з дебітом безводної нафти 131,0 т/добу (табл. 3.2). До вересня місяця свердловина №7г працювала в постійному режимі на мінімальному штуцері (d=5 мм), так як будівництво УПН не було закінчено, тому свердловини працювали через сепаратори і лини які були встановлені тимчасово, на РВС (УПН) де вироблялося накопичення нафти для заповнення магістрального трубопроводу Північно-Останіаское - Лугінецкое. У вересні 2011 р запустили в експлуатацію УПН Північно-Останінского родовища і свердловину №7г після обв'язки з АЦЗУ, перевели на штуцер (d=8-10 мм). Що свідчить показники, наведені в табл. 3.3 і рис 3.4. Нагнітальні, контрольні, пьезометрические, а також інші спеціальні свердловини на родовищі відсутні.
Таблиця 3.2 Показники експлуатації по свердловинах Північно-Останінского родовища за 2011
№ скв.ДебітОбводненость,% Способнефті, т/сутЖідкості, т/сутексплуатацііПласт М434,134,10,0Фонтанний5550,0Фонтанний7г1311310,0Фонтанний
Таблиця 3.3 Показники видобутку нафти, рідини, води, Північно-Останінского родовища за 2011 г
год2011показателіДобича нефтіДобича жідкостіДобича водиКварталтис. т.тис. т.тис. т.I0,2920,2920,0II0,3900,3900,0III0,4120,4120,0IV0,4300,4300,0Всего за год1,5241,5240,0
Таблиця 3.4 Порівняння проектних і фактичних показників розробки пласт М Родовище Північно-Останінского на 01.01.2012 г.
№ПоказателіГоди20102011ПланФактПланФакт1Добича нафти всього, тис. т27,20,3699115,91,5242Сред. добовий дебіт неф. нов. вкв., т/сут3434,182,8117,63Средній дебіт рідини дійств. вкв., т/сут34,234,144117,64Средній дебіт рідини нов. вкв., т/сут34,234,183,2117,65Средняя обв-ть продукц. дейст ф. вкв.,% 0,602,306Средній дебіт нафти дейст. вкв., т/сут3434,143117,67Доб. рідини, всього, тис. т27,30,3699118,61,5248В тому числі з нових скважін27,30,369979,91,5249Добича рідини з поч. розробки., тис. т27,30,36991461,893910Добича нафти з поч. розробки, тис. т27,20,36991431,893911Коеффіціент нафт извлеч., частки ед.0,0110,000150,0560,0007412Отбор від затверджених. извле. зап.,% 1,70,02390,11913Темп відбору поч. затв. изв. зап.,% 1,70,0237,30,09614Темп відбору поточних затв. изв. зап.,% 1,70,02380,09615Добича розчиненого газу, млн. м33,30,34063,61,74016Ввод нових видобувних вкв., всього, шт.526317В тому числі: з експл. буренія526318Среднее число днів раб. нов. вкв., дні16010,816013,019Средняя. глибина. нов. вкв., м300030003000300020Експлуатаціонное буріння, всього, тис. м15618921В тому числі: видобувні скважіни15618922Мощность нових свердловин, тис. т58,911,2172,2115,923Закачка робочого агента, тис. м3/год000024Закачка раб. агента з поч. розр-ки, тис. м3000025Фонд доб. свердловин на кінець року, шт.5111326В тому числі нагнітальні в отработке102027Действующій фонд доб. вкв. на кін. р, шт.51113
Накопичена видобуток за 2010 р склало: нафти 0,3699 тис. т, рідини 0,3699 тис. т, води 0,0 тис. т, газу 0,340 млн. м 3 (табл. 3.1 , 3.4, рис. 3.3, 3.5). Накопичена видобуток за 2011 р склало: нафти 1,524 тис. Т, рідини 1,524 тис. Т, води 0,0 тис. Т, газу 1,740 млн. М 3 (табл. 3. 3,3.4, рис. 3.4, 3.5). Всього за період пробної експлуатації склало накопичена видобуток: нафти 1,8939 тис. Т, рідини 1,8939, газу 2080000. М 3, а за проектними даними, видобуток нафти 143,1 тис. Т, рідини 145,9 тис. т, газу 66900000. м 3 (табл. 3.4, рис. 3.6).
Темпи відбору нафти виросли в 2010-2011 рр. з 0,023 до 0,096% від запасів категорії С 1 + С 2, але істотно відстають від проектних показників, KІH досяг 0,074% від початкових запасів. Родовище знаходиться в ранній стадії розробки. Відпрацьовано 0,119% від затверджених видобутих запасів нафти родовища (за проектом 9,0%).
Згідно з проектом, в період пробної експлуатації розробка поклади
планувалася на природному режимі, тому закачування води в пласт не здійснювалася.
Загальний фонд видобувних свердловин на період 2010 р складає всього 2 свердловини з них у чинному фонді 1 свердловина і одна свердловина в освоєнні (за проектом 5 свердловин) (табл. 3.4). На період 2011 р Загальний фонд видобувних свердловин складає 4 свердловини з них у чинному фонді 3 свердловини і одна свердловина в освоєнні (за проектом 6 свердловин). За період 2010-2011 рр. загальний фонд видобувних свердловин склав всього 5 свердловини, з них у чинному фонді 3 свердловини і дві свердловини в освоєнні (за проектом 11) що також істотно відстають від проектних показників (рис. 3.6).
Систему розробки родовища на повний розвиток передбачалося визначити після реалізації робіт за проектом пробної експлуатації. На поточну дату проект пробної експлуатації реалізується з істотними ускладненнями, так як родовище мало вивчене, колектор порово-кавернозний приурочений до відокремленому тектонічному ...
