Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 291
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
31+2 Северо-Вахской площади принято трехрядное размещение скважин (с переходом впоследствии на блочно-замкнутую) с расстоянием между скважинами 500 м.
В 1991 составлен «Проект разработки Вахского месторождения», утвержденной ЦКР по разработке Минтопэнерго РФ, в качестве технологической схемы в марте 1992 года. Документ предусматривал:
В 2006 году составлен «Анализ разработки Вахского месторождения», который утвержден ТО ЦКР по ХМАО (протокол №823 от 24.10.2006г.) и на настоящий момент является действующим проектным документом.
2.2. Характеристика текущего состояния разработки Вахского месторождения
Вахское месторождение расположено в пределах Вахского лицензионного участка, который расположен в районе Ханта-Мансийского автономного округа Тюменской области (Нижневартовский район), лицензия ХМН №00344 НЭ выдана ОАО "Томснефть" ВНК. А также располагается в Томской области (Александровский район) в пределах Кондаковского лицензионного участка (№58), лицензия ТОМ №00048 НЭ выдана ОАО "Томснефть" ВНК.
Вахское нефтяное месторождение открыто в 1965 году. Месторождение разрабатывается с 1976 году с наиболее крупного по площади Вахского участка. С 1988 года началась разработка Кошильской площади.
Разработка областей началась не одновременно, сначала разрабатывалась только Тюменская область, а с 1984 года присоединилась и Томская область.
В настоящее время разработка месторождения ведется согласно проектному документу «Анализа разработки Вахского месторождения» (протокол ТКР №823 от 24.10.2006 г.).
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению в целом, а также по объектам разработки и площадям проведено с 2006-2014 гг.
Суммарная добыча нефти по месторождению за рассматриваемый период составила 5876 тыс. т., что фактически на 886 тыс.т (13%) ниже проектного уровня. Отставание по годовой добыче нефти наблюдается на протяжении всего рассматриваемого периода. Наибольшее отставание добычи нефти в 2009-2014гг. достигло 17-30%. Причина отставания годовой добычи нефти в том, что не выполняется программа вывода скважин из бурения в 2009 году и из неработающего фонда скважин на протяжении всего периода, соответственно действующий фонд добывающих скважин меньше проектного фонда.
В период с 2006 года по 2008 год отставание фактической добычи нефти от проектной начинает постепенно снижаться, разница в добычи составила: 94,3 тыс.т. в 2006 г. (8%); 60,2 тыс.т. в 2007 г. (5%) - и достигает своего минимума в отставании в 2008 году - 22,8 тыс.т. (2%). Это связано с тем, что было пробурено восемь новых скважин, которые не предлагались проектом. А также ввод скважин из неработающего фонда, но в недостаточном количестве. На месторождении был проведен большого объема мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта.
В последующие года 2009-2014 добыча нефти идет на спад и отставание составляет 17-30% от проектной добычи нефти. Причина этому так же, не выполнение программы вывода скважин их неработающего фонда на 68%, тем самым отставание действующего добывающего фонда до 32%. В 2009г. по проекту предусматривалось увеличение действующего фонда добывающих скважин по сравнению с предыдущим 2008 годом на 11%, а фактически произошло уменьшение фонда на 8%. Что и повлекло за собой снижение дебита нефти и добычи нефти. Проектный уровень добычи нефти за 2010 г. равен 1626 тыс.т. по факту добыто 1167 тыс.т., т.е. на 459 тыс.т меньше (28%).
Обратная картина наблюдается по добычи жидкости, она превышает проектные значения на протяжении рассматриваемого периода. В 2007 году наблюдается значительный скачек превышения фактической добычи жидкости над проектной с 2% до 21%. Превышение обводненности над проектной тоже вырастает в два раза с 5% до 10%.
Суммарный отбор жидкости за рассматриваемый период по факту составляет 25707 тыс.т, что на 21% больше проектного уровня (21147 тыс.т).
Эксплуатационный и действующий фонд добывающих скважин в течение всего рассматриваемого периода, начиная с 2006 г. и по 2014 г., меньше проектного фонда. Отклонение возрастает с каждым годом и достигает максимального значения в 2014г. Эксплуатационный фонд добывающих скважин и действующий фонд отстает от проектного фонда в 2010г. на 18% и 29%. Доля действующего фонда значительна и составляет 74-87% от эксплуатационного фонда, это свидетельствует о том, что количество скважин находившихся в бездействии не большое. Но по проекту эта доля скважин составляет 91-93%, что значительно выше (5-20%), чем фактическая доля.
