Рисунок 5.1 Схема водоводов ЦППД-В НГДУ ПН. КНС-1. Расчетный участок 1.

6. Требования к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин

6.1 Общие положения

Способы строительства скважин и обустройства Ватьеганского месторождения определяются особенностями орогидрографических, криологических и геологических условий.

Конструкции скважин следует выбирать с учетом геолого-технических условий буровых работ, назначения скважин (добывающая, нагнетательная и т.п.), способа эксплуатации (фонтанный, механизированный, совместная или раздельная эксплуатация), вида скважины (наклонно-направленная, пологая, горизонтальная или многозабойная), схемы заканчивания скважины в продуктивном объекте и типа бурового раствора для вскрытия продуктивной толщи. Конструкция скважины должна. Обеспечивать возможность бурения вторых стволов из обсаженных скважин с минимальными затратами на всех этапах разработки месторождения или отдельных объектов. Следует иметь в виду, что технические решения строительства скважин упрощаются благодаря тому, что в разрезе скважин нет горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) и газоносных пластов.

В целях интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента извлечения нефти необходимо предусматривать использование накопленного опыта и современных методов вскрытия пласта, в том числе бурение наклонно-направленных скважин с малыми и большими углами входа в пласт, с несколькими стволами и бурение горизонтальных скважин.

6.2 Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ

6.2.1 Требования к конструкциям скважин

В соответствии с правилами безопасности конструкция скважин в части надежности должна обеспечивать:

максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет оптимальной конструкции забоя и диаметра эксплуатационной колонны; применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, других методов повышения нефтеотдачи пластов; условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины; получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых горизонтов и дневной поверхности; максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважин; доведение скважины до проектной глубины;

минимум затрат на строительство и эксплуатацию скважин.

Конструкция скважин должна характеризоваться количеством и размером обсадных колонн, диаметрами ствола под каждую колонну, интервалами цементирования колонн.

Конструкция должна обеспечивать проводку скважины до проектной глубины, надежную изоляцию всех вскрытых горизонтов, прочность и долговечность скважины как сооружения, достижения проектных режимов эксплуатации, возможность проведения ремонтных работ в скважине.

В скважину следует спускать несколько колонн. Для предупреждения обрушения неустойчивых верхних пород, размыва устья и соединения с циркуляционной системой спускается и цементируется до устья направление. Кроме своего прямого назначения, направление яв11яёТсТ^опоЖйтельной" мерой защиты пресных вод от загрязнений в случае недоподъема цементного раствора до устья за следующей колонной (кондуктором). Глубина спуска направления определяется конкретными условиями участка.

Для закрепления верхней части разреза, сложенного неустойчивыми породами, изоляции горизонтов, содержащих пресные воды, спускается и цементируется до устья кондуктор. Глубина спуска его также определяется местными условиями, в том числе возможностью дальнейшего углубления скважины.

Для укрепления всего ствола скважины, разобщения продуктивных и других вскрытых горизонтов, не перекрытых предыдущей колонной, эксплуатации скважины (извлечения или нагнетания жидкости или газа) спускается эксплуатационная колонна. Высота подъёма тампонажного раствора определяется толщиной подлежащих разобщению пластов и некоторыми другими условиями. Тампонажный раствор за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака предыдущей колонны. В нагнетательных скважинах и добывающих скважинах, расположенных в зоне влияния нагнетания, а также в разведочных скважинах должен обеспечиваться подъём тампонажного раствора до устья.

Эксплуатационная колонна может быть комбинированной и включать хвостовик, оснащённый фильтрами и пакерами.

В случае строительства горизонтальных скважин необходимо осуществлять также крепление неустойчивых отложений в нижней части разреза, расположенной над продуктивными объектами. Для этой цели необходимо предусматривать промежуточную колонну. Такая колонна может служить верхней частью комбинированной эксплуатационной колонны.

