 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 ;
 = = 0,22*41,18= 9,06 
По рассчитанным значениям были построены следующие таблицы сроком на 27 лет:
- обоснование прогноза добычи нефти, растворенного или нефтяного газа, объема буровых работ (приложение А, таблица 1);
- результаты гидродинамических расчетов технологических показателей разработки (приложение А, таблица 2);
- характеристика фонда скважин (приложение А, таблица 3);
- характеристика расчетных технико-экономических показателей вариантов разработки (приложение А, таблица 4).
Были построены следующие графики (приложение Б, рисунок 1, 2 и 3).
Максимальное значение годовой добычи нефти приходится на 5-тый год разработки и составляет 237,06 тыс. т. Закачка рабочего агента на этот год составляет 215,13 тыс. м3, обводнённость на 5-тый год – 32,73 %; годовая добыча жидкости – 352,44 тыс. т.
На 27-ой год разработки накопленная добыча нефти составляет 4132 тыс. т.; накопленная добыча жидкости – 7323 тыс. т.; годовая добыча нефти – 83,86 тыс. т.; обводнённость – 59,37 %; достигнутый КИН – 0,25.
Из рисунка Б1 можно заметить, что месторождение перейдёт в 5 году на 3-ю стадию разработки, что характеризуется снижением объёмов добычи углеводородов (УВ), обводнённость на момент начала третьей стадии составляет 32,73 %. Из рисунка Б3 видно, что дебит нефтяного газа с 5-го года разработки падает. Это связано с сокращением добывающего фонда скважин, см. рис. Б2. С 10 года разработки начали бурить новые добывающие скважины, соответственно, газовый фактор, дебит нефтяного газа увеличился.
Период падающей добычи, начиная с 5-го года характеризуется снижением объемов добычи товарных УВ, ростом обводнённости. В связи с этим с целью компенсации потерь добычи товарных УВ процент использования нефтяного газа увеличили, и на 27-й год разработки составляет 95 %.
На Северо-Печорском месторождении часть растворённого газа поступает на газотурбинные генераторы, часть – в лупинг «Кыртаель – Печора», оставшаяся часть газа сжигается на УПН этого месторождения.
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Таблица А1 – Обоснование прогноза добычи нефти, растворенного газа, объема буровых работ
Месторождение: N, в целом по м/р. Вариант рекомендуемый.
Недропользователь: «M». Категория запасов А+В1
№
|
Показатели
|
Ед. изм
|
Годы
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
1
|
Добыча нефти всего
|
тыс.т
|
106,63
|
134,83
|
175,2
|
230,9
|
237
|
2
|
в том числе: из переходящих скважин
|
тыс.т
|
106,63
|
134,83
|
128,8
|
225,2
|
179
|
3
|
новых скважин
|
тыс.т
|
0,00
|
0,00
|
46,41
|
5,64
|
57,7
|
4
|
механизированным способом
|
тыс.т
|
106,63
|
134,83
|
128,8
|
225,2
|
179
|
5
|
Ввод новых добывающих скважин, всего
|
шт
|
0,00
|
0,00
|
3,00
|
1,0
|
4,0
|
6
|
в том числе из: эксплуатационного бурения
|
шт
|
0,00
|
0,00
|
3,00
|
1,0
|
4,0
|
7
|
разведочного бурения
|
шт
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,0
|
0,0
|
8
|
переводом с других объектов
|
шт
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,0
|
0,0
|
9
|
Ввод скважин из других категорий
|
шт
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,0
|
0,0
|
10
|
Бурение боковых стволов
|
шт
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,0
|
0,0
|
11
|
Среднесуточный дебит нефти новой скважины
|
т/сут
|
0,00
|
0,00
|
162,4
|
36,4
|
60,3
|
12
|
Среднее число дней работы новой скважины
|
дни
|
0,00
|
0,00
|
95,21
|
154,5
|
239
|
13
|
Средняя глубина новой скважины
|
м
|
0,00
|
0,00
|
2150
|
3923
|
2150
|
14
|
Эксплуатационное бурение, всего
|
тыс.м
|
0,00
|
0,00
|
7,81
|
8,1
|
5,2
|
15
|
в том числе: добывающие скважины
|
тыс.м
|
0,00
|
0,00
|
6,31
|
3,9
|
5,2
|
16
|
вспомогательные и специальные скважины
|
тыс.м
|
0,00
|
0,00
|
1,50
|
4,1
|
0,0
|
17
|
Расчётное время работы новых скважин пред. года в данном году
|
скв.дни
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
1072
|
341
|
18
|
Расчётная добыча нефти из новых скважин пред. года в данном году
|
тыс. т
