Периодичность проверки бездействующего фонда скважин. В фонде скважин в отчете выделяются эксплуатационный фонд и другие группы скважин. Учет изменений фонда скважин

1) По назначению

1. Добывающие скважины – составляют наибольшую часть фонда. Предназначены для добычи нефти газа и попутных компонентов

2. Нагнетательные скважины- предназначены для нагнетания в пласт специальных агентов в пласт с целью обеспечения эффективной разработки залежи

3. Специальные скважины – предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки \

3.1. Оценочные – используются для оценки нефтенасыщенности и других параметров пластов с целью проведения геофизических исследований.

3.2. Контрольные скважины – предназначены для контроля процессов протекающих в пластах при разработке залежей нефти и газа

4. Вспомогательные скважины

4.1. Водозаборные – предназначены для отбора воды с целью нагнетания её в продуктивные пласты

4.2. Поглощающие скважины – используются для захоронения попутных вод, а также других промысловых вод в том случае если они не могут быть использованы для заводнения пластов

2) По времени ввода в эксплуатацию

1. Старые скважины – скважины зачисленные в фонд до начала отчетного периода

2. Новые скважины – зачисленные в фонд в течении отчетного периода

3) По состоянию на отчетную дату. При классификации скважин по данному признаку рассматривают как правило эксплуатационный фонд. Эксплуатационный фонд – основная часть фонда включающая действующие и бездействующие добывающие скважины а также скважины осваиваемые или ожидающие освоения после бурения для добычи из них продукции а также прочие скважины

1. Действующий фонд – включает скважины давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:

1.1. Скважины дающие продукцию на конец последнего дня отчетного периода.

1.2. Скважины которые в последнем месяце давали продукцию даже в небольшом количестве но были остановлены в этом месяце и находятся в ожидании ремонта.

2. Бездействующие фонд – скважины которые ранее эксплуатировались на нефть и газ но не давшие продукцию в течении последнего месяца отчетного периода в том числе:

2.1. Выбывшие из действующих в отчетном году, т.е остановленные в течении текущего года или в месяце предшествующим отчетный период в прошлом году.

2.2. Скважины выбывшие из действующих в прошлые годы (остановленные до 1 декабря прошлого года)

3. Скважины осваиваемые или ожидающие освоения после бурения

4. Прочие скважины

4.1. Скважины находящиеся в консервации – скважины которые определенный период времени не могут быть использованы ни для какой цели и на которые оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В течении данного периода начисление амортизации не происходит. После окончания срока консервации скважина ликвидируется или переходит в соответствующую часть фонда

4.2. Скважины находящиеся в ожидании ликвидации – скважины на которых проходят работы по ликвидации произведено их цементирование, однако не получены документы о ликвидации в связи с не проведением рекультивации земель.

4.3. Ликвидированные скважины – скважины ликвидация которых оформлено в установленном порядке и ликвидационные работы уже выполнены

При анализе эксплуатационного фонда скважин во времени применяют следующие показатели

1) Коэффициент использования фонда скважин

К и = Т ф эф /Т к эф

Т ф эф – фактическое время эксплуатационного фонда

Т к эф – календарное время работы эксплуатационного фонда

Для расчета календарного времени необходимо фонд скважин умножить на календарную продолжительность в часах (365*24= 8660)

Календарное время на остановленные скважины в рамках действующего фонда не рассчитывается. \

2) Коэффициент эксплуатации скважин

К э = Т ф эф /Т к дф

Т к дф – календарное время работы действующего фонда скважин

Фэ = 120 скважин

Ф -Действующий = 115 скважин

Т ф эф = 926808 часов

Ки = 926808/(365*24*120) = 0,28

Кэ = 926808/(365*24*115) = 0,92

III. Расчет производственной программы для предприятий НГ промышленности

При составлении производственной программы по добыче нефти (газа) используют следующие показатели

1) Фонд скважин

2) Среднесуточный дебет скважин (одной скважины или группы скважин) – среднее количество нефти добытое за сутки непрерывной работы скважины, которое определяется отношением общего объема добытой нефти за определенный период времени к показателю фонда скважин за аналогичный период

3) Коэффициент эксплуатации скважин

При расчете объемов добычи нефти или газа фонд скважин классифицируют по времени ввода в эксплуатацию

1. Расчет объемов добычи нефти или газа может быть выражен суммой объемов добычи по старым и новым скважинам

Д н = Д н ст +Д н нов

Д н нов – объем добычи из новых скважин

Д н ст - объем добычи нефти из старых скважин

2. Объем добычи нефти из старых скважин рассчитывается по формуле

Д н ст = Ф ст *q ст *n*К э *К изм

Ф ст - фонд старых скважин

q ст – среднесуточный дебет одной старой скважины

n – продолжительность календарного периода (количество суток

К э - коэффициент эксплуатации скважин

К изм – коэффициент изменения добычи нефти за счет естественного падения дебета

3. Объем добычи нефти из новых скважин

Д н нов = Ф нов *q нов *Д

Ф нов – фонд новых скважин

q нов – среднесуточный дебет одной новой скважины

Д – число дней работы одной новой скважины

Фонд новых скважин исчисляется из скважин введенных в отчетном периоде в эксплуатацию из эксплуатационного и разведочного бурения, а также включает освоение скважин после бурения за предыдущие года

Ф нов = Ф нов эб + Ф нов рб + Ф нов осв

Ф нов эб – фонд скважинведенных в эксплуатацию из эксплуатационного бурения

Ф нов рб – фонд скважин введенных в эксплуатацию из разведочного бурения

Ф нов осв – скважины освоенные после бурения

Фонд скважин введенных из эксплуатационного и разведочного бурения могут быть рассчитаны исходя из общего объема буровых работ и средней глубины скважины

Ф нов эб = Б э /Г фэ

Ф нов РБ = Б р /Г фр

Б э; Б р – объем эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ

Г фэ; Г фр – средняя глубина скважин эксплуатируемых на нефть и газ

Среднее число дней работы одной новой скважины рассчитывается

Д=(n/2)*К э нов

К э нов – коэффициент эксплуатации новых скважин

n – количество дней определенного календарного периода

IV. Расчет программы по добыче попутного газа

Попутный газ является неотъемлемой частью добываемой жидкости при эксплуатации месторождения

При расчете производственной программы по добыче попутного газа в качестве основы выступают значения газового фактора

Газовый фактор отражает концентрацию попутного газа в добываемой жидкости.

В современных условиях хозяйствования в рамках технологических систем по добыче нефти и газа практически исключается утилизация (сжигание) попутного газа. Попутный газ собирается в специальные резервуары и по системе газопроводов может быть направлен:

1) Удовлетворять потребности потребителя (реализация на сторону)

2) Использование попутного газа на внутрипромысловые цели (отопление)

Объемы добычи попутного газа могут быть рассчитаны по формуле

Д пг = Р г *G(1-К г)

Р г – жидкость (нефть) соответствующая ресурсам попутного газа

G – газовый фактор отражающий концентрацию попутного газа в добываемой жидкости

К г – коэффициент использования попутного газа на внутрипромысловые цели

Организация производства в сфере текущего и капитального ремонта скважин

I. Понятия текущего ремонта скважин (ТРС). Составление производственной программы.

Под ТРС понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление производительности скважины, при воздействии на призабойную зону пласта и скважинное оборудование.

