Анализ работы скважин оборудованных УЭЦН на Дружном месторождении

Подробный анализ работы скважин оборудованных УЭЦН на Дружном месторождении. Приведены все осложнения и методы предупреждения, борьбы за 2015-2016 год. Место защиты в ТИУ. Оценка 5. ...

ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................. 6
1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ .................................................... 7
1.1. Географическое расположение ................................................................. 7
1.2. История освоения месторождения ........................................................... 8
1.3. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов ............. 15
1.4. Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов ........................... 21
2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ................... 27
2.1. Анализ показателей разработки месторождения .................................. 27
2.2. Анализ показателей работы фонда скважин ......................................... 37
2.3. Анализ выполнения проектных решений ............................................. 54
3. АНАЛИЗ РАБОТЫ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН НА
ДРУЖНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ .......................................................................... 63
3.1 Парк насосов .............................................................................................. 63
3.2 Анализ скважин оборудованных УЭЦН ................................................. 69
3.3 Мероприятия по совершенствованию работы скважин
оборудованных УЭЦН .............................................................................................. 72
3.4 Расчет УЭЦН для скважин 3161 .............................................................. 8

На Дружном месторождении периодически ведутся перевод скважин с ШГНУ на УЭЦН, что позволяет увеличить межремонтный период. Более 80% скважин эксплуатируются с применением установок погружных центробежных электронасосов. В данном дипломном проекте приведен анализ работы скважин оборудованных УЭЦН с учетом частых причин преждевременных отказов и его устранения, а так же мероприятия по совершенствованию работы скважин.

Уровень добычи нефти в этот период снижается до 526 тыс. т., рисунок 2.13.В 1996-2004 гг. на объекте получено некоторое снижение и дальнейшая стабилизация отборов нефти на уровне 270-290 тыс. т в год. Ввод новых скважин в этот период составил 4 ед.В 2005-2007 гг. за счет большого объема работ с бездействующим и простаивающим фондом и применения ГТМ, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов, переводов скважин с других объектов (30 ед.) рисунок 2.14, отборы нефти увеличились до 347 тыс. т.С 2008 г. в условиях уменьшения объемов ГТМ, выработанности и обводнения запасов высокопродуктивной части объекта, началось неуклонное снижение отборов нефти.Рисунок 2.14 - Динамика ГТМ за 2003-2013 гг. Объект БС102Карта текущих отборов жидкости и закачки воды по состоянию на 01.01.2014 г. на Дружном месторождении объекта БС11 представлена на рисунке 2.15.720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист19БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист19БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗРисунок 2.15 - Карта текущих отборов жидкости и закачки воды по состоянию на 01.01.2014 г. на Дружном месторождении объекта БС11Практически весь период разработки дебиты жидкости на объекте БС11 увеличиваются. На 1.01.2014 г. средний дебит жидкости действующего фонда скважин объекта составляет 74,3 т/сут. С текущим дебитом жидкости до 50 т/сут в эксплуатации находятся 92 скважины или 48,4 % действующего фонда. Дебит более 100 т/сут имеют 46 скважин (24,2 %) (рисунок 2.16).Рисунок 2.16 - Динамика дебитов нефти, жидкости и фонда добывающих скважин объекта БС11720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист20БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист20БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗВ 1992-1998 гг. по мере обводнения высокодебитные скважины выводились в неработающие категории (были остановлены в основном скважины приконтурных районов и первых добывающих рядов с максимальной выработкой запасов), буровые работы сместились в краевые (ВНЗ) и менее продуктивные части залежи. Среднегодовые дебиты жидкости в этот период снизились с 29 до 21 т/сут, рисунок 2.16.