Главная Бухгалтерский учет Вывод скважин из бездействующего фонда. Ремонтировать нельзя ликвидировать

Вывод скважин из бездействующего фонда. Ремонтировать нельзя ликвидировать

"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:

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:

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"

Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат:

- каналами для подъема УВ и попутных компонентов из недр,

- для получения информации о залежах,

- для управления процессами дренирования пластов .

Ст.104 Правил охраны недр гласит «Пользователем недр ведется в установленном порядке учет фонда скважин. Пробуренный фонд включает добывающие, нагнетательные, контрольные, специальные, разведочные, ликвидированные и законсервированные скважины. Эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины за вычетом законсервированных и ликвидированных.

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам:

по назначению ,

по очередности бурения ,

по способам эксплуатации ,

по состоянию на отчетную дату ,

по времени ввода в эксплуатацию и т. д.

Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам и месторождениям на конец каждого квартала отражается в специальных отчетных документах промыслово-геологической службы, на основании которых планово-экономическое подразделение составляет отчет по эксплуатации скважин нефтегазодобывающего предприятия в целом.

Ниже приводится краткая характеристика фонда скважин с делением его на группы по основным признакам.

1. Скважины эксплуатационного объекта (месторождения, предприятия в целом) по своему назначению подразделяются на следующие основные группы:

добывающие,

нагнетательные,

специальные,

вспомогательные .

Добывающие скважины - предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов . По большинству эксплуатационных объектов составляют наибольшую часть фонда скважин

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласты различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей . В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предшествует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки . Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы:

Оценочные

Контрольные скважины.

Оценочные скважины используются для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов . Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа . В эту подгруппу скважин входят:

- пьезометрические и

- наблюдательные скважины .

Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье . Пьезометрические скважины обычно располагаются за контуром нефтеносности, т. е. в водоносной части пласта; по данным о поведении пластового давления в них составляется характеристика законтурной области. В последние годы в нефтяной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, остановленные в пределах залежи для наблюдения за изменением пластового давления.

Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов - за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности пластов . Эти скважины бурят в пределах залежи. В газовой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструкцию скважин выбирают в зависимости от поставленных задач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с неперфорированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов.

Наряду со специальными скважинами для изучения процессов, протекающих в пластах, широко используют контрольно-эксплуатационные скважины. Возможности включения таких скважин в сеть специальных скважин особенно широки при разработке многопластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины, добывающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая скважина выполняет роль контрольно й для неперфорированных пласто в и добывающей или нагнетательной -для перфорированных . При разработке газовых месторождений к контрольно-эксплуатационным относят также скважины , в которых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, свойственных наблюдательным скважинам.

Фонд специальных скважин частично создается за счет:

- их целенаправленного бурения;

- скважин, которые уже выполнили поставленные ранее перед ними задачи.

Так, в число пьезометрических переводят разведочные скважины, оказавшиеся за пределами залежи, а также добывающие скважины, обводнившиеся в результате вытеснения из пласта нефти или газа водой. Оценочные скважины и значительную часть наблюдательных бурят специально. Возможен и перевод специальных скважин из одной подгруппы в другую. Например, после фиксации нейтронными методами факта полного обводнения пластов в наблюдательной скважине в последней с целью проверки полученных результатов производят перфорацию исследуемых пластов и испытание их на приток. После подтверждения данных об обводненности пластов скважина может использоваться в качестве пьезометрической.

К числу вспомогательных скважин на месторождении относят:

- водозаборные;

- поглощающие скважины .

Водозаборные -это скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разработке месторождения .

Поглощающие (сбросовые) скважины используются в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов .

В качестве вспомогательных , так же как и специальных , используются скважины, целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп.

Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат:

каналами для подъема У В и попутных компонентов из недр,

для получения информации о залежах,

для управления процессами дренирования пластов .

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам-

- по назначению ,

- по очередности бурения ,

- по способам эксплуатации ,

- по состоянию на отчетную дату ,

- по времени ввода в эксплуатацию и т. д. -

Ниже приводится краткая характеристика фонда скважин с делением его на группы по основным признакам.

Скважины эксплуатационного объекта (месторождения, предприятия в целом) по своему назначению подразделяются на следующие основные группы:

- добывающие,

- нагнетательные,

- специальные,

- вспомогательные .