ТРС включает в себя следующие виды работ:

1. Смена насоса и его деталей при эксплуатации ЭЦМ

2. Ликвидация обрыва или отвинчивание насосных штанг при эксплуатации ШГМ.

3. Промывка насоса.

4. Смена насосно компрессорных труб (МКТ) и штанг, ликвидация утечек в подъемных трубах.

5. Изменение погружения в жидкость колонны подъемных труб

6. Отчистка подъемных труб от парафина и других отложений

7. Проверка пусковых приспособлений, спуск или подъем ТЦН

8. Спуск или замена факера при одновременно раздельной эксплуатации пласта

9. Обработка призабойной зоны пласта и другие геологотехнические мероприятия, связанные с подъемом и спуском подземного оборудования и направленные на улучшение технологического режима эксплуатации по увеличению дебита скважин.

Выделяют следующие виды ТРС:

1. Планово предупредительный ТРС - проводится с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины пока не заявивших о себе.

2. Восстановительный ТРС – проводимый с целью устранения отказа в работе скважины из-за несовершенства технологии и низкой надежности применяемого оборудования.

Данные виды ремонтов также называют аварийными. В современных условиях хозяйствования при стремлении нефтяных компаний минимизировать затратность функционирования, планово-предупредительные ремонты теряют свою актуальность и практически не проводятся.

К числу показателей предприятий, оказывающих услуги по ТРС можно отнести:

1. Количество бригад ТРС

2. Календарное время работы бригад ТРС – определяется путем умножения количества бригад на календарную продолжительность соответствующего периода.

3. Коэффициент производительного времени работы бригад ТРС – определяется соотношением фактического времени работы бригады ТРС календарному времени.

КПВ=Тф трс/Тк трс

Тф трс – фактическое время работы бригады ТРС

Тк трс – календарное время работы бригады ТРС

4. Коэффициент эксплуатации скважины.

Каждую действующую скважину приходится останавливать для проведения ТРС, что обуславливает возникновение перерывов в эксплуатации скважины, т.е. происходит возникновение текущих простоев в работе скважины. Продолжительность данных простоев учитывается коэффициентом эксплуатации скважины.

Кэ=Тотр/Тк

Тотр – время работы скважины.

Тк – календарное время работы скважины.

5. Межремонтный период (МРП) – это среднее время между двумя следующими друг за другом текущими ремонтами за отчетный период.

МРП=Тотр/Р

Р – количество ремонтов ТРС

ТРС имеет сравнительно небольшую продолжительность (в среднем около 72 часов) и включает следующие операции:

1. Транспортные операции по доставке оборудования для ТРС на кустовую площадку. В рамках общего баланса времени ТРС данные операции занимают период времени от 40-50%.

2. Подготовительные операции. В связи с тем, что текущий ремонт связан с разгерметизацией скважины на данном этапе необходимо исключить случаи возможного фонтанирования скважины в начале или в конце работы. Это может быть исключено за счет глушения скважины (закачка в пласт и скважину жидкости с определенной плотностью, обеспечивающие создание в забое скважины определенного давления, превышающие пластовое) и применение различных устройств (отсекатели, перекрывающие забой скважины при подъеме НКТ).

3. Спуско-подъемные операции (СПО) – занимают значительную долю в общей продолжительности ТРС. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании или развенчивании НКТ, которые выступают средством подвески оборудования, каналом для подачи технологических жидкостей, инструментам, для лавильных, очистных и других видов работ.

4. Операции по очистке скважины, замене оборудования ликвидации мелких аварий.

5. Заключительные операции – предполагают демонтаж оборудования и подготовку его к транспортировке.

366 дней, т.к. 2012 год високосный

Кэ=((366*24)-247)/366*24=0,97 (0,3 ушло на ТРС)

МРП=((366*24)-247)/3=2845,7

II. Понятие капитального ремонта скважин (КРС). Составление производственных программ.

КРС – это комплекс работ по восстановлению работоспособности скважины и повышению нефтеотдачи пластов. КРС включает в себя работы связанные с ликвидацией сложных аварий, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, а так же работы по ограничению или ликвидации водопритока, зарезка бокового ствола (ЗБС). В соответствии с этим КРС отличается большей трудоемкостью и продолжительностью ремонтов (по сравнению с ТРС).

КРС включает следующие виды работ:

1. Восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементного кольца и интервала перфорации.

2. Восстановление работоспособности скважины, утраченной в результате аварии.

3. Воздействие на продуктивный пласт физическими и химическими способами (гидроразрыв пласта (ГРП), соляно кислотная обработка (СКО), и т.д.).

4. Зарезка боковых стволов, проводка горизонтальных участков в продуктивном пласте.

5. Перевод скважины из одной части фонда в другую (смена назначения).

6. Ликвидация скважины.

В рамках КРС выделяют следующие показатели:

1. Переходящие объемы КРС. В связи с тем, КРС являются довольно продолжительными по времени ремонты могут переходить с одного отчетного периода на другой создавая при этом значительные объемы незавершенного производства.

25.12 10.02 20.05

01.01 01.02 01.03

Пусть время начала ремонта 25.12.2011, а окончание ремонта 10.02.2012. Соответственно при анализе данного ремонта в отчетном 2012 году фактическое время продолжительности ремонта (с 25.12.11 – 10.02.12), превысит календарное время КРС (с 01.01.12 – 10.02.12) в отчетном периоде. Данная разница является переходящими объемами и рассчитывается по следующей формуле.

О= Тп рем-Тк скв

Тп рем – время продолжительности ремонта

Тк скв – календарное время КРС

2. Число законченных капитальных ремонтов скважин. Данный показатель обусловлен наличием НЗП (незавершенного производства) при проведении КРС. В связи с этим могут возникать скважины с незаконченным капитальным ремонтом. В этом случае количество скважин может быть не целочисленным, т.е. по отдельной скважине могут возникать переходящие объемы на следующий отчетный период (выходящая НЗП).

S= (Т пр скв –О)/Тпр скв

Тпр скв – производительное время капитального ремонта по скважине.

Организация производства на предприятиях нефте- газо- переработки.

На предприятиях нефте газо переработки основой для планирования объемов реализации стоимостных и натуральных единицах является производственная программа.

Производственная программа – это комплексный план производства и реализации продукции, который характеризует объем, номенклатуру, качество и сроки выпуска продукции в соответствии с требованиями рынка.

Базовой основой производственной программы являются договоры с покупателями.

При разработке производственной программы необходимо:

1. Обоснование использование производственной мощности, а также материальных, трудовых и финансовых ресурсов.

2. Систематическое обновление номенклатуры и ассортимента выпускаемой продукции и повышение ее качества.

3. Непрерывное наращивание выпуска продукции, если на нее имеется платеже способный спрос.

При обновлении номенклатуры выпускаемой продукции необходимо анализировать рентабельность отдельных видов продукции. В том случае если рентабельность производства отдельных видов продукции является отрицательной, значит данные виды продукции должны быть секвестированы (удалены) из производственной программы.

Производственная программа определяется в стоимостном и натуральном выражении, что дает возможность согласовать объемы выпуска конкретных видов продукции в соответствии с потребностями рынка и производственными возможностями предприятия.

При составлении производственной программы предприятий нефтегазопереработки как правило рассчитываются следующие показатели:

1. Товарная продукция (ТП) – это объем выпуска готовой продукции в стоимостном выражении, подлежащей реализации.

В состав товарной продукции также могут включаться полуфаюрикаты, предназначенные для реализации на сторону

ТП= ГПосн+ГПвсп

ГП осн, ГПвсп – готовая продукция подлежащая реализации основного и вспомогательных производств.

