Файл: Азрабатывается на основании Дополнения к проекту доразработки МортымьяТетеревского месторождения, утвержденного цкр роснедра.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 60
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Таблица 3.4.7 - Сравнение проектных и фактических показателей. Западно-Мортымьинская залежь
| Показатели | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | |||||||
| Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | |
| Добыча нефти, тыс.т | 44,0 | 43,0 | 38,3 | 37,0 | 35,5 | 30,1 | 34,6 | 29,3 | 33,8 | 27,2 | 33,1 | 28,8 | 35,0 | 25,4 |
| Добыча нефти с начала разработки, тыс.т | 4982,1 | 4981,1 | 5020,4 | 5018,2 | 5055,9 | 5048,3 | 5090,5 | 5077,6 | 5124,4 | 5104,8 | 5157,5 | 5133,6 | 5192,4 | 5158,9 |
| Ввод добывающих скважин (вторые стволы*) | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 2 | 0 |
| Выбытие добывающих скважин | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | 0 | 1 | 0 | 0 | 0 |
| Фонд добывающих скважин на конец года | 25 | 26 | 28 | 27 | 32 | 27 | 38 | 27 | 39 | 26 | 38 | 26 | 40 | 26 |
| Действующий фонд добывающих скважин на конец года | 25 | 24 | 26 | 23 | 30 | 21 | 36 | 21 | 37 | 23 | 36 | 21 | 38 | 22 |
| Ввод нагнетательных скважин | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1 | 0 | 1 | 0 | 0 | 0 |
 Выбытие нагнетательных скважин | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | 3 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | 1 |
| Фонд нагнетательных скважин на конец года | 15 | 14 | 14 | 14 | 15 | 14 | 15 | 14 | 16 | 14 | 16 | 14 | 16 | 14 |
| Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года | 14 | 12 | 13 | 12 | 14 | 12 | 14 | 13 | 15 | 13 | 15 | 13 | 15 | 13 |
| Средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут | 5,2 | 4,9 | 4,4 | 4,4 | 3,6 | 3,9 | 2,9 | 3,7 | 2,8 | 3,6 | 2,8 | 3,8 | 2,7 | 3,5 |
| Средний дебит жидкости добывающих скважин, т/сут | 180,0 | 177,6 | 176,9 | 177,4 | 161,5 | 182,2 | 150,2 | 176,8 | 148,7 | 178,4 | 147,6 | 192,0 | 144,7 | 171,6 |
| Средняя обводненность продукции добывающих скважин,% | 97,6 | 97,2 | 97,5 | 97,5 | 97,8 | 97,9 | 98,0 | 97,9 | 98,1 | 98,0 | 98,1 | 98,0 | 98,1 | 98,0 |
| Добыча жидкости, тыс.т | 1525,0 | 1554,4 | 1540,3 | 1481,3 | 1603,2 | 1421,9 | 1773,6 | 1399,6 | 1804,6 | 1355,4 | 1742,9 | 1452,3 | 1849,8 | 1252,2 |
| Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т | 26238,3 | 26267,7 | 27778,6 | 27749,0 | 29381,8 | 29170,9 | 31155,4 | 30570,5 | 32960,0 | 31925,9 | 34702,9 | 33378,2 | 36552,7 | 34630,4 |
| Закачка воды, тыс.м3 | 1610,0 | 1650,6 | 1572,6 | 1728,6 | 1620,9 | 1623,7 | 1666,7 | 1559,4 | 1671,0 | 1469,8 | 1659,3 | 1240,6 | 1662,0 | 1151,3 |
| Закачка воды с начала разработки, тыс.м3 | 34971,4 | 35011,9 | 36544,0 | 36740,5 | 38164,9 | 38364,1 | 39831,6 | 39923,6 | 41502,6 | 41393,4 | 43161,8 | 42633,9 | 44823,8 | 43793,4 |
| Компенсация отбора жидкости закачкой воды, % | 102,0 | 104,8 | 102,1 | 115,3 | 101,1 | 113,0 | 94,0 | 110,3 | 92,6 | 107,4 | 95,2 | 84,6 | 89,8 | 91,0 |
| Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки,% | 133,2 | 122,1 | 131,5 | 121,7 | 129,8 | 121,3 | 127,8 | 120,9 | 125,9 | 120,3 | 124,3 | 118,9 | 122,6 | 117,9 |
Таблица 3.4.8 - Сравнение проектных и фактических показателей. Южно-Мортымьинская залежь
| Показатели | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | | |||||||||||||
| Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | ||||||||
| Добыча нефти, тыс.т | 15,9 | 14,3 | 13,6 | 10,5 | 12,7 | 11,4 | 11,7 | 14,2 | 10,9 | 12,3 | 14,4 | 12,4 | 18,1 | 12,2 | |||||||
| Добыча нефти с начала разработки, тыс.т | 3288,4 | 3286,7 | 3302,0 | 3297,2 | 3314,7 | 3308,6 | 3326,4 | 3322,8 | 3337,3 | 3335,2 | 3351,7 | 3347,5 | 3369,9 | 3359,7 | |||||||
