10 т/добу, основним фактором перебування в групі нерентабельних є висока обводненість видобутої продукції.
4.1.1 Зіставлення проектних і фактичних показників розробки
У період з початку розробки по 1989 р включно проектними для родовища були показники, розраховані в Технологічної схеми розробки 1984 (протокол ЦКР МНП № 1173 від 25.12.1985 р) і в доповненні до неї (БашНИПИнефть, 1987 р протокол Главгеологіі МНП № 14 від 19.02.1988 р), який визначив проектні рішення і рівні видобутку за спочатку не розглядав об'єкту АВ8. У цей період основні невідповідності досить швидко виявилися між реальних і передбачуваних продуктивними характеристиками пластів. Фактичні дебіти нових свердловин по рідини і нафти виявилися помітно нижче проектних (на 40-50%). Для підтримки проектних рівнів видобутку з 1986 р були збільшені обсяги експлуатаційного буріння і вже до 1990 фонд пробурених свердловин перевищував проектний на 25%. Проте за розглянутий період фактична накопичена видобуток нафти весь час відставала від проектної та на 01.01 1990 була нижчою на 10%.
У 1989 р фактична річна видобуток рідини вперше досягла проектного рівня, а видобуток нафти перевищила проектну на 7% за рахунок більш низької середньої обводнення свердловин. До цього часу закінчується період інтенсивного розбурювання родовища і зі стадії освоєння воно переходить у стадію підтримки стабільного рівня видобутку нафти, триваючу з коливаннями аж до теперішнього часу. Середньорічна фактичний видобуток в період 1990-1998 р.р. склала 7950 тис. т з відхиленнями від плюс 14% до мінус 11%. До моменту переходу родовища в другу стадію розробки проектний фонд передбачений техсхемой (без урахування резервних свердловин) був разбурена на 52%. Неразбуреннимі залишалися великі периферійні зони родовища, що містять запаси переважно більш «низької якості», ніж центральна частина.
Основні проектні показники розробки були скориговані на період 1990-1995 р.р. в рамках роботи з авторського нагляду. Протягом двох перших Років зазначеного терміну фактичний видобуток нафти навіть перевищувала проектну незважаючи на незначне відставання у відборі рідини. З цього ж часу фактичні середні дебіти свердловин по рідини відповідають відкоректованим проектним, а по нафті перевищують їх на 3-5%. Разом з тим через значне зниження темпів буріння, набране до 1990 перевищення фонду над проектом, швидко втрачається і в період після 1991 р відставання фактичного діючого фонду від проектного дедалі збільшується, досягаючи майже 10% ДО 1996 г. Ще більш значне відставання від проекту спостерігається по нагнітальному фонду свердловин. Причому на відміну від видобувного, фактичний нагнітальний фонд був нижче проектного з самого початку розробки родовища. У період 1990-1995 р.р. по відношенню до скоригованого (зменшеному) в авторському нагляді проектному фонду нагнітальних свердловин спостерігалося постійне збільшення невідповідності, що склало до 1996 майже 40%. Цим пояснюється почалося з 1992 р відставання від проекту обсягів закачування, хоча середня прийомистість була по колишньому вище проектної.
У 1996 р основні проектні показники розробки родовища були переглянуті ИКР Мінпаливенерго РФ (протокол № 1954 від 01.12.1995г.). Проектний рівень видобутку нафти був знижений з 9,3 млн. Т до 8,1 млн. Т і в період 1996-1998 р.р. розбіжність фактичних показників і проектних мало в цілому несуттєвий характер. Відзначимо лише, що в ці роки фактична обводненість вперше перевищила проектну, причому це перевищення має тенденцію зростання.
У зв'язку з утворенням в 1995 р двох нових видобувних підприємств (СП Ватойл і ЗАТ «Еганойл») і виділенням в межах площі родовища відповідних ділянок діяльності, проектні показники на період 1996-2000 г.р. були затверджені ЦКР Мінпаливенерго РФ як в цілому по родовищу, так і по кожному підприємству окремо. Проектні рівні до 2015 р були затверджені ЦКР Мінпаливенерго РФ в 1999 р (протокол № 2464 від 27.10.99г. І протокол №2401 от26.08.99г.), Де були скориговані показники 1999 року та 2000
У період 1999 - 2001 р.р. фактичний видобуток нафти та рідини перевищували проектні показники. Фактичні середні дебіти свердловин по рідини і по нафті перевищували проектні на 17-25%. Після 1998 р зберігався зростання обводнення і перевищення її над проектною. Разом з тим спостерігається зниження темпів буріння в період після 1991 г і тільки в 2001 р обсяги експлуатаційного буріння перевищили проектні.
Наслідком чого є перевищення проектного діючого фонду свердловин над фактичним з 1990 р по 2001 р включно. Крім того, спостерігається значне відставання від проекту нагнітального фонду свердловин, хоча тенденція відставання від проекту обсягів закачування розпочата в 1992 р після коригування проектних показників, у 1999 р, не збереглася. У пе...
