1.4. Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Результаты сравнения фактических и проектных показателей разработки залежи за последние 5 лет (2006 - 2010 годы) приведены в таблице 1.9.
Таблица 1.9 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки
№ п/п |
Показатели |
ед. изм |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|||||
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
|||
1 |
Добыча нефти |
тыс. т |
1 539,6 |
1 539,6 |
1 508,2 |
1 536,1 |
1 559,8 |
1 557,6 |
1 535,2 |
1 572,7 |
1605,7 |
1791,8 |
2 |
из переxодящих скважин |
тыс. т |
1 539,6 |
1 539,6 |
1 506,0 |
1 527,6 |
1 559,1 |
1 548,8 |
1 535,2 |
1 563,0 |
1605,7 |
1743,1 |
3 |
из новыx скважин |
тыс. т |
0,0 |
0,0 |
2,2 |
8,5 |
0,7 |
8,8 |
0,0 |
9,7 |
0 |
48,7 |
4 |
Ввод новых добывающих скважин |
скв |
0 |
0 |
1 |
6 |
2 |
9 |
0 |
6 |
0 |
17 |
5 |
из эксплуатационного бурения |
скв |
0 |
0 |
1 |
6 |
1 |
0 |
0 |
2 |
0 |
1 |
6 |
из разведочного бурения |
скв |
0 |
0 |
2 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
7 |
переводом с других объектов |
скв |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
9 |
0 |
4 |
0 |
16 |
9 |
Среднесуточный дебит нефти новой скважины |
т/сут |
0,0 |
0,0 |
22,5 |
11,2 |
3,0 |
6,5 |
0,0 |
7,2 |
0 |
20,6 |
10 |
Среднее число дней работы новой скважины |
сут |
0,0 |
0,0 |
98,0 |
126,7 |
121,9 |
152,0 |
0,0 |
225,0 |
0 |
139 |
11 |
Средняя глубина новой скважины |
м |
0,0 |
0,0 |
2 500,0 |
0,0 |
2 100,0 |
1 726,9 |
0,0 |
833,3 |
0 |
1830,0 |
12 |
Эксплуатационное бурение |
тыс. м |
0,0 |
0,0 |
5,0 |
0,0 |
5,2 |
5,2 |
2,5 |
2,5 |
5,1 |
5,1 |
13 |
добывающие скважины |
тыс. м |
0,0 |
0,0 |
2,5 |
0,0 |
5,2 |
2,5 |
1,5 |
1,7 |
0 |
1,5 |
14 |
вспомогательные и специальные скважины |
тыс. м |
0,0 |
0,0 |
2,5 |
0,0 |
0,0 |
2,7 |
1,0 |
0,8 |
5,1 |
3,6 |
Продолжение таблицы 1.9.
№ п/п |
Показатели |
ед. изм |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|||||
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
|||
15 |
Расч.время работы новых скваж.пред. года в данном году |
скв/ сут |
0,0 |
0,0 |
669,1 |
0,0 |
1 976,5 |
2 098,0 |
695,7 |
3 130,6 |
0 |
340,1 |
16 |
Расч.доб.нефти из нов.скваж. пред.года в данном году |
тыс. т |
0,0 |
0,0 |
15,1 |
0,0 |
22,1 |
23,5 |
2,1 |
20,3 |
0 |
2,4 |
17 |
Добыча нефти из переxодящих скважин предыдущего года |
тыс. т |
1 483,5 |
1 483,5 |
1 489,4 |
1 539,6 |
1 527,6 |
1 527,6 |
1 559,1 |
1 548,8 |
1567,1 |
1563,0 |
18 |
Расч. добыча нефти из перех. скваж. данного года |
тыс. т |
1 483,5 |
1 483,5 |
1 504,5 |
1 539,6 |
1 549,7 |
1 551,1 |
1 561,1 |
1 569,1 |
1567,1 |
1565,4 |
19 |
Ожид. добыча нефти из перех. скваж. данного года |
тыс. т |
1 539,6 |
1 539,6 |
1 503,8 |
1 527,6 |
1 559,1 |
1 548,8 |
1 535,2 |
1 563,0 |
1605,7 |
1743,1 |
20 |
Изменение добычи нефти из переходящих скважин |
тыс. т |
56,1 |
56,1 |
-0,7 |
-12,0 |
9,3 |
-2,3 |
-26,0 |
-6,1 |
38,5 |
177,6 |
21 |
Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин |
% |
3,8 |
3,8 |
0,0 |
-0,8 |
0,6 |
-0,1 |
-1,7 |
-0,4 |
2,5 |
11,3 |
22 |
Мощность новых скважин |
тыс. т |
0,0 |
0,0 |
16,4 |
0,0 |
2,0 |
20,5 |
0,0 |
15,0 |
|
119,1 |
23 |
Выбытие добывающих скважин |
скв |
0 |
0 |
5 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
5 |
48 |
24 |
в т.ч. под закачку |
скв |
0 |
0 |
5 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
1 |
25 |
Фонд добывающих скважин на конец года |
скв |
875 |
875 |
845 |
884 |
891 |
902 |
891 |
908 |
824 |
861 |
26 |
в т.ч. нагнетательных в отработке |
скв |
26 |
26 |
16 |
30 |
30 |
29 |
30 |
35 |
18 |
29 |
27 |
Действующий фонд добывающих скважин на конец года |
скв |
616 |
616 |
625 |
649 |
676 |
685 |
678 |
670 |
728 |
664 |
28 |
Перевод скважин на меxанизированную добычу |
скв |
0 |
0 |
0 |
6 |
2 |
0 |
2 |
6 |
0 |
17 |
29 |
Фонд меxанизированных скважин |
скв |
875 |
616 |
625 |
649 |
676 |
685 |
678 |
670 |
728 |
664 |
30 |
Ввод нагнетательных скважин |
скв |
0 |
0 |
5 |
4 |
3 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
31 |
Выбытие нагнетательных скважин |
скв |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
2 |
0 |
0 |
0 |
Продолжение таблицы 1.9.