Добывающие скважины - предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов . По большинству эксплуатационных объектов составляют наибольшую часть фонда скважин

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласты различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей . В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предшествует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки . Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы:

Оценочные

Контрольные скважины.

Оценочные скважины используются для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов . Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

- пьезометрические и

- наблюдательные скважины .

Наряду со специальными скважинами для изучения процессов, протекающих в пластах, широко используют контрольно-эксплуатационные скважины. Возможности включения таких скважин в сеть специальных скважин особенно широки при разработке многопластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины, добывающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая скважина выполняет роль контрольно й для неперфорированных пласто в и добывающей или нагнетательной -для перфорированных . При разработке газовых месторождений к контрольно-эксплуатационным относят также скважины , в которых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, свойственных наблюдательным скважинам.

Фонд специальных скважин частично создается за счет

их целенаправленного бурения,

скважин, которые уже выполнили поставленные ранее перед ними задачи.

К числу вспомогательных скважин на месторождении относят:

водозаборные и

поглощающие скважины .

Скважины с разной очередностью бурения

Первую очередь скважин на залежах нефти и газа составляют разведочные скважины , которые по окончании разведки переводятся в основном в добывающие и частично - в нагнетательные.

Нефтяные залежи небольших размеров могут на 1-2 года вводиться в опытную (пробную) эксплуатацию для получения дополнительных данных, необходимых для обоснования системы и показателей разработки . На этом этапе допускается бурение в различных частях залежи небольшого числа добывающих скважин, которые впоследствии будут вписаны в сетку добывающих и нагнетательных скважин. Такие скважины называют опережающими добывающими скважинами . Эксплуатация разведочных и опережающих скважин, освоение под закачку воды двух-трех скважин позволяют уточнить представления о режиме залежи, продуктивности и приемистости.скважин, устойчивости пластов-коллекторов против разрушения, характере обводнения скважин и др.

При значительной площади нефтеносного объекта, когда опытная эксплуатация залежи в целом практически невозможна и нецелесообразна из-за больших масштабов работ по обустройству территории, проводят опытно-промышленную эксплуатацию наиболее представительного участка залежи. На выбранном участке бурят и эксплуатируют опережающие добывающие и нагнетательные скважины по сетке, применяемой обычно при разработке в подобных геологических условиях. Таким образом создают фрагмент будущей системы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в целом. Опережающие скважины бурят на основании проектов опытной или опытно-промышленной эксплуатации.

Последующее бурение осуществляется в соответствии с технологической схемой и затем - с проектом разработки. проектным документом на разработку предусматриваются основной и резервный фонды скважин. В первую очередь бурят скважины основного фонда , т. е. скважины, расположенные по равномерной или равномерно-переменной сетке в установленных границах площади размещения проектных скважин. В дальнейшем на плохо вырабатываемых участках бурят скважины резервного фонда , в результате чего размещение скважин становится неравномерным, соответствующим характеру неоднородности эксплуатационного объекта.

При резкой мезо- и макронеоднородности, переходящей в прерывистость пластов-коллекторов со сложной конфигурацией зон их распространения по площади, а также при осложненности строения объекта многочисленными тектоническими нарушениями сплошное разбуривание участка с бурением подряд всех проектных скважин основного фонда может привести к получению значительного количества непродуктивных скважин, попавших в зоны отсутствия коллекторов или в законтурные области пластов в тектонических блоках. Для предотвращения этого в указанных условиях бурение скважин основного фонда ведут по принципу от «известного к неизвестному». При этом, опережая, главный фронт буровых работ, перемещаемый в определенном направлении, выборочно (с пропуском нескольких фондовых точек) бурят отдельную скважину и по полученным результатам решают вопрос о целесообразности бурения соседних скважин. При наличии в этой скважине продуктивного пласта на соседние проектные скважино - точки также переводятся буровые станки, при отсутствии пласта бурение соседних проектных скважино-точек отменяется. При таком порядке разбуривания количество непродуктивных скважин сводится до минимума. На многопластовом месторождении «сухие» скважины переводят на другие эксплуатационные объекты. При наличии на месторождении одного объекта их ликвидируют, в соответствии с требованиями Госгортехнадзора, без спуска эксплуатационных колонн.

