Характеристика ликвидационного фонда НГДУ “Правдинскнефть”

В таблице 1 представлена динамика фонда нефтяных скважин НГДУ “Правдинскнефть”. Показатели даны на 1 января соответствующего года.

Месторождения НГДУ находятся в стадии, когда экстенсивная разработка (увеличение добычи нефти происходит в основном за счет ввода скважин из бурения) сочетается с интенсивным способом разработки (рост добычи за счет применения методов увеличения нефтеотдачи). В таблице отражены основные тенденции, характерные для нефтяной отрасли. Так, например, уменьшение ввода скважин из бурения по итогам 1998 года (с 28 до 13 скважин в освоении) объясняется резким снижением мировой цены на нефть и соответствующим сокращением финансовых средств предприятия.  Постановление Председателя Правительства РФ Путина В.В. “О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях” № 1213 от 01.11.99. мало отразилось на деятельности НГДУ в связи с относительно небольшим количеством нерентабельных скважин по НГДУ.

В НГДУ “Правдинскнефть” в настоящее время подлежат ликвидации и ликвидируются скважины категории II-а (по геологическим причинам) и категории I – а (скважины, выполнившие свое назначение). В целом по НГДУ такой необходимости ликвидировать скважины, как например на месторождениях АНК “Башнефть” пока нет, как и практически отсутствует фонд полностью отслуживших нефтяных скважин. Однако, во избежание проблемы финансирования ликвидаций в будущем, уже сейчас необходимо формировать соответствующий денежный фонд. Именно этому аспекту посвящена экономическая часть дипломного проекта.

Таблица    1   – Динамика фонда нефтяных скважинНГДУ “Правдинскнефть”   в 1997-2000 гг.

Ниже представлена геолого-техническая история скважины № 1019 Приобского месторождения НГДУ “Правдинскнефть”, подлежащей ликвидации.

Скважина вступила в эксплуатацию 04.06.65 г. фонтанным способом с начальным дебитом 67 т/сут безводной нефти. Через месяц работы переведена на глубиннонасосный способ эксплуатации при суточном дебите 30 тонн нефти. Дебит скважины быстро уменьшался и к июню 1967 г. составил 1,2 м³/сут.

С 1967 г. была начата опытная закачка воды в водоносную часть рифа, что привело к обводнению массива из поднефтяной ее части и было решено все скважины законсервировать. Закачка воды на обводненность и дебит скважины не повлияло. Дебит скважины перед консервацией составил 0,2 т/сут безводной нефти.

С января 1970 г. по 1972 г. скважина была в консервации. В результате продолжения закачки воды давление в рифе стало возрастать и скважины стали переливать и с целью изучения возможности извлечения остаточных запасов нефти было решено начать форсированный отбор жидкости. В октябре 1972 г. скважина была оборудована ЭЦН для форсирования отбора жидкости. В течение 51 дня из нее было добыто 10 т нефти и 2900 м³ воды. С октября 1973 г. по май 1975 г. скважина была в консервации. Среднесуточный дебит перед остановкой составлял 86 м³ жидкости при 100% обводненности. Скважина снова стала переливать. В мае 1975 г. скважина была пущена в работу “самоизливом” и работала периодически по мере поднятия давления с дебитом 1,2 м³/сут. с безводной нефти. Дебит постепенно снижался, в продукции стала появляться вода и  в августе 1982 г. скважина была переедена на глубиннонасосный способ эксплуатации с дебитом 1,0 м³/сут. при 80 обводненности. Дебит скважины постепенно снижался и на время перевода в бездействие в феврале 1990 дебит составил 0,1 м³/сут. жидкости при 50% обводненности. С 29.10 по 13.11.91 согласно утвержденного плана работ на ликвидацию, бригада КРС произвела заливочные работы. Был установлен цементный мост в интервале 660 – 547 м. Дальнейшие работы были прекращены по организационным причинам и больше не возобновлялись. Устье скважины закрыто стальной задвижкой. С 1991 г. скважина находилась в бездействии и в 1996 г. была переведена в консервацию. Всего из скважины добыто 12,5 тыс. т нефти, 15,1 тыс. м³ воды.

Ввиду малодебитности и нерентабельности дальнейшей эксплуатации скважина подлежит ликвидации по категории 1 “б”.