ір нафти (129,4 тис. Т) при цьому тільки відповідає проектному рівню (134,8 тис. Т), завдяки більшій видобутку нафти з нових свердловин, ніж передбачалося проектним документом. Фактично в 2011 р в розробку були введені 8 видобувних свердловин замість 7 за проектом, і відпрацьований час у середньому на свердловину перевищило 160 днів за проектом. Видобуток нафти по переходить фонду склала 72% розрахункової. Причиною послужило різке обводнення через внутрішньопластове перетоків в свердловинах, розташованих в приконтурної зоні пласта. Середньорічна обводненість видобувного фонду в 2010 р становила 21,3%, в 2011 р частка води в продукції перейшли свердловин збільшилася до 44,6%.
З цієї ж причини не були досягнуті проектні рівні в 2012 і 2013 рр., розраховані в технологічній схемі. Невідповідність фактичних показників проектним в 2012 р також пов'язане з непідтвердженням площі нафтоносності, що призвело до меншого введенню свердловин в розробку, ніж передбачено проектом, і відставання формування системи заводнення.
Фактичні показники розробки об'єкта в 20113 р повністю відповідають показникам, скоригованими в Авторському нагляді, таблиця 4,11.
Коефіцієнт нефтеізвлеченія досяг величини 0,123, за проектом 0,119. Відбір від НИЗ становить 29,7%.
Таблиця 14
Порівняння проектних і фактичних показників розробки. Равенському родовище. Об'єкт Ач31
№Показателіед.2011 г.2012 г.2013 г.п/пизмер.ПроектФактПроектФактТехсх.Авторс*.Факт1Добыча нафти, всеготис. т134.8129.4202.6171.2225.8178.9182.32В тому числі: з перехідних скважінтис. т88.763.6160.8129.9214.1173.0172.43нових скважінтис. т46.165.841.841.311.769.94механізірованних скважінтис. т134.8129.4202.6171.2225.8178.9182.35Ввод нових видобувних свердловин, всегоШт781264446В тому числі з експлуатаційного буреніяШт771264437із розвідувального буреніяШт00000018переводом з інших об'ектовШт000009Среднесуточний дебіт нафти нової свердловини/сут41.229.321.853.518.214.621.110Среднее число днів роботи нової скважінидні160280.6160128.7160102117.811Средняя глибина нової скважіним3200296332003027315030753068.612Експлуатаціонное буріння, всеготис. м22.414.338.430.36.712.315.313В т.ч.- видобувні скважінитис. м16.48.438.427.27.112.39.35514вспомогательние та спеціальні скважінитис. м8.06.00.03.1006.015Расчетное час роботи нових скважінпредидущего року в даному годускв.дні3283472296277637202122208216Расчетная видобуток нафти з нових скважінпредидущего року в даному годутис. т13.013.794.581.381.1113.6105.317Добича нафти з перехідних свердловин попереднього годатис. т87.987.988.763.6160.8129.9129.918Расчетная видобуток нафти з переходящіхскважін даного годатис. т100.9101.6183.2144.9241.9243.5235.219Ожідаемая видобуток нафти з переходящіхскважін даного годатис. т88.763.6160.8129.9214.1173.0172.420Ізмененіе видобутку нафти з перехідних скважінтис. т - 12.2-38.1-22.4-15.0-27.8-70.5-63.021Процент зміни видобутку нафти з перехідних вкв.% - 12.1-37.5-12.2-10.3-11.5-29.0-27.022Мощность нових скважінтис. т105.285.695.4117.226.620.30.023Вибитіе видобувних скважіншт203024024В тому числі під закачкушт203021025Фонд видобувних свердловин на кінець годашт1417232325232526В тому числі: нагнітальних в отработкешт382837727Действующій фонд видобувних свердловин на кінець годашт1417222323232528Перевод свердловин на механізовану добичушт7120194029Фонд механізованих скважіншт1417232323232530Ввод нагнітальних скважіншт203001431Вибитіе нагнітальних скважіншт00000032Фонд нагнітальних свердловин на кінець годашт326566633Действующій фонд нагнітальних свердловин на кінець годашт316165534Фонд введених резервних свердловин на кінець годашт35Средній дебіт діючих свердловин по рідини/сут37.833.034.738.446.232.431.136Средній дебіт переходять свердловин по рідини/сут35.335.238.135.948.933.431.637Средній дебіт нових свердловин по рідини/сут44.334.524.357.620.315.622.338Средняя обводненість продукції действующегофонда свердловин% 11.428.225.234.027.828.428.439Средняя обводненість продукції переходять свердловин% 13.543.828.339.528.529.029.440Средняя обводненість продукції нових свердловин% 7.11.810.37.010.06.45.441Средній дебіт дійств. свердловин на нафту/сут33.523.726.025.333.423.222.242Средній дебіт перехід-х свердловин на нафту/сут30.619.827.321.734.923.722.343Средняя прийомистість нагне-х скважінм3/сут208.6167.6178.0181.4202.7132.3125.744Добича рідини всеготис. т152.1180.1270.8259.2312.6250254.745В тому числі з перехідних скважінтис. т102.5113.1224.2214.8299.6243.6244.346із нових скважінтис. т49.667.046.644.413.06.410.547механізірованним способомтис. т152.1180.1270.8259.2312.6243.6254.748Добича рідини з початку разработкітис. т40643467769499094494849Добича нафти з початку разработкітис. т37336857653980271872250Коеффіціент нефтеізвлеченіяд. ед.0.0850.0630.1320.0920.1830.1190.12351Отбор від затверджених видобутих запасів% 20.615.131.722...
