Главная страница Случайная страница
КАТЕГОРИИ:
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
Разработки
|
|
СОДЕРЖАНИЕ
СОДЕРЖАНИЕ.......................................................................................................................... 2
СПИСОК ТАБЛИЦ.................................................................................................................... 4
СПИСОК РИСУНКОВ.............................................................................................................. 7
4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТОВ................................................... 8
РАЗРАБОТКИ............................................................................................................................ 8
4.2. Технологические показатели вариантов разработки................................................... 8
4.3. Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр............................... 96
5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ.................. 100
5.1. Основные положения и допущения.......................................................................... 100
5.2. Налоговый режим....................................................................................................... 100
5.3. Критерии оценки......................................................................................................... 101
5.4. Капитальные вложения.............................................................................................. 101
5.5. Текущие затраты.......................................................................................................... 103
5.6. Анализ экономических показателей........................................................................ 104
5.7. Обоснование выбора варианта разработки месторождения, рекомендуемого к реализации.......................................................................................................................... 186
6. Технология и техника добычи нефти......................................................... 189
6.1. Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования.................................................................................. 189
6.2. Мероприятия по предупреждению и борьбе............................................................ 201
с осложнениями при эксплуатации скважин.................................................................. 201
6.3. Принципиальные решения по обустройству месторождения................................ 222
6.3.1. Основные технические и технологические решения по сбору и транспорту нефти и газа 222
7. Анализ выполнения проектных решений по конструкциям скважин.................................................................................................................................................. 229
8. ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА ПРОГНОЗА ДОБЫЧИ НЕФТИ, ГАЗА, ОБЪЕМОВ БУРОВЫХ РАБОТ И ЗАКАЧКИ ВОДЫ В ПЛАСТ................................................................................................ 235
9. Программа гидродинамических исследований при разработке месторождения............................................................................................................. 256
10. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР............................................................. 262
10.1. Естественные фоновые параметры окружающей среды....................................... 262
10.1.1.Естественные фоновые характеристики гидросферы.................................... 262
10.1.2. Характеристика почв, растительности и животного мира............................ 264
10.1.2.1.Почвы............................................................................................................ 264
10.2.2 Растительность..................................................................................................... 266
10.2.3. Животный мир.................................................................................................... 268
10.2. Экологические ограничения.................................................................................... 270
10.2.1.Особо охраняемые объекты................................................................................ 270
10.2.2. Водоохранные зоны........................................................................................... 270
10.2.3. Зоны санитарной охраны водных объектов.................................................... 271
10.3.4. Санитарно-защитные зоны населенных пунктов........................................... 271
10.3. Оценка нефтепромыслового воздействия на основные элементы окружающей природной среды.............................................................................................................................................. 271
10.3.1. Загрязнение атмосферы..................................................................................... 271
10.3.3. Состояние пресных поверхностных и подземных вод.................................. 272
10.4. Рекомендации по охране окружающей среды....................................................... 274
10.4.1. Охрана пресных поверхностных и подземных вод от................................... 274
загрязнения и истощения............................................................................................... 274
10.4.2. Охрана недр........................................................................................................ 275
10.4.3. Защита почв и рекультивация земель.............................................................. 276
10.4.4. Охрана воздушной среды.................................................................................. 277
