» - 2,5 т/добу нафти (6,5 т/добу рідини), СП «Ватойл» - 2,8 т/добу (5,4 т/добу) і ЗАТ «Еганойл» - 1,9 т/добу (7,5 т/добу). Дебіти свердловин з ЕЦН в ТОВ «ЛЗС» становили в середньому 16,6 т/добу нафти (74,3 т/добу рідини), тоді як в СП «Ватойл» вони були вище - 20,8 т/добу (106,5 т/добу).
Характер обводнення свердловин в межах об'єкта змінюється в самих широких межах - від тривалої роботи свердловин з відносно низькими величинами обводнення (не більше 10 - 15%) до швидкої, фактично миттєвою, обводнення до величин 60, 70 і більше відсотків, причому останній випадок є досить широко поширеним .. У межах родовища досить складно виявити закономірність положення свердловин, що характеризуються тим або іншим характером обводнення (він залежить від цілого набору геолого-фізичних і технічних факторів), проте короткий аналіз показав, що перший тип динаміки обводнення частіше зустрічається в свердловинах, що експлуатували тільки верхній пласт АВ1, тоді як другий характеризує ті свердловини, де розкритий пласт АВ2 5 або весь продуктивний інтервал АВ1-2.
безводний нафту дають лише поодинокі свердловини, що знаходяться на ділянці ТОВ «ЛЗС». Число свердловин з невисокою обводненностью до 20% становить на дату аналізу по об'єкту 157 свердловин (9,4%). 1226 свердловин або 73,2% від загального числа мають обводненість від 50 до 90% і близько 22% обводнені більш ніж на 90%. За окремим підприємствам картина відрізняється від загальної незначно. Для всіх підприємств характерно, що практично весь видобувний фонд дає нафту з водою і більше половини свердловин мають обводненість вище 50%. У СП «Ватойл» частка свердловин з низькою обводненностью вище, ніж в середньому по горизонту, а й високообводненних свердловин також більше.
За період розробки об'єкта в експлуатації на нафту перебувало всього 2 502 свердловини. В середньому на одну свердловину, участвовавшую у розробці, відібрано 38,6 тис.т нафти проти 76,5 тис.т питомих видобутих запасів, що припадають на одну свердловину (з урахуванням видобувних, нагнітальних і резервних) за проектом. Для ТОВ «ЛЗС» середній відбір на свердловину становить 36,2 тис.т, СП «Ватойл» - 50,3 тис.т і ЗАТ «Еганойл» - 27 тис.т.
За величиною накопиченого відбору нафти свердловини розподілені вкрай нерівномірно. Найбільші обсяги нафти були отримані з декількох свердловин на південному сході центральної частини поклади на території діяльності ТОВ «ЛЗС» і СП «Ватойл», де видобуток на одну свердловину досягла 402 - 517 тис.т (скв. 1 994, 622, 1979-ТОВ «ЛЗС» і 1927,1928,8733- СП «Ватойл»). Більше 200 тис.т нафти дали 95 свердловин.
Згідно з даними звітності підприємств частка проблемних свердловин в структурі видобувного фонду досить стабільна ж становила в 1998 році 55% (1400 вкв), в 1999 році 52% (+1344 вкв), у 2000 році 52% (+1362 вкв). Можна говорити і про певну стабільність «нерентабельною» складової проблемного фонду при коливаннях ціни на нафту. Розрахунки показали, що при зниженні ціни з 19 до 15 доларів/барель, тобто на 20%, фонд нерентабельних свердловин зросте на 100 одиниць або на 10%. Аналогічно, при збільшенні ціни до 23 доларів/барель фонд нерентабельних свердловин зменшиться на 120 одиниць або 12%.
Діапазон дебітів нафти досить широкий. Мінімальні значення по об'єктах становлять від 0,02 т/добу (скв. 4608, БВ1-2) до 0,3 т/добу (вкв. +4460, АВ8), максимальні 2,2 т/добу (св. +8141, АВ8)- 4,4 т/добу (скв. 5191, АВ1-3).
Середні нерентабельні дебіти нафти по об'єктах і надрокористувачам практично однакові й становлять 1,1 - 1,4 т/добу. Дебіти рідини по цій групі свердловин змінюються в досить широких межах від 0,2 т/добу (вкв. +4372, Об'єкт БВ1-2) до 214 т/добу (вкв. +5191, Об'єкт АВ1-3), їх середні значення по об'єктах і надрокористувачам варіюють від 2,8 т/добу (ЮВ1, ЛЗС) до 29,4 т/добу (БВ1-2, Ватойл). На ріс.3.26 представлені гістограми розподілу нерентабельних свердловин по дебитам нафти та рідини.
Майже 40% свердловин працювали з дебітами нафти менше 1 т/добу, більше половини відбирали від 1 до 2,5 т/добу і лише 7% свердловин мали добову продуктивність більше 2,5 т/добу, у тому числі 1 свердловина більше 4 т/добу.
Аналіз даних по дебитам рідини дозволяє в першому наближенні позначити основні чинники, що зумовили нерентабельність експлуатації розглянутих свердловин.
Визначальним фактором для свердловин з дебітом рідини менше 3 т/добу, а вони становлять майже 40% нерентабельного фонду, є їх низька продуктивність. Такі свердловини збиткові навіть при безводної експлуатації. Ще 40% нерентабельних свердловин, що мають дебіти рідини від 3 до 10 т/добу, складають проміжну групу, для якої і продуктивність і обводненість справляють істотний вплив на їх економічний статус. Для свердловин, що мають дебіти рідини більше...
