Показники, що характеризують стан розробки нафтових родовищ подано в таблиці 1.1.

Накопичений видобуток нафти із родовищ НГВУ “Долинанафтогаз” на 01.01.2006 року становить 50066,3 тис. т . із яких 36953,2 (74%) припадає на Долинське родовище. Накопичений видобуток нафти решти родовищ становить 13113,1 тис. тон., із яких найбільшими значеннями характеризуються Північно-Долинське родовище ( 3376,8 тис.т.або 13,6%); спаське родовище (1794,8 тис.т.або 3,4%).

Таблиця 1.1.- Показники роботи нафтових родовищ

на 01.01.2006 року.

Назва родовища | Початкові балансові запаси нафти тис.т. | Поча-ткові видо-бувні запаси, тис. т. | Поточні балансові запаси на 01.01.2006 р. тис. т. | Поточні видобувні запаси на 01.01.2006 р. тис.т. | Сумарний видобуток з початку розробки тис.т. | % відбору від початкових видобувних запасів,% | Поточний коефіцієнт нафтовилучення | Залишкові запаси, тис.т.

Долинське | 113760 | 38320 | 76806,8 | 1366,8 | 36953,2 | 96,4 | 32,4 | 76806,8

Північно-Долинське | 25641 | 8355 | 18839,7 | 1553,7 | 6801,3 | 81,4 | 26,5 | 18839,7

Струтинське | 36824 | 6081 | 33447,2 | 2704,2 | 3376,8 | 55,5 | 9,1 | 33447,2

Спаське | 19451 | 2536 | 17656,2 | 741,9 | 1794,8 | 70,7 | 9,2 | 17656,2

Танявське | 1485 | 165 | 1334 | 14 | 151 | 73,3 | 10,1 | 1334

Рожнятівське | 4763 | 488 | 4739,7 | 464,7 | 23,3 | 4,7 | 0,5 | 4739,7

Вигода-Витвицьке | 1418 | 133 | 1372,5 | 87,5 | 45,5 | 34,2 | 3,2 | 1372,5

Чечвинське | 1002 | 146 | 968 | 112 | 34 | 23,3 | 3,3 | 968

Ріпнянське | 1517 | 924 | 641,8 | 48,8 | 875,2 | 94,7 | 57,7 | 641,8

Підлісівське | 252 | 13 | 240 | 1,1 | 11,9 | 91,5 | 4,7 | 240,1

Всього: | 206113 | 57161 | 156046,7 | 7094,8 | 50066,3 | 87,5 | 24,3 | 156046,7

Що стосується структури запасів, то табличні дані вказують, що за період розробки частка у видобувних запасах зменшилась по Долинському родовищу з 38320 (67%) до 1366,8 (19,3%) та по Танявському родовищуз 165 (0,3%) до 14 (0,2%). А збільшилась по Північно-Долинському родовищу з 8355 (14,6%) до 1553,7 тис.т. (21,88%), по Струтинському з 6081 (10,68%) до 2704,2 (38,1%) і по Спаському з 2536 тис.т. ( 4,4%) до 741,9 тис.т.(1,05%).

Більше ніж вдвічі зменшилась частка видобувних запасів категорії А (з 88,98% до 43,28%) і значно зросла частка видобувних запасів категорії С1 (з 11,02% до 56,72%). Цим підтверджується більш інтенсивне вироблення запасів категорії А, особливо Долинського і Північно-Долинського родовища і свідчить про поступове погіршення умов видобутку нафти і відповідно погіршення умов вироблення запасів вуглеводів, що неминуче впливатиме на рівень видобутку нафти і нафтового газу в наступні роки.

Збільшення видобутку на Північно –Долинському, Спаському, Струтинському родовищах пояснюється продовження розбурювання покладів і ведення в експлуатацію нових свердловин, а також тим, що розробка здійснюється з підтриманням пластового тиску.

На виличину видобутку Долинського, Танявського родовищах впливають негативні фактори припинення фонтанування свердловин, поступове зростання обводнення продукції тощо.

Частка родовищ у структурі запасів подана втаблиці 1.2.

Згідно таблиці 1.1. накопичений видобуток нафти по Струтинському родовищу складає 3376,8 тис. т. або 6,7% від накопиченого видобутку нафти із усіх родовищ НГВУ “Долинанафтогаз”. Відсоток відбору від початкових видобувних запасів по Струтинському родовищу становить 55,5 % , відсоток залишкових запасів відповідно – 44,5 %. Наявність значних залишкових запасів свідчить про необхідність впровадження методів підвищення нафтовилучення.

Щодо структури запасів, то за період розробки частка у видобувних запасах по Струтинському родовищу збільшилась з 10,68% до 38,1%. Однією з причин такого збільшення є те, що розробка родовища здійснюється з підтриманням пластового тиску.

Струтинське родовище обрано об’єктом дослідження даної роботи, бо воно належить до трьох найперспективніших родовищ НГВУ “Долинанафтогаз”. Для даного родовища планується продовження розбурювання покладів, введення в експлуатацію нових свердловин, використання методів інтенсифікації видобутку, що тільки підтверджує його перспективність у майбутньому.

1.3. Матеріально-технічна база НГВУ” Долинанафтогаз”.

Матеріально-технічна база підприємства- це комплекс технологічного, енергетичного, транспортного та інших видів обладнання. Інструментів і приладдя, будівель і споруд, необхідних для здійснення процесу виробництва.

Під впливом технічного процесу в розвитку матеріально-технічної бази відбуваються постійні зміни: вводяться нові машини, обладнання, вдосконалюються технологічні процеси, зокрема технологія видобутку нафти.[7]

Фонд свердловин по НГВУ “Долинанафтогаз” поданий в таблиці 1.3.

Діючий фонд свердловин на 01.01.2006 р. складає 335 нафтових ( з яких 327 дають нафту і 8 знаходяться в простої) і 2 газові свердловини, які дають продукцію. Без дії немає ні нафтових, ні газових свердловин. Експлуатаційний фонд становить 335 нафтових і 2 газові свердловини. Крім того на балансі підприємства перебуває 123 нагнітальних свердловини. Контрольні свердловини – 74 нафтові. В консервації знаходяться 32 нафтові свердловини. В очікуванні ліквідації знаходяться 13 нафтових свердловин.

Таблиця 1.3. – фонд свердловин НГВУ “Долинанафтогаз”

станом на 01.01.2006 року.

№ | Фонд свердловин | Нафтових | Газових

1. | Діючий фонд

- що дають продукцію

- в простої | 335

327

8 |

2

2

-

2. | Бездіючий фонд | - | -

3. | В освоєнні після буріння | - | -

4. | Експлуатаційний фонд | 335 | 2

5. | Нагнітальні | 123 | -

6. | Контрольні | 74 | -

7. | В консервації | 32 | -

8. | В очікуванні ліквідації | 13 | -

9. | Дегазаційні | - | -

Всього: | 577 |