2. Валовая продукция (ВП) – это стоимость всей произведенной продукции и выполненных работ с учетом остатков незавершенного производства.

ВП=ТП+(НЗПк-НЗПн)

НЗПк, НЗПн – объемы незавершенного производства на конец и начало отчетного периода.

3. Реализованная продукция (РП) – это объем продаж в стоимостном выражении, учитывающий изменение остатков готовой продукции на складах.

РП=ТП+(ГПн-ГПк)

ГПн, ГПк – объемы готовой продукции отгруженной, но не оплаченной покупателем на начало и на конец отчетного периода (дебиторская задолженность).

Наименование	НПЗн тн	ГПн тн	ТП	НПЗк	ГПк
Бензин АИ 98
АИ 95
Аи 92
ДТ
ИТОГО

ТП = 6000 т.руб

ВП = 6000+(1370-1000)=6370 т.руб

РП = 6000+(1800-1050)=6750 т.руб

Организация энергоснабжения предприятия.

Основное назначение энергетического хозяйства предприятия – это бесперебойная снабжение производства всеми видами энергии при соблюдении техники безопасности, а так же выполнение требований к качеству и экономии энергоресурсов. В рамках нефтяной промышленности основными видами энергии являются: электрическая энергия; тепловая и химическая энергия твердого, жидкого и газообразного топлива; тепловая энергия пара и горячей воды; механическая энергия. Выбор видов энергии и энергоресурсов определяется стадией производственного процесса и отраслевой принадлежностью предприятия.

Выбор наиболее экономичных энергоресурсов осуществляется путем сравнения норм расхода технологического топлива и энергии на различных стадиях производственного процесса. Следовательно, потребляемые предприятием энергоресурсы могут приобретаться со стороны или вырабатываться хозяйственным способом (собственными силами).

Рациональная организация энергетического хозяйства в определенной мере зависит от правильности планирования, нормирования и учета потребления энергоресурсов. Определение потребностей предприятия в энергоресурсах и учет их расхода основываются на составлении энергетических и топливных балансов. Балансовый метод дает возможность рассчитать потребность предприятия в энергии и топливе различных видов исходя из объемов производства на предприятии и прогрессивных норм расхода, а также определить наиболее рациональные источники энергии со стороны или собственного производства на предприятии.

Энергетические балансы классифицируют по следующим признакам:

1. По назначению: перспективные, текущие, отчетные.

2. По видам энергоносителя: частные (по отдельным видам энергоносителя), общие (по сумме всех видов топлива).

3. По характеру целевого использования энергии: основное, вспомогательное, обслуживающее.

При составлении топливно-энергетического баланса, планируется потребность в различных видах энергии и топлива, а лишь за тем, вбираются источники снабжения. Оптимальная ситуация возникает тогда, когда объем потребности совпадает с источниками снабжения.

При изменении производственной мощности и характера производственного процесса топливно-энергетический баланс корректируется.

При планировании потребности в энергоносителях для нефтяного предприятия могут быть использованы следующие показатели:

1. Потребность в электрической энергии, для технологических нужд.

Пт=Дн*Нр

Дн – объем добычи нефти

Нр – норма расхода электро энергии на одну тонну

2. Потребность в двигательной энергии.

Пд = Нч*Зп*п

Нч – часовая норма потребления нефти единицей оборудования.

n – число единиц оборудования

3. Потребность в топливе для технологических нужд.

П тепл = УРт*А

УРт – удельный расход условного топлива на единицу работы

А – объем полезной работы

Организация транспорта нефти и нефте продуктов

В рамках мировой практики наибольший удельный вес в структуре перевозок нефти и нефтепродуктов занимает морской и трубопроводный транспорт. Однако при снабжении отдельных подразделений предприятия нефтепродуктами, наибольший удельный вес приходится на автомобильный транспорт.

При составлении производственной программы предприятия транспортирующего нефтепродукты учитывают следующее:

1. Плановую номенклатуру и объемы поставок по группам нефтепродуктов.

2. Грузопотоки внутри предприятия между пунктами погрузки и выгрузки нефтепродуктов.

3. Потребность в транспортных средствах для перевозки нефтепродуктов.

4. Объем погрузочно разгрузочных работ нефтепродуктов с разбивкой наручные и механизированные

При планировании объемов перекачки нефти по трубопроводному транспорту выделяют средний процент балласта конкретного ассортимента нефти по трубопроводу. Соответственно выделяют:

1. Объем перекачки, нетто

2. Объем перекачки нефти, брутто – который рассчитывается исходя из объема перекачки нетто и среднего процента балласта

Qб = Qн+((Qн*Б)/100), где

Qн – объем перекачки нефти НЕТТО

Б – средний процент балласта

При планировании производства нефтепродуктов внутри предприятия (не внутри промысловом уровне) могут быть использованы экономико-математические методы и модели. Решение данной задачи предусматривает определение системы ограничений (объемы перевозимых грузов от поставщика к потребителю)и критерия оптимальности (например. Минимизации транспортных расходов, тогда функция задачи сводится к следующему)

F=С11*Х11+Сmn*Xmn min

Сmn – стоимость перевозки одной тонны нефтепродукта потребителю

Xmn – объем перевозимых грузов

Например: Необходимо определить оптимальный вариант завоза ГСМ на буровые предприятия (УБР). Исходные данные:

число УБР (m)=4

число баз ГСМ (n)=3

Количество ГСМ имеющегося на базе

Объем потребления ГСМ со стороны УБР:

В таблице 1 представлена информация о стоимости перевозов с базы на УБР

В соответствии с таблицей 2 общая стоимость перевозок составит

2500*2+500*4+2000*1+3000*2+1000*1+2000*3=22000

Авторы: Кофанова Диана Марсовна, Власов Артем Геннадьевич
Должность: студенты
Учебное заведение: Тюменского индустриального университета
Населённый пункт: Тюмень
Наименование материала: Научная статья
Тема: "Сокращение бездействующего фонда скважин на приобском месторождении"
Дата публикации: 29.09.2018
Раздел: высшее образование

В статье описано текущее состояние бездействующего добывающего и

нагнетательного фондов Приобского месторождения. Выделены причины

остановок и перехода скважин в бездействующий фонд. Проанализирован

метод ГРП как основной способ интенсификации добычи на Приобском

месторождении.

Приобское месторождение отличается низкими дебитами скважин.

Основными проблемами разработки месторождения явились низкая

продуктивность добывающих скважин, низкая естественная (без разрыва

пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также

плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД

(вследствие слабой гидродинамической связи отдельных участков пластов).

В отдельную проблему разработки месторождения следует выделить

эксплуатацию пласта АС12. Из-за низких дебитов многие скважины этого

пласта должны быть остановлены, что может привести к консервации на

неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений

решения этой проблемы по пласту АС12 является осуществление

мероприятий по интенсификации добычи нефти. Из методов

интенсификации добычи нефти воздействием на призабойную зону

скважины наиболее широко распространены:

Гидроразрыв пласта;

Кислотные обработки;

Физико-химические обработки различными реагентами;

Теплофизические и термохимические обработки;

Импульсно-ударное, виброакустическое и акустическое воздействие.

Гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных

методов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов и

увеличения выработки запасов нефти. Гидроразрыв широко используется как

в отечественной, так и зарубежной практике нефтедобычи. Значительный

опыт ГРП уже накоплен на Приобском месторождении. Анализ

выполненных на месторождении ГРП указывает на высокую эффективность

для месторождения данного вида интенсификации добычи, несмотря на

существенные темпы падения дебита после ГРП. Гидроразрыв пласта в

случае с Приобским месторождением является не только методом

интенсификации добычи, но и увеличения нефтеотдачи. Во-первых, ГРП

позволяет подключить недренируемые запасы нефти в прерывистых

коллекторах месторождения. Во вторых, данный вид воздействия позволяет

отобрать дополнительный объем нефти из низкопроницаемого пласта АС12

за приемлемое время эксплуатации месторождения. Таким образом, ГРП

следует рассматривать основным способом интенсификации добычи на

Приобском месторождении.

Скважина переходит в бездействие 1-го числа следующего месяца,

если она не проработала ни одного дня в текущем месяце. Причинами

остановки и перехода скважин из действующего фонда в бездействующий

являются:

1. подготовка к переводу в другие категории: ППД, пьезометр, консервацию,

ликвидацию;

2. отказ или отсутствие необходимого глубинно-насосного

оборудования(ГНО);

3. падение оборудования на забой;

4. выявление нарушений ЭК – смещений, смятий, интервалов

негерметичности и т.д.;

5. выявление заколонной циркуляции и межпластовых перетоков;

6. нерентабельность дальнейшей эксплуатации из-за малодебитности, либо

высокой обводнености продукции;

7. отсутствие промышленного притока флюида из пласта либо отсутствие

приемистости;

8. проведение ГТМ;

9. ожидание окончания проведения ГТМ на соседних скважинах;

10. регулирование отборов, либо регулирование закачки;

11. исследование скважин;

12. наличие межколонного давления выше допустимых значений;

13. газопроявления;

14. отсутствие циркуляции;

15. отсутствие наземной инфраструктуры;

16. сезонные остановки: на зимний период, на период паводков и т.д.;

17. прочие, в том числе форс-мажорные обстоятельства.

Приобский лицензионный участок имеет форму неправильного

многоугольника, площадью около 3353,45 кв. км. В непосредственной

близости к Приобскому месторождению расположены крупные, находящиеся

в эксплуатации месторождения: Приразломное (на юго-востоке), Салымское

(20 км восточнее) и Правдинское (57 км на юго-восток). Центральная часть

участка расположена в пойме р. Оби. Территория месторождения условно

подразделяется на две зоны: Правобережную и Левобережную. Граница

между ними проходит по основному руслу р. Обь.

В настоящее время месторождение разрабатывается по «Технологической

схеме разработки Приобского месторождения, 2001 г.» утвержденной ЦКР

Минтопэнерго (протокол № 2769 от 15.11.2001 г.). По запасам

месторождение oтнocитcя к крупным, а по геологическому строению -

чрезвычайно сложным для освоения. Oтличительные ocoбенности

месторождения:

Большая площадь нефтенocнocти;

Многопластовость;

Многоэтапность проектирования и развития системы разработки и

обустройства месторождения;

Статус территории особого порядка недропользования.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских отложениях

(горизонты АС7, АС8, АС9, АС10, АС11 и АС12). В пpoмышленную

разработку вовлечены три горизонта: АС10, АС11 и АС12, где сосредоточено

96,9 % разведанных запасов, причем в горизонте АС12 сосредоточено 54,9 %

из них. На Приобском местopoждении по состоянию на 01.01.2010 год фонд

скважин с начала разработки составляет 1167 скважин, в том числе

добывающих 836, нагнетательных 331.

Месторождение является многопластовым. Экcплуатациoнными

объектами являются пласты АС10, пласт АС11, пласт АС12. Месторождение

характеризуется высоким темпом ввода новых скважин. Наибольшая часть

фонда на данный момент имеет обводненность 9,5 – 25,1 % (обводненность в

целом по месторождению – 22,1 %).

Накoплeнная добыча нефти на 01.01.2010 г. по пласту АС12 cocтавила

11210 тыс. т, фонд добывающих скважин по пласту составил 571 скважин из

них 496 скважин действующие, экcплуатациoнный фонд нагнетательных

cкважин - 210, из них 172 cкважины дейcтвующиe. По пласту АС11 с начала

разработки отобрано 43633 тыс. т нефти.

По состоянию на 01.01.2010 г., фонд добывающих скважин составил 610,

в том числе: действующих – 523, фонд нагнетательных скважин – 219, в т.ч.

действующих - 206. По пласту АС10 с начала разработки отобрано 11778

тыс. т нефти. По состоянию на 01.01.2010 г., фонд дoбывающих cкважин

cocтавил 482, в том числе: действующих – 423, фонд нагнетательных

скважин – 176, в т.ч.. действующих - 157.

Гидравлический разрыв пласта начинают с определения зависимости

приемистости скважины от давления нагнетания жидкости. Для этого

посредствам одной насосной установки на первой или второй скорости ее

работы в скважину закачивают жидкость разрыва до момента стабилизации

давления на устье (обычно 10 – 15 мин). Замеряют расход жидкости и

давление. Затем темп закачки увеличивают, вновь замеряют расход и

давление и т.д. считается, что в пласте образуются трещины, если

коэффициент приемистости (отношение расхода жидкости к давлению) при

закачивании жидкости с максимальным расходом возрастает не менее чем в 3

– 4 раза по сравнению с коэффициентом приемистости на минимальном

режиме закачки. Если разрыв пласта не зафиксирован, то процесс повторяют

с применением жидкости повышенной вязкости. После установления факта

разрыва пласта с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода

повышенной вязкости. Затем закачивают жидкость с песком с объемной

скоростью не ниже той, при которой был зафиксирован разрыв пласта.

Продавочную жидкость закачивают непосредственно за песчано-жидкостной

смесью без снижения темпов закачивания. После завершения продавливания

песчано-жидкостной смеси в трещину скважину закрывают и оставляют в

покое до стабилизации (восстановления) давления на устье. Затем из

скважины удаляют пакер, промывают ее до забоя и осваивают.

Существенный прирост продуктивности скважин после ГРП

происходит за счет комплекса факторов, таких как увеличение эффективного

радиуса скважины, вовлечение в разработку всей нефтенасыщенной

мощности пласта, глубокое проникновение в пласт, что позволит приобщить

к эксплуатации максимальное количество продуктивных пропластков и

удаленных, гидродинамически изолированных объектов залежи, которые не

вырабатываются без ГРП.

На Приобском месторождении необходимо проводить работы по

гидравличecкому разрыву плаcта АС12. Данные работы позволят вовлечь в

эксплуатацию ocтатoчные запасы нефти, которые без ГРП остались бы не

извлеченными. Этo позволит не только добиться добычи нефти, нo и

существенно увеличить eё. Как cледcтвие, получить дополнительную

"Промышленность: бухгалтерский учет и налогообложение", 2013, N 7

Надо ли продолжать начислять амортизацию в целях налогообложения прибыли, если действующая скважина становится скважиной бездействующего фонда? Можно ли учитывать затраты по аренде бездействующих скважин при определении налоговой базы по налогу на прибыль? Являются ли работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах реконструкцией в целях применения гл. 25 НК РФ? В какой момент расходы на ликвидацию скважины признаются в целях определения налога на прибыль? Ответы будем искать в арбитражной практике.

