.244.229.329.752Темп відбору від початкових утвержденнихізвлекаемих запасів% 7.45.311.27.012.47.37.553Темп відбору від поточних утве-х витягнув. запасів% 8.65.914.18.318.29.49.654Закачка робочого агентатис. м3217.260.8370.663.5422138.1153.755Закачка робочого агента з початку разработкітис. м3293136663200108533835456Компенсація відбору: поточна% 105.425.3105.317.8104.748.842.857с початку розробки% 52.722.873.120.982.831.426.9
. 2 Порівняння проектних і фактичних показників застосування МУН та інтенсифікації видобутку нафти
В даний час розробка родовища ведеться на підставі технологічної схеми розробки Равенського родовища, виконаного ТОВ ??laquo; КогалимНІПІнефть в 2005 р (протокол ТО ЦКР по ХМАО №675 від 16.06.2005 р). У 2013 році з метою коригування технологічних показників розробки ТОВ ??laquo; КогалимНІПІнефть виконаний Авторський нагляд за реалізацією Технологічної схеми розробки Равенського родовища (протокол ТО ЦКР по ХМАО №679 від 14.12.2007 р). Даними документами було заплановано проведення ГТМ (таблиця 15), які спрямовані на підвищення ефективності експлуатації свердловин, інтенсифікацію видобутку нафти і підвищення нафтовіддачі пластів:
Таблиця 15
Порівняння обсягів та ефективності виконання проектних методів ПНП
Меропріятія2011 г.2012 г.2013 г.проектфактпроектфактпроектфакт1. ГРПа) кількість проведених операцій131123 * б) додатковий видобуток нафти, тис. Т5.88.85.60.1410.9-2. Горизонтальні скважіниа) кількість пробурених свердловин - 1 ** - 2 ** - 1 ** б) видобуток нафти з усіх ГС, тис. Т - 37.4-28.6-3.64. Фізико-хімічні методи ОПЗа) кількість проведених операцій55154б) додатковий видобуток нафти, тис. Т6.76.50.16.51.87. Інші методи, в тому чісле7.1. Перфораційні методиа) кількість проведених операцій313333б) додатковий видобуток нафти, тис. Т4.20.94.10.34.10.47.2. Гідродинамічні методиа) кількість проведених операцій91145145б) додатковий видобуток нафти, тис. Т17.10.325.914.625.21.4 Примітка: * - 2 свердловини освоєні в ППД, 1 свердловина переведена на інший об'єкт; ** - Буріння горизонтальних свердловин передбачено пунктом протоколу ТО ЦКР по ХМАО №675 від 16.06.2011 р без розподілу по роках.
Ефективність геолого-технічних заходів за період 2011-2013 рр.
У період 2011-2013 рр. було проведено 47 геолого-технічних заходів, що дозволили добути додатково 147,7 тис.т нафти або 28,6% від усього видобутку нафти родовища за аналізований період. До них відносяться:
. введення нових свердловин (горизонтальних);
. введення нових свердловин (похило-спрямованих);
. гідравлічний розрив пластів (ГРП);
. ОПЗ;
. перфораційні методи;
. оптимізація режимів роботи свердловин.
Розподіл обсягів ГТМ та їх ефективності в динаміці по роках, за видами та об'єктам представлені в таблиці (таблиця 17).
Нижче наведено короткий аналіз ефективності ГТМ за видами заходів:
Введення нових свердловин (похило-спрямованих).
Всього за аналізований період 2005-2007 рр. введено 14 свердловин (таблиця 16):
в 2011 році - 7 свердловин;
в 2012 році - 4 свердловини;
в 2013 році - 3 свердловини.
Всі свердловини були введені на об'єкт Ач31.
Введення нових свердловин (горизонтальних).
За період 2011-2013 рр. на родовищі були введені 4 нові свердловини з горизонтальним закінченням стовбура. Всі свердловини пробурені на об'єкт Ач31. Буріння горизонтальних свердловин на об'єкті було передбачено рішенням протоколу ТО ЦКР по ХМАО №675 від 16.06.2011 р, без розподілу по роках.
У 2011 р введена один горизонтальний свердловина (№109Г). Дебіт нафти склав 107,9 т/добу, рідини - 112,2 т/добу. У 2012 р введено дві горизонтальних свердловини №№122Г і 130Г (таблиця 16). Середній дебіт нафти склав 98,3 т/добу., Рідини - 104,8 т/добу. У 2013 році введена один горизонтальний свердловина (скв.№110Г). Дебіт нафти склав 85,2 т/добу, рідини - 89,6 т/добу.
Буріння горизонтальних свердловин на об'єкті Ач31 Равенського родовища характеризується високою ефективністю. Накопичена видобуток нафти по чотирьох свердловинах склала 69,6 тис.т.
Гідравлічний розрив пласта (ГРП)
Станом на 1.01.2014 р на Равенському родовищі запущені в експлуатацію після ГРП 5 видобувних (4 - Ач31, 1 - ЮС1) і 2 нагнітальних (№№125, 132, пласт Ач31) свердловини. Крім того, ГРП був виконаний по об'єкту ЮС2 на двох свердловинах: №168Р (20...