В период 2006-2008гг. бурение новых скважин по проекту не предусматривалось. По факту в 2007 и 2008 гг. было пробурено 10 скважин, две из которых (№№107Р и 97Р) были переведены после бурения в консервацию. В 2009 году по проекту планировалось ввести в разработку бурением новых 8 добывающих скважин Кошильскую площадь, но по факту бурение на данной площади не было выполнено. Бурение новых добывающих скважин в 2009 г. было выполнено на других площадях: Вахская площадь - №701Б, Восточно-Вахская площадь - №811Б и №2537Б. А 2010 году бурение скважин было перевыполнено по количеству на 7 ед. Во втором полугодии 2010 года на Кошильской площади было пробурено 13 скважин. Ввод добывающих скважин из других категорий в период 2006-2010гг не выполнен на 43%.
Фактические объемы закачки в 2006 г. существенно превышает проектное значение Превышение составляет 32%, не смотря на то что количество действующих нагнетательных скважин ниже на 28% проектного. Фактическая приемистость нагнетательных скважин за этот период превышает проектную на 72%. Лишь в 2007 г. превышение фактических объемов закачки над проектными уменьшается и является незначительным (5%). Приемистость нагнетательных скважин выше проектной на 58%. В последующие 2008-2010гг. превышение объема закачки составляет в среднем 10%. При том, что превышение фактической приемистости над проектной в среднем осталось на том же уровне (51 %).
Коэффициент использования всех скважин на протяжении всего рассматриваемого периода ниже проектного значения в среднем на 20%. Если рассматривать отдельно фактический коэффициент добывающего фонда, то период 2006-2009гг наблюдается снижение коэффициента использования добывающих скважин до 0,737 д.ед, что на 21% ниже проектного значения (0,931 д.ед.). А в 2010 году он увеличивается до 0,810 д.ед.
Снижение происходит из-за того, что с каждым годом эксплуатационный фонд скважин увеличивается, а действующий фонд добывающих скважин уменьшается или увеличивается незначительно. Отставание фактического коэффициента использования от проектного можно объяснить отставанием эксплуатационного и действующего фонда скважин от проектных значений.
Коэффициент использования нагнетательного фонда скважин несмотря на увеличение из года в год все равно отстает от проектного коэффициента в среднем за данный период на 30%. Не высокий коэффициент использования скважин показывает, что большинство скважин находится в бездействующем фонде, причина этому не выполнение программы вывода скважин из бездействия.
Коэффициент эксплуатации добывающих скважин равен проектному значению и составляет 0,9 д.ед.
Вывод: Исходя их вышеизложенной характеристики сравнения проектных и фактических показателей разработки по месторождению, можно отметить, фактические уровни добычи нефти отстают от проектных значений (2-28%). Проектные решения в период 2006-2014 гг. не выполняются в полном объеме.
Среди причин вызвавших отставание уровней добычи нефти выделяются:
меньший коэффициент использования скважин (особенно нагнетательных скважин), чем был предусмотрен в проекте;
несоответствие фактического фонда действующих скважин проектному фонду;
более высокие темпы обводнения скважин;
отставание темпов отбора от темпов отбора заложенных в проекте.
На Вахском месторождении по состоянию на 01.01.2014 год накопленная добыча нефти и жидкости составила 56915 тыс.т и 111039 тыс.т. Что составляет 54% от утвержденных начальных извлекаемых запасов (101564 тыс.т.). Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,188 д.ед. Водонефтяной фактор - 0,95 д.ед. Годовая обводненность равна 81%. Накопленная закачка вода составляет 179338 тыс.м3. Накопленная и текущая компенсация отбора равна 130% и 96% [5].
2.3 Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплутации
С начала разработки месторождения отобрано 60260 тыс.т нефти или 53,4% от извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,155 (утвержденный 0,321), текущая обводненность продукции 82,2%, водонефтяной фактор 0,6, накопленная закачка компенсирует отбор на 132%.
С 1991г. месторождение находится в III стадии снижающейся добычи нефти.
В ретроспективе максимальные отборы нефти по месторождению достигались в период 1986 - 1991 г.г.: 2,657 млн. т. - (1986 г.), 2,870 млн. т. - (1989 г.), затем началось резкое падение добычи до 2,262 млн. т в 1992 г. Последующее небольшое увеличение добычи до 2,647 млн. т. в 1993 г. обусловлено эффективными работами по ГРП на низкопродуктивных скважинах. Этот фактор совместно с выводом в бездействие высокообводненных скважин обусловил снижение обводненности продукции с 42,6 % до 31,5 % в 1993 - 1994 г.г. Однако с 1995 г. снова наметилась тенденция роста обводненности продукции.