Классификация скважин

Согласно п. 99 Правил охраны недр, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ от 06.06.2003 N 71, скважины, бурящиеся на месторождениях нефти и газа для реализации проектных решений по разработке месторождения, относятся к категории эксплуатационных и включают добывающие, нагнетательные, контрольные (наблюдательные и пьезометрические) и специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин подразделяется на три основные группы:

действующие. К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В таком фонде выделяются дающие продукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце;
бездействующие. К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В данном фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года. Скважины не могут останавливаться и выводиться в бездействующий фонд по причине низкого дебита или высокой обводненности, если уровень обводнения ниже предельного уровня, предусмотренного проектной документацией. Еще один момент: бездействующий фонд скважин может составлять не более 10% эксплуатационного фонда (на деле такое соотношение соблюдается не всегда);
осваиваемые и ожидающие освоения после бурения. Это скважины, завершенные строительством и не давшие продукцию (не находившиеся под закачкой). В фонде освоения скважин отдельно учитываются скважины, включенные в него в текущем году.

Таким образом, бездействующие скважины относятся к эксплуатационному фонду скважин. А вот законсервированные и ликвидированные скважины в эксплуатационный фонд не входят, а включаются в пробуренный фонд. Кстати, сюда же попадают разведочные скважины (скважины, бурящиеся на месторождениях для уточнения запасов нефти и газа и сбора исходных данных, необходимых для проектирования разработки).

Начисление амортизации

Согласно п. 3 ст. 256 НК РФ из состава амортизируемого имущества в целях исчисления налога на прибыль исключаются следующие основные средства:

переданные (полученные) по договорам в безвозмездное пользование;
переведенные по решению руководства организации на консервацию продолжительностью свыше трех месяцев;
находящиеся по решению руководства организации на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев;
зарегистрированные в Российском международном реестре судов на период нахождения их в этом реестре.

Данный перечень является исчерпывающим и расширительному толкованию не подлежит. С этим согласны и финансисты: перечень хозяйственных операций, при которых начисление амортизации по амортизируемому имуществу временно приостанавливается, приведенный в п. 3 ст. 256 НК РФ, является закрытым. В остальных случаях (в частности, в период простоя амортизируемого имущества, вызванного производственной необходимостью) начисление амортизации не прекращается (Письмо от 27.02.2009 N 03-03-06/1/101).

Однако, как показывает практика, налоговые инспекции придерживаются мнения о том, что скважины бездействующего фонда (бездействующие скважины) являются имуществом, не участвующим в производстве с целью получения доходов, и не признаются амортизируемым имуществом, поэтому амортизация по ним не начисляется. У судей на этот счет другая точка зрения. Обоснование следующее.

Постановление ФАС МО от 11.04.2013 по делу N А40-37235/10-20-257

Деятельность общества по добыче и реализации нефти является длящейся во времени, факт временного отсутствия добычи нефти в соответствующий период через бездействующие скважины не может свидетельствовать о неиспользовании скважин для деятельности, направленной на извлечение дохода. При выводе добывающих скважин из состава действующих по объективным причинам, в том числе вследствие аварийности, изменения пластового давления, повышения обводненности, несмотря на то что непосредственно добыча из них нефтесодержащей жидкости временно прекращается, бездействующие скважины используются:

для проведения исследований в целях изучения состояния скважин для составления и проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ). По результатам выполнения ГТМ скважины вводятся в эксплуатацию либо переводятся в другие фонды;
для комплексного контроля за разработкой месторождения;
для контроля за измерением пластовых давлений (проводятся замеры пластовых давлений, строятся карты изобар);
для оценки насыщения коллектора на данном участке пласта (геофизические исследования, построение карт остаточной нефтеносности).

При этом обязанность по проведению гидродинамических исследований закреплена в проектной документации по каждому из месторождений организации.

Таким образом, использование бездействующих скважин для названных исследований имеет значение для добычи нефти на лицензионном участке недр, то есть для основной деятельности общества. Следовательно, все имеющиеся на лицензионном участке недр скважины (как действующие, так и бездействующие) связаны единым технологическим циклом. Конечным продуктом добычи и объектом обложения НДПИ является нефть, налогом на прибыль - выручка от реализации нефти. Расходы в виде начисленной амортизации по бездействующим скважинам являлись расходами общества, произведенными для осуществления деятельности, направленной на получение дохода, и правомерно учитывались обществом в составе прочих расходов, связанных с производством и реализацией.

Постановление ФАС МО от 30.03.2012 по делу N А40-34389/10-129-191

То обстоятельство, что бездействующие скважины не давали продукцию, не означает, что они не участвовали в производственной деятельности, направленной на получение дохода. Добыча нефти (нефтесодержащей смеси) на лицензионном участке недр осуществляется не из отдельной скважины, а из всей совокупности скважин, расположенных на данном участке. При этом конечный продукт - нефть, в результате реализации которой пользователь недр получает доход, образуется в связи с первичной обработкой нефтесодержащей смеси, добываемой со всего участка недр. (Пользователю недр в соответствии с положениями Закона РФ от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" (далее - Закон о недрах) предоставляются в пользование для добычи полезных ископаемых не отдельные скважины, используемые для подъема на поверхность нефтегазосодержащих смесей, а конкретный лицензионный участок недр.)

Непосредственно из скважин добывается не само углеводородное сырье (нефть), а скважинная жидкость - смесь из нефти, воды и пр., которая подлежит дальнейшей сепарации и доведению до товарного вида. Очистка поднимаемой на поверхность жидкости происходит не на каждой скважине в отдельности, а после сбора всей добываемой жидкости на лицензионном участке недр.

Таким образом, в производственном процессе, направленном на добычу нефти на конкретном участке недр, задействованы не отдельные скважины независимо от их статуса (действующие, бездействующие и пр.), а вся совокупность объектов недвижимости и оборудования на данном участке, строительство и монтаж которых отражаются в проектной документации и согласовываются с государственными органами.

Если говорить о консервации, в этом случае скважина приводится в такое состояние, которое исключает проведение гидродинамических исследований (устанавливается заглушающее устройство). Гидродинамические исследования являются частью производственной деятельности, которая не может осуществляться на законсервированных скважинах.

С учетом того, что бездействующие скважины не были законсервированы, они являются амортизируемым имуществом.

Постановление ФАС МО от 29.02.2012 по делу N А40-129782/09-112-965

Перечень основных средств, исключаемых из состава амортизируемого имущества, установлен п. 3 ст. 256 НК РФ. Приведенные в нем положения не содержат требования о прекращении начисления амортизации в случае неполучения продукции от использования амортизируемого имущества в какой-либо промежуток времени.

В рассматриваемой ситуации было выяснено, что общество проводило исследования, необходимые для обеспечения нефтедобычи на лицензированных участках недр, причем на всех скважинах, включая переведенные в бездействующий фонд. Часть спорных скважин была переведена в действующий фонд, а по остальным отсутствовали основания для их консервации в проверенном периоде без ущерба для процесса нефтедобычи на остальных скважинах.

Налоговая инспекция не представила доказательств наличия оснований для вывода скважин из состава амортизируемого имущества (в частности, решений или приказов общества о консервации скважин), а также доказательств наличия причин для консервации. Следовательно, суммы амортизации по спорным скважинам исключены налоговым органом из общей суммы расходов в нарушение положений п. 3 ст. 256 НК РФ.

