Максимальний видобуток нафти - 900 тис.т. - Досягається в 2006р., Темп відбору від НИЗ - 2,0%. p> Всього передбачається 151 додаткова операція ГТМ, найбільше число передбачено на пласті БС 11. Проте, затверджена величина КІН не досягає ні по родовищу, ні за основним пласту БС 11 . p>
Варіант 3 Цей варіант передбачає значне збільшення числа діючих свердловин за рахунок виведення з консервації та бездіяльності частини фонду і перекладів обводнених свердловин на вищерозміщені пласти. Збільшення чинного фонду тягне за собою збільшення обсягу ГТМ в порівнянні з другим варіантом. Наприклад, число ГРП зросте з 19 до 37 операцій. p> На максимальний рівень видобутку нафти - 1042 тис.т., родовище вийде в 2008р., Темп відбору від НИЗ складе 2,4%. p> На кінець розрахункового періоду накопичена видобуток нафти - 43,949 млн.т. при обводнення 98,6%. Коефіцієнт нефтеизвлечения досягне 0,386, відбір від НИЗ - 99,3%.
У даній технологічній схемі був прийнятий четвертий розрахунковий варіант розробки.
Варіант 4
Четвертий (рекомендований) варіант розробки по пласту БС 11 включає в себе самий повний набір проведених заходів, в тому числі буріння 8 нових видобувних свердловин (2 з них горизонтальні) і 3 нагнітальних. Крім цього, передбачено буріння 14 бічних горизонтальних стовбурів із старих свердловин, проведення ГРП та інших заходів, спрямованих на досягнення максимально можливого КІН. p> За даним варіантом максимальний рівень видобутку нафти становить 886 тис.т у 2008р., при цьому темп відбору від НИЗ - 2,5% при обводнення - 82,9%. Максимальний рівень видобутку рідини очікується до 7191 тис.т у 2021г. У цьому ж році запланований і максимальний обсяг закачування - 6948 тис.м 3 . p> Слід відзначити зниження обводнення продукції в 2004 році, внаслідок залучення в розробку недреніруемие запасів і проведення ремонтно-ізоляційних робіт по ряду свердловин. У 2005 році починається збільшення обводнення, пов'язане з проведенням заходів щодо форсованого відбору. Рівень видобутку рідини зростає за 17 років на 5015 тис.т., при цьому обводненість збільшується на 27% і в 2021 складе 95,8%. p> На кінець розрахункового періоду накопичена видобуток нафти досягне 35,43 млн. т. при обводнення 98,2%. Коефіцієнт нефтеизвлечения досягне величини - 0,404. При цьому в чинному фонді буде 43 видобувних і 20 нагнітальних свердловин. p> Середній дебіт нафти на початок прогнозного періоду - 24 т/добу, зменшується в кінці до 2 т/добу і нижче. Середній дебіт рідини за весь період змінюється в межах 77 -130 т/добу.
Порівняння технологічних показників варіантів розробки по родовищу в цілому наведено в таблиці 3.1. По всіх об'єктах максимальна видобуток нафти досягається за четвертим варіантом, який включає найбільшу число ГТМ.
Табліца3.1 Основні техніко-економічні показники розробки за розрахунковий період родовища в цілому.
Показники
варіанти
1
2
3
4
проектний рівень видобутку нафти, тис.т
703,8
900,1
1041,7
1176
рік виходу на проектний рівень
2004
2004
2008
2005
темп відбору,%
1,6
2
2,4
2,7
максімальн.уровень видобутку рідини, тис.т
2796
5387
9066
10536
максимальний рівень закачування, тис.м 3
2376
4643
9311
10084
накопичена видобуток нафти, млн.т
11,74
16,52
21,32
22,65
накопичена видобуток рідини, млн.т
178
351,9
494,5
472,3
накопичена закачування води, млн.м 3
137
319
497
462
обводненість,%
96,8
98
98,6
98,2
розрахунковий термін розробки, років
96
96
96
96
накопичена видобуток нафти з початку розробки, млн.т
34,37
39,15
43,95
...
