овина №103 переведена під закачування в кінці 2006 р і компенсація сумарного відбору рідини за такий короткий термін не представляється можливим. У центральній частині високий показник пластового тиску 12,3 МПа №104 свердловина, можливо пов'язане з Газосодержание, який при розширенні створює додатковий тиск в привибійній зоні свердловини, який у свою чергу спотворює справжнє значення статистичного рівня в свердловині при його вимірі.
На родовищі ППД ведеться 2 нагнітальними свердловинами (№№103, 9). При цьому річна компенсація відбору за станом на 01.07.07 р складає - 66,7%, накопичена компенсація - 6,67%. Висока варіювання пластового тиску в південно-західній частині I блоку, можливо пов'язане з некоректними даними Рпл по свердловині №201, яке було взято з технологічного режиму, зв'язку з відсутністю досліджень на цій свердловині.
Деякі певні значення пластового тиску по родовищу Акінген є некоректними у зв'язку з тим, що визначення пластового тиску на родовищі в основному проводилося шляхом вимірювання статичних рівнів в свердловинах, а потім розрахунковим шляхом визначалося пластовий тиск.
Для уточнення фільтраційних характеристик об'єктів, і енергетичного стану покладів по родовищу Акінген необхідно і надалі проводити відповідні гідродинамічні дослідження та заміри Рпл глибинним манометром.
2.6 Збір та підготовка свердловини продукції
На підставі існуючої схеми збору нафти в якості викидний лінії застосовується закрита однотрубна система, яка включає індивідуальні для кожної свердловини трубопроводи.
Для заміряє дебіт видобутої продукції свердловини по черзі підключаються до тестового сепаратору, де визначаються співвідношення нафти і газу (газового фактора) окремих свердловин (на родовищі на кінець звітного періоду є 2 АЦЗУ). Якісні параметри свердловини продукції визначаються в лабораторії родовища (вміст води, вміст солей, температура кипіння нафти і т.д.).
В даний час система збору та підготовки видобутої продукції на ЦППН родовища Акінген проводиться за наступною схемою:
Нафтова емульсія зі свердловин по викидних лініях направляється в АЦЗУ «Супутник» №1і2, де здійснюється вимір дебіту кожної свердловини окремо. Після виміру загальна рідина середньої обводненість 60-70% і змістом хлористих солей 4-8 тис. Мг/л направляється на НГС - 1. отсепарирован газ з НГС - 1 через ГС направляється на споживання на власні потреби та на факел, а рідина надходить на відстійник типу ОГ - 200. Виділилася вода з ОГ - 200 принаймні накопичення надходить в дренажну ємність, а нафтова емульсія направляється на НГС - 2 потім на кінцеву сепараційні установку КСУ. Далі нафтова емульсія надходить в технологічні резервуари №1, 2 і 3 (обсягами 400,400 і 1000 м 3 відповідно). Для безперебійної роботи ССО з дренажної ємності з вертикальним насосом ЕП - 40 пластова вода закачується назад в технологічні резервуари. З технологічних резервуарів вся видобута загальна рідина (вода, нафта) через печі підігріву нафти ПТ16/150 (температура на виході t=35-50 0 C) відкачується насосами типу НБ - 125 по нафтопроводу Акінгень - Тюлес? 159-177 мм, протяжністю - 18 км.
2.7 Експлуатація свердловин
. 7.1 Зіставлення проектної та фактичної динаміки технологічних показників розробки і причини їх розбіжності
За 6 місяців 2008
I об'єкт
Фактичний фонд видобувних свердловин відстає від проектного і становить 5 одиниць (за проектом 10 одиниць).
За 6 місяців 2008 р проектом буріння експлуатаційних свердловин не передбачалося.
Проектний обсяг видобутку нафти, рідини і газу 2,3 тис.т, 47,5 тис.т і 0,02 млн.м 3 відповідно, фактично видобуто 7,1 тис.т нафти, 16 , 0 тис.т рідини і 0,23 млн.м 3 газу. Накопичена видобуток за проектом повинна скласти 174,4 тис.т нафти, 965,6 тис.т рідини і 0,02 млн.м 3 газу. Фактична накопичена видобуток нафти, рідини і газу склала 206,8 тис.т, 794,6 тис.т і 0,61 млн.м 3 відповідно. У підсумку, накопичена видобуток нафти перевищує проектний рівень на 32,3 тис.т, накопичена видобуток рідини менше проектної на 171,0 тис.т, фактична накопичена видобуток газу відстає від проектного рівня на 0,122 млн.м 3.
Фактична обводненість (55,4%) менше проектної (95,2%) на 39,8%, що пов'язано з успішним проведенням ГТМ (ізоляція обводнених інтервалів). Середньодобові дебіти по проекту - 1,3 т/добу. по нафті і 27,1 т/добу. по рідини, фактично середньодобовий дебіт становить 8,4 т/добу. по нафті і 18,7 т/добу. по рідини.
Фактичний коефіцієнт використання фонду свердловин (0,98 д.ед.) замість проектного 0,99 д.ед. Фактичний коефіцієнт експлуатації свердловин (0,9...
