1.2.2. Нагнетательный фонд

Нагнетательный фонд на 1.01.2006 года составляет 821 скважина. Под закачкой (нагнетанием) воды находится 795 скважин, в том числе 175 скважин остановлены по технологической причине. Бездействующий фонд составляет 26 скважин. В 2005 году пущено из бездействия 15 скважин.

В таблице №4 приводится баланс нагнетательного фонда:

Таблица №4

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на 1. 01. 2005 г.	789
Переведено из добывающего фонда	24
Переведено из пьезометрического фонда	2
Переведено из консервированного фонда	4
Переведено из ликвидированного фонда	1
Переведено из ожид.ликвидации	2
Всего прибыло скважин	33
Выбыло из нагнетательного фонда	1
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на 1.01.2006г.	821

В 2005 году под закачку освоено и введено 30 скважин, в том числе 9 скважин на горизонт До, Д1, 21 скважина на С1+С2.

Соотношение действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин на 1.01.2006 года составляет по девону - 1:1,6; по карбону – 1:2,6; по месторождению - 1:2,1.

1.2.3. Работа с нерентабельным фондом скважин.

В настоящее время по ОАО «Татнефть» ведется целенаправленная работа по остановке нерентабельного фонда скважин. С 2003 года введено понятие рентабельность эксплуатации скважин и за этот период проделана большая работа по оценке рентабельности скважин. Методика расчета рентабельности скважин все время усовершенствуется, однако есть ряд моментов, оценка которых экономически затруднительна по техническим или иным причинам.

По НГДУ «Елховнефть» остановили 186 нерентабельных скважин (в том числе 66 убыточных) с июля месяца 2003 года по декабрь месяц 2005 года, согласно «Протокола-2003г.» и «Протокола–2004г.», «Протокола–2005г., опираясь не столько на экономические затраты, а в основном исходя из дебита, из обводненности продукции, пластовых давлений, от возможности увеличения дебитов по нефти, от запасов нефти и так далее (таблица №5).

По ним потери нефти, связанных с остановкой, составили 30845 тонн, дополнительная добыча нефти за счет компенсационных геолого-технических мероприятий (на 71 скважине) составила 43778 тонн.

В НГДУ «Елховнефть» в 2003 году по «Протоколу –2003г.» остановили 60 нерентабельных скважин с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 13,4 т/сут (45-девонских скважин с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 14,2 т/сут, 15 скважин верхнего горизонта с дебитом 0,3 т/сут, жидкости 11,0 т/сут) при плане 60 скважин, в том числе 20 убыточных с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 27,4 т/сут (16-девонских скважин с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 26,7 т/сут, 4 скважины верхнего горизонта с дебитом 0,4 т/сут, жидкости 30,1 т/сут) при плане 20.

Потери нефти из-за остановки нерентабельных скважин по «Протоколу –2003г.» с июля 2003 года по декабрь 2005 года составили 16833 тонны, дополнительная добыча за счет компенсационных геолого-технических мероприятий (на 17 скважинах) составила 25718 тонн.

В 2004 году по «Протоколу –2004г.» остановили 76 нерентабельных скважин с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 14,4 т/сут (46-девонских скважин с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 17,7 т/сут, 30 скважин верхнего горизонта с дебитом 0,3 т/сут, жидкости 9,4 т/сут) при плане 72 скважины, в том числе 43 убыточных с дебитом нефти 0,3 т/сут, жидкости 14,2 т/сут (29-девонских скважин с дебитом нефти 0,3 т/сут, жидкости 16,4 т/сут, 14 скважин верхнего горизонта с дебитом 0,3 т/сут, жидкости 9,8 т/сут) при плане 43.

Потери нефти из-за остановки нерентабельных скважин по «Протоколу –2004г.» с января 2004 года по декабрь 2005 года составили 10608 тонн, дополнительная добыча за счет компенсационных геолого-технических мероприятий (на 19 скважинах) составила 14005 тонн.

В 2005 году по «Протоколу–2005г.» остановили 50 нерентабельных скважин с дебитом нефти 0,6 т/сут, жидкости 4,8 т/сут (20 - девонских скважин с дебитом нефти 0,6 т/сут, жидкости 5,6 т/сут, 30 скважин верхнего горизонта с дебитом нефти 0,6 т/сут, жидкости 4,2 т/сут) при плане 50 скважин, в том числе 3 убыточных с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 5,5 т/сут (2-девонские скважины с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 8,0 т/сут, 1 скважина верхнего горизонта с дебитом 0,4 т/сут, жидкости 0,6 т/сут) при плане 3.

Потери нефти из-за остановки нерентабельных скважин по «Протоколу –2005г.» с января по декабрь 2005 года составили 3404 тонны, дополнительная добыча за счет компенсационных геолого-технических мероприятий (на 35 скважинах) составила 4055 тонн.

Таким образом, за счет проведения геолого-технических мероприятий обеспечивается компенсация потерь добычи нефти, связанных с остановкой.

Анализируя в целом рентабельность эксплуатации скважин можно сказать следующее:

1. Произошёл рост количества рентабельных скважин в результате:

• остановки 186 нерентабельных скважин;

• производства геолого-технических мероприятий.

Сократили отбор жидкости, тем самым сэкономили на электроэнергии и переработку.

В целом, оценивая результаты работ по остановке нерентабельных скважин можно сделать следующий вывод.

В связи с тем, что на сегодня нет технической, технологической возможности определить с достаточной точностью дебиты конкретных скважин, обводненности их, потребление электроэнергии, расход материалов и нет совершенной методики определения рентабельности, опираясь только на экономические расчеты нельзя останавливать скважины.

Необходимо усовершенствовать инструментальные замеры данных по каждой скважине, а также по скважинную конкретизацию других затрат.

В целом, оценивая результаты инвестиций в ГТМ, можно сделать вывод о том, что введение экономической основы в ГТМ дало положительные результаты, но происходит перекос в сторону выборочного отбора «легких» запасов в ущерб разработке месторождения и конечного коэффициента нефтеотдачи.