10.5. Формирование системы производственного экологического мониторинга основных элементов окружающей среды............................................................................................................ 278
10.5.1.Контроль качества атмосферного воздуха........................................................ 279
10.5.2.Гидрохимические наблюдения за состоянием поверхностных вод.............. 280
10.5.3.Наблюдения за подземными водами................................................................. 281
10.5.4.Периодические наблюдения за состоянием почв, растительности и животного мира (биотический мониторинг)........................................................................................... 282
ЗАКЛЮЧЕНИЕ...................................................................................................................... 306
ЛИТЕРАТУРА........................................................................................................................ 309
СПИСОК ТАБЛИЦ
Табл.4.4.1. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Т1+Т2. Вариант I......... 12
Табл.4.5.1. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Т1+Т2. Вариант I 16
Табл.4.4.2. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Т1+Т2. Вариант II........ 20
Табл.4.5.2. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Т1+Т2. Вариант II 22
Табл.4.4.3. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант I.. 24
Табл.4.5.3. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант I 28
Табл.4.4.4. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант II 32
Табл.4.5.4. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант II 36
Табл.4.4.5. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Бш1+Бш2. Вариант I... 40
Табл.4.5.5. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Бш1+Бш2. Вариант I 44
Табл.4.4.6. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Бш1+Бш2. Вариант II.. 48
Табл.4.5.6. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Бш1+Бш2. Вариант II 50
Табл.4.4.7. Характеристика основного фонда скважин. Пласты В3В4. Вариант I........... 52
Табл.4.5.7. Характеристика основных показателей разработки. Пласты В3В4. Вариант I 55
Табл.4.4.8. Характеристика основного фонда скважин. Пласты В3В4. Вариант II......... 58
Табл.4.5.8. Характеристика основных показателей разработки. Пласты В3В4. Вариант II 62
Табл.4.4.9. Характеристика основного фонда скважин. Павловское месторождение. Суммарный вариант I............................................................................................................................................ 66
Табл.4.5.9. Характеристика основных показателей разработки. Павловское месторождение. Суммарный вариант I............................................................................................................................ 70
Табл.4.4.10. Характеристика основного фонда скважин. Павловское месторождение. Суммарный вариант II............................................................................................................................................ 74
Табл.4.5.10. Характеристика основных показателей разработки. Павловское месторождение. Суммарный вариант II.......................................................................................................................... 78
Табл.4.4.11. Характеристика основного фонда скважин. Павловское месторождение. Суммарный вариант III........................................................................................................................................ 82
Табл.4.5.11. Характеристика основных показателей разработки. Павловское месторождение. Суммарный вариант III......................................................................................................................... 86
Табл.4.5.12. Характеристика основных показателей разработки газовой шапки............. 90
Табл.4.6.Технологические показатели вариантов разработки............................................. 93
Табл.П.4.9. Сопоставление утвержденных и расчетных коэффициентов извлечения нефти (КИН) из недр............................................................................................................................................ 99
Табл.5.1. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Т1+Т2................................................................................................................................. 109
Табл.5.2. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Мл+Бб+Тл........................................................................................................................ 110
Табл.5.3. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Бш1+Бш2........................................................................................................................... 111
Табл.5.4. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласт В3В4.......................................................................................................................................... 112
Табл.5.5. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Площадь Павловская + Григорьевская. Объект разработки – газовая шапка залежи В3В4............................ 113
Табл.5.6. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Суммарные варианты I – III.......................................................................................................................................... 114
Табл.5.7. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Суммарный вариант IV 115
Табл.5.8. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Суммарный вариант II (сценарные условия ОАО «ЛУКОЙЛ»)...................................................................... 116
