біт по нафті - 10,3 т/добу; по рідини 24,9 т/добу, обводненість продукції 58,6%. Розподіл основних показників розробки по застосовуваних на об'єкті способів видобутку наводиться в таблиці 3.2.5.2 і на малюнку 3.2.5.3.
Таблиця 3.2.5.2. Основні показники розробки з розподілом по способам експлуатації свердловин об'єкта ПК 20 1
Спосіб експлуатацііДобича нафти, тис. тДобича рідини, тис. тДебіт нафти, тДебіт рідини, ТОбводненность,% 2010201120102011 201020112010201120102011Фонтан - 4.1-10.0-10.3-24.9-58.6ЕЦН - 29.5-59.3-25.4-50.9-50.2 Всього - 33.6-69.3-21.5-44.2-51.4
Як вже зазначалося раніше, об'єкт ПК 20 1 На першій стадії розробки, але тим не менш, з 21 свердловини 8 експлуатуються з обводненість більше 70%. Розподіл діючих свердловин по інтервалах дебітів нафти і обводнення представлено в таблиці 3.2.5.1. З таблиці видно, що з дебітами нафти менше 5 т/добу. працює 4 свердловини, що становить 19%, з дебітом від 5 до 20 т/добу - 9 свердловин (42,8%) і з дебітом від 20 до 50 т/добу.- 8 свердловин (38%).
Таблиця 3.2.5.3. Розподіл діючого фонду свердловин по дебитам нафти і обводнення
Дебіт нафти, т/сутОбводненность,% lt; 1010-3030-5050-7070-9090-95 gt; 95Ітого0-51111 4 5-10121 < b align="justify"> 4 10-201112 5 20-30111 3 30-402 2 40-5012 3 Ітого235352121
За інтервалам обводнення діючі свердловини розподілилися наступним чином: з обводненість менше 50% працює майже половина свердловин, з високою обводненість більше 90% відзначені 3 свердловини або 14,2%.
Аналізуючи загалом роботу видобувних свердловин, необхідно відзначити, що більше половини мають накопичену видобуток нафти менше 1 тис. т і тільки 2 свердловини відібрали трохи більше 5 тис. т зважаючи на дуже нетривалого терміну експлуатації.
Інформації по гідродинамічним дослідженням практично немає з огляду на те, що 90% діючого фонду обладнано електроцентробежнимі насосами. За час роботи заміри пластового тиску були проведені в чотирьох свердловинах, а середнє значення склало 11,2 МПа. Забійні тиск було заміряні в п'яти свердловинах і оцінюється величиною 9,3 МПа.
Об'єкт БВ 10 . Початкові геологічні запаси по категорії С 1 + С 2 оцінюються в розмірі 39748 тис. т, що становить 10,7% від усіх запасів нафти по родовищу. Добуваються - 9750 тис. Т або 10,4% від усіх видобутих запасів. Пласт БВ 10 експлуатується з 2003 року.
Всього за час експлуатації в межах разбуренной площі у видобутку перебувало 2 свердловини (1035, 1039), які до повернення з перебували під нагнітанням на ЮВ 1. Станом на 2011 р в експлуатаційному фонді на об'єкті числиться 1 видобувна свердловина, яка в даний час знаходиться в простоює фонді. Нагнітальних свердловин на об'єкті немає.
На дату аналізу на об'єкті було видобуто 1,025 тис. т нафти, 20,9 тис. т рідини і 0203000. м 3 газу при середній обводнення 95,1%. Середньодобовий дебіт діючої свердловини з початку розробки по нафті склав 2,9 т/добу, по рідини - 58,6 т/добу. Середній газовий фактор - 198 м 3/т.
Видобуток нафти по свердловинах, обладнаним ЕЦН, склала 0,553 тис. т, середній дебіт: по нафті 2,3 т/добу; по рідини 68,4 т/добу; обводненість продукції 96,6%.
Видобуток нафти по свердловинах, які експлуатувалися фонтанні способом, склала 0,472 тис. т, середній дебіт по нафті - 3,9 т/добу; по рідини 39,4 т/добу, обводненість продукції 90,1%.
Пластовий тиск було заміряні тільки в свердловині №1035 в жовтні 2003 р і склало 20,1 МПа, коефіцієнт продуктивності - 3,6 т/добу/МПа.
Об'єкт БВ 11 . Початкові геологічні запаси по категорії С 1 + С 2 оцінюються в розмірі 28811 тис. т, що становить 7,7% від усіх запасів нафти по родовищу. Добуваються - 5 712 тис. Т або 6,1% від усіх видобутих запасів. Пласт БВ 11 експлуатується з 2001 року.
За весь період експлуатації переклав з інших об'єктів 9 свердловин. Всього за час експлуатації в межах разбуренной площі у видобутку перебувало 13 свердловин. Станом на 2011 р в експлуатаційному фонді на об'єкті числяться 8 видобувних свердловин і одна пьезометрические. Нагнітальних свердловин немає. Чинний видобувний фонд складає 3 свердловини. На дату аналізу ні видобувних, ні нагнітальних спільних свердловин на об'єкті немає. У таблиці 3.2.7.1 наводиться стан фонду на 2011 р ...