Постановление ФАС МО от 08.10.2010 N КА-А40/10448-10

Все скважины (как действующие, так и бездействующие) на конкретном участке недр непосредственно взаимосвязаны единым технологическим процессом, наделены определенными функциями и участвуют в производственном процессе по добыче нефти. Перевод скважин из действующего фонда в бездействующий связан с производственной деятельностью общества и не свидетельствует о необоснованности начисления амортизации по бездействующим скважинам.

Если основные средства не отнесены п. п. 2, 3 ст. 256 НК РФ к имуществу, не подлежащему амортизации либо подлежащему временному исключению из состава амортизируемого имущества, то при условии соответствия спорного имущества признакам, указанным в п. 1 данной статьи, такое имущество признается амортизируемым. Налоговое законодательство не содержит требования о приостановлении начисления амортизации в случае неполучения продукции от использования амортизируемого имущества в какой-либо промежуток времени. Бездействующие скважины отвечают требованиям п. 1 ст. 256 НК РФ, поскольку находятся у налогоплательщика на праве собственности, используются им для извлечения дохода (при реализации нефти), срок полезного использования каждой из них составляет более 12 месяцев, а первоначальная стоимость - более 10 000 руб.

Аренда

По мнению налоговой инспекции, затраты по аренде бездействующих объектов не являются экономически обоснованными, поэтому арендатор не вправе учитывать в целях налогообложения прибыли ту часть расходов, которая приходится на аренду этих объектов. Судьи позволили себе не согласиться с такой точкой зрения. ФАС МО признал решение налоговиков незаконным (Постановление от 17.06.2011 N КА-А40/5679-11). Утверждая, что арендная плата по бездействующим скважинам является экономически необоснованным расходом, налоговая инспекция тем самым, по существу, оспаривает целесообразность хозяйственной операции по аренде скважин. Однако судебная практика исходит из того, что проверка целесообразности не относится к компетенции налоговых органов. Президиум ВАС РФ в Постановлениях от 26.02.2008 N 11542/07, от 18.03.2008 N 14616/07 разъяснил, что обоснованность расходов, уменьшающих полученные доходы, не может оцениваться с точки зрения целесообразности, рациональности, эффективности или полученного результата. Хозяйствующие субъекты самостоятельно по своему усмотрению выбирают способы достижения результата от осуществления предпринимательской деятельности. В полномочия же налоговых органов входит лишь контроль за соблюдением налогоплательщиками законодательства о налогах и сборах, а не вменение им доходов исходя из собственного видения способов достижения налогоплательщиками экономического эффекта с меньшими затратами. Следовательно, довод инспекции об экономической необоснованности расходов противоречит как ст. 252 НК РФ, так и судебной практике.

Кроме того, арендная плата вносилась за имущественный комплекс, частью которого были спорные скважины. Необходимость аренды бездействующих скважин была обусловлена технологическими особенностями производства и направлена на соблюдение требований охраны недр. Споров между арендатором и арендодателем по поводу пригодности к использованию арендуемого имущества, размера арендной платы нет. Бездействующие скважины продолжали оставаться в составе арендуемого имущества, и размер арендной платы был установлен по соглашению сторон за весь комплекс. То обстоятельство, что отдельные скважины не использовались, не влияет на размер взимаемой арендной платы.

Реконструкция

В свое время Президиум ВАС отметил, что работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах следует признать относящимися к реконструкции. Однако, как указали судьи ФАС ПО в Постановлении от 27.03.2012 по делу N А65-7118/2009, под бездействующими скважинами по смыслу Постановления от 01.02.2011 N 11495/10 Президиум ВАС РФ понимает не любые бездействующие скважины, а только ранее ликвидированные или законсервированные.

Помимо этого, высший арбитр отнес к реконструкции буровые работы, проведенные в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в частности, в результате нормированной закачки воды в отдельные пласты и скважины в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения. (Нормирование закачки воды в отдельные пласты и скважины определено разд. 3.4 Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений <1>).

<1> Утверждены Коллегией Миннефтепрома СССР, Протокол от 15.10.1984 N 44, п. IV.

А вот работы, проведенные в технически неисправных скважинах или в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, высший арбитр квалифицировал как работы по капитальному ремонту (Постановление от 01.02.2011 N 11495/10).

Делая такие выводы, Президиум ВАС руководствовался предусмотренными ст. 257 НК РФ положениями как установленными для целей обложения налогом на прибыль, а не ведомственными нормативными актами, в которых проводится различие между капитальным ремонтом и реконструкцией для целей, не связанных с налогообложением прибыли. Согласно п. 2 ст. 257 НК РФ к реконструкции относится переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.

Получается, п. 2 ст. 257 НК РФ установлен закрытый перечень критериев, при которых налогоплательщик обязан отнести затраты на работы по реконструкции объектов основных средств (в том числе скважин) на увеличение первоначальной стоимости данных объектов. В этом случае подобные расходы также будут учтены в целях налогообложения прибыли, но в установленном законодательством порядке - равномерно путем начисления амортизации.

В деле, рассмотренном ФАС МО (Постановление от 02.11.2011 по делу N А40-74739/08-127-372), работы по зарезке боковых стволов, проведенные в отношении спорных скважин, в том числе бездействующих, были признаны отвечающими критериям реконструкции в целях налогообложения прибыли:

изменение устройства объекта основных средств. В отношении скважин был построен новый ствол с установкой дополнительного оборудования и было прекращено использование старого ствола путем установления в нем цементного ликвидационного моста либо было осуществлено углубление (ориентированное и неориентированное) скважины на другие горизонты, что подтверждено документально;
повышение технико-экономических показателей объекта основных средств. Увеличился основной технико-экономический показатель - дебит по нефти, а также изменилось качество продукции - значительно уменьшилась обводненность по сравнению с аналогичными показателями на дату ввода скважин в эксплуатацию. Кстати, сам по себе критерий увеличения дебита нефти не может быть основным ориентиром для разграничения капитального ремонта и реконструкции;
наличие проектных документов на проведение работ. В отношении месторождений, на которых находятся спорные скважины, утверждены соответствующие проекты разработки, регламенты по организации работ по зарезке вторых стволов из ранее пробуренных скважин. Оформлены предложения по горизонтальной зарезке второго ствола и программы буровых работ, в которых предусмотрены все необходимые проектные показатели;
цель проведения работ - увеличение мощностных характеристик объекта основных средств. В отношении месторождений, на которых находятся реконструированные скважины, оформлены соответствующие проекты разработки.

По такому же принципу проверка критериев была проведена в деле, рассмотренном судьями ФАС ПО (Постановление от 07.07.2011 по делу N А65-20407/2010).

Ликвидация

Скважина, в том числе бездействующая, может выбыть из эксплуатационного фонда в законсервированные, контрольные, ликвидированные или, наоборот, перейти из этих категорий в эксплуатационный фонд. Согласно п. 9 ст. 22 Закона о недрах пользователь недр обязан обеспечить ликвидацию в установленном порядке буровых скважин, не подлежащих использованию, а также сохранность скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождения и (или) в иных хозяйственных целях. Ликвидация (а также консервация) скважин производится по инициативе предприятия - пользователя недр, других юридических или физических лиц, на балансе которых находятся скважины, либо в случаях, установленных законодательством (п. 1.3 Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов <2>).

<2> Утверждена Постановлением Госгортехнадзора РФ от 22.05.2002 N 22.