Табл.5.9. Показатели эффективности мероприятий. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Т1+Т2. Вариант 2................................................................................................. 117
Табл.5.10. Показатели эффективности мероприятий. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Мл+Бб+Тл. Вариант 2....................................................................................... 118
Табл.5.11. Показатели эффективности мероприятий. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Бш1+Бш2. Вариант 2........................................................................................... 119
Табл.5.12. Результаты анализа чувствительности. Месторождение Павловское. Суммарный вариант II 120
Табл.П.5.1. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Т1+Т2. Вариант 1................................................................................................ 121
Табл.П.5.2. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Т1+Т2. Вариант 2................................................................................................ 124
Табл.П.5.3. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Мл+Бб+Тл. Вариант 1....................................................................................... 127
Табл.П.5.4. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Мл+Бб+Тл. Вариант 2....................................................................................... 130
Табл.П.5.5. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Бш1+Бш2. Вариант 1.......................................................................................... 133
Табл.П.5.6. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Бш1+Бш2. Вариант 2.......................................................................................... 136
Табл.П.5.7. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласт В3В4. Вариант 1.................................................................................................... 139
Табл.П.5.8. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласт В3В4. Вариант 2.................................................................................................... 142
Табл.П.5.9. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Площадь Павловская + Григорьевская. Объект разработки – газовая шапка залежи В3В4. Вариант 1......... 145
Табл.П.5.10. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Суммарный вариант I.......................................................................................................................................... 148
Табл.П.5.11. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Суммарный вариант II.......................................................................................................................................... 158
Табл.П.5.12. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Суммарный вариант III.......................................................................................................................................... 169
Табл.П.5.13. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Суммарный вариант IV.......................................................................................................................................... 180
Табл.П.5.14. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Суммарный вариант II (сценарные условия ОАО «ЛУКОЙЛ»)...................................................................... 183
Табл.5. Сводная технико-экономическая оценка вариантов разработки месторождения 188
Табл.6.1.1. Техническое состояние фонда бездействующих скважин Павловского месторождения нефти на 01.01.2004 г..................................................................................................................... 190
Табл.6.1.2. Техническое состояние фонда скважин, находящихся в консервации, Павловского месторождения нефти на 01.01.2004 г......................................................................... 192
Табл.6.2.1. Результаты внедрения магнитных аппаратов МАС-2 на 15.06.2003 г.......... 205
Табл.6.2.2. Типы и концентрации пенообразователей....................................................... 217
Табл.6.3.1. Объем нефтепромыслового строительства по Павловскому месторождению. Вариант II 224
Табл.6.3.2. Объем нефтепромыслового строительства по Павловскому месторождению. Вариант III 226
Табл.8.1.1. Обоснование проекта плана добычи нефти и нефтяного газа, объема буровых работ. Пласты Т1+Т2. Вариант II........................................................................................................... 236
Табл.8.1.2. Обоснование проекта плана добычи нефти и нефтяного газа, объема буровых работ. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант II................................................................................................... 240
Табл.8.1.3. Обоснование проекта плана добычи нефти и нефтяного газа, объема буровых работ. Пласты Бш1+Бш2. Вариант II..................................................................................................... 244
Табл.8.1.4. Обоснование проекта плана добычи нефти и нефтяного газа, объема буровых работ. Пласты В3В4. Вариант I.............................................................................................................. 248
Табл.8.1.5. Обоснование проекта плана добычи нефти и нефтяного газа, объема буровых работ. Павловское месторождение. Вариант II........................................................................................... 252
Табл.9.1. Обязательный комплекс промысловых исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»................................................................ 257