Разбуривание газового месторождения осуществляют в несколько ином порядке. Первую очередь добывающих скважин составляют разведочные скважины. По небольшим объектам их количество иногда оказывается достаточным для обеспечения установленного максимального уровня добычи газа. По средним и крупным месторождениям вслед за разведочными бурят первую очередь добывающих скважин, необходимых для выхода на максимальный уровень добычи. Затем в течение второй стадии разработки бурят дополнительные скважины для поддержания достигнутого максимального уровня добычи, что необходимо в связи с падением дебита и выключением из работы ранее пробуренных обводнившихся скважин.

Учет изменений фонда скважин

Фонд скважин каждого действующего эксплуатационного объекта, месторождения и предприятия в целом находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на 1 и II стадиях разработки оно постепенно возрастает, на III и IV-уменьшается. Количество нагнетательных скважин по мере развития системы заводнения возрастает. Скважины могут переходить из одной группы в другую. Так, при внедрении внутриконтурного заводнения первое время часть нагнетательных скважин может использоваться в качестве добывающих. При разрезании залежей рядами нагнетательных скважин практикуют освоение на первом этапе нагнетательных скважин под закачку через одну, а промежуточные нагнетательные скважины временно используют в качестве добывающих. Форсированная добыча нефти из последних способствует перемещению поступающей в пласт воды вдоль линии разрезания. После обводнения промежуточные скважины также осваивают под закачку воды, т. е. переводят в группу нагнетательных. С целью постепенного развития системы заводнения для улучшения воздействия на участки залежи, недостаточно вовлеченные в разработку, практикуют перевод части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные.

Изменяется состояние скважин. В основном они должны находиться в работе, но могут быть и в ремонте или простаивать по различным причинам.

Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого квартала (года) по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет «Фонд скважин» (табл. 3). В отчете отражается весь фонд скважин, числящихся по эксплуатационному объекту (месторождению, нефтегазодобывающему предприятию) на конец квартала (года). Отчет на конец четвертого квартала характеризует фонд на конец отчетного года. Отчеты составляют раздельно для нефтяных и газовых скважин.

В фонде скважин в отчете выделяются эксплуатационный фонд и другие группы скважин.

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 .

Таблица 3. Форма отчета «Фонд скважин»

	Состав фонда	Число скважин
	Эксплуатационный фонд
	Дающие нефть (газ)
	Остановленные в последнем месяце отчетного квартала из числа давших добычу в этом месяце -

	Итого действующих (1+2)
	Выбывшие из действующих в отчетном году -
	Выбывшие из действующих в предыдущие годы -
	В том числе находящиеся в ремонте -

	Итого бездействующих (5+6)

	Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения
	В том числе находящиеся в работах по освоению -
	Всего эксплуатационный фонд скважин (4+8+9)
	Другие группы скважин
	Нагнетательные
	В том числе действующие -
	Специальные (контрольные оценочные)
	Водозаборные и дающие иодобромную и - техническую воду
	Поглощающие для сброса сточных вод и прочие -
	Находящиеся в консервации -
	Находящиеся в ожидании ликвидации -
	Ликвидированные после эксплуатации -
	Ликвидированные после бурения

К действующим относят скважины, давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:

скважины, дающие нефть (газ), т. с. дающие продукцию на конец последнего дня отчетного квартала (включая скважины, находящиеся на наполнении жидкости при периодической эксплуатации);

скважины, которые в последнем месяце квартала давали продукцию даже. в небольшом количестве, но остановлены в этом месяце и находятся в ремонте или простое по любой причине.

К бездействующим , относят скважины, ранее эксплуатировавшиеся на нефть (газ), но не давшие продукции в течение последнего месяца отчетного периода , в том числе:

выбывшие из действующих в отчетном году, т. е. остановленные в текущем году и в декабре прошлого года (последние на 1 января отчетного года числились в фонде действующих скважин);

выбывшие из действующих в предыдущие годы, т. с. остановленные до 1 декабря предыдущего года.

К скважинам, осваиваемым или ожидающим освоения после бурения, относят скважины, принятые после бурения для последующей эксплуатации на нефть (газ), а также скважины, переведенные для этой цели из числа нагнетательных, специальных, законсервированных и др., если ранее они никогда продукции не давали.

