ади при її розробці досить висока. Так, максимальні дебіти розвідувальних свердловин, при невеликих депресіях на пласт, співставні з дебітами експлуатаційних свердловин на сусідньому Вингапуровском родовищі. Сеноманського газова поклад Вингаяхінского родовища характеризується наявністю активної підошовної водою. Згідно з розрахунками при відстані від нижніх дірок перфорації до поверхні ГВК порядку 20 м безводний дебіт в основний період розробки оцінюється в 450-470 тис.м3/сут. При цьому величина депресії на пласт не перевищить 2 кг/см2. Як показує досвід розробки довколишніх родовищ (Вингапуровского, Комсомольського, Губкінського) при таких депресіях не відзначається руйнування привибійної зони свердловини. Такі продуктивності може забезпечити виправдала себе на практиці центрально-групова схема розміщення кущів експлуатаційних свердловин в центральній частині структури.
Фактором, який ускладнює облаштування сеноманской газового покладу, може з'явитися велика кількість нафтових кущів і лінійних комунікацій на площі родовища. Але очікувана висока продуктивність газових свердловин зумовлює їх порівняно невелика кількість, а отже і можливість розміщення їх на площі родовища.
В умовах ринкової економіки на перше місце ставиться отримання максимального прибутку від видобутку вуглеводневої сировини за весь період розробки. Оскільки категоричних економічних обмежень на обсяги щорічного видобутку газу на родовищі не встановлено, то на стадії проектування розробки постає питання про вибір оптимального варіанту експлуатації, що забезпечує максимальну видобуток газу при мінімальних капітальних вкладеннях в облаштування родовища і експлуатаційних витратах, тобто рівнями річного видобутку газу в період постійних відборів газу (4, 5, 6 і 7 млрд.м3).
За вибраним варіантом розробки передбачається рівень річного видобутку газу в період постійних відборів 5 млрд.м3. Такий рівень видобутку може бути досягнутий за рахунок експлуатації 33 свердловин, об'єднаних в 14 кущів по 2-3 свердловини в кущі. Середній робочий дебіт однієї свердловини очікується рівним 447 тис.м3/добу при депресії на пласт 1,0-1,7 кг/см2. Тривалість періоду наростаючій і постійного видобутку складе 13 років. Пластовий тиск в зоні розміщення свердловин до початку падаючого видобутку знизиться до 45,7 кгс/см2.
Термін розробки 28 років. Пластовий тиск до кінця розробки знизиться до 12,3 кгс/см2. Обводнювання поклади складе 53,6% початкового порового об'єму.
сеноманського газова поклад Вингаяхінского родовища вигідно відрізняється від інших в плані розробки тим, що залягає на порівняно невеликій глибині, характеризується високими колекторськими властивостями, а отже, очікуваної великою продуктивністю експлуатаційних свердловин. Поклад масивного типу на всій площі стелить підошовної водою. Зазначені фактори дозволяють використовувати центрально-групову схему розміщення експлуатаційних свердловин, що передбачає формування експлуатаційного поля в прісводовой частини структури. Аналогічна схема цілком виправдала себе на сусідньому Вингапуровском родовищі, де до теперішнього часу, глибина регіональної депресійної воронки не перевищує 5-6 кг/см2, незважаючи на те, що площа зони розміщення експлуатаційних свердловин не перевищує 25% від площі поклади. Така схема відрізняється рядом переваг за порівняно з іншими (наприклад, рівномірним розміщенням свердловин). Скорочується протяжність внутріпромислових комунікацій (шлейфів), під'їзних автодоріг до свердловин, зменшується площа земель відведених на будівництво технічних споруд.
Існуючий досвід буріння та експлуатації свердловин на аналогічних родовищах дозволяє використовувати в якості основного способу розбурювання, будівництво похило-спрямованих свердловин, що також значно знижує витрати на облаштування родовища і експлуатацію свердловин, зменшує вплив на навколишнє середовище.
Освоєння газового покладу розпочато з найбільш продуктивною її частини, тобто перший свердловини розташовані на ділянці найбільших газонасичених товщин з подальшим розширенням експлуатаційного поля до периферійних частинах поклади. Основні труднощі виникають у зв'язку з тим, що площа розміщення експлуатаційних свердловин і внутріпромислових комунікації накладаються на поле вже пробурених нафтових свердловин. Тут же є досить розгалужена схема збору нафти. Тому при виборі точок розміщення кущів свердловин і схеми збору газу максимально використані коридори нафтозбиральних колекторів.
З цієї ж причини доцільно розташування УКПГ неподалік від систем збору та підготовки нафти (ЦПС, ДНС).
Приблизно в 40 км на схід від Вингаяхінского родовища розташоване Ети-Пуровском родовище, яке також є перспективним об'єктом для першочергового освоєння. З метою запобігання дублюванню транспортних потоків газу...
