вин - рядна, система впливу на пласти - закачування подтоварной і прісної води. Ряди свердловин розташовані в широтному напрямку, між рядами нагнітальних свердловин розташовуються три ряди видобувних свердловин. Відстані між рядами свердловин 500 м, відстані між свердловинами в рядах: в нагнітальних - 500 м, в перших рядах видобувних свердловин - 450-500 м, а в середніх, що стягають, рядах - 250 м.
Буріння на ачимовской пачку в межах восьмиметровой нефтенасищенной товщини по квадратній сітці з відстанню між свердловинами 636 м (40.4 га/вкв.) з переходом від трехрядной до базарною пятиточечной системі. На другому етапі розробки - ущільнення сітки свердловин до 20 га/вкв. шляхом переведення 99 свердловин з об'єкта ЮВ 1 після їх обводнення.
Основні технологічні показники затвердженої технологічної схеми наступні:
проектний рівень видобутку:
· - нафти - 1918 тис. т/рік;
· - рідини - 4248 тис. т/рік;
· - нафтового газу - 469100000. м 3/рік;
· рівень закачування води - 7 013 тис. м 3/рік;
проектний фонд свердловин: - 611
· в т.ч. видобувних - 409
· нагнітальних - 180
· контрольних - 22
· фонд резервних свердловин - 153
фонд свердловин для буріння: - 443
· в т.ч. видобувних - 280
· нагнітальних - 148
· контрольних - 15
Слід також зазначити, що в 2011 році фахівцями ВАТ «Варьеганнефтегаз» була виконана робота «Аналіз розробки і прогноз рівнів видобутку на 2012-2020 роки», яка затверджена у червні 2012 року ЦКР МЕТ (протокол №2373 від 24 червня 2012).
Початкові геологічні запаси Верхнеколік-Еганского родовища за категоріями С 1 + С 2 оцінюються в розмірі 373 219 тис. т., добуваються - 93951 тис. т. Родовище розробляється з 1990 р На дату аналізу в видобутку беруть участь 9 об'єктів: ЮВ 1, АчБВ 16-19, БВ 10, БВ 11, ПК 6, ПК 19, ПК 20 1, ЮВ 3, ЮВ 8. Зіставлення запасів нафти по розроблюваним об'єктам приведено в т?? бліці 3.1.1. За весь період розвідки і розробки на родовищі пробурено 374 свердловини, включаючи розвідувальні. Всього за час експлуатації по всіх об'єктах в межах розбурених площ у видобутку перебувало 292 свердловини, під закачуванням - 92 свердловини. Станом на 1.08.2011 р в експлуатаційному фонді числиться 296 свердловин, з них 224 видобувних і 72 нагнітальних. У фонді пьезометріческіх і контрольних знаходиться 11 свердловин і одна свердловина ліквідована. Чинний видобувний фонд складає 185 свердловин (169 - дають продукцію і 16 в поточному просте), під закачуванням числиться 59 свердловин і одна свердловина знаходиться в поточному просте.
Стан реалізованого фонду по Верхнеколік-Еганскому родовищу представлено в таблиці 3.1.2.
Таблиця 3.1.2. Стан реалізованого фонду по Верхньо-Колік-Еганскому родовищу на 1.08.2011 р.
№ п/пФонд скважінКатегоріяКол-во1.Добивающіе Всего236 в т.ч. действующіе185із них: фонтанние66ЕЦН119ШГН0газліфт0бездействующіе38в освоеніі1в консервации0пьезометрические7контрольные4ликвидированные12НагнетательныеВсего 72 в т.ч. під закачкой60в бездействіі12в освоеніі0в консервации0пьезометрические0контрольные0ликвидированные0В експлуатації на нафту (діючі) 74 Всего308
У 2010 році на родовищі було видобуто 1 855,3 тис. т нафти, 3803 тис. т рідини і 780900000. м 3 газу при середній обводнення 51,2%. Середньодобовий дебіт діючої свердловини по нафті склав 36,6 т/добу, по рідини - 75,0 т/добу, середній газовий фактор - 420,9 м 3/добу. Станом на 1.08.2011 р з початку розробки було видобуто 16 711,6 тис. Т нафти, 25 698,3 тис. Т рідини і 6157 млн. М 3 газу при середній обводнення продукції - 53.8%, накопичений обсяг вміщеній води- 41227 тис. м 3. Середньодобовий дебіт діючої свердловини по нафті в 2011 році склав 35.4 т/добу, по рідини - 76.7 т/добу.
Видобуток нафти по свердловинах, обладнаним ЕЦН, склала за 2010 рік 1048,2 тис. т або 56,5%, а за 7 місяців 2011 р - 747,3 тис. т або 61,1 %. Середній дебіт: по нафті відповідно 29,2 т/добу і 33,0 т/добу; по рідини 78,2 т/добу і 91,0 т/добу; обводненість продукції 62,6% і 63,0%. Видобуток нафти по свердловинах, які експлуатувалися в 2010 р фонтанні способом, склала 807,0 тис. Т або 43,5%, а за 7 місяців 2011 р - 476,7 тис. Т або 38,9%. Середній дебіт по нафті відповідно 46,4 т/добу і 40,1 т/добу; по рідини 57,8 т/добу і 49,4 т/добу, обводненість продукції 33,6% і 18,9%.