№ п/п |
Показатели |
ед. изм |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|||||
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
|||
32 |
Фонд нагнетательных скважин на конец года |
скв |
75 |
75 |
83 |
81 |
81 |
78 |
79 |
78 |
105 |
69 |
33 |
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года |
скв |
25 |
25 |
35 |
27 |
30 |
31 |
30 |
28 |
55 |
25 |
34 |
Средний дебит жидкости действующих скважин |
т/сут |
41,8 |
41,8 |
41,6 |
40,9 |
38,8 |
38,7 |
39,2 |
37,2 |
39,6 |
46,6 |
35 |
Средний дебит жидкости переходящих скважин |
т/сут |
41,8 |
41,8 |
41,5 |
41,0 |
38,8 |
38,8 |
39,2 |
37,2 |
39,6 |
46,6 |
36 |
Средний дебит жидкости новых скважин |
т/сут |
0,0 |
0,0 |
102,3 |
56,0 |
9,4 |
23,9 |
0,0 |
37,5 |
0 |
49,2 |
37 |
Средн. обводненность продукции действующего фонда скважин |
% |
81,4 |
81,4 |
82,4 |
82,4 |
82,4 |
82,4 |
83,3 |
82,0 |
83,1 |
83,0 |
38 |
Средняя обводненность продукции переходящих скважин |
% |
81,4 |
81,4 |
82,4 |
82,5 |
82,4 |
82,4 |
83,3 |
82,0 |
83,1 |
83,3 |
39 |
Средняя обводненность продукции новых скважин |
% |
0,0 |
0,0 |
78,0 |
80,0 |
68,6 |
72,8 |
0,0 |
80,8 |
0 |
58,1 |
40 |
Средний дебит нефти действующих скважин |
т/сут |
7,8 |
7,8 |
7,3 |
7,2 |
6,8 |
6,8 |
6,5 |
6,7 |
6,7 |
7,9 |
41 |
Средний дебит нефти переходящих скважин |
т/сут |
7,8 |
7,8 |
7,3 |
7,2 |
6,8 |
6,8 |
6,5 |
6,7 |
6,7 |
7,8 |
42 |
Средняя приемистость нагнетательных скважин |
т/сут |
204,6 |
204,6 |
230,0 |
203,0 |
203,0 |
184,2 |
203,0 |
133,2 |
200,0 |
210,0 |
43 |
Добыча жидкости |
тыс. т |
8 292,8 |
8 292,5 |
8 565,0 |
8 739,0 |
8 885,0 |
8 852,9 |
9 191,6 |
8 727,6 |
9514,0 |
10526,4 |
44 |
из переxодящиx скважин |
тыс. т |
8 292,8 |
8 292,5 |
8 545,0 |
8 724,9 |
8 882,7 |
8 820,5 |
9 191,6 |
8 677,8 |
9514,0 |
10410,3 |
45 |
из новыx скважин |
тыс. т |
0,0 |
0,0 |
10,0 |
14,1 |
2,3 |
32,4 |
0,0 |
49,8 |
0,0 |
116,1 |
46 |
Добыча жидкости с начала разработки |
тыс. т |
151 198,9 |
151 198,6 |
159 899,1 |
159 937,6 |
168 822,6 |
168 790,5 |
178 014,2 |
177 518,1 |
187299 |
188044,5 |
47 |
Добыча нефти с начала разработки |
тыс. т |
51 789,0 |
51 789,0 |
53 250,0 |
53 325,1 |
54 884,9 |
54 882,7 |
56 420,1 |
56 455,4 |
57962 |
58247,2 |
Продолжение таблицы 1.9.