В результате проведения совокупности работ связанной с интенсификацией отборов путем ГРП, геолого - технических мероприятий, направленных на улучшение работы фонда, вывода в бездействие значительной части высокообводненных скважин при возросшем отборе жидкости и нефти существенно снизилась текущая обводненность продукции; с 43% в 1989г. до 30% в 1993г.
С начала разработки отобрано 758392 тыс.т жидкости. Максимальный его отбор 4464 тыс.т, в динамике синхронно с добычей нефти, достигнут в 1987 - 1989 г.г. В последующие годы проявляется постепенное снижение добычи жидкости в среднем по 166 тыс.т/год. В этот же период добыча нефти ежегодно снижалась почти на 100 тыс.т./год.
Текущие уровни добычи нефти и жидкости в долях примерно одинаковы от максимального, составляя соответственно 60% и 62%.
В начальный период (1980 - 1991гг) разбуривание месторождения осуществлялось высокими темпами с объемами проходки 190 - 330 тыс.м/год. По мере завершения разбуривания большей части проектного фонда Вахской, Восточно - Вахской и Северо - Вахской площадей в 1995г. начато освоение Кошильской площади, которое практически сразу было приостановлено из-за получения непромышленных притоков нефти. Требовались более детальные всесторонние исследования уточнение запасов этой части Вахского региона с последующей выработкой уточненных проектных решений.
Рисунок 2.1 - Динамика разработки Вахского месторождения за период 1.01.2003 - 1.01.2014 г.г.
В связи с довольно интенсивным разбуриванием месторождения фонд добывающих скважин увеличивался и в период 1991 - 1995 г.г. составлял 770 - 800 скважин, который в последующем к 2012г. постепенно уменьшился до 357 единиц. Выбытие добывающих скважин связано с необходимостью перевода под закачку, а также геологическим и техническим причинам.
На месторождении добыча нефти ведется из 286 скважин, из них 257 скважин работают с помощью электроцентробежного насоса (ЭЦН), 28 ед. - с помощью штангового глубинного насоса (ШГН) и 1 скважина - фонтанным способом (ФОН) (№1058) (рисунок 2.2). В бездействующем добывающем фонде насчитывается 67 скважины, причем 78% от всего бездействующего фонда это скважины, находящиеся в бездействии с прошлых лет (52ед.). Основные причины бездействия это малодебитность, обводненность, аварийное состояние скважины и ожидание работ по подземному или капитальному ремонту. Коэффициент использования добывающих скважин равен 0,810 д.ед.
Рисунок 2.2 - Распределение фонда добывающих скважин по методам эксплуатации (в шт.)
В консервации (195 скв.), в ожидании ликвидации (108 скв.) и в ликвидации (100 скв.) находится 45% от всего добывающего фонда. Фонд пьезометрических и наблюдательных скважин составляет 144 ед.
Эксплуатационный фонд (действующий, бездействующий и в освоении) нагнетательных скважин (319 ед.) составляет 81% от всего нагнетательного фонда скважин (391 ед.). Эксплуатационный нагнетательный фонд скважин распределяется по объектам разработки аналогично добывающему фонду скважин, наибольшее количество скважин приходится на основные объекты разработки Ю11 (147ед.) и Ю12+3 (194ед.), остальные скважины на Ю31+2 (42ед.) и Ю33+4 (1ед.). Закачка на всем месторождении на 01.01.2011 год осуществляется 163 скважинами. В бездействующем нагнетательном фонде находится 154 скважины, причем 84% от всего бездействующего фонда это скважины, находящиеся в бездействии с прошлых лет (129 ед.). Основные причины остановки - это ограничение закачки, техническое состояние эксплуатационной колонны и ожидание капитального ремонта скважин. Коэффициент использования нагнетательных скважин равен 0,511 д.ед.
В консервации (4 скв.), в ожидании ликвидации (16 скв.) и в ликвидации (11 скв.) находится 8% от всего нагнетательного фонда. Фонд пьезометрических и наблюдательных скважин составляет 41 ед.
