|
Hi' кие скважины очень сильно обводнены и поэтому имеют очень низкую производительность. Поддерживать такие скважины в работоспособном состоянии с каждым годом становится все труднее. Несмотря на этот факт, по нашему мнению сроки службы подавляющей части основных фондов нефтяного предприятия определяются не сроками их морального и физического износа, а в основном временем эксплуатации месторождения. Главным образом это относится к скважинам, на которые не может быть распространена общепринятая практика обновления основных производственных фондов. В нефтедобывающей промышленности эксплуатируется значительное число скважин, отработавших срок службы и дающих незначительные объемы добычи нефти и вызвано это тем, что обновление скважины нерационально на месторождениях, находящихся в поздней стадии эксплуатации. Основным оборудованием на нефтедобывающих предприятиях являются нефтяные скважины, от эффективности использования которых зависит объем добычи в наибольшей степени. Основные эксплутационные показатели, характеризующие использование нефтяных скважин ОАО «Самаранефтегаз» за период с 2000 по 2004 годы, показаны в таблице 8. Для нефтяных предприятий и месторождений, на которых уже ведется промышленная добыча нефти, главными факторами, влияющими на эффективность, являются средний дебит нефтяных скважин, их обводненность и физико-химические свойства добываемой продукции. Обводненность месторождений ОАО «Самаранефтегаз» находится на высоком уровне (около 80%). Эта ситуация характерна для нефтедобывающих районов, которые находятся в поздней стадии разработки. Из таблицы 8 видно, что данный показатель в 2000 году составил 83,5%, а в 2004 году он снизился до 77,2%, что отражает некоторое улучшение условий добычи нефти на предприятии. |
56 В процессе анализа возрастного состава различных промысловых объектов ОАО «Самаранефтегаз», наметились следующие тенденции. В отношении сооружений, нефтяных скважин и трубопроводов наибольшую долю (от 60 до 80%) составляет группа с возрастом от 5 до 15 лет. Эта тенденция особенно ярко проявляется для нефтяных скважин, так как для них возрастная группа со сроком работы более 10 лет составила в 2002 году около 90 %. Такие скважины очень сильно обводнены и поэтому имеют очень низкую производительность. Поддерживать такие скважины в работоспособном состоянии с каждым годом становится все труднее. Несмотря на этот факт, по нашему мнению сроки службы подавляющей части основных фондов нефтяного предприятия определяются не сроками их морального и физического износа, а в основном временем эксплуатации месторождения. Главным образом это относится к скважинам, на которые не может быть распространена общепринятая практика обновления основных производственных фондов. В нефтедобывающей промышленности эксплуатируется значительное число скважин, отработавших срок службы и дающих незначительные объемы добычи нефти и вызвано это тем, что обновление скважины нерационально на месторождениях, находящихся в поздней стадии эксплуатации. Основным оборудованием на нефтедобывающих предприятиях являются нефтяные скважины, от эффективности использования которых зависит объем добычи в наибольшей степени. Основные эксплутационные показатели, характеризующие использование нефтяных скважин ОАО «Самаранефтегаз» за период с 1998 по 2002 годы, показаны в таблице 6. 57 Таблица 6. Основные эксплутациоиные показатели нефтяных скважин ОАО «Самаранефтегаз» за 1998-2002 гг. Показатели 1998 1999 2000 2001 2002 Добыча нефти, тыс. т 8160,5 7691,9 7938,9 9489,8 11046,6 Добыча жидкости, тыс. т 49159,6 45246,5 48114,8 51575,0 50906,2 Обводненность скважин, % 83,4 83,0 83,5 81,6 78,3 Закачка воды, тыс. м3 23613 22516 22583 23302 23705 Действующий фонд нефтяных скважин, ед. 4016 3991 4184 4173 4108 Бездействующий фонд нефтяных скважин, ед. 1417 1524 1396 1423 1506 Фонд нагнетательных скважин, ед. 1175 1159 663 659 651 Коэффициент использования нефтяных скважин 0,74 0,72 0,75 0,75 0,73 Среднесуточный дебет жидкости на скважину, т/сут. 33,5 31,1 31,5 33,9 34,0 Среднесуточный дебет нефти на скважину, т/сут. 5,6 5,3 5,2 6,2 7,4 Для нефтяных предприятий и месторождений, на которых уже ведется промышленная добыча нефти, главными факторами, влияющими на эффективность, являются средний дебит нефтяных скважин, их обводненность и физикохимические свойства добываемой продукции. Обводненность месторождений ОАО «Самаранефтегаз» находится на высоком уровне (около 80%). Эта ситуация характерна для нефтедобывающих районов, которые находятся в поздней стадии разработки. Из таблицы 6 видно, что данный показатель в 1998 году составил 83,4%, а в 2002 году он вырос до 78,3%, что отражает некоторое улучшение условий добычи нефти на предприятии. Некоторое снижение числа нагнетательных скважин и использования закачки воды, показывает наличие определенных резервов интенсивного увеличения пластового давления и соответственно объемов добычи нефти данным предприятием в будущем. Важнейшим показателем, характеризующим работу ОАО «Самаранефтегаз» является количество нефтяных скважин, находящихся в неработающем состоянии или консервации. Если проводить сравнение со средним уровнем показателя бездействующего фонда нефтяных скважин в России, составляющим по состоянию на 2001 год 24,4 % [7, 24], то можно сделать вывод о том, что для ОАО «Самаранефтегаз» данный показатель соответствует среднеотраслевому уровню. Основные показатели разработки нефтяных месторождений по ОАО "Самаранефтегаз" за период с 1999 по 2002 годы можно графически представить в виде следующей диаграммы (см. рис. 6). Представленные на рисунке 6 графики отображают тенденцию увеличения добычи нефти и некоторого снижения обводненности нефтяных скважин для ОАО "Самаранефтегаз". При этом планируемые на 2003 год показатели для рассматриваемого нефтедобывающего предприятия свидетельствуют о стремлении руководства повысить эффективность нефтедобычи компании. 58 |