Расходы на ликвидацию скважин - основных средств (включая суммы недоначисленной в соответствии с установленным сроком полезного использования амортизации) учитываются в целях налогообложения прибыли в составе внереализационных расходов на основании пп. 8 п. 1 ст. 265 НК РФ. Если работы по ликвидации скважин проводит сторонняя организация, датой осуществления расходов (при применении метода начисления) является дата расчетов в соответствии с условиями заключенных договоров, дата предъявления налогоплательщику документов, служащих основанием для произведения расчетов, либо последнее число отчетного (налогового) периода (пп. 3 п. 7 ст. 272 НК РФ). Получается, указанная норма содержит три условия, выполнение любого из которых является самостоятельным основанием для отнесения внереализационных расходов к конкретному налоговому периоду.

Кстати, ликвидация законченных строительством скважин считается завершенной после подписания акта о ликвидации пользователем недр и соответствующим органом Госгортехнадзора (п. 1.9 Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов). По мнению судей ФАС ВВО, факт подписания такого акта соответствующим органом Госгортехнадзора позднее даты проведения работ по ликвидации скважины не изменяет установленного Налоговым кодексом порядка отнесения расходов на ее ликвидацию к налоговому периоду, в котором такие расходы были понесены, а лишь завершает процедуру документального оформления проведенных ранее работ. Поэтому вывод о том, что расходы, понесенные налогоплательщиком при ликвидации основного средства, в целях определения налоговой базы по налогу на прибыль учитываются единовременно на дату подписания ликвидационной комиссией акта о выполнении работ по ликвидации основного средства, является ошибочным (Постановление от 26.07.2012 по делу N А29-10593/2010). Аналогичные выводы представлены в Постановлении ФАС СЗО от 28.07.2011 по делу N А56-49067/2010.

Минфин придерживается другого мнения. Расходы на ликвидацию имущества образуют в налоговом учете внереализационные расходы (не убыток от выбытия амортизируемого имущества), которые учитываются при определении налоговой базы по налогу на прибыль единовременно на дату подписания ликвидационной комиссией акта о выполнении работ по ликвидации основного средства (Письма от 11.09.2009 N 03-05-05-01/55, от 21.10.2008 N 03-03-06/1/592). Среди отдельных судей такая позиция нашла поддержку (см., например, Постановление ФАС ЗСО от 26.02.2010 по делу N А27-6662/2009).

* * *

Если скважина в последнем месяце учитываемого периода не находилась под закачкой, ее переводят в бездействующий фонд. При этом начисление амортизации по такой скважине не прекращается (из состава амортизируемого имущества она не исключается, временное отсутствие добычи нефти через такую скважину не свидетельствует о неиспользовании скважины в деятельности, направленной на извлечение дохода), что подтверждает многочисленная арбитражная практика (в статье приведены отдельные случаи). Аналогичным образом при получении бездействующей скважины во временное владение и пользование расходы на аренду учитываются в целях налогообложения прибыли. Если проводятся работы по бурению боковых стволов в бездействующей скважине, для их квалификации в качестве реконструкции скважины должны выполняться критерии, перечисленные в п. 2 ст. 257 НК РФ. При ликвидации бездействующей скважины признание расходов можно организовать на дату подписания ликвидационной комиссией акта о выполнении работ по ликвидации основного средства (на этом настаивает Минфин).

А.Г.Снегирев

Эксперт журнала

"Промышленность: бухгалтерский учет

и налогообложение"

To make big repair of well. Where is it necessary to put comma?

Specialists of oil-and-gas companies answered questions put by the magazine editors on acute and bad problem of wells shutdown in Russia.

Многочисленные публикации в печатных и электронных СМИ, обсуждения на конференциях говорят об актуальности проблем, связанных с капитальным ремонтом скважин.

В связи с истощением существующих месторождений и неизбежным, в недалекой перспективе, снижением добычи нефти проблема непомерно большого фонда бездействующих скважин будет привлекать все большее внимание. Возврат в производство простаивающих скважин имеет большое значение для получения дополнительной нефти, а значит, дополнительных поступлений в федеральный и местный бюджеты, создание новых рабочих мест, оживление экономической жизни отдельных местностей, размещение заказов для отечественной промышленности и т. д.

Действительно, ситуация с фондом нефтяных скважин на декабрь 2009 г. выглядит удручающе (табл.).

Практически получается, что почти каждая шестая скважина в стране не работает. А в ТНК-ВР чуть ли не каждая третья. Лучше всех дело обстоит в «Сургутнефтегазе». Созданные три управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин делают свое дело: процент неработающих скважин здесь минимальный.

Фонд нефтяных скважин декабрь 2009 г. (количество)

Складывается впечатление, что большое количество неработающих скважин не очень волнует руководство отрасли и нефтяных компаний. Среди причин такого отношения можно предположить следующие: возможные приросты добычи не столь велики, чтобы заинтересовать крупные нефтяные компании; необходимы немалые затраты на КРС; существуют большие риски, связанные с тем, что расходы не окупятся; крупные компании больше внимания уделяют совершенствованию методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и повышению коэффициента извлечения нефти (КИН) на добывающем фонде скважин.

Однако месторождения постепенно обводняются, новые, подобные Западно-Сибирскому региону, не появляются, передислокация в отдаленные необжитые, необустроенные регионы требует больших финансовых вложений, поэтому жизнь все более будет подталкивать к капитальному ремонту фонда бездействующих скважин. Возможно, этому будут также способствовать цены на нефть на мировом рынке, инновационные технологии в геофизике, геонавигации, появление новой техники и оборудования, позволяющие снизить расходы на КРС; возможно, к решению этой проблемы будет подключен малый и средний бизнес, для которого работа с этим фондом будет рентабельна.

Мы решили узнать мнение специалистов по этой проблеме.

Вопросы «БиН»

Что, на ваш взгляд, нужно предпринять, чтобы фонд бездействующих скважин в стране сократился?
Смогут ли, на ваш взгляд, предприятия малого и среднего бизнеса способствовать сокращению фонда недействующих скважин? Каковы условия доступа этих фирм к простаивающим скважинам: бесплатная передача, продажа с аукциона, с какой-то долей государства, нефтяных компаний или без этого? Каковы могли бы быть юридические, земельные, экономические процедуры этого процесса?
Какова экономика КРС? Насколько выгоднее ремонтировать старые, чем бурить новые скважины?
Какой процент работ по КРС делают зарубежные подрядчики? Насколько они эффективны, экономичны?
Каково соотношение цены и качества отечественного и импортного оборудования для КРС?
Какой процент неработающих скважин потерян безвозвратно, то есть инвестиции заведомо не окупятся? Как с ними поступать в этом случае: консервировать, ликвидировать?
Какие виды КРС являются предпочтительными при одинаковых горно-геологических и гидродинамических условиях? Какие из них являются наиболее затратными и наиболее эффективными?

МОНИТОРИНГ ОПРЕДЕЛИТ СУДЬБУ БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

В.Б. ОБИДНОВ
к.т.н., заместитель генерального директора по производству ОАО НПО «Бурение»
[email protected]

НЕЛЬЗЯ БЫТЬ РАВНОДУШНЫМИ КОЛОНИЗАТОРАМИ В СВОЕЙ СТРАНЕ

Ф.А. АГЗАМОВ
д.т.н., профессор кафедры бурения Уфимский государственный нефтяной университет
[email protected]

Не считаю себя экспертом по проблеме капитального ремонта скважин, но некоторые соображения хотелось бы высказать. Возможно, они не будут вписываться в традиционные понятия, поэтому считайте это взглядом со стороны.

