1440 м 
ВК-1 ВК-2
1500 м ВК-3Викуловская свита литологически сложена глинисто-алевритовыми породами, с переходом в верхней части к преимущественно алеврито-песчаному составу. Толщина свиты 120-130 м. Является основным объектом разработки на Западной площади ВК1-3.
Коллекторы пласта ВК 1-3 представлены типично полимиктовыми разнозернистыми песчаниками и алевролитами с содержанием кварца 30 - 59%, полевых шпатов 10 -34 %, обломков пород 20 - 54 %, слюды 1,0 - 3,7 %.
Пласты-коллекторы крайне не выдержаны как в разрезе, так и по простиранию, имеют низкие филътрационно-емкостные свойства.
Объект ВК разрабатывается на основании технологической схемы разработки Западной и Каменной площадей Усть-Балыкского месторождения, утвержденной ЦКР.
Утвержденный вариант разработки по объекту ВК предусматривает:
- система разработки — пятирядная с переходом на блочно-замкнутую;
- плотность сетки -10 га/скв.;
- общий проектный фонд - 4975 скважин, в т.ч. добывающих - 3485, нагнетательных - 1488. Оставшийся уточненный независимый проектный фонд скважин для бурения на 01.01.2002 года составляет по площади 329 (13,2%).
проектные уровни добычи:
- нефти -2,7517 млн.т (2003 г.),
- жидкости — 20,8355 млн.т,
- закачка воды – 30,0503 млн.м3,
Основные проблемы в разработке объекта викуловской свиты обусловлены горно-геологическими условиями залегания пластов:
- высокая расчлененность объекта (в каждом пласте выделяется до пяти и выше нефтенасыщенных пропластков с различной проницаемостью разделенными прослоями глин), обуславливает разноскоростную выработку запасов нефти из продуктивных интервалов разреза, что предъявляет повышенные требования к технологии строительства скважины и методам вскрытия пластов, заведомо снижает эффективность использования горизонтальных скважин для выработки запасов нефти в краевых зонах;
- невыдержанная, тонкая глинистая перемычка между верхним пластом ВК1 и нижним BK2-3 , делает невозможным организацию дифференцированного воздействия и не обеспечивает надежную изоляцию пластов в процессе эксплуатации скважин;
- присутствие рыхлосвязанной воды в свободном состоянии обуславливает неблагоприятный режим фильтрации нефти в пласте, изначально характеризуя продукцию скважин повышенным водосодержанием;
- обширные водонефтяные зоны - существенно снижают эффективность систем заводнения и методов интенсификации нефтедобычи.
Прибрежно-морские отложения продуктивных пластов BK1 и ВК2-3 приурочены к кровельной части викуловской свиты и имеют площадное распространение.
Согласно Технологической схемы на разработку предусмотрено выделение одного эксплуатационного объекта ВК1-3[10].
Разбуривание пластов BK1 и ВК2-3, материалы геофизических, гидродинамических и промысловых исследований подтвердили правомерность выделения залежей нефти викуловской свиты в единый объект разработки.
Пласт BK1. Коллекторы пласта BK1 в пределах Запдной+Талинской лицензионного участка распространены повсеместно и представлены средне-мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
Общая толщина пласта изменяется от 12,6 до 24 м, эффективные толщины варьируют в интервале от 3,6 до 22,2 м, среднее значение эффективной толщины в пределах внешнего контура нефтеносности составило 12,3 м. Расчлененность пласта довольно неравномерная, количество пропластков составляет от 2 до 15. Преобладающая толщина проницаемых прослоев 1,0 - 1,6 м. Проницаемые прослои более 3 м зачастую сложены переслаиванием коллекторов, различающихся по своим фильтрационно-емкостным свойствам.
Толщина прослоев и линз неколлектора несколько меньше и в среднем составляет 1 м, однако на долю пропластков неколлектора с толщиной не более одно метра приходится 68,5 % (рис. 3.6.).