В 1991 составлен «Проект разработки Вахского месторождения», утвержденной ЦКР по разработке Минтопэнерго РФ, в качестве технологической схемы в марте 1992 года. Документ предусматривал:
-
выделение пяти эксплуатационных объектов (Ю11, Ю12+3, Ю21+2, Ю31+2, Ю33+4); -
по объекту Ю11 Вахской площади реализация замкнуто-блочной системы, с формированием квадратных элементов с размерами 2.4х2.4 км, путем перевода под закачку обводнившихся добывающих скважин. -
на остальных площадях по объекту Ю11 и по объектам Ю12+3, Ю21+2, Ю31+2, Ю33+4 - применение трехрядных систем с последующим переходом на очагово-избирательное заводнение (сетка 500х500, плотность 21.7 га/скв.).
В 2006 году составлен «Анализ разработки Вахского месторождения», который утвержден ТО ЦКР по ХМАО (протокол №823 от 24.10.2006г.) и на настоящий момент является действующим проектным документом.
2.2. Характеристика текущего состояния разработки Вахского месторождения
Вахское месторождение расположено в пределах Вахского лицензионного участка, который расположен в районе Ханта-Мансийского автономного округа Тюменской области (Нижневартовский район), лицензия ХМН №00344 НЭ выдана ОАО "Томснефть" ВНК. А также располагается в Томской области (Александровский район) в пределах Кондаковского лицензионного участка (№58), лицензия ТОМ №00048 НЭ выдана ОАО "Томснефть" ВНК.
Вахское нефтяное месторождение открыто в 1965 году. Месторождение разрабатывается с 1976 году с наиболее крупного по площади Вахского участка. С 1988 года началась разработка Кошильской площади.
Разработка областей началась не одновременно, сначала разрабатывалась только Тюменская область, а с 1984 года присоединилась и Томская область.
В настоящее время разработка месторождения ведется согласно проектному документу «Анализа разработки Вахского месторождения» (протокол ТКР №823 от 24.10.2006 г.).
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению в целом, а также по объектам разработки и площадям проведено с 2006-2014 гг.
Суммарная добыча нефти по месторождению за рассматриваемый период составила 5876 тыс. т., что фактически на 886 тыс.т (13%) ниже проектного уровня. Отставание по годовой добыче нефти наблюдается на протяжении всего рассматриваемого периода. Наибольшее отставание добычи нефти в 2009-2014гг. достигло 17-30%. Причина отставания годовой добычи нефти в том, что не выполняется программа вывода скважин из бурения в 2009 году и из неработающего фонда скважин на протяжении всего периода, соответственно действующий фонд добывающих скважин меньше проектного фонда.
В период с 2006 года по 2008 год отставание фактической добычи нефти от проектной начинает постепенно снижаться, разница в добычи составила: 94,3 тыс.т. в 2006 г. (8%); 60,2 тыс.т. в 2007 г. (5%) - и достигает своего минимума в отставании в 2008 году - 22,8 тыс.т. (2%). Это связано с тем, что было пробурено восемь новых скважин, которые не предлагались проектом. А также ввод скважин из неработающего фонда, но в недостаточном количестве. На месторождении был проведен большого объема мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта.
В последующие года 2009-2014 добыча нефти идет на спад и отставание составляет 17-30% от проектной добычи нефти. Причина этому так же, не выполнение программы вывода скважин их неработающего фонда на 68%, тем самым отставание действующего добывающего фонда до 32%. В 2009г. по проекту предусматривалось увеличение действующего фонда добывающих скважин по сравнению с предыдущим 2008 годом на 11%, а фактически произошло уменьшение фонда на 8%. Что и повлекло за собой снижение дебита нефти и добычи нефти. Проектный уровень добычи нефти за 2010 г. равен 1626 тыс.т. по факту добыто 1167 тыс.т., т.е. на 459 тыс.т меньше (28%).
Обратная картина наблюдается по добычи жидкости, она превышает проектные значения на протяжении рассматриваемого периода. В 2007 году наблюдается значительный скачек превышения фактической добычи жидкости над проектной с 2% до 21%. Превышение обводненности над проектной тоже вырастает в два раза с 5% до 10%.
Суммарный отбор жидкости за рассматриваемый период по факту составляет 25707 тыс.т, что на 21% больше проектного уровня (21147 тыс.т).
Эксплуатационный и действующий фонд добывающих скважин в течение всего рассматриваемого периода, начиная с 2006 г. и по 2014 г., меньше проектного фонда. Отклонение возрастает с каждым годом и достигает максимального значения в 2014г. Эксплуатационный фонд добывающих скважин и действующий фонд отстает от проектного фонда в 2010г. на 18% и 29%. Доля действующего фонда значительна и составляет 74-87% от эксплуатационного фонда, это свидетельствует о том, что количество скважин находившихся в бездействии не большое. Но по проекту эта доля скважин составляет 91-93%, что значительно выше (5-20%), чем фактическая доля.
