Строительство и архитектура \ Планирование и организация производства

Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений, страница 17

Из ниже приведенного графика видно, что обводнение залежи возрастает в зависимости от времени разработки и отобранных запасов нефти. За счет увеличения числа добывающих скважин происходит увеличение годовой добычи нефти и соответственно накопленной добычи нефти.

Рисунок 2.5

4. Сравнение проектных и фактических показателей разработки.

Показатели разработки		2006год		2007 год		2008год		2009 год		2010 год
	ед. изм.	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
Добыча нефти, всего	тыс. т	105.8	74.2	94.2	35.9	84.8	33.0	78.5	38.3	72.3	38.4
В т. ч. из скважин: переходящих	тыс. т	105.8	74.2	94.2	35.9	84.8	33.0	78.5	38.3	72.3	38.4
новых	тыс. т	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
За счет метода повышения нефтеотдачи	тыс. т		17.5
Накопленная добыча нефти	тыс. т	10114	9979	10208	10014	10293	10047	10372	10086	10444	10124
Добыча газа	млн. м³	2.910	2.040	2.592	0.987	2.332	0.907	2.158	1.052	1.989	1.056
Накопленная добыча газа	млн. м³	278.1	247.7	280.7	248.7	283.1	249.6	285.2	250.6	287.2	251.7
Темп отбора от НИЗ	%	0.9	0.6	0.8	0.3	0.7	0.3	0.7	0.3	0.6	0.3
Среднегодовая весовая обводненность	%	91.4	91.2	92.1	90.0	92.6	89.7	92.9	88.9	93.2	90.5
Добыча жидкости, всего	тыс. т	1227	847.5	1189	357.2	1151	321.3	1110	343.8	1070	405.3
Накопленная добыча жидкости	тыс. т	41204	39789	42392	40146	43543	40467	44653	40811	45723	41216
Закачка воды: годовая	тыс. м³	806	925	779	692	752	669	724	732	697	821
накопленная	тыс. м³	26086	25534	26865	26226	27617	26896	28341	27628	29038	28449
Компенсация отборов в пластовых условиях: текущая	%	74	122	74	216	74	232	74	237	74	226
накопленная	%	65	68	65	69	66	70	66	72	66	73
Эксплуатационное бурение, всего	тыс. м	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Ввод добывающих скважин	шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	2
Выбытие добывающих скважин	шт.	0	0	1	2	1	3	1	0	1	0
в том числе под закачку	шт.
Фонд добывающих скважин на конец года	шт.	29	28	28	26	27	23	26	23	25	25
В том числе нагнетательных в отработке	шт.
механизированных	шт.
новых	шт.	0		0		0		0		0
Перевод скважин на механизированную добычу	шт.
Ввод нагнетательных скважин	шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выбытие нагнетательных скважин	шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Фонд нагнетательных скважин на конец года	шт.	8	9	8	9	8	9	8	9	8	9
Средний дебит по нефти	т/сут.	10.5	7.9	9.5	4.0	8.9	4.1	8.5	4.7	8.2	4.6
по жидкости	т/сут.	121.6	90.5	119.8	40.3	120.2	40.0	120.3	42.5	120.5	48.5
Средний дебит новых скважин по нефти	т/сут.
по жидкости	т/сут.
Средняя приемистость нагнетательных скважин	м³/сут.	276	295.4	266.8	214.5	257.5	203.8	247.9	222.9	238.7	253.4
Газовый фактор	м³/т	28	27	28	28	28	27	28	28	28	28
Коэффициент использования скважин	д. ед.	0.94	0.88	0.94	0.87	0.94	0.81	0.94	0.85	0.94	0.92
Коэффициент эксплуатации скважин (по способам)	д. ед.	0.96	0.92	0.96	0.93	0.96	0.96	0.96	0.96	0.96	0.92
Плотность сетки	га/скв.	28.1	28.1	28.9	29.7	29.7	32.5	30.6	32.5	31.5	30.6

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Скачать файл