Указываемые в отчете другие группы скважин соответствуют показанным в настоящей главы группам скважин, не предназначенных и не используемых для эксплуатации на нефть или газ. При этом в группы нагнетательных, специальных, вспомогательных (водозаборные, поглощающие) включают все скважины: действующие, выбывшие в бездействие в отчетном и предыдущих годах, находящиеся в освоении и ожидании освоения. В группе нагнетательных скважин отдельно выделяют действующие скважины, которые определяются по тому же принципу, что и действующие добывающие скважины (т. е. находятся в работе в конце последнего дня отчетного квартала), с тем отличием, что их действие связано с закачкой воды или другого рабочего агента.

В другие группы скважин входят также скважины, находящиеся в консервации, в ожидании ликвидации, ликвидированные после эксплуатации и ликвидированные после бурения.

Находящиеся в консервации -это скважины, которые в какой-то период не могут быть использованы ни для какой цели и на которые в связи с этим оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В эту группу включаются все законсервированные скважины независимо от их назначения и причин консервации. После окончания срока консервации скважину, если она не подлежит ликвидации, переводят в соответствующую часть фонда.

Находящиеся в ожидании ликвидации -это скважины, на которых проводят работы по ликвидации, или скважины, документы на ликвидацию которых направлены в соответствующие органы.

Ликвидированные -это скважины, ликвидация которых оформлена в установленном порядке и ликвидационные работы на которых уже выполнены . Ликвидированные после эксплуатации-скважины, которые после завершения эксплуатации не могли быть использованы в других целях: ликвидированные после бурения-скважины, непригодные для использования по различным причинам: прекращенные бурением по техническим или геологическим причинам, выполнившие свое геологическое назначение, непродуктивные и т.п.

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

Лекция 17 КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

Тема 6.2. Организация контроля за исполнением документов. Система АСКИД (автоматизированный контроль исполнения документов).

Раздел 6. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТЫ С ДОКУМЕНТАМИ

Контроль исполнения документов по ГОСТ Р 51141-98 определяется как совокупность действий, обеспечивающих своевременное исполнение документов. Функция контроля - одна из важнейших управленческих функций, в контроле выделяются два аспекта: контроль, включающий анализ существа и полноты исполнения решений, и контроль за сроками исполнения .

Контроль по существу решения вопроса, т.е. фактически контроль за качеством исполнения, - одна из должностных обязанностей руководителей всех уровней, начиная от руководителя любого структурного подразделения и кончая руководителем организации.

При большом объеме документооборота такой контроль также могут осуществлять специально уполномоченные лица или специальное контрольное подразделение, например инспекция при руководителе.

Такой контроль может осуществлять и вышестоящая организация путем проведения ревизий, проверок, анализом представленных отчетов, справок, однако такой контроль не всегда проводится систематически и планомерно.

Контроль за сроками , как правило, осуществляют работники службы ДОУ или при небольшом объеме документооборота эту работу выполняет секретарь или специально назначенный работник.

Целью контроля является содействие своевременному и качественному исполнению документов, получению информации, которая поможет оценить качество работы структурных подразделений, их руководителей и конкретных исполнителей. Оценка качества работы управленческих работников включает в себя много факторов, и показатель, характеризующий исполнительскую дисциплину, - один из важнейших.

Все документы, требующие исполнения, должны быть поставлены на контроль. Однако не всегда это реально осуществить технически и, кроме того, в силу сложившейся практики на контроль ставятся документы, содержащие наиболее важную для деятельности конкретной организации информацию.

Учитывая данный фактор, в каждой организации разрабатывается перечень документов, подлежащих контролю исполнения с указанием сроков исполнения. Данный перечень является, как правило, приложением к инструкции по ведению делопроизводства. Иногда он издается в виде самостоятельного документа.

Сроки исполнения большинства управленческих документов регламентируются действующим законодательством (поэтому они называются типовыми сроками исполнения) - указами Президента, постановлениями правительства, законами РФ. Значительное количество типовых сроков установлено в ведомственных подзаконных актах, например:

о предоставлении статистической отчетности, о сроках подачи апелляций на решение судебных инстанций и др. Типовой срок исполнения таких распространенных видов документов, как служебное письмо, телеграмма, установлен ГСДОУ. Если в организации есть специфические виды документов, для которых не установлены типовые сроки упомянутыми выше документами, то организация устанавливает для таких документов сроки исполнения и включает их в перечень, после утверждения которого они становятся типовыми.

Индивидуальный срок исполнения документа - это срок исполнения, установленный резолюцией руководства.

