ми проходки 190 - 330 тис.м/рік. У міру завершення разбуривания здебільшого проектного фонду Вахской, Східно - Вахской і Північно - Вахской площ в 1995р. розпочато освоєння Кошільской площі, яке практично відразу було призупинено через отримання непромислових припливів нафти. Були потрібні більш детальні всебічні дослідження уточнення запасів цієї частини Вахского регіону з подальшою виробленням уточнених проектних рішень.
У зв'язку з досить інтенсивним розбурювання родовища фонд видобувних свердловин збільшувався і в період 1991 - 1995 рр становив 770 - 800 свердловин, який в подальшому до 2012р. поступово зменшився до 357 одиниць. Вибуття видобувних свердловин пов'язане з необхідністю переведення під закачування, а також геологічним і технічних причин.
На родовищі видобуток нафти ведеться з 286 свердловин, з них 257 свердловин працюють за допомогою електроцентробежного насоса (ЕЦН), 28 од.- За допомогою штангового глибинного насоса (ШГН) і 1 свердловина - фонтанні способом (ФОН) (№1058) (рис.3.2). У недіючому видобувному фонді налічується 67 свердловини, причому 78% від усього недіючого фонду це свердловини, що знаходяться в бездіяльності з минулих років (52ед.). Основні причини бездіяльності це малодебітних, обводненість, аварійний стан свердловини і очікування робіт по підземному або капітального ремонту. Коефіцієнт використання видобувних свердловин дорівнює 0,810 д.ед.
Малюнок 3.2 Розподіл фонду видобувних свердловин за методами експлуатації (в шт.)
У консервації (195 вкв.), в очікуванні ліквідації (108 вкв.) і в ліквідації (100 вкв.) знаходиться 45% від усього видобувного фонду. Фонд пьезометріческіх і спостережних свердловин складає 144 од.
Експлуатаційний фонд (діючий, бездіяльний і в освоєнні) нагнітальних свердловин (319 од.) становить 81% від усього нагнітального фонду свердловин (391 од.). Експлуатаційний нагнітальний фонд свердловин розподіляється по об'єктах розробки аналогічно видобувному фонду свердловин, найбільша кількість свердловин припадає на основні об'єкти розробки Ю11 (147ед.) І Ю12 + 3 (194ед.), Решта свердловини на Ю31 + 2 (42ед.) І Ю33 + 4 ( 1ед.). Закачування на всьому родовищі на 01.01.2011 рік здійснюється 163 свердловинами. У недіючому нагнітальному фонді знаходиться 154 свердловини, причому 84% від усього недіючого фонду це свердловини, що знаходяться в бездіяльності з минулих років (129 од.). Основні причини зупинки - це обмеження закачування, технічний стан експлуатаційної колони і очікування капітального ремонту свердловин. Коефіцієнт використання нагнітальних свердловин дорівнює 0,511 д.ед.
У консервації (4 вкв.), в очікуванні ліквідації (16 вкв.) і в ліквідації (11 вкв.) знаходиться 8% від усього нагнітального фонду. Фонд пьезометріческіх і спостережних свердловин складає 41 од.
Всього водозабірний фонд складає 49 свердловин. Експлуатаційний фонд (діючий - 9 вкв., Бездіяльний - 23 вкв., В освоєнні - 9скв.) Водозабірних свердловин складає 84% від усього водозабірного фонду свердловин [1].
Коефіцієнт використання водозабірних свердловин дорівнює 0,220 д.ед.
Фонд діючих видобувних свердловин був максимальним (650 одиниць) в 1990р., в последующе період до 2012р. скоротився більш ніж удвічі, склавши 261 одиниць. Відповідно коефіцієнт використання фонду видобувних свердловин був максимальним: 0,95 в 1989р., В подальшому, вже в 1992р. він різко знизився до 0,59 і в останні роки аналізованого періоду він становив 0,51 - 1999р., 0,38 - (2006 - 2014г.г.) Бездіяльність фонду видобувних свердловин, в основному, пов'язано з нізкодебітних по нафті або високої обводненностью продукції, дещо меншою мірою з очікуванням доцільних робіт по підземному ремонту або виявленим аварійним станом свердловин.
Наведена диференціація за класами дебітів нафти і причин бездіяльності дозволяє представити масштабність втрат нафти (без проведення ремонтних робіт) з - за бездіяльності свердловин.
Їх зупинка пов'язана з неможливістю подальшої експлуатації за технічним чи вираженою недоцільністю з економічних причин. Судячи з наведених низьким середнім дебитам зупинених свердловин в превалирующем більшості випадків 61,4% дебіт нафти менш 1т/добу, їх сумарний дебіт дорівнює 60 т/добу або 6,45% від загального (938 т/добу) по всьому бездействущему фонду. Найбільшим потенціалом видобутку 669 т/добу (71%) виділяються 34 свердловини (12% недіючого фонду), в цій групі по кожній зі свердловин дебіт нафти перевищує 5 т/добу. Приблизно половина цієї кількості (16 вкв.) В очікуванні підземного ремонту, решта - капітального ремонту.
Таким чином, в існуючому стані в 90% бездействущего фонду середній дебіт нафти становить 0,9 т/добу. Останній може бути істотно збільшений з...
