ках. Дослідна експлуатація свердловин № № 900, 148б, проведення на них комплексу гідродинамічних досліджень, відбір глибинних і гирлових проб рідини. На свердловинах № № 920, 921, 922 провести відпрацювання способів ізоляції підошовної води;
по об'єкту АВ 1 січня передбачити буріння та проведення пробної експлуатації 9 свердловин (8 видобувних і 1 нагнітальна) в 1992-1993 рр..;
по об'єкту АВ 3 передбачити буріння та проведення пробної експлуатації п'яти видобувних свердловин в 1991-1992 рр..;
- по об'єкту БВ 10 лютого передбачити буріння та проведення пробної експлуатації 9 свердловин (8 видобувних і 1 нагнітальна);
- БВ 10 лютого передбачити буріння та проведення пробної експлуатації 20 свердловин (18 видобувних і 2 нагнітальних);
по об'єкту БВ 11 передбачити буріння та проведення пробної експлуатації 9 свердловин (8 видобувних і 1 нагнітальна);
по об'єкту БВ 16-21 передбачити буріння та проведення пробної експлуатації 18 свердловин (16 видобувних і 2 нагнітальних).
Згідно технологічної схеми, в розробку має бути залучене 149,7 млн. т. балансових запасів нафти, прийнятий кінцевий коефіцієнт нефтеизвлечения дорівнює 0,426, видобувні запаси - 63,7 млн. т.
У 2007 році протоколом № 565 ТО ТКР по ХМАО на період 2007-2009 рр.. затверджено «Аналіз розробки Ван-Еганского родовища (групи пластів АВ, БВ і ЮВ)», в якому виконаний аналіз поточного стану розробки, аналіз виконання проектних рішень та рішень ТКР ХМАО, дані рекомендації з експлуатації родовища на період до затвердження нової «Технологічної схеми ... »[7].
У новому проектному документі основні проектні рішення «Технологічної схеми ...» 1990 року залишилися без зміни. Були внесені коректування за проектними обсягами буріння, а також по застосуванню нових технологій заканчивания свердловин при експлуатації пластів (буріння горизонтальних свердловин і другий горизонтальних стовбурів).
Затверджений третій варіант передбачає [7] :
буріння 41 похило-спрямованої свердловини;
буріння 56 горизонтальних свердловин з довжиною горизонтальної ділянки в пласті до 500 м;
376 перекладів свердловин (КР - 9);
75 заходів з гідророзриву пласта (КР 7-2, КР 7-3);
буріння друге горизонтальних стовбурів (КР - 6) з довжиною горизонтальної ділянки в пласті до 500 м. - 32 шт. на діючому фонді та 43 шт. на перекладному фонді.
рівні видобутку нафти на трирічний період:
, 3 тис. т в 2008 р.;
, 4 тис. т в 2009 р.;
, 1 тис. т в 2010 р.
Для збільшення нафтовіддачі пластів заплановано застосування технологій з закачування хімреагентів з вирівнювання профілю прийомистості. Для їх адаптації до конкретних умов слід провести дослідно-промислові роботи на різних об'єктах. Це дозволить виявити особливості застосування кожної з технологій і визначити найбільш оптимальні умови їх використання. За результатами ОПР може бути проведено коректування намічених заходів та врахована в подальших проектних документах [7].
У 20...