| Ввод добывающих скважин (вторые стволы*) | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 4 | 0 | 0 | 0 | |||||||
| Выбытие добывающих скважин | 0 | 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | 1 | |||||||
| Фонд добывающих скважин на конец года | 17 | 14 | 19 | 14 | 24 | 14 | 24 | 14 | 24 | 14 | 28 | 13 | 27 | 13 | |||||||
| Действующий фонд добывающих скважин на конец года | 12 | 9 | 14 | 12 | 19 | 12 | 19 | 13 | 19 | 13 | 23 | 13 | 22 | 13 | |||||||
| Ввод нагнетательных скважин | 0 | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||||||
| Выбытие нагнетательных скважин | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||||||
| Фонд нагнетательных скважин на конец года | 8 | 7 | 8 | 7 | 11 | 7 | 11 | 7 | 11 | 8 | 11 | 8 | 12 | 7 | |||||||
| Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года | 5 | 6 | 5 | 7 | 8 | 6 | 8 | 7 | 8 | 7 | 8 | 7 | 8 | 6 | |||||||
| Средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут | 3,7 | 3,6 | 2,7 | 2,8 | 1,9 | 2,6 | 1,8 | 3,1 | 1,7 | 2,8 | 1,7 | 2,8 | 2,5 | 2,6 | |||||||
| Средний дебит жидкости добывающих скважин, т/сут | 159,8 | 162,7 | 148,4 | 178,0 | 139,6 | 161,5 | 130,5 | 162,6 | 123,5 | 168,9 | 116,0 | 172,3 | 115,4 | 150,2 | |||||||
| Средняя обводненность продукции добывающих скважин,% | 97,8 | 97,8 | 98,2 | 98,4 | 98,6 | 98,4 | 98,6 | 98,1 | 98,6 | 98,3 | 98,5 | 98,4 | 97,8 | 98,3 | |||||||
| Добыча жидкости, тыс.т | 691,0 | 642,8 | 738,2 | 660,6 | 929,1 | 694,4 | 856,2 | 751,3 | 798,5 | 745,1 | 968,8 | 760,8 | 838,6 | 703,7 | |||||||
| Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т | 17995,1 | 17946,9 | 18733,3 | 18607,5 | 19662,4 | 19301,9 | 20518,6 | 20053,2 | 21317,1 | 20798,3 | 22285,9 | 21559,1 | 23124,5 | 22262,8 | |||||||
| Закачка воды, тыс.м3 | 841,0 | 790,5 | 784,8 | 743,7 | 984,7 | 933,4 | 907,3 | 757,8 | 846,2 | 738,4 | 1027,5 | 631,8 | 893,5 | 589,3 | |||||||
| Закачка воды с начала разработки, тыс.м3 | 27098,5 | 27048,0 | 27883,3 | 27791,7 | 28868,0 | 28725,2 | 29775,3 | 29483,0 | 30621,6 | 30221,4 | 31649,1 | 30853,1 | 32427,2 | 31442,1 | |||||||
| Компенсация отбора жидкости закачкой воды, % | 119,8 | 121,2 | 105,0 | 111,4 | 105,0 | 133,0 | 105,0 | 99,6 | 105,0 | 98,0 | 105,0 | 82,1 | 105,0 | 82,8 | |||||||
| Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки,% | 133,9 | 134,2 | 132,9 | 133,5 | 131,7 | 133,4 | 130,7 | 132,3 | 129,8 | 131,2 | 128,8 | 129,6 | 128,0 | 128,8 | |||||||
Таблица 3.4.9 - Сравнение проектных и фактических показателей. Северо-Мортымьинская залежь
| Показатели | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | ||||||||||||
| Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | ||||||
| Добыча нефти, тыс.т | 10,6 | 10,2 | 10,4 | 8,4 | 14,2 | 8,0 | 13,5 | 8,6 | 13,2 | 9,8 | 13,5 | 9,4 | 14,1 | 9,4 | |||||
| Добыча нефти с начала разработки, тыс.т | 1491,8 | 1491,4 | 1502,2 | 1499,8 | 1516,3 | 1507,8 | 1529,9 | 1516,5 | 1543,0 | 1526,2 | 1556,5 | 1535,7 | 1570,6 | 1545,1 | |||||
| Ввод добывающих скважин (вторые стволы*) | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | 0 | |||||
| Выбытие добывающих скважин | 0 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||||
| Фонд добывающих скважин на конец года | 9 | 8 | 11 | 8 | 11 | 8 | 11 | 8 | 11 | 8 | 11 | 8 | 11 | 8 | |||||
| Действующий фонд добывающих скважин на конец года | 8 | 8 | 10 | 8 | 10 | 8 | 10 | 8 | 10 | 8 | 10 | 7 | 10 | 8 | |||||
| Ввод нагнетательных скважин | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||||
| Выбытие нагнетательных скважин | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||||