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
174
|
12,4
|
19
|
Добыча нефти из переходящих скважин пред. года
|
тыс. т
|
77,28
|
96,63
|
124,8
|
120
|
215
|
20
|
Расчётная добыча нефти из переходящих скважин данного года
|
тыс. т
|
77,28
|
96,63
|
124,8
|
295
|
227
|
21
|
Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного года
|
тыс. т
|
96,63
|
124,83
|
120,8
|
215
|
169
|
22
|
Изменение добычи нефти из переходящих скважин
|
тыс. т
|
19,35
|
28,20
|
-3,96
|
-79,7
|
-58,4
|
23
|
Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин
|
%
|
25,04
|
29,19
|
-3,17
|
-27,0
|
-25,6
|
24
|
Мощность новых скважин
|
тыс. т
|
0,00
|
0,00
|
169,3
|
12,6
|
83,8
|
25
|
Выбытие добывающих скважин
|
шт
|
0
|
2
|
0
|
0
|
0
|
26
|
в том числе под закачку
|
шт
|
0
|
1
|
0
|
2
|
0
|
27
|
фонд добывающих скважин на конец года
|
шт
|
8
|
6
|
9
|
10
|
14
|
28
|
в том числе нагнетательных в отработке
|
шт
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
29
|
Действующий фонд добывающих скважин на конец года
|
шт
|
8
|
6
|
9
|
10
|
13
|
30
|
Перевод скважин на механизированную добычу
|
шт
|
0
|
0
|
0
|
1
|
6
|
31
|
Фонд механизированных скважин
|
шт
|
3
|
1
|
1
|
3
|
10
|
32
|
Ввод нагнетательных скважин
|
шт
|
1
|
1
|
0
|
2
|
0
|
33
|
Выбытие нагнетательных скважин
|
шт
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
34
|
Фонд нагнетательных скважин на конец года
|
шт
|
1
|
2
|
2
|
4
|
4
|
35
|
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года
|
шт
|
1
|
2
|
2
|
4
|
4
|
36
|
Средний дебит действующих скважин по жидкости
|
т/сут
|
39,7
|
69,1
|
61,6
|
80,4
|
78,0
|
37
|
Средний дебит переходящих скважин по жидкости
|
т/сут
|
39,7
|
69,1
|
41,7
|
76,5
|
62,2
|
38
|
Средний дебит новых скважин по жидкости
|
т/сут
|
0,0
|
0,0
|
59,8
|
39,3
|
51,3
|
39
|
Средняя обводнённость продукции действующего фонда скважин
|
%
|
3,3
|
6,4
|
9,0
|
17,4
|
32,7
|
40
|
Средняя обводнённость продукции переходящих скважин
|
%
|
3,3
|
6,4
|
1,1
|
15,2
|
36,2
|
41
|
Средняя обводнённость продукции новых скважин
|
%
|
0,0
|
0,0
|
25,5
|
58,7
|
19,1
|
42
|
Средний дебит действующих скважин по нефти
|
т/сут
|
38,4
|
64,7
|
56,0
|
66,5
|
52,5
|
43
|
Средний дебит переходящих скважин по нефти
|
т/сут
|
38,4
|
64,7
|
41,2
|
64,8
|
39,7
|
44
|
Средняя приемистость нагнетательных скважин
|
м3/сут
|
339,8
|
301,8
|
229,7
|
166,2
|
190,1
|
45
|
Добыча жидкости, всего
|
тыс. т
|
110,3
|
144,1
|
192,6
|
279,5
|
352,4
|
46
|
в том числе из: переходящих скважин
|
тыс. т
|
110,3
|
144,1
|
130,4
|
265,8
|
281,1
|
47
|
новых скважин
|
тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
62,3
|
13,6
|
71,3
|
48
|
механизированным способом
|
тыс. т
|
110,3
|
144,1
|
130,4
|
265,8
|
281,1
|
49
|
Добыча жидкости с начала разработки
|
тыс. т
|
448,1
|
583,3
|
767,0
|
1037
|
1381
|
50
|
Добыча нефти с начала разработки
|
тыс. т
|
438,4
|
563,2
|
730,5
|
951,4
|
1178,
|
51
|
Коэффициент нефтеизвлечения
|
д. ед
|
0,006
|
0,015
|
0,025
|
0,039
|
0,05
|
52
|
Отбор от утверждённых извлекаемых запасов
|
%
|
1,7
|
3,9
|
6,7
|
10,3
|
14,1
|
53
|
Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов
|
%
|
1,7
|
2,2
|
2,8
|
3,7
|
3,8
|
54
|
Темп отбора от текущих утвержденных извлекаемых запасов
|
%
|
1,7
|
2,2
|
3,0
|
4,1
|
4,4
|
55
|
Закачка рабочего агента
|
тыс. м3
|
17,5
|
124,6
|
107,5
|
113,4
|
215
|
56
|
Закачка рабочего агента с начала разработки
|
тыс. м3
|
17,5
|
202,1
|
369,5
|
543,0
|
818
|
57
|
Компесация отбора: текущая
|
%
|
16,4
|
92,4
|
61,3
|
49,1
|
90,8
|
58
|
с начала разработки
|
%
|
16,4
|
90,9
|
141,3
|
174,8
|
220
|
59
|
Добыча растворённого газа
|
млн. м3
|
25,1
|
31,7
|
41,2
|
54,3
|
55,7
|
60
|
Газовый фактор
|
м3/т
|
235,0
|
235,0
|
235,0
|
235,0
|
235
|
61
|
Добыча растворённого газа с начала разработки
|
млн н. м3
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
62
|
Использование растворенного газа
|
млн. м3
|
6,2
|
9,2
|
9,06
|
10,1
|
13,8
|
63
|
Использование растворенного газа
|
%
|
28,0
|
32,0
|
22,0
|
20,0
|
26,0
| |
Скачать 0.51 Mb.