Срок исполнения входящих документов должен исчисляться с момента поступления документа в организацию (реквизит 9). Однако с момента фиксации факта поступления до проставления резолюции руководителя, определяющей исполнителей, характер исполнения и сроки, иногда проходит несколько дней, поэтому в некоторых организациях срок исполнения документа исчисляют от даты резолюции.

Сроки исполнения внутренних документов исчисляют, как правило, с момента доведения их до исполнителей.

Срок исполнения может корректироваться только руководителем автором резолюции, но не сотрудниками, осуществляющими контроль за сроками исполнения. Фактически руководитель, рассматривающий документ, и определяет: подлежит ли данный документ контролю за исполнением. На левом поле контрольного документа на уровне заголовка предусмотрено проставление реквизита 17 «Отметка о контроле» в виде буквы «К» или слова «контроль». Эту отметку могут проставить и работники службы ДОУ перед отправкой к исполнителю, исходя из резолюции руководителя или текста документа (приказа, указания, распоряжения и др.).

Контроль исполнения всегда строится на базе регистрационных данных: регистрационных карточек или автоматизированных данных. Введение специальных форм контрольных карточек не рекомендуется.

Форма контроля выбирается в зависимости от объема документооборота, принятой системы регистрации, возможностей организации.

Проверка хода исполнения в соответствии с ГСДОУ должна проводиться:

по заданиям последующих лет - не реже одного раза в год;

по заданиям следующих месяцев текущего года - не реже одного раза в месяц;

по заданиям текущего месяца - каждые 10 дней и за 5 дней до истечения срока.

Если задание должно быть исполнено в срок от 2 до 10 дней, проверка хода исполнения осуществляется чаще, как правило, раз в 2 дня.

Снять документ (задание) с контроля согласно ГСДОУ может либо руководитель, поставивший его на контроль, либо ответственный исполнитель после выполнения задания, сообщения результатов исполнения заинтересованным лицам или организациям. Подписывая ответный документ или справку об исполнении контрольного задания, руководитель, который определял это задание, подтверждает, что он провел контроль за исполнением документа по существу и что исполнение проведено качественно.

Однако в практике случаются ситуации, когда контрольная служба устанавливает, что содержание, форма и процедура исполнения не соответствовали заданию. Это часто бывает при смене руководителей, определявших задание, смене исполнителей. В этом случае контрольная служба имеет право вернуть документ исполнителю, считая его неисполненным.

Для снятия документа с контроля исполнитель обязан предоставить в контрольную службу следующие документы:

1. Контрольный документ с проставленным в левом нижнем углу реквизитом 28 «Отметка об исполнении документа и направлении его и дело». В данную отметку согласно ГОСТ Р 6.30-2003 включают следующие данные:

слова «В дело», номер дела, в котором будет храниться документ.

Отметка об исполнении и направлении его в дело должна быть подписана и датирована исполнителем документа или руководителем структурного подразделения, в котором исполнен документ.

2. Ответный документ или любое другое документированное подтверждение исполнения (справка об исполнении, например). Эти документы должны быть подписаны тем руководителем, который давал задание. Они также до предъявления контрольной службе должны быть зарегистрированы на участке регистрации, т. е. иметь регистрационный номер и дату

В случае применения автоматизированного контроля исполнения документов, который наиболее рационален сегодня, цели, последовательность контрольных операций, нормативные документы, регламентирующие эту работу, естественно, остаются прежними. С применением компьютеров возрастают скорость работы контрольной службы и объемы контролируемых массивов. Для внедрения автоматизированного контроля исполнения необходимы наличие автоматизированной системы регистрации, применение единых регистрационно-контрольных карточек (РКК), разработка внутренних классификаторов (структурных подразделений, исполнителей, корреспондентов и др.). Автоматизированный контроль, как указано в Типовой инструкции по делопроизводству в министерствах и ведомствах Российской Федерации, строится на базе данных автоматизированной регистрации и обеспечивает оперативное информирование о состоянии Исполнения всех видов документов, поручений и изданий, а также предварительный контроль сроков подготовки и исполнения документов, анализ исполнительской дисциплины.

Контрольные действия осуществляются в контрольной службе, местах регистрации документов с использованием автоматизированных рабочих мест или автоматизированных пунктов обработки информации. Напоминание исполнителям о сроках исполнения, сводки состояния исполнения, сведения о переносе сроков, завершение исполнения выводятся на экран дисплея.