Продуктивный пласт BK1 по морфологическому строению относится к типу линзовидно-слоистых, выдержанных по общей толщине. Однако присутствующие в разрезе пласта преимущественно маломощные пропластки неколлектора не могут служить существенными экранами для фильтрации жидкости. Тип коллектора поровый. По фильтрационным способностям продуктивные отложения пласта BK1 характеризуются как низкопроницаемые. На долю пропластков коллектора с проницаемостью менее 10*10"3 мкм2 приходится 14,5 %, с проницаемостью от 10 до 50*10"3 мкм2 - 54,6 % от общего объема пласта. Коллекторы с улучшенными фильтрационными свойствами приурочены к средней части пласта (пачка «Ь»). Проницаемость отложений этой пачки по данным ГИС составляет в среднем 79,7*10"3 мкм2.
Нефть пласта BK1 Западной площади малосернистая, малосмолистая, парафинистая, средней плотности, вязкая.
От пласта BK1 пласт ВК2-3 отделен уплотненной глинистой, неравномерно алевритистой и карбонатизированной, перемычкой толщиной 1,0 - 7,4 м.
1.3 СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ К ТРАНСПОРТИРОВАНИЮ
Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти и газа, а также выполняющих технологические процессы поддержания пластовых давлений.
Отличительными особенностями нефтедобывающего предприятия являются:
- большая рассредоточенность объектов на площадях, достигающих тысяч и десятков тысяч гектаров;
- расстояния между скважинами измеряются сотнями метров;
- непрерывность технологических процессов;
- однотипность технологических процессов на объектах (скважины, групповые установки, сепараторы и т. п.);
- связь всех технологических объектов через единый пласт, на который проведены все эксплуатационные и нагнетательные скважины, через поток продукции (нефть, газ) и через энергетические потоки (пар, газ, вода);
- низкая информационность о процессах, протекающих в пласте и скважине (практически единственным источником информации является измерение дебитов жидкостей и давлений в скважинах);
- большая инерционность протекающих в пласте процессов, приводящих к тому, что результаты того или иного управляющего воздействия на пласт можно будет оценить только через несколько лет, а иногда только к концу разработки месторождения, т. е. через десятки лет;
- непостоянство объема добычи нефти на месторождении, характеризующееся подъемом добычи в начальный период эксплуатации, стабилизацией на некотором уровне в промежуточный период и снижением добычи после этого периода, из-за этого в начальный период эксплуатации месторождения, когда наряду с разбуриванием площади вводятся многодебитные скважины, строительство объектов транспортировки и подготовки нефти не обеспечивает ведения нормального технологического процесса; при наступлении третьего периода эксплуатации месторождения мощность капитальных технологических объектов оказывается излишней;
- уникальность строения и параметров месторождений и невозможность повторения разработки в идентичных условиях, ограничивающих значение проводимых промысловых экспериментов;
- практически единственная возможность оценить достоинства и недостатки той или иной технологии разработки — это математическое моделирование тем более, что проведение промысловых экспериментов связано с огромными затратами ресурсов и времени.
Некоторые из отмеченных особенностей способствовали ускорению развития автоматизации нефтедобывающих предприятий. Так, непрерывность и однотипность технологических процессов, связь их через единый пласт, продукт и энергетические потоки позволяли решать задачи автоматического управления, используя существующие методы теории автоматического регулирования. Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях привела к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами.
1.4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
ЛПДС “Нурлино” пущена в эксплуатацию в 1973 году и осуществляет свою деятельность в соответствии с положением о нефтеперекачивающей станции и имеет насосные цеха по нефтепроводам УБКУА, НКК, ТОН-1 и осуществляет перекачку тюменских нефтей.
Перекачка по нефтепроводам УБКУА и НКК может осуществляться, как отдельно по каждому, так и одновременно по двум трубопроводам. Территориально подпорные и основные насосные цеха нефтепроводов УБКУА, НКК расположены на совмещенных площадках. Подпорная насосная нефтепровода НКК имеет насосы 26 QLSM - 4 шт., подпорная нефтепровода УБКУА - НПМ-5000´90 - 4 шт.
Основные насосные станции оснащены насосными агрегатами: нефтепровод НКК – НМ-10000´210- 4шт., электродвигатели СТД-8000- 4шт., нефтепровод УБКУА – НМ-10000´210 - 3шт., и СТД-6300 кВт -3шт.