В последующие годы (1999-2002 гг.) новые скважины на объекте вводились только за счет переводов с других объектов (4 ед.), был выполнен большой объем ГТМ, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов. Добыча жидкости в эти годы увеличилась с 1730 тыс. т до 2190 тыс. т. При этом, в условиях увеличения обводненности, добыча нефти увеличилась незначительно (с 415 тыс. т до 469 тыс. т).Период 2003 – 2008 гг. всего было введено 29 новых добывающих скважин, в т.ч. 9 горизонтальных. В эти же годы было выполнено наибольшее количество геолого-технических мероприятий, рисунок 2.17. Добыча жидкости в этот период увеличилась до 3785 тыс. т, добыча нефти – до 768 тыс. т (91 % от максимального уровня).Рисунок 2.17 - Динамика ГТМ за 2003-2013 гг. Объект БС11720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист21БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист21БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗС 2009 года на объекте снижается количество проводимых ГТМ как за счет уменьшения фонда скважин, пригодных для проведения ГТМ, так и за счет обводнения и выработанности запасов, увеличение отборов жидкости незначительно. При этом в условиях нарастающей обводненности отборы нефти снижаются. В 2013 году добыча нефти объекта составила 430 тыс. т (51 % от максимального уровня), жидкости – 5034 тыс. т при среднегодовой обводненности 91,5 %.Рассмотрим карту текущих отборов жидкости и закачки воды по состоянию на 01.01.2014 г. объекта ЮС1 (рисунок 2.18).По состоянию на 01.01.2014 года фонд скважин объекта ЮС1, числящийся на балансе предприятия, составил 106 скважин. Из них к добывающему фонду относится 74 ед., к нагнетательному - 32 ед. К действующему фонду относится 34 добывающих (46 % нефтяного фонда) и 24 нагнетательные скважины (75 % нагнетательного фонда), к бездействующему – 11 ед., 20 ед. – в консервации, 11 – в контрольно-пьезометрическом фонде и 6 скважин ликвидировано (рисунок 2.19).720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист22БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист22БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗРисунок 2.18 - Карта текущих отборов жидкости и закачки воды по состоянию на 01.01.2014 г. объекта ЮС1Рисунок 2.19 - Динамика дебитов нефти, жидкости и фонда добывающих скважин объекта ЮС1Выполнение успешных ГТМ (ремонты, ОПЗ, ПВР) на скважинах залежи способствовали увеличению на ней отборов нефти (до 32,4 тыс. т в 1999 году) и жидкости, снижению обводненности. С 2004 года на залежи наблюдается значительный рост добычи нефти, связанный с началом применения метода ГРП (рисунок 2.20)Рисунок 2.20- Динамика ГТМ за 2003-2013 гг. Объект ЮС1720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист23БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист23БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗВ настоящее время разработка месторождения ведется на основании Технологического проекта разработки Дружного месторождения (протокол ЦКР № 5124 от 07.04.2011 года). Данными документами, для достижения проектных уровней добычи нефти в период 2009-2013 годы, было запланировано 1090 скважино-операций, связанных с методами повышения нефтеотдачи пластов (МУН), интенсификации и регулирования процесса разработки.На 01.01.2014 года пробурено 1036 скважин, таким образом, основной фонд реализован на 91 %. Оставшийся фонд для бурения - 103 скважины, более подробные данные по состоянию реализации проектного фонда скважин приведены в таблице 2.1.Таблица 2.1 - Состояние реализации проектного фонда скважин№ п/пСостояние реализации проектного фонда скважинБС100+1БС102БС11ЮС1Место-рождение1Утвержденный проектный фонд, всего3872564911941139в том числе:- добывающие251163326111749- нагнетательные1238915979328- ликвидированные1349430- водозаборные----32720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист24БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист24БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.1№ п/пСостояние реализации проектного фонда скважинБС100+1БС102БС11ЮС1Место-рождение2Утвержденный проектный фонд для бурения, всего27-3455116в том числе:- добывающие22-183575- нагнетательные5-162041- наблюдательные------ водозаборные-----3Фонд скважин на 01.01.2014 г., всего2951914301061036в том числе:- добывающие19012331574685- нагнетательные1056811532319- наблюдательные------ водозаборные----324Фонд скважин для бурения на 01.01.2014 г., всего25-3444103в том числе:- добывающие20-182664- нагнетательные5-161839- наблюдательные------ водозаборные-----По состоянию на 01.01.2014 г. 685 добывающих скважин действующих - 390 или 57 % общего нефтяного фонда, в бездействии - 54 скважины, в консервации - 148. Из 319 нагнетательных скважин 209 действующих (65,5 %), в бездействующем фонде – 51 ед., в консервации – 39, таблица 2.2.