В период 2006-2008гг. бурение новых скважин по проекту не предусматривалось. По факту в 2007 и 2008 гг. было пробурено 10 скважин, две из которых (№№107Р и 97Р) были переведены после бурения в консервацию. В 2009 году по проекту планировалось ввести в разработку бурением новых 8 добывающих скважин Кошильскую площадь, но по факту бурение на данной площади не было выполнено. Бурение новых добывающих скважин в 2009 г. было выполнено на других площадях: Вахская площадь - №701Б, Восточно-Вахская площадь - №811Б и №2537Б. А 2010 году бурение скважин было перевыполнено по количеству на 7 ед. Во втором полугодии 2010 года на Кошильской площади было пробурено 13 скважин. Ввод добывающих скважин из других категорий в период 2006-2010гг не выполнен на 43%.
Фактические объемы закачки в 2006 г. существенно превышает проектное значение Превышение составляет 32%, не смотря на то что количество действующих нагнетательных скважин ниже на 28% проектного. Фактическая приемистость нагнетательных скважин за этот период превышает проектную на 72%. Лишь в 2007 г. превышение фактических объемов закачки над проектными уменьшается и является незначительным (5%). Приемистость нагнетательных скважин выше проектной на 58%. В последующие 2008-2010гг. превышение объема закачки составляет в среднем 10%. При том, что превышение фактической приемистости над проектной в среднем осталось на том же уровне (51 %).
Коэффициент использования всех скважин на протяжении всего рассматриваемого периода ниже проектного значения в среднем на 20%. Если рассматривать отдельно фактический коэффициент добывающего фонда, то период 2006-2009гг наблюдается снижение коэффициента использования добывающих скважин до 0,737 д.ед, что на 21% ниже проектного значения (0,931 д.ед.). А в 2010 году он увеличивается до 0,810 д.ед.
Снижение происходит из-за того, что с каждым годом эксплуатационный фонд скважин увеличивается, а действующий фонд добывающих скважин уменьшается или увеличивается незначительно. Отставание фактического коэффициента использования от проектного можно объяснить отставанием эксплуатационного и действующего фонда скважин от проектных значений.
Коэффициент использования нагнетательного фонда скважин несмотря на увеличение из года в год все равно отстает от проектного коэффициента в среднем за данный период на 30%. Не высокий коэффициент использования скважин показывает, что большинство скважин находится в бездействующем фонде, причина этому не выполнение программы вывода скважин из бездействия.
Коэффициент эксплуатации добывающих скважин равен проектному значению и составляет 0,9 д.ед.
Вывод: Исходя их вышеизложенной характеристики сравнения проектных и фактических показателей разработки по месторождению, можно отметить, фактические уровни добычи нефти отстают от проектных значений (2-28%). Проектные решения в период 2006-2014 гг. не выполняются в полном объеме.
Среди причин вызвавших отставание уровней добычи нефти выделяются:
меньший коэффициент использования скважин (особенно нагнетательных скважин), чем был предусмотрен в проекте;
несоответствие фактического фонда действующих скважин проектному фонду;
более высокие темпы обводнения скважин;
отставание темпов отбора от темпов отбора заложенных в проекте.
На Вахском месторождении по состоянию на 01.01.2014 год накопленная добыча нефти и жидкости составила 56915 тыс.т и 111039 тыс.т. Что составляет 54% от утвержденных начальных извлекаемых запасов (101564 тыс.т.). Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,188 д.ед. Водонефтяной фактор - 0,95 д.ед. Годовая обводненность равна 81%. Накопленная закачка вода составляет 179338 тыс.м3. Накопленная и текущая компенсация отбора равна 130% и 96% [5].
2.3 Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплутации
С начала разработки месторождения отобрано 60260 тыс.т нефти или 53,4% от извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,155 (утвержденный 0,321), текущая обводненность продукции 82,2%, водонефтяной фактор 0,6, накопленная закачка компенсирует отбор на 132%.
С 1991г. месторождение находится в III стадии снижающейся добычи нефти.
