1999р. і 2000р. був нижче проектного на 15%. Тільки в 2001р. обсяги експлуатаційного буріння були збільшені і фактичний введення нових свердловин перевищив проектний на 20%. Середньодобові річні дебіти нафти та рідини і дебіти нових свердловин протягом 1999-2001г.г. були вище проектних, крім 1999 року, коли дебіти нафти нових свердловин були на 30% нижче проекту. Середньорічна обводненість продукції в 2001р. досягла 76,7% проти 70,7% за проектом. Обсяг закачування води склав 29354,4 тис.м 3/рік (на 35% вище проектного), поточна компенсація відбору рідини закачуванням в пластових умовах - 100,4%.
На 1.01.2002 р накопичена видобуток нафти склав 96693 тис.т. (99% від проекту). Водонефтяной фактор склав 0,5, накопичена компенсація відбору закачуванням - 102%. Діючий фонд видобувних свердловин склав тисяча шістсот вісімдесят один свердловину (86% від проектного), у тому числі 280 нагнітальних у відпрацюванні на нафту, діючий фонд нагнітальних свердловин склав 419 свердловин (на 7% вище проектного).
Таким чином, в даний час розробка покладів горизонту АВ1-3 в цілому знаходиться в другій стадії, яка характеризується постійною здобиччю нафти. Поточна і накопичена видобуток нафти близькі до проектним, тоді як фонд видобувних свердловин був нижче проектного, а обводненість продукції - вище. Обсяги закачування води і нагнітальний фонд свердловин вище проектних значень. Беручи до уваги поточну високу обводненість продукції і швидку динаміку її наростання, слід очікувати в найближчі роки початку падіння видобутку нафти, тобто переходу до третьої стадії розробки горизонту.
До 1995 року, тобто моменту створення компаній СП Ватойл і ЗАТ Еганойл raquo ;, розробку всього Ватьеганском родовища вело ТОВ ??laquo; ЛЗС raquo ;. Після виділення самостійних ділянок діяльності двох нових підприємств у веденні ТОВ ??laquo; ЛЗС залишилася площа цехів 1, 2, 3, 5 і 6, на якій було розташовано близько 82% від загальних початкових геологічних запасів і де в 1994 році було видобуто 77% від річного видобутку нафти з горизонту АВ1-3. Геологічні запаси на дільниці цеху 4, відійшлодо СП Ватойл raquo ;, становлять порядку 18% від загальних по об'єкту, на ділянці ЗАТ Еганойл - Менше 1%. Нижче дається короткий аналіз процесу розробки об'єкта після 1995 року окремо по площах, які розробляються трьома компаніями.
Участок ТОВ «ЛЗС»
За площею характер зміни видобутку нафти був неоднаковий: в центрі і на південно-східній периферії (цеху 1 і 5) рівні видобутку протягом кількох останніх років падали, на півночі (цеху 2 і 6) підтримувалися приблизно на постійному рівні, а на заході і південному заході (цех 3) - зростали.
Аналіз динаміки видобутку по групах свердловин з різною величиною накопиченої видобутку нафти на одну свердловину на 01.01.2002р. показав, що темпи видобутку нафти з свердловин, які відібрали більше 100 тис.т нафти (222 вкв.), в останні роки знизилися через різке обводнення продукції, тоді як середньорічний діючий фонд залишався постійним і становив від 90 до 100% від загального числа свердловин в групах. У групах з видобутком від 20 до 100 тис.т/вкв в останні роки число діючих свердловин збільшувалося завдяки проведеним геолого-технічним заходам, а обводненість наростала з невеликим темпом. Поточна видобуток з свердловин в групах із середнім накопиченим відбором від 50 до 100 тис.т/вкв була приблизно постійною, а з пониженням відбором від 5 до 50 тис.т/вкв - помітно збільшувалася як наслідок того, що саме на цих свердловинах проводилося більшість ГТМ. У групах з видобутком від 5 до 10 тис.т/вкв і менш 5 тис.т/вкв число працюючих свердловин знижувалося внаслідок зупинки нізкодебітних високообводненного фонду. Участь груп свердловин в поточній видобутку нафти характеризувалося зростанням частки середньо- і низькопродуктивних свердловин.
За 2001 рік на площі ТОВ ??laquo; ЛЗС з пластів об'єкта АВ1-3 було видобуто 4370,2тис.т нафти і 13663.3 тис. т води. Середньорічна обводненість продукції досягла 75,8%, обсяг закачування води - 19,219 млн.м 3/рік, поточна компенсація відбору рідини закачуванням в пластових умовах 100.9%.
5. Технологія і техніка видобутку нафти і газу
Ватьеганском нафтове родовище освоєно шляхом кущового буріння. Сформована система збору та промислової підготовки продукції свердловин на ділянках всіх надрокористувачів практично одна й та ж.
5.1 Характеристика способів підйому рідини в свердловинах, гирлового і внутріскважінного обладнання
За минулий період експлуатації об'єктів родовища основний обсяг видобутку нафти забезпечений механізованими способами (табл.5.1): електроцентробежнимі насосами (ЕЦН), штанговими глибинними насосами (ШГН), установками Еже (...