Таблица 2.2 - Характеристика фонда скважин на 01.01.2014 г. Дружное месторождениеНаименованиеХарактеристика фонда скважинБС100+1БС102БС11ЮС1СеноманВсегоФонд добывающих скважинПробурено241154237119-751Возвращено с других горизонтов43531291--В отработке на нефть1032719-59Всего294210393139-810В том числе:Действующие1047719034-390из них: фонтанные------ЭЦН1037317832-371ШГН14122-19720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист25БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист25БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.2НаименованиеХарактеристика фонда скважинБС100+1БС102БС11ЮС1СеноманВсегоФонддобывающих скважинБездействующие1514196-54В освоении после бурения------В консервации36187619-148Наблюдательные------Пьезометрические29112110-70Переведены под закачку39244121-125Переведены на другие горизонты 65633744--Переведены в водозаборные------В ожидании ликвидации------Ликвидированные6395-23Фонд нагнетательных скважинПробурено87508632-255Возвращено с других горизонтов42190--Переведены из добывающих39244121-125Всего1307614653-380В том числе:Действующие59557224-209Бездействующие168225-51В освоении------В консервации224121-39Наблюдательные------Пьезометрические--21-3В отработке на нефть1032719-59Переведены на другие горизонты 15531--Переведены в водозаборные--11-2В ожидании ликвидации------Ликвидированные8171-17Фондводозаборных скважинПробурено----3030Переведены из добывающих------Переведены из нагнетательных----22Всего----3232В том числе:Действующие----11Бездействующие----88720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист26БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист26БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.2НаименованиеХарактеристика фонда скважинБС100+1БС102БС11ЮС1СеноманВсегоВ освоении------В консервации----1818Ликвидированные----55ВсегоПробурено328204323151301036Числится на 01.01.2014 г.295191430106321036Весь действующий добывающий фонд месторождения механизирован: 371 скважина (95,1 %) оборудована установками ЭЦН, 19 скважин (4,9 %) - установками ШГН.Коэффициенты использования эксплуатационного фонда добывающих скважин по объектам разработки изменяются от 0,85 до 0,91, составляя в среднем – 0,88. По нагнетательному фонду – от 0,77 до 0,87, в среднем по месторождению коэффициент использования нагнетательного фонда – 0,80.Коэффициенты эксплуатации добывающих скважин по объектам разработки изменяются от 0,94 до 1,0, составляя в среднем – 0,98. По нагнетательному фонду – 1,0, таблица 2.3.Таблица 2.3 - Коэффициенты использования и эксплуатации фонда скважин Дружного месторождения на 01.01.2014 г.Объекты разработкиКоэффициент использованияКоэффициент эксплуатациидобывающиенагнетательныедобывающиенагнетательныеБС100+10,870,791,001,00БС1020,850,870,971,00БС110,910,770,981,00ЮС10,850,830,941,00Месторождение0,880,800,981,00В консервации на 01.01.2014 года находятся 148 добывающих скважин месторождения, из них после эксплуатации - 140 ед.Средний дебит жидкости этих скважин на момент консервации составлял 59,8 т/сут, нефти – 0,4 т/сут, средняя обводненность 99,3 %. Дебит нефти по скважинам в основном не превышал 1 т/сут, рисунок 2.21. В 2013 году в 720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист27БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист27БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗконсервацию было выведено 18 скважин. Годовой отбор по скважинам данной группы составил 0,6 тыс. т по нефти и 31,2 тыс. т – по жидкости, рисунок 2.22.Рисунок 2.21 – Распределение скважин консервации по дебитам нефти и обводненности на момент остановкиРисунок 2.22 – Динамика добычи нефти, жидкости и обводненности по скважинам, находящимся на 01.01.2014 в консервацииС учетом низких добывных возможностей скважин консервации, эксплуатация их в настоящее время нецелесообразна. Учитывая возможные потребности регулирования разработки ликвидировать эти скважины преждевременно. В дальнейшем планируется использовать эти скважины для проведения ГТМ с целью доизвлечения запасов.2.3 Анализ выполнения проектных решений720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист28БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист28БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗДинамика проектной и фактической добычи и обводненности Дружного месторождения приведены на рисунке 2.23. Проектная и фактическая динамика действующего добывающего фонда и дебитов скважин. Дружное месторождение приведены на рисунке 2.24. За 2009 год – с Авторским надзором за реализацией Дополнения к Технологической схеме разработки Дружного месторождения», (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ХМАО-Югре № 1111 от 23.12.2008 г.), за 2010-2013 годы – с Технологическим проектом разработки (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5124 от 07.04.2011 года).