![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
РазработкиСтр 1 из 28Следующая ⇒
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
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
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
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.4.5.8. 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
|