вердловині №113 виконані комплексні гідодінаміческіе дослідження при 5 і 9 мм штуцерах, знята крива відновлення тиску. Забійні тиск при 5 мм штуцері склало 121,6 атм, а при 9 мм штуцері 121,2 атм. Заміряне пластовий тиск становить 121,8 атм. У свердловині відзначається високий газовий фактор. Депресія на пласт склала 0,2 атм, при дебіте рідини 43,0 м 3/добу при 5мм штуцері.
З урахуванням даних опробування, умов залягання пластів, розмірів і прийнятих кордонів покладів, початкових пластових тисків і температур, з урахуванням поточного стану розробки, режим роботи покладів альбскіх горизонтів можна визначити як водонапірний, а по решті обріїв водонапірний з поєднанням режиму розчиненого газу.
. 9 Спеціальна частина
. 9.1 Аналіз ефективності реалізованої системи розробки
З вище проведеного аналізу показників розробки покладів продуктивних горизонтів родовища Акінген видно, що перші п'ять років розробки характеризуються низькими темпами розробки та незначним зростанням видобутку нафти, що пояснюється з запізненням розбурювання покладів і не виконанням проектних рішень. У наступні роки, починаючи з 1997 р спостерігається збільшення обсягів видобутку нафти, при цьому фактичні величини перевищили проектні значення, що пояснюється введенням нових свердловин і з початком експлуатації неокомских горизонтів.
Свердловини альбсеноманскіх горизонтів вступали в експлуатацію механізованим способом, за винятком свердловини №107 вступила в експлуатацію фонтанні способом. Свердловини неокомских горизонтів вступали в експлуатацію фонтанні способом.
При механізованої видобутку застосовуються верстати-качалки типу ПШГНТ - 4, для підйому рідини на поверхню використовуються насоси типу НГН - 43.
З липня 1995 року на родовищі пустили під пробне закачування попутно-пластових вод свердловину №9, хоча техсхемой заводнення не передбачалося. При цьому початкова прийомистість даної свердловини становила 20-25 м 3/добу., При тиску нагнітання 15 атм.
Свердловина перебувала під періодичної закачуванням в перебігу 4 місяців і за цей період закачено +2669 м 3 води.
З жовтня 1995р свердловин була зупинена через відсутність прийомистості і перебувала в бездіяльності до січня 2002 року.
Продукція свердловин з гирла по викидним лініях надходить на ГЗУ типу «Супутник» для заміру дебіту нафти і обводнення і далі на газовий сепаратор для відділення газу від рідини, потім на установки по зневодненню і знесоленню. З метою ліквідації ускладнень при експлуатації свердловин на родовищі проводилася закачування інгібітору по парафіноотложеній МЛ - 80 (всього 1 скважино-обробка), яка не дала ефекту. Також проводилися промивки піщаних пробок, так в 2003р було проведено 16 свердловин-операцій, за яким одержаний сумарний ефект 912,3 тонн нафти.
По контролю за розробкою родовища в 2001-03 р були проведені дослідницькі роботи відділом ДДІВ ЦТИ, заміри пластових тисків по 2-м свердловинах №№112, 113, відбір глибинних проб в свердловині №113, заміри статичних і динамічних рівнів.
. 9.2 Обгрунтування розрахункових варіантів розробки і їх вихідні характеристики
Для подальшої розробки родовища Акінген вибір розрахункових варіантів проведений для кожного виділеного об'єкта з урахуванням їх різних особливостей і методичних рекомендацій регламенту РД 39-0147035-207-86.
Як описувалося в вище сказаних розділах для подальшого проектування розробки родовища було виділено два об'єкти, які розташовуються по вертикалі в єдиній зоні горизонтального розповсюдження і I-об'єкт вже має свою розбурених трикутну сітку свердловин згідно" Технологічної схеми розробки ...- 1994р ».
Авторам проекту довелося відступитися від проектування жорстко рівномірних сіток свердловин у запобігання накладки проектованих свердловин II - об'єкта на пробурені свердловини I-об'єкта, а також несиметричності конфігурації покладів в плані.
У" Технологічної схеми розробки родовища Акінген, 1994р» з метою раціонального кількості свердловин були розглянуті різні щільності сіток свердловин для розробки чисто нафтової і водонефтяной частин поклади.
До реалізації був рекомендований I варіант розробки з розбурювання поклади за трикутною системі розміщення свердловин з відстанню між свердловинами 300х300 м, (щільність сітки 31,2 +10 4 м2/вкв).
Однак II-альбский горизонт не розробляє, а проміжний не планувалося розроблятися. З цієї причини необхідно розрахувати подальшу видобуток з розробляється об'єкта з включенням в нього II-альбского горизонту.
В основному розглянуті три варіанти розро...