Табл.9.2. Специальная программа гидродинамических исследований скважин Павловского месторождения на 2005-2006 гг............................................................................................................... 258
Табл.10.1. Фоновые значения химического состава пресных поверхностных и подземных вод на территории Павловского месторождения................................................................... 284
Табл.10.2. Скважины, расположенные в водоохранной зоне водотоков......................... 289
Табл.10.3. Результаты атмохимических исследований на Павловском месторождении. 290
Табл.10.4. Нормативы валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу нефтепромысловыми объектами Павловского месторождения..................................................................... 291
Табл.10.5. Современные значения химического состава поверхностных и подземных вод на территории Павловского месторождения........................................................................................ 294
Табл.10.6. Содержание хлоридов и нефтепродуктов в поверхностных и подземных водах Павловского месторождения в 2003 году (по данным Чернушинского территориального управления) 295
Табл.10.7. Перечень методик определения содержания компонентов в воздушной среде 296
Табл.10.8. План контроля загрязнения атмосферы вблизи нефтепромысловых объектов на Павловском месторождении с постоянно действующими источниками...................................... 297
Табл.10.9. Местоположение наблюдательнеых водопунктов для контроля состояния поверхностных вод на Павловском месторождении, периодичность, виды их опробования и определяемые компоненты 298
Табл.10.10. Перечень методик определения содержания компонентов в природных водах 299
Табл.10.11. Местоположение наблюдательнеых водопунктов, виды, периодичность их опробования и определяемые компоненты в подземных водах Павловского месторождения....... 301
Табл.10.12. Программа контроля загрязнения почв и грунтов вблизи УППН «Павловка» 302
Табл.10.13. Программа контроля растительности и животного мира вблизи УППН «Павловка» 303
СПИСОК РИСУНКОВ
Рис.4.2.1. Сравнение добычи нефти по вариантам.............................................................. 94
Рис.4.2.2. Динамика основных показателей разработки. Вариант II................................. 95
Рис.6.1.1. Фонд скважин Павловского месторождения по состоянию на 01.05.2004 г. 197
Рис.6.1.2. Комплексы скважинного оборудования............................................................ 202
Рис.6.2.1. Схема базового скважинного магнитного аппарата «МА-ПермНИПИнефть» 203
Рис.6.2.2. График равновесных параметров гидратообразования.................................... 211
Рис.6.3.1. Принципиальная технологическая схема........................................................... 228
Рис.10.1. Схематическая карта современного экологического состояния территории Павловского месторождения................................................................................................................ 304
Рис.10.2. Экспликация к схематической карте современного экологического состояния территории Павловского месторождения........................................................................................ 305
4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТОВ
РАЗРАБОТКИ
Технологические показатели вариантов разработки
При расчете технологических показателей в данной работе использовалась методика, разработанная в институте “Гипровостокнефть” и реализованная в комплексе программ для ПК “Динамика”. Результаты расчетов приведены в таблицах 4.4.1-4.4.11, 4.5.1-4.5.11.
Вариант I
I вариант предусматривает разработку залежей нефти при сложившейся системе разработки существующим фондом добывающих скважин.
Залежь нефти турнейских пластов. По состоянию на 1.01.2004 г. на залежь пробурено 184 скважины, из них 109 добывающих и 37 нагнетательных. За расчетный период из залежи будет отобрано 7757.5 тыс.т нефти и 16585.4 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 10160, 2 тыс.м3 воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 0, 8% (2004 г). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН не достигается, его значение составляет 0, 195 при утвержденном 0, 3 (табл.4.4.1-4.5.1).
Залежь нефти яснополянского горизонта. По состоянию на 1.01.2004 г. общий фонд 282 скважины, из них: 114 добывающих и 31 нагнетательная. За расчетный период из залежи будет отобрано 37078.1 тыс.т нефти, 216982.5 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 237885, 0 тыс.м3 воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 0, 5% (2004 г.). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН не достигается, его значение составляет 0, 539 при утвержденном 0, 55 (табл.4.4.3-4.5.3).
Залежь нефти башкирских пластов. По состоянию на 1.01.2004 г. пробурено 197 скважин, из них 101 добывающая и 36 нагнетательных. За расчетный период из залежи будет отобрано 4731 тыс.т нефти, 10305.9 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 13406, 2 тыс.м3 воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 0, 8% (2004 г.). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН не достигается, его значение составляет 0, 204 при утвержденном 0, 3 (табл.4.4.5-4.5.5).
Залежь нефти верейских отложений. По состоянию на 1.01.2004 г. все скважины находятся в консервации, ввод залежи в разработку планируется в 2007 году, для этого 8 добывающих скважин будет выведено из консервации. За расчетный период из залежи будет отобрано 174, 9 тыс.т нефти, 443, 5 тыс.т жидкости. Максимальный темп отбора нефти составляет 0, 001% (2007 г.). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН составляет 0, 005 при утвержденном 0, 2 (табл.4.4.7-4.5.7).
