и високі рівні відбору, проте в ряді випадків незадовільний стан фонду стримує залучення в розробку низькопродуктивних запасів.
· Енергетичне стан об'єкта ЮВ 1 можна вважати задовільним.
· Останнім часом у розробці об'єкта намітилися явні позитивні тенденції. Видобуток нафти зростає, фонд недіючих свердловин скорочується, інтенсивно втягуються в розробку запаси нафти, зосереджені в низькопродуктивних колекторах, раніше не залучені в розробку, що пов'язано з появою і застосуванням нових технологій, що дозволяють інтенсифікувати видобуток нафти і збільшити коефіцієнт вилучення нафти.
Об'єкт АчБВ 14-19 є другим за обсягом запасів після ЮВ 1. Початкові геологічні запаси за категоріями С 1 + С 2 оцінюються в розмірі 33760 тис. Т., Що складає близько 9,1% всіх запасів по родовищу. Добуваються - 7866 тис. Т. Або 8,4% від усіх видобутих запасів. Пласти ачимовской товщі розробляються з 1991 року.
За весь період експлуатації на об'єкті пробурено 18 свердловин, в т.ч. 15 видобувних і 3 нагнітальних, переведено з інших об'єктів 64 свердловини.
Проектний фонд, відповідно до останнього документом, на підставі якого сьогодні ведеться розробка об'єкту ачимовской товщі, становить 212 свердловин, у тому числі 112 видобувних і 110 нагнітальних.
Всього за час експлуатації в межах разбуренной площі у видобутку перебувало 82 свердловини. Станом на 1.08.11 р в експлуатаційному фонді на об'єкті числиться 80 свердловин (86 з спільними), з них 72 видобувних і 8 нагнітальних. Чинний видобувний фонд складає 62 свердловини, під закачуванням числиться 8 свердловин.
На дату аналізу спільно з об'єктом ЮВ 1 у видобутку беруть участь 5 свердловин, обладнаних електроцентробежнимі насосами, і одна свердловина числиться в бездіяльності. У таблиці 3.2.2.1 наводиться стан фонду на 1.08.2011 року, де в знаменнику вказується фонд з спільними свердловинами.
Таблиця 3.2.2.1. Стан фонду свердловин об'єкта АчБВ 14-19 на 1.08.2011 р
Фонд скважінКатегоріяКол-воФонд видобувних скважінПробурено15/21Возвращено з інших горізонтов59Всего 73/79 в т.ч. действующіе62/67із них: фонтанние52ЕЦН10/15бездействующіе10/11в освоеніі0в консерваціі0пьезометріческіе1контрольние0Переведено на інші горізонти1Ліквідірованние0Передано під закачку8Фонд нагнітальних скважінПробурено3Возвращено з інших горізонтов5Переведено з добивающіх2в т.ч. з власного фонда2возвратного фонда0Всего 8 в т.ч. під закачкой8в бездействіі0в освоеніі0в консерваціі0пьезометріческіе0контрольние0В експлуатації на нефть26Ліквідірованние0Переведено на інші горізонти0 Всего81/86
Проведення бурових робіт на об'єкті почалося в 1991 р, коли були пробурені перші 2 свердловини, з яких за рік було видобуто 8,2 тис. т. при середньому дебіте 17,6 т/добу безводної нафти. Потім буріння було припинено, і протягом семи років видобуток вівся однією свердловиною. У 1999 р була введена одна свердловина перекладом з ЮВ 1, і тільки в 2004 році почалося промислове розбурювання, коли в роботу були запущені відразу 6 свердловин, з яких одна свердловина з освоєння минулих років перекладом з іншого об'єкта. За 2010 року введено в роботу 5 свердловин, з яких видобуто 16,6 тис. Т. Нафти при середній обводнення 30,5%, дебіти по рідини і по нафті склали, відповідно, 60,3 і 41,9 т/добу.
Динаміка введення нових свердловин
Максимальний обсяг видобутку нафти, який склав 391,1 тис. т. при середньорічній обводнення 19,5% припадає якраз на дату аналізу. Видобуток рідини знаходиться на рівні 485,9 тис. Т. Практично 8 років з об'єкта добувалася безводна нафту, і тільки з 2005 р відзначається інтенсивне зростання обводнення продукції, який досяг свого максимального показника - 30,8% в 2008 р Потім відбулося деяке зниження обводнення за рахунок введення нових свердловин. Динаміка основних технологічних показників наводиться в таблиці 3.2.2.2 і на малюнку 3.2.2.2. Динаміка коефіцієнтів використання та експлуатації по нафтовому фонду наведена на малюнку 3.2.2.3.
Формування системи ППД почалося в червні 2003 року з введенням під закачування свердловини 3001 на півночі родовища. Середня прийомистість по 2003 р становила 455 м 3 на добу. У 2011 році на дату аналізу було переведено під закачування ще 7 свердловин з середньою приемистостью 261 м 3 на добу. Всього на 1.08.2011 р в експлуатаційному нагнітальному фонді числиться 8 свердловин, які всі знаходяться під закачуванням.
Таб. 3.2.2.2. Динаміка видобутку нафти, рідини, закачування води. Об'єкт розробки: АчБВ 14-19
...