БИЗНЕС КРС МОЖЕТ ОКОНЧИТЬСЯ, НЕ НАЧАВШИСЬ

С.Л. СИМОНЯНЦ
д.т.н., академик РАЕН, профессор кафедры бурения нефтяных и газовых скважин РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
[email protected]

Для сокращения фонда бездействующих скважин необходимо увеличить объемы применения технологий бурения новых (боковых) стволов. Эти работы успешно выполняются малыми и средними сервисными предприятиями. Им нужно создать все условия для развития, в т. ч. налоговые льготы, дешевые кредиты, упрощенный лизинг оборудования.
Следует передавать простаивающие скважины малым и средним предприятиям в концессию со льготным налогообложением. Условия доступа к объектам должны быть самые упрощенные. Необходимо также заинтересовать сервисные компании в инвестициях в новую технику. Например, можно увязать передачу скважин в концессию с условием обязательного применения на них новых отечественных технологий КРС.
Досконально не исследовал этот вопрос, но, по моим представлениям, себестоимость бокового ствола в среднем в 2 раза меньше, чем бурение новой скважины. Думаю, что экономическая эффективность КРС будет сильно зависеть от продажной цены углеводородного сырья, полученного из отремонтированной скважины. А эта цена, скорее всего, будет определяться крупными нефтяными компаниями, имеющими «доступ к трубе». Поэтому если не будет решен вопрос справедливого для малых и средних фирм ценообразования, бизнес КРС может окончиться, не начавшись.
Точно не знаю. Полагаю, что зарубежные подрядчики должны быть экономичными и эффективными, иначе для чего они здесь находятся?
Соотношение цены и качества примерно одинаковое. Учитывая специфику проведения ремонтных работ на скважине, полагаю, что предпочтение будут отдавать более дешевому, хотя и менее качественному технологическому оборудованию.
Не знаю.
Точно не могу сказать.

ПРОЦЕНТ БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН НЕ ДОЛЖЕН ПРЕВЫШАТЬ ПРОЕКТНОГО

А.П. ФЕДОСЕЕВ
начальник технического отдела ООО «Газпром подземремонт Уренгой»
[email protected]

К сокращению фонда бездействующих скважин могут привести следующие меры:
- обеспечение качества строительства скважин для предотвращения выхода скважин в бездействующий фонд по техническим причинам;
- индивидуальный подбор и оптимальный режим эксплуатации каждой скважины;
- подбор оптимального диаметра лифтовых НКТ для обеспечения выноса из скважин пластовой воды (предотвращение «самозадавливания» скважин);
- подбор темпов отбора продукции скважин для предотвращения преждевременного (локального) обводнения скважин;
- своевременный ремонт скважин, вывод скважин из текущего простоя, для чего следует:
  - провести с помощью проектных, исследовательских или иных профильных институтов мониторинг фонда простаивающих скважин с целью определения перспективности проведения работ по выводу этих скважин из бездействия;
  - определить, в случае перспективности работы скважины в дальнейшем, методы и технологии проведения КРС;
  - обязать в этом случае институты провести сервисное сопровождение КРС по ими же разработанным технологиям с разделением рисков в случае отрицательного конечного результата;
  - при отрицательном отзыве о перспективности работ по выводу скважин из бездействия – рекомендовать предприятиям-разработчикам недр ликвидировать основные средства (скважины) с длительным сроком эксплуатации (простоя) или провести долгосрочную консервацию этого фонда до момента появления технологий ремонта, позволяющих вывести их из бездействия.
Предприятия малого и среднего бизнеса могут содействовать сокращению фонда бездействующих скважин. Во многих нефте- газодобывающих обществах решение об эксплуатации или выводе в бездействующий фонд фонда низкодебитных скважин принимается в зависимости от стоимости углеводородного сырья, сложившейся на рынке. Передача (продажа) скважин предприятиям малого и среднего бизнеса может помочь достижению их непрерывной эксплуатации с оптимальным дебитом и обеспечить благоприятные, а не усредненные для скважин с различными устьевыми параметрами, работающими «в одну трубу», условия для отбора продукции. Необходим комплексный подход к решению вопроса передачи (продажи) скважин при условии снижения налоговых ставок и стоимости аренды земельных участков, на которых они расположены. Относительно беспроблемна передача скважин, добывающих жидкое углеводородное сырье, в случае с газовыми скважинами необходимо обеспечить доступ таких предприятий в газопроводные магистрали крупных компаний.
Относительно бурения новых скважин необходимо уточнение: если речь идет о скважинах традиционного профиля, то можно сказать, что экономика будет на стороне КРС по следующим причинам:
- истощенный продуктивный пласт с высоким уровнем ГВК (ГНК) довольно скоро приведет тому, что новая скважина выйдет на уровень старой;
- затраты на строительство и обвязку новых скважин на порядок выше, чем на ремонт старых;
- каждую пробуренную скважину необходимо рано или поздно ликвидировать, и строительство новых скважин увеличивает затраты на ликвидацию фонда.
Касательно экономики скважин с горизонтальным и субгоризонтальным окончаниями:
- с одной стороны, продуктивность таких скважин значительно выше, чем традиционных;
- с другой стороны, затраты на строительство существенно выше, а ремотнопригодность ограничена. Есть риск неудачно вскрыть продуктивный пласт.
Альтернативой строительству новых скважин является забурка боковых горизонтальных стволов в бесперспективных, с точки зрения добычи, скважинах. При этом соблюдаются все преимущества строительства новых скважин и сохраняются достоинства старых.
Нет данных.
Прямое сравнение цены/качества зарубежного оборудования произвести сложно ввиду практически полного отсутствия зарубежного оборудования на предприятии, однако имеется опыт работы фрезерным инструментом зарубежного (Бейкер Хьюз и Бовен) и отечественного производства. Исходя из полученных результатов, можно сделать вывод, что один и тот же комплекс работ (разбуривание стационарного пакера) дорогой зарубежный инструмент выполняет на порядок быстрее, а учитывая стоимость работы бригады КРС, то дорогой зарубежный инструмент выгоднее дешевого отечественного. Для зарубежного инструмента (Бовен) средней ценовой категории выигрыш уже не очевиден, т. к. при большей стоимости по времени выполнения работ и стойкости вооружения Бовен сопоставим с отечественным.
В настоящее время на предприятии эксплуатируются азотно-компрессорные установки отечественного производства. Сложно сравнивать с зарубежными аналогами (их у нас нет), но, учитывая тот факт, что если вся эта дорогостоящая техника 70% времени находится в ремонте, зарубежная на этом фоне будет иметь лучшие показатели цены/качества (конечно, с учетом вынужденных простоев бригад КРС).
Этот вопрос для нефтегазодобывающего общества. От себя можем добавить, что процент бездействующих скважин не должен превышать установленный проектными решениями на разработку (доразработку) конкретных месторождений. Дальнейшее решение о консервации или ликвидации бесперспективных скважин относится к сфере деятельности эксплуатирующих организаций.
Однозначно на вопрос о предпочтительных видах КРС ответить нельзя. Геологические службы газодобывающих обществ, исходя из имеющейся оснащенности бригад КРС и геолого-технического состояния скважин, выбирают оптимальный комплекс работ, индивидуально по каждой скважине, используя геофизические методы для исследования технического состояния скважин, их добывных возможностей. Подбор комплекса ремонтно-восстановительных работ и необходимой техники осуществляется исходя из конечных целей, поставленных для каждой отдельной скважино-операции, и требования о минимизации затрат средств и времени на достижение результата.