Разработка месторождения ведется в соответствии с проектными решениями: добыча нефти ведется из четырех эксплуатационных объектов, на разрабатываемых объектах реализуется запроектированная система воздействия.Рисунок 2.23 - Динамика проектной и фактической добычи и обводненности. Дружное месторождениеРисунок 2.24 - Проектная и фактическая динамика действующего добывающего фонда и дебитов скважин. Дружное месторождение720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист29БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист29БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗВ 2009 году основные показатели разработки месторождения соответствовали принятым Авторским надзором. Аналогично в первые два года действия Технологического проекта разработки (2010-2011 гг.). С 2012 года в целом по месторождению началось отставание фактической добычи нефти от проектной, полученное в условиях превышения добычи жидкости над проектной за счет более быстрого, чем ожидалось, обводнения скважин.За каждый год рассматриваемого периода расхождение фактической добычи нефти с проектной составило:2009 год – 6,2 % (1393,5 тыс. т – проект, 1306,5 тыс. т – факт);2010 год – 0,7 % (1295,6 тыс. т – проект, 1286,0 тыс. т – факт);2011 год – 0,5 % (1179,6 тыс. т – проект, 1185,3 тыс. т – факт);2012 год – 8,3 % (1075,4 тыс. т – проект, 985,8 тыс. т – факт);2013 год – 14,0 % (996,2 тыс. т – проект, 856,9 тыс. т – факт, что соответствует допустимому отклонению (+27 %) согласно п.111 Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003 № 71 в редакции приказа Минприроды России от 30.06.2009 № 183).По объекту БС100+1 в 2013 году фактическая величина добычи нефти (186,8 тыс. т) соответствует проектной (193,1 тыс. т) – расхождение составляет 3,3 %. По объекту БС102 за счет успешного проведения ГТМ фактическая величина добычи нефти превысила проектную на 22,7 тыс. т или 17,2 %. По объекту БС11 при некотором превышении фактического отбора жидкости над проектным (проект – 4723,3 тыс. т, факт – 5033,9 тыс. т, расхождение 310,6 тыс. т или 6,6 %), за счет высокой обводненности, величина добычи нефти (430 тыс. т) ниже проектной (489 тыс. т) на 59,4 тыс. т или 12,1 %.720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист30БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист30БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗНаибольшее среди объектов расхождение между фактической и проектной добычей нефти (-53,1 %) получено по объекту ЮС1 (таблица 2.9) за счет резкого обводнения и выбытия скважин в неработающие категории. Действующий фонд добывающих скважин весь анализируемый период незначительно отличается от проектной величины, максимальная величина отклонения (8,6 %) была отмечена в 2009 году, во время действия предпоследнего проектного документа:2009 год: проект – 453 ед., факт – 414 ед.;2010 год: проект – 426 ед., факт – 423 ед.;2011 год: проект – 414 ед., факт – 419 ед.;2012 год: проект - 404 ед., факт – 413 ед.;2013 год: проект – 400 ед., факт – 390 ед.Согласно проектным решениям на месторождении ведутся работы по вводу неработающих скважин в эксплуатацию. На дату составления действующего проектного документа 192 добывающие скважины и 84 нагнетательные скважины находились в бездействии и консервации. Действующим проектным документом был предусмотрен ввод в эксплуатацию в 2010-2013 гг. 102 добывающих и 9 нагнетательных скважин из их числа, таблица 2.9.Таблица 2.9 - Сравнение проектных и фактических показателей разработкиЭксплуатационные объекты,месторождениеСравнениеАвторский надзор зареализацией Дополнения кТехсхеме (протокол РОСНЕДРА по ХМАО-Югре № 1111 от 23.12.2008 г.)Технологический проект разработки (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5124 от 07.04.2011 года)2009 г.2010 г.2011 г.2012 г.2013 г.БС100+1проект, тыс. т252,3229,8218,4207,3193,1факт, тыс. т238,7231,7223,4217,2186,8отклонение, тыс. т-13,61,95,09,9-6,3%-5,40,82,34,8-3,3720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист31БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист31БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.9Эксплуатационные объекты,месторождениеСравнениеАвторский надзор зареализацией Дополнения кТехсхеме (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ХМАО-Югре № 1111 от 23.12.2008 г.)