сті один до одного (див. додаток 2 ).
Характеристика початкових і поточних дебітом свердловин
Розподіл чинного видобувного фонду свердловин по дебитам газу і конденсату наведено в таблиці 2.2.
Таблиця 2.2 - Родовище Амангельди. Ніжневізейскій горизонт. Розподіл свердловин по дебитам газу і конденсату
ПоказателіДіапазон дебітів газу, тис.м3/сутІтогодо 1515-4040-80 gt; 80Колічество скважін6105324В% від діючого фонда25.041.720.812.5100ПоказателіДіапазон дебітів конденсату, т/сутІтогодо 11-33-9 gt; 9Колічество скважін6107124В% від діючого фонда25.041.729. 04.2100Как видно з таблиці 2.2, на 01.07.2007 р більша частина свердловин в кількості 10 одиниць, що складає 41.7% від діючого фонду, експлуатувалися з дебітами газу від 15 тис.м3/добу до 40 тис.м3/сут. З мінімальними дебітами газу до 15 тис.м3/сут працювали 6 свердловин, що склало 25% від діючого фонду. П'ять свердловин родовища експлуатувалися з дебітами в діапазоні 40-80 тис.м3/добу, що становить від діючого фонду 20.8%. Решта 3 свердловини, складові від загальної кількості діючого фонду 12.5%, працювали з більш високими дебітами, більше 80 тис.м3/сут.
За фактичними даними експлуатації на 01.07.2007 р видобувні свердловини родовища Амангельди працювали з поточними дебітами: газу - від 3 тис.м 3/добу (свердловина 119) до 108 тис.м 3/добу ( свердловина 104) і конденсату - від 0.1 т/добу (свердловина 119) до 9.3 т/добу (свердловина 104). В цілому по родовищу на 01.07.2007 р поточні середньодобові дебіти по газу склали 36.3 тис.м 3/добу і 2.9 т/добу по конденсату.
Як видно з таблиці 2.3, видобувні діючі свердловини родовища умовно поділяються на 4 групи: високо-, середньо-, мало- і нізкодебітних.
Так до групи високодебітних свердловин можна віднести 3 свердловини (122, 109, 104), що характеризуються середньодобовими дебітами по газу: 96.4, 99.6, 108.0 тис.м 3/добу, відповідно.
До среднедебітние відносяться п`ять свердловин (107, 2-Г, 6-Г, 121, 108) з середніми дебітами по газу 45.7, 57.0, 61.0, 65.5, 74.6 тис.м 3/добу, відповідно.
Таблиця 2.3 - Родовище Амангельди. Ніжневізейскій горизонт. Характеристика поточних дебітом свердловин станом на01.07.2007 г.
№№ п/пСкважінаТекущій дебіт газу, тис.м 3/сутТекущій дебіт конденсату, т/сут12-Г56.984.0826-Г60.985.01316-Г18.051.05410110.000.90510225.292.08610327.822.237104107.959.3381053.860.20910617.501.311010745.673.451110874.606.581210999.598.69131108.280.67141113.790.201511222.721.711611338.202.081711418.051.441811515.731.321911631.202.232011715.041.30211184.180.20221193.030.102312165.495.432412296.408.64Среднее значеніе36.272.93
Десять свердловин (117, 115, 106, 16-Г, 114, 112, 102, 103, 116, 113) входять до групи малодебітних свердловин і характеризуються середніми дебітами від 15.0 до 38.2 тис.м 3/добу.
нізкодебітних є шестеро свердловин (119, 111, 105, 118, 110, 101) з дебітами газу 3.0, 3.8, 3.9, 4.2, 8.3, 10.0 тис.м 3/добу, відповідно.
За час експлуатації майже у всіх свердловинах родовища спостерігається зниження середньодобових дебітів по газу і конденсату.
Найбільш інтенсивне зниження дебітів спостерігається в 3-х свердловинах: 104, 109, 110.
Свердловина 104, введена в експлуатацію в березні 2005 року, з середнім початковим дебітом газу 180.8 тис.м 3/добу, який збільшившись в наступному місяці до свого максимуму в 196.6 тис.м 3/добу, знизився до мінімуму 107.95 тис.м 3/добу (на 01.07.2007 р). Накопичена видобуток свердловини склала: газу - 128.57 млн.м 3, конденсату - 12.78 тис.т.
Таблиця 2.4 - Родовище Амангельди. Ніжневізейскій горизонт. Накопичена видобуток газу і конденсату станом на 01.07.2007 г.
№№ п/п№ скважіниНакопленная видобуток газу, млн.м 3 Накопичена видобуток конденсату, тыс.т12-Г44.6852.46326-Г17.6561.584316-Г0.4330.025410127.4752.570510228.9272.541610341.0763.7527104128.57412.77581055.1650.665910615.5721.5491010768.6896.5891110891.9488.82312109205.20023.2451311034.0692.945141114.3580.5431511229.9002.5991611365.0864.2641711420.2331.8311811519.4761.9261911636.4383.0712011716.7051.528211180.7500.046221190.0790.0032312125.0642.3792412213.6821.186всего941.2488.902 Помітне зниження дебіту газу наголошується в свердловині 109, експлуатується з листопада 2003 року. Дебіт свердловини, складаючи на початок експлуатації 104.5 тис.м 3/добу, в травні місяців 2004 р досяг максимального дебіту в 208.3 тис.м 3/добу, після чого знизився до 98 тис.м 3/добу в травні 2007 р Поточний дебіт свердловини на 01.07.2007 р склав 99.6 тис.м 3/добу, накопичена видобуток газу і конденсату - 205,2 млн.м 3 і 23.25 тис.т, відповідно.
...