Залежь газовой шапки пласта В3В4. Расчетные показатели разработки залежи газовой шапки пласта В3В4 Павловского месторождения приведены в табл.4.5.12
Расчеты проведены по методу материального баланса для условий газового режима разработки залежи: на лицензионный срок (до 2022 г. включительно) – по заданным техническим заданием годовым уровням добычи газа и до конца разработки – по оптимальным уровням дальнейшей снижающейся добычи. Рассчитывались среднегодовые дебиты на скважину, величины пластовых, забойных и устьевых давлений на конец каждого года, текущие коэффициенты извлечения балансовых запасов газа и темпы отбора. При достижении устьевого давления 2 МПа, еще обеспечивающего внутрипромысловый транспорт газа, дальнейшие расчеты ведутся при постоянном устьевом давлении до величины предельного снижающегося дебита на скважину, равного 1 тыс.нм3/сут.
По результатам расчетов, с начала разработки до конца лицензионного периода будет добыто 1407 млн.нм3 газа, или 66, 1 % начальных балансовых запасов, определенных путем геолого-гидродинамического моделирования, за весь срок разработки (до 2073 г.) – 1885 млн.нм3 газа. Конечный коэффициент извлечения газа – 0, 886.
В целом по месторождению срок разработки по I варианту составил 100 лет. Расчетный добывающий фонд - 297 добывающих скважин и 99 нагнетательных. Накопленная добыча за расчетный период – 49720, 2 тыс.т нефти, 244280, 3 тыс.т жидкости. За весь срок разработки в будет закачено 261451, 0 м3/воды. Достигнутый КИН составил 0, 319, при утвержденном 0, 383 (табл. 4.4.9-4.5.9).
Вариант II
Вариант II предусматривает ввод скважин из консервации и бурение новых добывающих скважин.
Залежь нефти турнейских пластов. Планируется бурение 66 добывающих скважин и 7 нагнетательных, ввод из консервации 24 скважин и бурение 10 боковых стволов из простаивающих скважин залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл с углублением до турнейской залежи. Кроме этого, предусмотрен комплекс МУН (гл.3.5.3). За расчетный период из залежи будет отобрано 11820, 4 тыс.т нефти и 60685 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 54362, 2 тыс.м3 воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 2, 2% (2028 г). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН достигается за 61 год (табл.4.4.2-4.5.2).
Залежь нефти яснополянского горизонта. Планируется бурение 7 добывающих скважин, бурение 1 БС на Березовском поднятии, ввод из консервации 13 скважин, перевод 2-х скважин с нижележащего горизонта. В 10 скважинах предусмотрен дострел проницаемых пропластков, не вовлеченных в разработку. Кроме этого, предлагается комплекс МУН (гл. 3.5.3). За расчетный период из залежи будет отобрано 37714, 8 тыс.т нефти и 245315, 0 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 269920, 0 тыс.м3 воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 0, 5% (2004 г). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН достигается за 100 лет (табл.4.4.4-4.5.4).
Залежь нефти башкирских пластов. Планируется ввод из консервации 29 скважин и перевод с нижележащих объектов 39 скважин, дострел продуктивных пропластков, не вовлеченных в разработку, с применением перфогена в 14 скважинах. Кроме этого, предусмотрен комплекс МУН (гл. 3.5.3). За расчетный период из залежи будет отобрано 6872, 7 тыс.т нефти и 34773 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 36197, 3 тыс.м3 воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 2, 6% (2027 г). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН достигается за 56 лет (табл.4.4.6-4.5.6).
Залежь нефти и газа верейских отложений.. Разрабатываются так же, как в I варианте.
Срок разработки месторождения по II варианту составил 96 лет. Общий добывающий фонд – 297 скважин, 99 нагнетательных. Разработка месторождения предусматривается с поддержанием пластового давления. Накопленная добыча за расчетный период – 56561, 8 тыс.т нефти, 341139, 8 тыс.т жидкости. С начала разработки в залежь будет закачано 360480, 0 тыс.м3 воды. Достигнутый КИН составил 0, 343 при утвержденном 0, 383 (табл.4.4.10-4.5.10).
Вариант III
Для осуществления III варианта разработки в дополнение ко второму варианту ввести из консервации и разбурить проектным фондом скважин залежь нефти пластов В3В4.