В ретроспективе максимальные отборы нефти по месторождению достигались в период 1986 - 1991 г.г.: 2,657 млн. т. - (1986 г.), 2,870 млн. т. - (1989 г.), затем началось резкое падение добычи до 2,262 млн. т в 1992 г. Последующее небольшое увеличение добычи до 2,647 млн. т. в 1993 г. обусловлено эффективными работами по ГРП на низкопродуктивных скважинах. Этот фактор совместно с выводом в бездействие высокообводненных скважин обусловил снижение обводненности продукции с 42,6 % до 31,5 % в 1993 - 1994 г.г. Однако с 1995 г. снова наметилась тенденция роста обводненности продукции.
В результате проведения совокупности работ связанной с интенсификацией отборов путем ГРП, геолого - технических мероприятий, направленных на улучшение работы фонда, вывода в бездействие значительной части высокообводненных скважин при возросшем отборе жидкости и нефти существенно снизилась текущая обводненность продукции; с 43% в 1989г. до 30% в 1993г.
С начала разработки отобрано 758392 тыс.т жидкости. Максимальный его отбор 4464 тыс.т, в динамике синхронно с добычей нефти, достигнут в 1987 - 1989 г.г. В последующие годы проявляется постепенное снижение добычи жидкости в среднем по 166 тыс.т/год. В этот же период добыча нефти ежегодно снижалась почти на 100 тыс.т./год.
Текущие уровни добычи нефти и жидкости в долях примерно одинаковы от максимального, составляя соответственно 60% и 62%.
В начальный период (1980 - 1991гг) разбуривание месторождения осуществлялось высокими темпами с объемами проходки 190 - 330 тыс.м/год. По мере завершения разбуривания большей части проектного фонда Вахской, Восточно - Вахской и Северо - Вахской площадей в 1995г. начато освоение Кошильской площади, которое практически сразу было приостановлено из-за получения непромышленных притоков нефти. Требовались более детальные всесторонние исследования уточнение запасов этой части Вахского региона с последующей выработкой уточненных проектных решений.
Рисунок 2.1 - Динамика разработки Вахского месторождения за период 1.01.2003 - 1.01.2014 г.г.
В связи с довольно интенсивным разбуриванием месторождения фонд добывающих скважин увеличивался и в период 1991 - 1995 г.г. составлял 770 - 800 скважин, который в последующем к 2012г. постепенно уменьшился до 357 единиц. Выбытие добывающих скважин связано с необходимостью перевода под закачку, а также геологическим и техническим причинам.
На месторождении добыча нефти ведется из 286 скважин, из них 257 скважин работают с помощью электроцентробежного насоса (ЭЦН), 28 ед. - с помощью штангового глубинного насоса (ШГН) и 1 скважина - фонтанным способом (ФОН) (№1058) (рисунок 2.2). В бездействующем добывающем фонде насчитывается 67 скважины, причем 78% от всего бездействующего фонда это скважины, находящиеся в бездействии с прошлых лет (52ед.). Основные причины бездействия это малодебитность, обводненность, аварийное состояние скважины и ожидание работ по подземному или капитальному ремонту. Коэффициент использования добывающих скважин равен 0,810 д.ед.
Рисунок 2.2 - Распределение фонда добывающих скважин по методам эксплуатации (в шт.)
В консервации (195 скв.), в ожидании ликвидации (108 скв.) и в ликвидации (100 скв.) находится 45% от всего добывающего фонда. Фонд пьезометрических и наблюдательных скважин составляет 144 ед.
Эксплуатационный фонд (действующий, бездействующий и в освоении) нагнетательных скважин (319 ед.) составляет 81% от всего нагнетательного фонда скважин (391 ед.). Эксплуатационный нагнетательный фонд скважин распределяется по объектам разработки аналогично добывающему фонду скважин, наибольшее количество скважин приходится на основные объекты разработки Ю11 (147ед.) и Ю12+3 (194ед.), остальные скважины на Ю31+2 (42ед.) и Ю33+4 (1ед.). Закачка на всем месторождении на 01.01.2011 год осуществляется 163 скважинами. В бездействующем нагнетательном фонде находится 154 скважины, причем 84% от всего бездействующего фонда это скважины, находящиеся в бездействии с прошлых лет (129 ед.). Основные причины остановки - это ограничение закачки, техническое состояние эксплуатационной колонны и ожидание капитального ремонта скважин. Коэффициент использования нагнетательных скважин равен 0,511 д.ед.
В консервации (4 скв.), в ожидании ликвидации (16 скв.) и в ликвидации (11 скв.) находится 8% от всего нагнетательного фонда. Фонд пьезометрических и наблюдательных скважин составляет 41 ед.