Для цементирования обсадных колонн в скважинах следует использовать тампонажный раствор нормальной плотности (1.81 - 1.85 г/см), который должен перекрыть продуктивные пласты и интервал на 150 м выше кровли верхнего продуктивного пласта. При цементировании промежуточных и эксплуатационных колонн интервал непродуктивных отложений следует перекрывать облегченным тампонажным раствором.

Эксплуатационную колонну следует спускать на 50 м ниже подошвы эксплуатационного объекта. Величина зумпфа в 50 м принята с запасом и обусловлена возможностью приема падающих в скважину элементов внутрискважинного оборудования и исключения необходимости проведения ловильных работ.

В зависимости от назначения и вида скважин на месторождении рекомендуется предусмотреть следующие варианты конструкций скважин:

1. Вариант 1 предназначен для обычных наклонно-направленных скважин с условно вертикальным участком в продуктивном пласте для раздельной эксплуатации или закачки воды для каждой группы объектов эксплуатации. Следует отметить, что для разведочных скважин и эксплуатационных скважин с функциями доразведки рекомендуется конструкция, предусмотренная для нагнетательных скважин.

2. Вариант 2 предназначен для добывающих горизонтальных скважин на один объект.

3. Вариант 3 предназначен для сооружения второго ствола из действующей добывающей скважины.

Необходимо отметить особенность конструкции действующей скважины со вторым стволом. Эта особенность состоит в том, что с помощью наддолотного эксцентричного расширителя можно обеспечить применение хвостовика, надёжно цементируемого в надпродуктивной зоне открытого ствола и снабжённого фильтром в продуктивном объекте.

6.2.2 Требования к технологиям и производству буровых работ

1. Требования к схеме кустования скважин

С учётом требований охраны окружающей среды в процессе строительства и эксплуатации скважин и экономии затрат на обустройство промыслов и эксплуатационное обслуживание скважин освоение месторождения будет вестись кустовым методом.

Кустование скважин производится исходя из условий, предъявляемых к профилям стволов скважин. В качестве основного критерия для выбора количества кустовых площадок принято максимальное отклонение проектных забоев наклонно-направленных скважин по кровле продуктивной толщи, равное 1100-1200 м, что соответствует достигнутому буровыми организациями технологическому уровню строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин и обеспечит надежную реализацию проектных профилей.

В процессе строительства кустовых площадок и скважин предусматривается ряд природоохранных мероприятий. С целью сокращения транспортных затрат и исключения нанесения ущерба окружающей среде основная часть оборудования должна быть завезена на кустовые площадки в зимний период автотранспортом большой грузоподъемности. При строительстве кустовых площадок производится отсыпка слоя песка толщиной не менее 1.5 м и щебня толщиной 0.6 м в зоне размещения бурового оборудования и изоляция естественного грунта пластиковыми материалами в зонах вероятных утечек горюче-смазочных материалов, химических реагентов, буровых и тампонажных растворов, а также обваловка кустовых площадок с целью локализации загрязнений при возможных авариях.

Размещение компоновок устьевого оборудования должно предусматриваться в ячейках 6 х 6 х 1.25 м, усиленных цементом для исключения растекания технологических жидкостей и возможности их перекачки для очистки и дальнейшего использования.

С целью обеспечения безопасного ведения буровых работ и ускорения ввода пробуренных скважин в эксплуатацию должно быть предусмотрено батарейное размещение скважин в кусте с расстоянием между скважинами в батарее не менее 5 м, а между батареями - не менее 15м. На одном кусте в зависимости от проектной схемы расположения скважин будет размещено 7-12 скважин. Для исключения возможности пересечения стволов скважин в процессе бурения для каждого куста скважин на стадии проектирования размещения кустовых площадок должны быть определено рациональное направление движения бурового станка с учетом проектных азимутов скважин, очередности их бурения, а также глубины забуривания наклонного ствола отдельных скважин в кусте в соответствии с положениями РД 39-018070-6.027-86 «Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири».

2.Требования к технологиям буровых работ

На основе опыта строительства эксплуатационных скважин ОАО НК ЛУКОЙЛ и других нефтяных компаний при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин целесообразно использовать способ бурения с гидравлическими забойными двигателями -- турбобуром и винтовым двигателем.

