чого фонду (209 свердловин). І 8% діючого фонду (80 свердловин) експлуатується з дебітами рідини більше 100 т/добу.
В даний час практично половина свердловин об'єкта (485 од. - 49,9% діючого фонду) експлуатується з обводненість продукції в діапазоні 60 - 90%. Високообводненнимі (обводнення перевищило 90%) є 259 свердловин (26,6% фонду), в тому числі 24 свердловини працюють з критичною обводненностью (більше 98%). Нізкообводненний фонд (вміст води в продукції свердловин менш 20%) представлений дуже незначним числом свердловин (32 од. - 3,2%).
На кінець 2013 114 свердловин діючого видобувного фонду працюють у спільному режимі. На малюнках 2.7 і 2.8 представлено розподіл дебіту нафти, рідини і обводнення спільного фонду станом на 1.01.2014 р Дебіт нафти свердловин об'єкта АВ11-2, що працюють в спільному режимі, не перевищує 20 т/добу. Найбільше число спільних свердловин видобувають менше 5 т/добу (55%), у тому числі 23% працюють з гранично рентабельним дебітом нафти менше 2 т/добу. Третина свердловин (30%) характеризуються дебітом 5 - 10 т/добу і 15% працює досить ефективно, добуваючи 10 - 20 т/добу.
Велика частина свердловин спільного фонду працює з обводненість 60 - 90% - 65 свердловин, 57%. Свердловини з невисокою обводненість 20 - 60% становлять 14% і, в основному, характеризуються продуктивністю по нафті 5 - 20 т/добу. високообводненний спільний фонд з обводненість більше 98% незначний - 6 свердловин, майже всі працюють з гранично рентабельним дебітом нафти менше 2 т/добу.
Малюнок 2.7 - Розподіл діючого фонду по дебіт нафти і обводнення на 1.01.2014 р.
Малюнок 2.8 - Розподіл діючого фонду по дебіт рідини і обводнення на 1.01.2014 р.
Дебіт рідини основної частини спільно видобувних свердловин (70%) знаходиться в діапазоні 10 - 50 т/добу. Нізкодебітних свердловин (дебіт рідини менше 10 т/добу) становлять 11%, дебітом рідини більше 50 т/добу) характеризується робота 19% спільного видобувного фонду.
Розподіл чинного нагнітального фонду по прийомистості представлено на малюнку 2.9. Велика частина нагнітального фонду (205 свердловин - 56% діючого фонду) експлуатується з приемистостью більше 100 м3/добу, в тому числі 8 свердловин (2% чинного нагнітального фонду) здійснюють закачування з приемистостью більше 300 м3/добу. Також значна частина нагнітальних свердловин працює з приемистостью нижче 100 м3/добу і становить 161 свердловину (43% діючого фонду), включаючи 40 свердловин з приемистостью нижче 50 м3/добу. Середня прийомистість нагнітальних свердловин за 2013 рік склав близько 120 м3/добу.
Малюнок 2.9 - Розподіл нагнітальних свердловин по прийомистості на 1.01.2014 р.
За весь час експлуатації у видобутку брали участь 1360 свердловин, на одну свердловину, участвовавшую у видобутку, припадає близько 21,0 тис. т видобутої нафти. Залишкові запаси на одну діючу свердловину складають більше 130 тис. Т.
За всю історію розробки об'єкта закачування води здійснювалася в 373 нагнітальні свердловини. Таким чином, накопичена закачування води на 1 свердловину, участвовавшую у нагнітанні, становить близько 160,0 тис. М3.
Розподіл видобувного фонду свердловин за накопиченою видобутку нафти представлено на малюнку 2.10. Розподіл нагнітальних свердловин за накопиченою закачуванні води приведено на малюнку 2.11.
Велика частина свердловин об'єкта (1103 од. - 81% від загального числа, що брав участь у видобутку фонду) характеризується накопиченої видобутком нафти менше 30 тис. т. на свердловину. Видобуток цієї групи свердловин склала більше 10 млн. Т (40% від накопиченої видобутку об'єкта). Найменш продуктивними (накопичена видобуток менше 3 тис. Т на свердловину) є 278 свердловин (20% від загального числа свердловин), видобуток цих свердловин склала більше 0,2 млн. Т (1,2% від накопиченої видобутку). Необхідно відзначити, що більша частина цих свердловин (174 од. - 63%) з різних причин брали участь у видобутку менше року (в тому числі 74 свердловини введені в 2013 році). Решта свердловини характеризуються невисокою ефективністю, обумовленої низьким рівнем вхідних показників або швидким обводненням. Частка свердловин з накопиченою видобутком понад 50 тис. Т на свердловину становить 8,2% (111 свердловин), сумарний видобуток нафти по них склала 11600000. Т (40,6% від всієї накопиченої видобутку по об'єкту). У високопродуктивному фонді 25 свердловин, які відібрали більше 100 тис. Т нафти на свердловину, сумарний видобуток по них склала близько 6 млн. Т (20,6% від всієї накопиченої видобутком). Всі свердловини розташовані в зоні поширення колекторів переважно масивного типу (МТ).
Малюнок 2.10 - Розподіл свердловин по накопиченої видо...