Технологический проект разработки (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5124 от 07.04.2011 года)2009 г.2010г.2011г.2012г.2013г.БС102проект, тыс. т197,0166,1143,9130,3132,2факт, тыс. т176,0169,9168,2164,3154,9отклонение, тыс. т-21,03,824,334,022,7%-10,72,316,926,117,2БС11проект, тыс. т772,6644,8575,2524,4489,5факт, тыс. т713,4652,0586,2483,4430,1отклонение, тыс. т-59,27,211,0-41,0-59,4%-7,71,11,9-7,8-12,1ЮС1проект, тыс. т171,6254,9242,1213,3181,3факт, тыс. т178,4232,4207,4120,985,1отклонение, тыс. т6,8-22,5-34,7-92,4-96,2%4,0-8,8-14,3-43,3-53,1Месторождениепроект, тыс. т1393,51295,61179,61075,4996,2факт, тыс. т1306,51286,01185,3985,8856,9отклонение, тыс. т-87,0-9,65,7-89,6-139,3%-6,2-0,70,5-8,3-14,0Таблица 2.10 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки№п/пПоказателиед. изм.Авторский надзор за реализацией Дополнения к Техсхеме (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ХМАО-Югре №1111 от 23.12.2008 г.)Технологический проект разработки (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5124 от 07.04.2011 года)2009 г.2010 г.2011 г.ПроектФактПроектФактПроектФакт1Добыча нефти, всеготыс. т1393,51306,51295,61286,01179,61185,32В том числе: из переходящих скважинтыс. т1375,11287,81217,71217,71179,61185,33новых скважинтыс. т18,418,777,968,3--4механ. скважинтыс. т1393,51306,51295,61286,01179,61185,3720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист32БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист32БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.10№п/пПоказателиед. изм.Авторский надзор за реализацией Дополнения к Техсхеме (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ХМАО-Югре №1111 от 23.12.2008 г.)Технологический проект разработки (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5124 от 07.04.2011 года)2009 г.2010 г.2011 г.ПроектФактПроектФактПроектФакт5Ввод новых добывающих скважин, всегошт.431210--6В том числе из эксплуатационного буренияшт.431210--7Среднесуточный дебит нефти новой скважиныт/сут28,820,629,533,1--8Среднее число дней работы новой скважиныдни160,0302,3220,0187,8--9Средняя глубина новой скважиным3200319931003088--10Эксплуатационное бурение, всеготыс. м57,612,237,727,9--11В т.ч.- добывающие скважинытыс. м12,89,237,721,2--12Расчетное время работы новых скважинпредыдущего года в данном годускв. дни34734734734734734713Расчетная добыча нефти из новых скважинпредыдущего года в данном годутыс. т68,37,221,521,4122,8114,814Добыча нефти из переходящих скважинпредыдущего года тыс. т1471,91451,11286,41287,81217,71217,7720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист33БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист33БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.10№п/пПоказателиед. изм.Авторский надзор за реализацией Дополнения к Техсхеме (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ХМАО-Югре №1111 от 23.12.2008 г.)Технологический проект разработки (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5124 от 07.04.2011 года)2009 г.2010 г.2011 г.ПроектФактПроектФактПроектФакт15Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного годатыс. т1540,21458,31307,91309,21340,51332,516Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного годатыс. т1375,11287,81217,71217,71179,61185,317Изменение добычи нефти из переходящих скважинтыс. т-165,1-170,5-90,1-91,5-160,9-147,218Процент изменения добычи нефти из переходящих %-10,7-11,7-6,9-7,0-12,0-11,019Мощность новых скважинтыс. т39,922,6122,8120,7--20Выбытие добывающих скважиншт.39311625162421В том числе под закачкушт.9-262222Фонд добывающих скважин на конец годашт.49644245146743946523В том числе: нагнетательных в отработкешт.182632612624Действующий фонд добывающих скважинна конец годашт.453414426423414419720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист34БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист34БР.21.03.01.88/393-а.085.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.10№п/пПоказателиед. изм.Авторский надзор за реализацией Дополнения к Техсхеме (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ХМАО-Югре №1111 от 23.12.2008 г.)Технологический проект разработки (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5124 от 07.04.2011 года)2009 г.2010 г.2011 г.ПроектФактПроектФактПроектФакт25Перевод скважин на механиз.добычушт.50-12--126Фонд механизированных скважиншт.49641443144341946427Ввод нагнетательных скважиншт.