| Фонд нагнетательных скважин на конец года | 4 | 4 | 7 | 4 | 7 | 5 | 7 | 5 | 7 | 5 | 7 | 5 | 7 | 5 | |||||
| Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года | 3 | 3 | 6 | | 6 | 5 | 6 | 5 | 5 | 5 | 6 | 5 | 6 | 5 | |||||
| Средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут | 3,7 | 3,6 | 3,0 | 2,9 | 4,1 | 2,8 | 3,9 | 3,0 | 3,8 | 3,4 | 3,7 | 3,3 | 4,1 | 3,2 | |||||
| Средний дебит жидкости добывающих скважин, т/сут | 166,5 | 166,0 | 162,4 | 160,6 | 158,1 | 160,7 | 150,8 | 154,0 | 146,2 | 146,8 | 140,7 | 149,3 | 139,6 | 162,3 | |||||
| Средняя обводненность продукции добывающих скважин,% | 97,4 | 97,8 | 98,2 | 98,2 | 97,4 | 98,3 | 97,4 | 98,1 | 97,4 | 97,7 | 97,4 | 97,8 | 97,1 | 98,0 | |||||
| Добыча жидкости, тыс.т | 474,0 | 464,0 | 569,9 | 462,1 | 548,6 | 460,9 | 523,3 | 443,8 | 507,3 | 422,3 | 510,7 | 431,9 | 484,4 | 471,5 | |||||
| Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т | 8816,3 | 8806,3 | 9386,2 | 9268,4 | 9934,8 | 9729,3 | 10458,0 | 10173,1 | 10965,4 | 10595,4 | 11476,1 | 11027,3 | 11960,5 | 11498,8 | |||||
| Закачка воды, тыс.м3 | 397,0 | 392,4 | 485,3 | 401,1 | 474,5 | 446,0 | 452,6 | 433,5 | 438,8 | 422,6 | 441,9 | 402,3 | 419,9 | 476,2 | |||||
| Закачка воды с начала разработки, тыс.м3 | 10915,7 | 10911,1 | 11401,0 | 11312,2 | 11875,5 | 11758,1 | 12328,1 | 12191,6 | 12766,9 | 12614,2 | 13208,9 | 13016,5 | 13628,8 | 13492,7 | |||||
| Компенсация отбора жидкости закачкой воды, % | 82,5 | 83,4 | 84,1 | 85,8 | 85,0 | 95,7 | 85,0 | 96,4 | 85,0 | 98,6 | 85,0 | 91,8 | 85,0 | 99,7 | |||||
| Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки,% | 111,0 | 111,5 | 109,5 | 110,3 | 108,3 | 109,7 | 107,2 | 109,1 | 106,3 | 108,7 | 105,4 | 108,1 | 104,6 | 107,8 | |||||
Таблица 3.4.10 - Сравнение проектных и фактических показателей. Мало-Мортымьинская залежь
| Показатели | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | |||||||
| Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | |
| Добыча нефти, тыс.т | - | - | 3,0 | 1,8 | 4,4 | 3,8 | 3,5 | 1,9 | 2,8 | 1,8 | 2,4 | 1,7 | 2,1 | 1,4 |
| Добыча нефти с начала разработки, тыс.т | - | - | 5,4 | 4,1 | 9,8 | 8,0 | 13,3 | 9,9 | 16,2 | 11,6 | 18,6 | 13,4 | 20,7 | 14,8 |
| Ввод добывающих скважин (вторые стволы*) | - | - | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Выбытие добывающих скважин | - | - | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Фонд добывающих скважин на конец года | - | - | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| Действующий фонд добывающих скважин на конец года | - | - | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| Ввод нагнетательных скважин | - | - | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Выбытие нагнетательных скважин | - | - | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Фонд нагнетательных скважин на конец года | - | - | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года | - | - | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут | - | - | 19,0 | 6,3 | 13,3 | 11,2 | 10,7 | 5,3 | 8,7 | 4,9 | 7,3 | 4,8 | 6,4 | 3,8 |
| Средний дебит жидкости добывающих скважин, т/сут | - | - | 23,0 | 10,4 | 20,8 | 21,3 | 18,5 | 19,5 | 16,7 | 21,2 | 15,4 | 22,0 | 14,7 | 22,2 |
| Средняя обводненность продукции добывающих скважин,% | - | - | 29,5 | 39,3 | 35,7 | 47,4 | 42,4 | 72,8 | 48,0 | 76,9 | 52,5 | 78,4 | 56,5 | 73,0 |
| Добыча жидкости, тыс.т | - | - | 3,7 | 2,9 | 6,8 | 7,3 | 6,1 | 7,0 | 5,5 | 7,7 | 5,1 | 8,0 | 4,8 | 8,1 |
| Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т | - | - | 6,1 | 5,3 | 12,9 | 12,6 | 19,0 | 19,6 | 24,4 | 27,3 | 29,5 | 35,4 | 34,3 | 43,4 |
