дебільшого фонду шляхом проведення ефективних ремонтних робіт. Це здійснимо тільки після цілеспрямованих дослідних і ремонтних робіт при певне розташування залишкових запасів нафти.
Зазначена динаміка в цілому наростаючого недіючого фонду, в структурі якого превалюють свердловини з високообводненной продукцією, зумовила деякі особливості погодовой динаміки обводнення продукції по родовищу в цілому. Останнє виражено низьким темпом приросту обводнення продукції. Необхідно також відзначити, що вищевказане обводнення частини свердловин в цілому узгоджується з підвищеним ступенем вироблення питомих запасів нафти. Інтенсивне зростання обводнення і відповідно прискорене виведення в бездіяльність найчастіше проявляється по найбільш продуктивним свердловинах. Щорічне скорочення їх частки в працюючому фонді призвело до поступового зменшення дебіту рідини свердловин з 29 - 32 т/добу. в період 1982 - 1986 р.р. до 16,7 т/добу. в 1992р.
Подальший приріст дебіту до 23 - 24т/сут. отриманий за рахунок широкомасштабних робіт з ГРП. А подальший не менше істотний приріст з досягненням 25 т/добу в 2004 р і 38 т/добу в 2009 р пов'язаний з проведенням комплексу заходів, що включає оптимізацію системи впливу і режимів роботи свердловинного насосного обладнання, ГРП, переклади на інші об'єкти, прилучення і т.п.
У ретроспективної динаміці експлуатації родовища введення системи підтримки пластового тиску (ППТ) здійснено з деяким запізненням, в результаті поточна 100% компенсація відбору закачуванням забезпечена в 1980р., а накопичена 100% - у 1982р. або при відборі 5,3 млн.т рідини з початку розробки. У наступні роки звітні обсяги закачування істотно перевищували відбори рідини, в підсумку накопичена компенсація в 2012р. склала 132%, накопичений обсяг закачування - 125млн.м 3, річний - 8 005 тис.м 3, що становить 54% від колишнього максимального - 8 584 тис.м 3, необгрунтовано завищеного обсягу закачування 2000р. У початковий період закачування в умовах знижених пластових тисків в період 1979 - 1982р. г . прийомистість досягала максимальних величин: 300 - 280 м 3/добу. У подальшому до 1989 - 1990рр. вона поступово знизилася до 90 - 100 м 3/добу.
Практично на цьому рівні (95 м 3/сут.) стабілізувалася і в подальшому, включаючи і 2000р., в 2012р. підвищилася до 132 м 3/добу. Прийомистість свердловин регулюється (штуцірованіем) залежно від динаміки відборів рідини по об'єктах і їх ділянкам, керуючись станом енергетичної забезпеченості.
Залежно від віддаленості нагнітальної свердловини від блокової кущовий насосної станції (БКНС) тиску закачування коливаються переважно в діапазоні 14-18 Мпа. При цьому не проявляється кореляційної залежності між приемистостью і гирловим тиском закачування, також не помічено істотних пооб'єктних відмінностей у розподілі згаданих показників. При переважному розподілі прийомистості в діапазоні 20-220 м 3/сут, середні величини показника по об'єктах розробки Ю 1 січня, Ю 1 2 + 3, Ю 2-3 практично не розрізняються і становлять близько 100-110 м 3/добу. Більш низькі величини прийомистості ( lt; 10-20 м 3/добу) пов'язані з циклічними закачуваннями. Співвідношення свердловин по класах прийомистості в представлених розподілах по основних об'єктах Пд 1 +1, Ю 1 2 + 3, Ю 3 1 + 2 приблизно однакове.
Що стосується фонду нагнітальних свердловин, то він практично щорічно збільшується. Якщо в рік (1991р) максимальної закачування він становив 243 од., То до 2014р. поступово зріс до 300 од. За порівнювані роки (1995р. І 2014р.) Співвідношення нагнітальних і видобувних свердловин склало: 1: 3,2 і 1: 2,2, а за чинним фонду, відповідно, 1: 3 і 1: 2, тобто в динаміці спостерігається підвищення охоплення впливом за площею та обсягом експлуатованих частин об'єктів. При цьому відповідно зближуються зони впливу і відбору, здійснюється зміна напрямків гідродинамічних потоків, що в сукупності сприятливо впливає на підвищення охоплення впливом.
Представлені вибіркові показники рівнів накопиченої і річного видобутку нафти, а також ступеня вироблення запасів нафти дозволяють крупномасштабно відобразити питому значимість кожного об'єкта або їх сукупності в межах кожної площі родовища. Так, якщо розглядати їх розподілу в територіальному плані, то в якості визначальною за рівнем запасів і відборів за ретроспективний період виділялася Вахская площу. Їй відповідає майже половина видобутих запасів нафти родовища, з яких вже витягнуто 59,8%. У цьому ж зв'язку і через найбільш тривалої експлуатації?? згаданої частини родовища накопичений відбір склав 64,0% від загального видобутку нафти по родовищу.
За змістом видобутих запасів нафти Східно і Північно - Вахская площі співвідносяться як 0,55: 0,45. Східно - Вахская площа введена в експлуатацію в 1985р., Тобто на 2 роки раніше Пів...
