CC BY
51Список литературы
1. Кобяшев А.В., Исмагилов Т.А., Токарев М.А. Анализ эффективности применения физико-химических методов интенсификации добычи нефти на месторождениях ЗападноСибирской нефтегазовой провинции. / Материалы 1 Конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского округа (г. Нижневартовск, 25-26 октября 2000 г.). М.:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. 532 с.
2. Киселев К.В. Физические и химические процессы взаимодействия кислотных растворов с горными породами низкопродуктивных залежей нефти: Дис. к.х.н. Тюмень, 2004. 145 с.
3. Григорьев С.Н. «Стандартизация данных и технология массовой обработки геофизических исследований скважин для месторождений нефти и газа. Автореферат кандидатской диссертации». Москва, 1998.
СОПОСТАВЛЕНИЕ ПРОЕКТНЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЕВЕРО-ВАРЬЕГАНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ Шалаев В.А.
Шалаев Владислав Анатольевич - кандидат педагогических наук, доцент, кафедра нефтегазового дела, Нижневртовский филиал Тюменский индустриальный университет, г. Нижневартовск
Аннотация: приводятся сведения о соотношения уровня добычи, дебитов, закачки, фонда скважин.
Ключевые слова: проектные показатели, добыча нефти, скважина.
Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки в целом по нефтяным объектам приведено на рисунке 1. Проектные показатели приведены за последние пять лет (2011-2015 гг.) по сумме категорий А+В1. В эти годы разработка Северо-Варьеганского месторождения регламентировалась следующими проектными документами:
1. «Проект разработки Северо-Варьеганского месторождения» (протокол №4973 от 17.10.2010).
2. «Технологическая схема опытно-промышленной разработки газоконденсатных пластов ЮВП и КВ Северо-Варьеганского месторождения» (протокол ЗС нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС №70-12 от 18.12.2012).
3. «Дополнение к проекту разработки Северо-Варьеганского месторождения» (протокол ЦКР Роснедр №5862 от 25.12.2013).
В 2011 году фактический уровень добычи нефти превысил прогнозное значение на 6,8% (проект - 422 тыс. т, факт - 450,9 тыс. т) за счет более высоких дебитов нефти (проект - 5,1 т/сут, факт - 6,6 т/сут) и более благоприятной динамики обводнения (фактическая обводненность продукции 94,1%, проектная - 95,3%). Добыча жидкости составила 7889,3 тыс. т, что ниже расчетной на 12,8%. Действующий добывающий фонд меньше проектного на 46 скважин. Разница обусловлена преждевременным выбытием скважин по техническим причинам.
Последующий период разработки характеризуется недостижением проектных уровней добычи нефти и жидкости.
В 2012 году отставание в уровнях добычи жидкости и нефти составило 46,4% и 25,8% соответственно. Расхождение обусловлено меньшим действующим добывающим
фондом (проект - 301 скв., факт - 200 скв.). Разница объясняется как опережающим выбытием в предыдущие годы, так и невыполнением графика ввода (в том числе по выводу из неработающих категорий). Проектом предусматривалось бурение 14 скважин, фактически введено четыре новые скважины. Средний дебит по жидкости 103,9 т/сут (по проекту - 139,0 т/сут), по нефти 6,3 т/сут (по проекту - 6,2 т/сут), обводненность 93,5% (по проекту - 95,6%).
В 2013 г. добыча нефти (419 тыс. т) не соответствует проектному показателю (453 тыс. т) на -7,5%, жидкости - на -13,1% и связано с недостижением дебитов нефти (проект 6,1 т/сут, факт - 5,9 т/сут) и жидкости. Действующий фонд при этом на 9 ед. опережает проектное значение и составляет 220 скважин.
В 2014 г. недостижение по уровню добычи нефти (-15,5%) и жидкости (-11,2%) также обусловлено более низкими фактическими дебитами. Действующий фонд практически соответствует проектному (проект - 229 скважин, факт - 235), но при этом не выполнен запланированный ввод трех новых скважин с дебитом 36,9 т/сут.
В 2015 г. добыча нефти составила 420,2 тыс. т при проектном показателе 544,5 тыс. т. Снижение от проектного уровня - 124,3 тыс. т (23% при допустимом ±25%).
Причины невыполнения проектных показателей:
■ невыполнение планов по вводу новых скважин (в 2015 г. введено 4 скважины вместо 10) и, как следствие, отставание действующего фонда (230 скважин) от проектного (255 скважин);
■ более низкие фактические дебиты нефти (5,3 т/сут) и жидкости (99,3 т/сут). Проектные дебиты нефти и жидкости (6,0 т/сут и 106,3 т/сут соответственно) превышают фактические на 11,7% и 7,6%, фактическая обводненность 94,6% при проектной 94,4%.
Добыча растворенного газа составила 335,7 млн.м3. Уровень использования растворенного газа отличается от проектного на 0,1% и составляет 94,9%.
В 2015 г. фактическая добыча жидкости на 19% ниже проектной (проект - 9685 тыс.т, факт - 7812 тыс.т). Проектный показатель 2015 г. по закачке воды с целью ППД (2590 тыс.м3) перевыполнен фактически (3316 тыс.м3) на 28%. Текущая компенсация отборов составила 77% при проектной 25%. Средняя приемистость нагнетательных скважин составила 146 м3/сут при проектной 159 м3/сут.
Несмотря на превышение эксплуатационного добывающего фонда (519 скважин) над проектным (493 скважины), фактический действующий добывающий фонд (230 скважин) по состоянию на 01.01.2016 г. ниже проектного (255 скважин) на 10%.
Эксплуатационный (217 скважин) и действующий (41 скважина) нагнетательный фонд также ниже проектного (соответственно 245 и 45 скважин).
С момента составления ПТД на разработку газоконденсатных объектов наблюдается отставание в уровнях добычи газа и конденсата, что связано как с меньшим действующим фондом, так и с меньшими дебитами. В соответствии с программой ОПР в 2011-2014 гг. выполнен запуск в эксплуатацию существующих скважин (в процессе перевода и расконсервации). В 2013 г. в рамках реализации проектных решений завершена бурением одна газовая скважина на объекте КВ.
Рис. 1. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Список литературы
1. Сергиенко В.Н. Об эффективности кислотных обработок в скважинах юрских залежей Нижневартовском свода. / Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО (Четвертая научно-практическая конференция). Под редакцией Карасева В.И. Ханты-Мансийск, 2001. С. 471-474.
2. Проект разработки Северо-Варьеганского нефтегазоконденсатного месторождения. Тюмень, ЗАО «ТИНГ», 2010.
3. Технологическая схема опытно-промышленной разработки газоконденсатных пластов ЮВП и КВ Северо-Варьеганского нефтегазоконденсатного месторождения. Тюмень. ЗАО «ТИНГ», 2012.
4. Дополнение к проекту разработки Северо-Варьеганского нефтегазоконденсатного месторождения. Тюмень. ОАО «Тандем», 2013.