Залежь нефти верейских отложений. По состоянию на 1.01.2004 г. все скважины находятся в консервации, ввод залежи в разработку планируется в 2007 году. Вводится из консервации 8 добывающих скважин и бурится 127 скважин (90 добывающих и 37 нагнетательных). Бурение проектных скважин планируется начать в 2014 г.
Нефтяная оторочка нефтегазовой залежи может разрабатываться как нефтяная залежь с регулируемым отбором свободного газа из газовой шапки. В целом по залежи газовой шапки пласта В3В4 на 1.01.2004 г. сохраняется газовый режим разработки с незначительными элементами водонапорного на периферии, не охваченной сеткой газовых скважин. При разбуривании залежи большим фондом проектных скважин созданный режим будет нарушен и свободный газ, таким образом, превратится в попутный.
Достигнутые и проектируемые уровни годовых отборов природного газа из залежи верейского горизонта полностью определяются потребностью в данном газе, поэтому увеличивать их в настоящее время нет необходимости.
Для обеспечения режима разработки залежи при неподвижном газонефтяном контакте необходимо создать барьерное заводнение вокруг газовых шапок. Для этого нагнетательные скважины размещаются в центре залежи вокруг газовых шапок, после бурения сразу пускаются под закачку, без отработки на нефть. Добывающие скважины размещаются в чисто нефтяной зоне пласта.
За расчетный период из залежи будет отобрано 6816, 4 тыс.т нефти, 47989, 3 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 410254, 7 тыс.м3 воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 2, 2% (2042 г.). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН достигается за 92 года (2100 год) (табл.4.4.8-4.5.8).
Срок разработки месторождения по III варианту составил 97 лет. Общий добывающий фонд – 550 скважин, 140 нагнетательных. Разработка месторождения предусматривается с поддержанием пластового давления. Накопленная добыча за расчетный период – 63203, 26 тыс.т нефти, 388685, 5 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 10160, 2 тыс.м3 воды. Достигнутый КИН составил 0, 383 при утвержденном 0, 383 (табл.4.4.11-4.5.11).
Табл.4.4.1. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Т1+Т2. Вариант I
Табл.4.5.1. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Т1+Т2. Вариант I
Табл.4.4.2. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Т1+Т2. Вариант II
Табл.4.5.2. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Т1+Т2. Вариант II
Табл.4.4.3. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант I
Табл.4.5.3. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант I
Табл.4.4.4. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант II
Табл.4.5.4. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант II
Табл.4.4.5. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Бш1+Бш2. Вариант I
Табл.4.5.5. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Бш1+Бш2. Вариант I
Табл.4.4.6. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Бш1+Бш2. Вариант II
Табл.4.5.6. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Бш1+Бш2. Вариант II
Табл.4.4.7. Характеристика основного фонда скважин. Пласты В3В4. Вариант I
Табл.4.5.7. Характеристика основных показателей разработки. Пласты В3В4. Вариант I
Табл.4.4.8. Характеристика основного фонда скважин. Пласты В3В4. Вариант II
Табл.4.5.8. Характеристика основных показателей разработки. Пласты В3В4. Вариант II
Табл.4.4.9. Характеристика основного фонда скважин. Павловское месторождение. Суммарный вариант I
Табл.4.5.9. Характеристика основных показателей разработки. Павловское месторождение. Суммарный вариант I
Табл.4.4.10. Характеристика основного фонда скважин. Павловское месторождение. Суммарный вариант II
Табл.4.5.10. Характеристика основных показателей разработки. Павловское месторождение. Суммарный вариант II
Табл.4.4.11. Характеристика основного фонда скважин. Павловское месторождение. Суммарный вариант III
Табл.4.5.11. Характеристика основных показателей разработки. Павловское месторождение. Суммарный вариант III
Табл.4.5.12. Характеристика основных показателей разработки газовой шапки
Табл.4.6.Технологические показатели вариантов разработки
Рис.4.2.1. Сравнение добычи нефти по вариантам
Рис.4.2.2. Динамика основных показателей разработки. Вариант II