ПАРАМЕТРЫ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ СИСТЕМУ РАЗРАБОТКИ

Данное на предыдущей лекции определение системы разработки нефтяного месторождения - общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам :

1. наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

2. расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

Фонд скважин - общее число нагнетательных и добывающих скважин , предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется он на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта , его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр. Можно указать четыре основных параметра, характеризующие ту или иную систему разработки.

1.Параметр плотности сетки скважин - площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении , то Размерность - м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2.Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова - отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин. Размерность параметра - т/скв.

3. Параметр - отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е. . Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.

4. Параметр - отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т.е. .

Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств).

Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат каналами для подъема УВ и попутных компонентов из недр, для получения информации о залежах, для управления процессами дренирования пластов.

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам - по назначению, очередности бурения, способам эксплуатации, по состоянию на отчетную дату, времени ввода в эксплуатацию и т.д .

По своему назначению скважины подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные, вспомогательные,

1.Добывающие скважины по большинству объектов составляют основную часть фонда скважин. Они предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

2.Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предшествует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

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. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы - оценочные и контрольные скважины.

3.1Оценочные скважины используются для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

3.2Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят пьезометрические и наблюдательные скважины.

Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе , непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Пьезометрические скважины сначала располагали за контуром нефтеносности , по данным о поведении пластового давления в них судят об активности законтурной области и ее связи с залежью. Позднее в нефтяной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, расположенные в пределах залежи, остановленные для наблюдения за изменением пластового давления.

Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов - за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасьпценности пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. В газовой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструкцию скважин выбирают в зависимости от поставленных задач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с неперфорированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов,

Для изучения процессов, протекающих в пластах, радиоактивными методами ГИС наряду со специальными скважинами широко используют контрольно-эксплуатационные скважины . Возможности включения эксплуатационных скважин в сеть специальных особенно широки при разработке многопластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины - добывающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая скважина выполняет роль контрольной для неперфорированных пластов и добывающей или нагнетательной - для перфорированных. При разработке газовых месторождений к контрольно-эксплуатационным относят также скважины, в которых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, необходимых для наблюдательных скважин.

Фонд специальных скважин частично создается за счет их целенаправленного бурения, а частично - из числа скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи. Так, в число пьезометрических переводят разведочные скважины, оказавшиеся за пределами залежи, а также добывающие скважины, обводнившиеся в результате вытеснения из пласта нефти или газа водой. Оценочные скважины и значительную часть наблюдательных бурят специально. Возможен и перевод специальных скважин из одной подгруппы в другую. Например, после фиксации нейтронными методами факта полного обводнения пластов в наблюдательной скважине в последней с целью проверки полученных результатов производят перфорацию исследуемых пластов и испытание их на приток. После подтверждения данных об обводненности пластов скважину можно использовать в качестве пьезометрической.

4.К числу вспомогательных скважин на месторождении относят водозаборные и поглощающие скважины. Водозаборные - это скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разработке месторождения. Поглощающие (сбросовые ) скважины используются в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов.

В качестве вспомогательных, так же как и специальных, используются скважины, целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп.

По времени ввода в эксплуатацию выделяют две категории скважин эксплуатационного фонда - старые и новые . Выделение этих категорий используется при составлении отчетности по добыче нефти (газа) и при оценке добычи и объемов бурения на предстоящий год и на более продолжительные периоды.К категории старых относят скважины , которые впервые были введены в эксплуатацию на нефть (газ) в предыдущие годы, т.е. до 1 января отчетного года, в том числе:

скважины, перешедшие с прошлого года, т.е. те старые скважины, которые на 1 января отчетного года находились в действующем фонде;

скважины, восстановленные из бездействия, т.е. старые скважины, которые в прошлые годы давали нефть (газ), но были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 января текущего года числились в бездействии или вообще были исключены из эксплуатационного фонда и числились в других группах скважин.

К категории новых относят скважины , которые в отчетном году впервые введены в эксплуатацию на нефть (газ) из бурения или из освоения после бурения прошлых лет, а также скважины, переведенные из других групп, если они ранее не эксплуатировались на нефть (газ).

В течение отчетного года скважину из одной категории в другую не переводят, хотя в течение года она может побывать в разных группах эксплуатационного фонда или перейти из него в другие группы скважин.