Рекомендуемая технология бурения наклонно-направленных скважин предусматривает набор зенитного угла по среднему радиусу искривления (не менее 143 м), что позволяет использовать отклонители на базе серийно выпускаемых гидравлических забойных двигателей (ГЗД), телесистемы с электромагнитным и гидравлическим каналом связи и существующие геофизические комплексы.

Расчёты отклоняющих и стабилизирующих КНБК, а также бурильной колонны для проводки различных интервалов наклонно-направленных и горизонтальных скважин должны быть проведены с помощью соответствующего программного обеспечения, позволяющего получить оптимальные параметры КНБК и бурильной колонны с учетом конкретных геолого-технических условий бурения. Это обеспечит надежную реализацию проектного профиля, создание рациональных нагрузок на долота и снижение силы сопротивления при движении бурильной колонны в стволе скважины. ^ Снижение момента сил сопротивления проворачиванию обсадной колонны при креплении скважин будет способствовать повышению качества цементирования обсадных колонн.

В процессе проводки скважин должен обеспечиваться оперативный контроль положения ствола скважины в пространстве с помощью высокоточных обычных и гироскопических инклинометров, а также систем контроля параметров в процессе бурения. Обработку результатов измерений целесообразно проводить на основе программного обеспечения с представлением результатов в цифровом, графическом и визуальном виде (на дисплее).

При бурении прямолинейных участков и участков малоинтенсивного увеличения и уменьшения зенитного угла следует использовать неориентируемые компоновки низа бурильной колонны (КНБК) на базе забойных двигателей, включающие калибратор и центраторы, установленные на расчётном расстоянии от долота.

В горизонтальных стволах эксплуатационная колонна или хвостовик оборудуется фильтрами, количество и расположение которых должно соответствовать прогнозному характеру движения нефти и агента, предусмотренного системой поддержания " пластового давления (ППД). Над верхней границей продуктивного горизонта устанавливается пакер ПДМ для манжетного цементирования. Кроме того, колонна или хвостовик оснащаются надувными цементируемыми пакерами. Такие технология и технические средства используются для того чтобы отключать в процессе эксплуатации объекта отдельные интервалы в обводнённых зонах продуктивной толщи и таким путём повышать содержание нефти в добываемой жидкости.

Работы по вырезанию окна в эксплуатационной колонне действующей скважины следует проводить на основании РД 39-0148052-550-88 «Инструкция по забуриванию дополнительного ствола из обсаженной эксплуатационной скважины» по специальному плану работ.

Для забуривания второго ствола используется съемный отклонитель-уипсток, который ориентируют в нужном направлении с помощью гироскопического инклинометра.

Помимо такой технологии, могут быть использованы другие технологии, предусматривающие не только вырезание окна, но и его калибрование и формирование начального участка нового ствола в породе за один спуск компоновки низа бурильной колонны, а также технология вырезания участка колонны длиной 6-8 м.

Проходка второго ствола из действующей скважины должна осуществляться с применением высокостойких долот, обеспечивающих формирование ствола за минимальное количество долблений, и компоновки, включающей калибратор, короткий забойный двигатель и шарнирную муфту, а также телеметрической системы для управления траекторией скважины. В случаях возникновения непреодолимых трудностей при проходке, связанных с неустойчивостью ствола и нецелесообразностью повышения плотности бурового раствора по соображениям предотвращения загрязнения продуктивного пласта, следует использовать специальные буровые жидкости, обеспечивающие устойчивость глинистых отложений.

После вырезания окна в эксплуатационной колонне действующей скважины и бурения второго ствола следует осуществлять его крепление хвостовиком, верхняя часть которого должна заходить в обсадную колонну основного ствола на 50 м выше интервала «окна» и быть отцентрирована с помощью алюминиевого центратора. Тампонаж верхней части хвостовика длиной 50 м следует осуществлять с применением состава, включающего портланд-цемент и смолы. В интервале надпродуктивной толщи хвостовик цементируется. В интервале продуктивного пласта хвостовик не цементируется и оснащается фильтром.