вкр Дрозд. ВКР Дроздов. 1 характеристика месторождения 6

• Название: 1 характеристика месторождения 6
• Анкор: вкр Дрозд
• Дата: 28.02.2023
• Размер: 1.04 Mb.
• Имя файла: ВКР Дроздов.docx
• Тип: Реферат; #960257
• страница: 5 из 14

2.3 Анализ выполнения проектных решений

Согласно «Методическим рекомендациям по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (распоряжение МПР РФ № 12-р от 18.05.2016 г.) сравнение проектных и фактических показателей приводится за последние пять лет (2012-2016 гг.).

Фактическая годовая добыча нефтив 2012, 2013 гг. превышает проектную на 3,2 % и 1,3 % соответственно, причем положительный вклад внесли все основные факторы (действующий добывающий фонд, дебит жидкости и обводненность). В 2014-2016 гг. наблюдается отставание по добыче нефти (отклонения составили -3,6 %, -9,2 % и -9,4 % соответственно), связанное с меньшими дебитами жидкости. Недостижение проектных дебитов связано с активным разбуриванием краевых зон и неподтверждением их продуктивности.

Фактическая годовая добыча жидкостив 2012 г. Выше проектного показателя на 2,7 %. В период 2013-2016 гг. наблюдается недобор по жидкости (-4,5 %, -5,7 %, -13,6 %, - 17,2 %).


Рисунок 2.3 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки в целом по Приобскому ЛУ
Годовая закачка на протяжении всего периода сравнения отстает от проектных значений (расхождение увеличивалось с 2012 г. по 2015 г. от -4,8 % до -28,6 % и в 2016 г. составило -25,7 %), что обусловлено как меньшей приемистостью, так и меньшим действующим нагнетательным фондом.

За период 2012-2016 гг. по факту было введено 2386 новых скважин, что на 155 скважин (6,9 %) превышает проектный показатель, при этом отклонение по добыче нефти из новых скважин за тот же период составило -4353 тыс. т. (-29,5%). Основная причина недостижения добычи нефти из новых скважин меньший дебит (отклонения составили от -18,8 % до -45,6 %).

Фактический фонд действующих добывающих скважин выше проектного (отклонения составили от 2,9 % до 4,5 %), в 2012-2015 гг. основное влияние оказал больший коэффициент использования добывающего фонда и меньшее выбытие скважин, в 2016 г. больший ввод скважин.

Действующий фонд нагнетательных скважин в 2012-2016 гг. отстает от проектного (отклонения от -6,1 % до -16,1 %) в связи с отставанием переводов в ППД (541 скважина за период сравнения против 647 по проекту), меньшим коэффициентом использования нагнетательного фонда (2012-2015 гг.), большим выбытием скважин.

Проведенный факторный анализ (рисунок 2.3) подтвердил, что за период 2012 – 2013 гг. положительное влияние на добычу нефти оказали все основные факторы. Суммарное расхождение в 2012 г. составило 822 тыс.т нефти, в 2013 г. 334 тыс.т. В 2014-2016 гг. добыча нефти ниже проектного уровня, суммарное расхождение составило - 962 тыс. т., -2484 тыс. т. и -2586 тыс. т. соответственно. Отрицательное влияние оказал только дебит жидкости, действующий добывающий фонд и обводненность за весь период сравнения имели положительное влияние.

За последние три года наблюдается отставание фактических показателей от проектных. В 2016 г. по Приобскому ЛУ добыча нефти составила 24949,5 тыс.т, что ниже проекта на (2585,6 тыс.т.) 9,4%. Это объясняется меньшими дебитами по жидкости. Накопленная добыча нефти на 01.01.2017 г. – 390,8 млн. т, расхождение составило -1,5 %.

На 01.01.2017 г. количество действующих добывающих скважин составило 3743 по факту и 3582 скважин по проекту. Действующий фонд нагнетательных скважин на 01.01.2017 г. составляет 1238 скважин по сравнению с 1418 проектными скважинами. Новых скважин по факту в 2016 г. было введено на 177 скважин больше проектного значения. В целом по Приобскому ЛУ действующий добывающий фонд на 161 скважину (4,5 %) выше проекта, нагнетательный – на 142 скважины (11,2%) ниже проекта.

Добыча жидкости снижается относительно проектной, фактическая добыча жидкости в 2016 г. составила 78,3 млн.т, что на 17,2 % ниже проектных значений. Причина в активном разбуривании краевых зон и неподтверждении их продуктивности.