№ п/п |
Показатели |
ед. изм |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
||||||
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
||||
48 |
Текущий коэффициент нефтеизвлечения |
доли ед. |
0,071 |
0,071 |
0,073 |
0,073 |
0,075 |
0,075 |
0,077 |
0,077 |
0,079 |
0,079 |
|
49 |
Отбор от утвержденных извлекаемых запасов |
% |
21,4 |
47,1 |
22,0 |
22,0 |
22,7 |
22,7 |
23,3 |
23,3 |
23,90 |
24,1 |
|
50 |
Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов |
% |
0,64 |
1,40 |
0,60 |
0,63 |
0,60 |
0,64 |
0,60 |
0,65 |
0,70 |
0,74 |
|
51 |
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов |
% |
0,80 |
2,58 |
0,80 |
0,81 |
0,80 |
0,83 |
0,80 |
0,84 |
0,90 |
0,97 |
|
52 |
Закачка пара |
тыс. т |
1 871,1 |
1 871,1 |
2 320,0 |
1 564,3 |
1 673,7 |
1 674,7 |
1 684,4 |
1 499,6 |
3618 |
1455,5 |
|
53 |
Закачка пара с начала разработки |
тыс. т |
19 014,8 |
19 014,8 |
21 334,8 |
20 579,1 |
22 252,9 |
22 253,8 |
23 937,3 |
23 753,4 |
30845 |
25208,9 |
|
54 |
Компенсация отбора : текущая |
% |
22,9 |
22,9 |
26,5 |
18,2 |
19,1 |
19,2 |
18,6 |
17,5 |
37,2 |
14,1 |
|
55 |
Компенсация отбора : с начала разработки |
% |
13,0 |
13,0 |
12,8 |
12,9 |
13,2 |
13,2 |
13,5 |
13,4 |
15,8 |
13,5 |
|
За период 2006 – 2007 годы сопоставление фактических и проектных показателей проводилось в соответствии с утвержденным «Дополнением к технологической схеме разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения» (2006 г.). Как следует из данных таблицы 4.1 в 2006 г. фактические показатели разработки залежи соответствовали проектным. В 2007 г. при соответствии уровней добычи нефти и жидкости, фонда добывающих скважин, дебитов и обводненности, фактические объемы нагнетания теплоносителя на 32,6 % были ниже проектных (факт – 1564,3 тыс. т, проект – 2320,0 тыс. т). Обусловлено это как меньшим фондом нагнетательных скважин в результате их неудовлетворительного технического состояния на участках паротеплового воздействия, так и переходом на циклический режим нагнетания теплоносителя, предусматривающий полное прекращение закачки в течение 2 - 3 месяцев.
В качестве проектных показателей за 2008 – 2009 годы в таблице 1.7 представлены утвержденные значения в соответствии с решением ЦКР Роснедра о рассмотрении «Авторского надзора за реализацией дополнения к технологической схеме разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения за 2007 г.» (протокол от 04.12.08 № 4452).
Из сопоставления проектных и фактических показателей разработки залежи за 2008 – 2009 годы следует, что в эти годы фактическая добыча нефти практически соответствовала проектной.
В 2010 г. годовая добыча нефти из пермо-карбоновой залежи превысила плановую (1537,0 тыс т) и проектную (1605,7 тыс т) и доведена до 1791,9 тыс т, что на 219,2 тыс т. больше, чем в 2009 г.
Для увеличения нефтедобычи в течение 2010 г. были активизированы работы по интенсификации процесса извлечения нефти, прежде всего, посредством оптимизации работы действующих скважин при помощи увеличения производительности ГНО. В результате в 2010 г. резко увеличился отбор жидкости из залежи до 10526,4 тыс. т.
По сравнению с плановой фактическая закачка теплоносителя в 2010 г. оказалась на 272,9 тыс. т или 15,7 % меньше и составила 1499,6 тыс. т вместо запланированных 1728,5 тыс.т. Это связано с ограничением поставок природного газа для производства пара в январе – апреле 2010 г. Отставание фактической закачки теплоносителя в 2010 г. от проектного уровня (3618 тыс. т) объясняется меньшим числом действующих нагнетательных скважин (25 единиц), вместо проектных 55 единиц.
На рисунках 1.1 и 1.2 приведена динамика основных технологических показателей с начала разработки залежи
Рисунок
1.1 – Динамика добычи нефти, жидкости и
закачка теплоносителя
Рисунок
1.2 – Динамика дебитов нефти, жидкости
и действующего фонда скважин
Откуда видно, что в если в период 2006 – 2009 годов годовая добыча нефти по залежи стабильно держалась на уровне 1530 - 1570 тыс.т, то в 2010 г. добыча нефти возросла на 13,9 % до 1791,9 тыс. т. Средние дебиты скважин по нефти увеличилась с 6,7 до 7,9 т/сут при росте обводненности продукции с 82 до 83 %.
По состоянию на 01.01.11 на залежи добыто 58,247 млн. т нефти и 188,044 млн. т жидкости. Коэффициент текущей нефтеотдачи на залежи составил 7,9 %. Всего закачано теплоносителя - 46,8 млн. т., в том числе в виде пара - 25,2 млн. т.
Наибольшие текущие отборы нефти характерны для зоны ПТВ (все три объекта разработки), а также северной части (средний и верхний объекты разработки) и восточной части (средний объект разработки) залежи. В связи с вводом в 2010 г. новых добывающих скважин увеличились отборы малообводненной нефти в юго-восточной части залежи (нижний и средний объекты разработки).