Ліквідованих після буріння – 235 нафтових і 1 газова.

Експлуатаційний фонд нагнітальних свердловин станом на 1.01.2010 року складає 36 свердловин, діючий фонд – 17 свердловин, 19 свердловин знаходиться у бездії. Переведена свердловина № 1695 з бездіючого нагнітального фонду Піднасуву у видобувну глибиннонасосним способом Глибинної складки з 11.02. 2009 року, а після проведеного капітального ремонту з 7.12.2009 року свердловину № 81 Ст.С. було переведено у нагнітальний фонд.

Наведемо характеристику фонду газових свердловин НГВУ «Бориславнафтогаз» за 2010 рік в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 – Фонд газових свердловин на 1.01.2010 року по НГВУ «Бориславнафтогаз»

Склад фонду свердловин | Число свердловин

Свердловини які дають тільки газ 

Свердловини які дають газ і конденсат або нафту 

Всього , які дають продукцію  

Продовження таблиці 1.1

Зупинені в грудні, з числа тих, які давали продукцію в цьому місяці 

Всього діючих  

Свердловини які не давали продукцію у грудні (недіючі) 

Свердловини які освоюються та очікуються освоєння після буріння 

в тому числі свердловини, які знаходяться в роботах по освоєнню 

весь експлуатаційний фонд газових свердловин  

свердловини, які знаходяться в консервації | 1

контрольні | 1

свердловини, які знаходяться в очікуванні ліквідації | 1

інші 

ліквідовані після експлуатації | 1

ліквідовані після буріння | 1

Загальній фонд свердловин | 5

Прийнято свердловин з буріння з початку року (включаючи ліквідовані і ті, які знаходяться в очікуванні ліквідації після буріння) 

Прийнято з нафтового фонду 

Видобуток нафти і нафтового газу НГВУ “Бориславнафтогаз” проводиться на таких родовищах: Бориславському, Мельничанському, Орів-Уличнянському, Заводівському, Старосамбірському, Східницькому, Новосхідницькому, Коханівському, Стрільбицькому, Верхньомасловецькому. Більшість родовищ знаходяться в пізній і заключних стадіях розробки: в значній мірі виснажені і обводнені, характеризуються зниженням видобутку.

Видобуто в 2009 році – 97,790018 тис. тонн нафти.

Нафтового газу видобуто – 40,319082 млн.м3.

Відповідно цехами по видобутку нафти і газу:

ЦВНГ-1 – заплановано 26,519 тис.тонн нафти і 24,090500 млн.м3 газу,

-

ЦВНГ-2 – заплановано 53,1264тис.тонн нафти і 6,311400млн.м3 газу,

-

ЦВНГ-3 – заплановано 17,4916 тис.тонн нафти і 7,015100млн.м3 газу,

-

Глибинно-насосний видобуток склав 83,670667 тис.тонн нафти, ЕДН (електроплунжерним діафрагмовим насосом) видобуто 0,81705 тис.тонн, фонтанний 13,296611 тис.тонн нафти, що становить відповідно 85,56% ,0,83% та 13,61%. Природний газ не видобувався.

З метою підвищення коефіцієнту вилучення нафти з надр та утилізації пластових вод проводиться закачка води в продуктивні пласти Бориславського, Східницького, Орів-Уличнянського та Старосамбірського родовищ. Для підвищення нафтовіддачі пластів в управлінні використовується гідродинамічний метод, а саме, форсований вибір рідини на родовищі Заводівському, проводиться контурна закачка води на родовищах Новосхідницьке і Заводівське. Продовжуються широко застосовуватися гідророзриви пласта. Цей метод покращує умови для притоку нафти до свердловин. Після проведення гідророзриву. дебіт свердловини збільшується в 1,5-2 рази. Крім того, проводиться кислотна обробка пластів соляною та сірчаною кислотою, задача якої полягає в утворенні глибоко проникаючих в пласт каналів розрідження, які з’єднують вибій свердловини з насиченою нафтою і газом ділянкою пласта.

Згідно встановленого завдання по підприємству планувалось закачати в продуктивні пласти 264,7тис.м3, фактично закачано 271,95 тис.м3.

По Старосамбірському родовищу завдання по закачці води становило 73,5 тис.м3 фактично закачано 79,665 тис.м3. По Східницькому родовищу виконання становить 11,492 тис.м3.

По Бориславському родовищу планувалось закачати 160,1тис.м3 води фактично закачано 159,193 тис.м3, по Орів-Уличнянському родовищу планувалось закачати 21,6 тис.м3 і закачано 21,6 тис.м3 води.

В цілому по підприємству завдання по закачці води в продуктивні пласти виконано на 102,74%.

Одержаний ефект від підтримання пластового тиску закачкою води становить 6,88 тис. тонн нафти, в тому числі по Бориславському родовищу 0,44 тис. тонн, Східницькому 0,008 тис.тонн, Орів-Уличнянському 1 тис. тонн, Старосамбірському 6,332 тис. тонн.

Стан матеріально-технічної бази НГВУ характеризується не тільки числом, ступеню механізації та автоматизації наявного обладнання, а й енергонасиченістю виробництва.

Бориславське і Східницьке родовища одержують електроенергію від 16-ти 6-10кВ трансформаторних підстанцій, потужністю від 40/1000 кВа, які належать підприємству, а також від 19, 10, 6 кВ підстанцій енергосистеми низьковольтна частина, яких належить електроцеху підприємства.

Орів-Уличнянське, Заводівське, Коханівське родовища постачаються електроенергією від однієї 35 кВ підстанції енергосистеми і однієї 35 кВ трансформаторної підстанції підприємства, а також 13 трансформаторних підстанцій потужністю від 63/400 кВа.

На підприємстві постійно вдосконалюється система збору підготовки та транспортування нафти. В НГВУ використовується напірна система збору, яка забезпечує можливість комплексної автоматизації процесу і майже повністю виключає втрати легких вуглеводнів. В таких системах використовують групові замірні установки в тому числі і автоматизовані. Продукція свердловини з Бориславського, Стрільбицького, Коханівського, Новосхідницького, та інших родовищ поступає на групові збори, де відбувається її поділ на рідку і газоподібну фази.

Сира нафта з газових установок напірними трубопроводами поступає на АТ НПК «Галичина». Підготовка попутного газу проводиться на установці низькотемпературної сепарації (УНТС). В склад НГВУ «Бориславнафтогаз» входить складний комплекс підземних і наземних об'єктів, споруд і комунікації, технологічно пов'язаних єдиним завданням забезпечення раціональної розробки запасів нафтових родовищ. Продукція видобувної свердловини по індивідуальному трубопроводу поступає на автоматизовану групову замірну установку (АГЗУ).

В продукцію, як правило додають реагент, а якщо нафта високов'язка чи втрачає текучість при порівняно високій температурі (порівнюваній з температурою навколишнього середовища), то її підігрівають в печі . Після того вона направляється в газорідинну сепараційну установку першої ступені дегазації і на установку підготовки нафти (УПН) в сепараційну установку другої ступені. Далі водонафтова суміш надходить у деемульсаційну установку, де проходить обезводнення і обезсолення нафти, а після того - в стабілізаційну установку . В