| Закачка воды, тыс.м3 | - | - | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Закачка воды с начала разработки, тыс.м3 | - | - | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Компенсация отбора жидкости закачкой воды, % | - | - | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки,% | - | - | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
Таблица 3.4.11 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки Мортымья-Тетеревское месторождение
В результате сравнения и проведенного анализа проектных и фактических технологических показателей разработки по Мортымья-Тетеревскому месторождению за период 2009 ‑ 2015 годы можно отметить:
-
За исследуемый период, в течение последних семи лет, планировалось пробурить и ввести в эксплуатацию 6 новых скважин и 26 вторых стволов, фактически пробурено и введено в эксплуатацию 10 вторых стволов. Программа по бурению и вводу новых скважин выполнена не в полном объеме. -
Действующим проектным документом предусматривалось обеспечить ввод вторых стволов скважин со средним дебитом скважин по жидкости 51,3 т/сут. Фактический средний дебит вторых стволов по жидкости за период составил 181,3 т/сут. -
Средний дебит вторых стволов скважин по нефти за период в целом по месторождению составил 9,2 т/сут., что выше проекта на 1,7 т/сут. -
Ввод скважин, в том числе из неработающего фонда, с учетом запланированного выбытия, должен был обеспечить стабильную динамику роста действующего фонда с 235 до 334 скважин, или увеличиться на 99 скважин. Фактически, динамика действующего фонда скважин в течение сравнительного периода положительная, в количественном отношении ниже проекта, и отстает от намеченной программы до 27,8 % на конец периода или на 93 скважины, в том числе не пробуренных 6 новых скважин. -
На исследуемый период планировалось ввести под закачку 15 скважин, фактически введено 15 скважин. -
Фактически, на конец исследуемого периода, фонд скважин, находящийся под закачкой увеличен с 133 до 140 и отстает от проекта на 11 скважин. -
Коэффициент использования фонда нагнетательных скважин под закачку составляет 0,910, что практически соответствует запланированному уровню (0,950). -
Проектом предполагалось поддерживать соотношение действующих и нагнетательных скважин 2,3:1,0, фактическое соотношение равно 1,7:1,0. -
За рассматриваемый период было запланировано снижение дебита жидкости с 223,3 до 170,8 т/сут. Фактический средний дебит скважин по жидкости снизился с 221,5 до 190,1 т/сут. -
Фактическая добыча жидкости ниже проекта за весь период (от 0,7 до 16,0 % в 2016 году). -
Фактическая текущая компенсация отбора закачкой за период 99,8 - 93,3 % незначительно ниже проектной (102,6 - 95,3 %). -
Фактическая накопленная компенсация снижается и на конец периода составляет 110,8 % при проектном значении 114,4%. -
За исследуемый период фактический уровень обводненности выше проекта на 0,4 % с годовыми темпами обводнения 0,1-0,2 %. -
За исследуемый период фактические годовые уровни добычи нефти ниже проекта на 2,4 -19,4 %, в 2015 году отклонение составило -28,0%, что превышает допустимые нормативными документами пределы. -
По состоянию на 01.01.2016 г. с начала разработки на месторождении добыто нефти 83324,9 тыс. т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,442, что практически соответствует проекту (0,444). -
Фактическая динамика среднего дебита скважин по нефти снижается с 5,9 до 3,8 т/сут., и незначительно отличается в меньшую сторону (на 7,3 %) от запланированных значений. -
Фактическая выработка запасов нефти по Мортымья-Тетеревскому месторождению имеет аналогичную характеристику среди окружающих месторождений Шаимского района и в течение рассматриваемого периода разработки (2009-2015 гг.) соответствует предусмотренной проектным документом (отклонение факта от проекта не превышает 0,05 %).