ізм.Технологіческая схема разработкіАвторскій надзор2011 г.2012 г.2013 г.ПроектФактПроектФактТех.сх.Автор * .Факт1Добича нафти, всеготис.т152143.1215179.7238189.7192.82В тому числі: з перехідних скважінтис.т103.777.3173.2138.4226.3183.7182.93нових скважінтис.т46.165.841.841.311.769.94механізірованних скважінтис.т152143.1215179.7238189.7192.85Ввод нових видобувних свердловин, всегошт781264446В тому числі з експлуатаційного буреніяшт771264447із розвідувального буреніяшт00000008переводом з інших об'ектовшт00000009Среднесуточний дебіт нафти нової свердловини/сут41.229.321.853.518.214.621.110Среднее число днів роботи нової скважінидні160280.6160128.7160102117.311Средняя глибина нової скважіним320029633200302731503075288012Експлуатаціонное буріння, всеготис.м.22.414.338.430.36.712.317.313В т.ч.- видобувні скважінитис.м.16.48.438.427.27.112. 311.314вспомогательние та спеціальні скважінитис.м.8603.100615Расчетное час роботи нових свердловин предидущ.года в даному годускв.дні3283472296277637202086.6208216Расчетная видобуток нафти з нових свердловин предидущ.года в даному годутис.т1313.794.681.381.1111.7111.417Добича нафти з перехідних свердловин попередн. годатис.т110.2110.2103.777.3173.2138.4138.418Расчетная видобуток нафти з перехідних свердловин даного годатис.т123.2123.9198.3158.6254.3250243.719Ожідаемая видобуток нафти з перехідних свердловин даного годатис.т103.777.3173.2138.4226.3183.718320Ізмененіе видобутку нафти з перехідних скважінтис.т- 19.5-46.6-25.1-20.2-28-66.4-6121Процент зміни видобутку нафти з перехідних вкв.% - 15.8-37.6-12.7-12.8-11-26.5-2522Мощность нових скважінтис.т105.385.695.5117.226.620.32823Вибитіе видобувних скважіншт203025124В тому числі під закачкушт203021125Фонд видобувних свердловин на кінець годашт1821272729262826В тому числі: нагнітальних в отработкешт382837727Действующій фонд видобувних свердловин на кінець годашт1721252727262828Перевод свердловин на механізовану добичушт7120194029Фонд механізованих скважіншт1821272719262830Ввод нагнітальних скважіншт203001431Вибитіе нагнітальних скважіншт000000032Фонд нагнітальних свердловин на кінець годашт437677733Действующій фонд нагнітальних свердловин на кінець годашт427276634Фонд введених резервних свердловин на кінець годашт0000035Средній дебіт діючих свердловин по рідини/сут38.931.742.136.836.532.731.936Средній дебіт переходять свердловин по рідини/сут36.730.34334.640.133.532.437Средній дебіт нових свердловин по рідини/сут44.334.524.357.620.315.622.338Средняя обводненість продукції чинного фонду свердловин% 22.63431.838.644.23534.839Средняя обводненість продукції переходять свердловин% 28.244.627.844.237.635.635.940Средняя обводненість продукції нових свердловин% 7.114.910.3710.26.45.741Средній дебіт дійств. свердловин на нафту/сут30.120.927.622.629.221.222.842Средній дебіт перехід-х свердловин на нафту/сут26.316.82519.330.121.622.843Средняя прийомистість нагне-х скважінм3/сут169167.7170162.5146214.8121.744Добича рідини всеготис.т196.5217315.1292.4357.6291. 7295.745В тому числі з перехідних скважінтис.т144.5139.6239.9248301.1285.4285.246із нових скважінтис.т49.677.446.644.4136.410.547механізірованним способомтис.т196.5217315.1292.4357.6291.7295.748Добича рідини з початку разработкітис.т5836048998961256.11188119249Добича нафти з початку разработкітис. т49348369966389985385650Коеффіціент нефтеізвлеченіяд. ед.0.0510.0440.0720.069.30.0770.07751Отбор від затверджених видобутих запасів% 14.512.120.616.626.421.421.552Темп відбору від початкових затверджених видобутих запасів% 4.53.66.34.55.94.84.853Темп відбору від поточних утве-х витягнув. запасів% 53.97.45.17.46.16.254Закачка робочого агентатис.м3266121.4420114.9474186.8192.755Закачка робочого агента з початку разработкітис.м3426281839396129658358956Компенсація відбору: поточна% 103.543.3103.929.4104.656.54857с початку розробки% 54.635.571.233.580.242.537.2 * - Авторський нагляд за реалізацією проектного документа Технологічна схема розробки Равенського родовища (протокол ЦКР №979 від 14.12.2007 р)
У 2013 р всі фактичні показники, щодо проектних авторського нагляду 2007 г., знаходяться на проектному рівні. Щодо проектних показників технологічної схеми розробки 2005 фактичний видобуток нафти нижче на 45,2 тис. Т або 19% (192,8 тис. Т проти 238 тис. Т), видобуток рідини на 61,9 тис. Т або 17,3 % (295,7 тис. т проти 357,6 тис. т), обводненість склала 34,8%, що ні-ж проектної на 9,4%.
Закачка води на родовищі організована в 2003 р На кінець 2013 накопичена закачування води склала 598 тис. м 3 при проектній величиною 583 тис. м 3. Фактичний річний обсяг закачування вище проектного на 3,2% і склав 192,7 тис. М 3 (проект - 186,7 тис. М 3).
У 2012-2013 рр. фактичні показники не відповідають проектним за рахунок відставання від проекту основного об'єкта Ач31, на частку якого припадає понад 90% поточного видобутку родовища.
У 2013 р фактичні показники розробки повніст...
