stify"> Свердловина 105 експлуатується з квітня 2004 р з початковим дебітом 13.4 тис.м 3/добу, який зменшився в грудні 2006 р до 1.7 тис.м 3/добу, склавши на 01.07.2007 р 3.9 тис.м 3/добу. Видобуток свердловини з початку експлуатації склала: газу - 5.17 млн.м 3, конденсату - 0.67 тис.т.
Початковий дебіт свердловини 106, введеної в експлуатацію в травні 2004 року, склав 9.0 тис.м 3/добу. Після ВРХ, проведеного в свердловині з липня по серпень місяці 2005 р з метою зарезки бічного похилого стовбура, дебіт газу збільшився з 9.9 тис.м 3/добу (червень 2005 -перед ВРХ) до 25.7 (жовтень 2005 -після ВРХ), після чого відбулося зниження дебіту. Середній дебіт свердловини станом на 01.07.2007 р склав 17.5 тис.м 3/добу, за час її експлуатації всього видобуто: газу - 15.57 млн.м 3, конденсату - 1.55 тис.т.
Свердловина 111 двічі освоювалася і вводилася в експлуатацію в березні і травні 2004 р, з дебітами 5.7 тис.м 3/добу і 10.2 тис.м 3/добу, відповідно. З березня 2005 р середньодобовий дебіт свердловини став знижуватися і в червні 2006 р дійшов до мінімуму - 1.02 тис.м 3/добу. Після проведеного в грудні місяці 2006 р ВРХ, дебіт свердловини трохи виріс, складаючи на 01.07.07 3.79 тис.м 3/добу. Всього з початку експлуатації зі свердловини 111 відібрано: газу - 4.36 млн.м3, конденсату - 0.54 тис.т.
Свердловина 112 увійшла в експлуатацію в лютому 2004 року з початковим дебітом 30.1 тис.м 3/добу, який надалі поступово знизився до 19.7 тис.м 3/добу (травень 2006 г.) і склав на 01.07.2007 р - 22.72 тис.м 3/добу. Накопичена видобуток газу і конденсату склала 29.9 млн.м 3 і 2.6 тис.т, відповідно.
Зниження дебіту також відбулося в свердловині 114, яка набрала в експлуатацію в жовтні 2004 року. Середній дебіт свердловини на початок експлуатації становив 26.2 тис.м 3/добу, збільшившись до 27.9 тис.м 3/добу в грудні місяці 2004 року, стала знижуватися. Поточний дебіт свердловини на 01.07.2007 р склав 18.05 тис.м 3/добу, накопичена видобуток газу і конденсату - 20.23 млн.м 3 і 1.83 тис.т, відповідно.
Свердловина 115 вступила в експлуатацію в липні 2004 року, з початковим дебітом 15.1 тис.м 3/добу, який в листопаді місяці збільшився до 20.9 тис.м 3/добу, а потім поступово знизився до 14.3 тис.м 3/сут (червень 2006 року), склавши на 01.07.2007 р 15.73 тис.м 3/добу. Зі свердловини з початку експлуатації всього відібрано: газу - 19.48 млн.м 3, конденсату - 1.93 тис.т.
Свердловина 118, введена в експлуатацію в червні 2006 р з початковим дебітом 2.0 тис.м 3/добу, який у серпні знизився до 1.3 тис.м 3/добу, а на 01.07.07 склав 4.18 тис.м 3/добу. Видобуток газу і конденсату за час експлуатації свердловини склала 0.75 млн.м 3 і 0.05 тис.т, відповідно.
З невеликим збільшенням дебіту по газу працювали свердловини 116 і 122.
Свердловина 116 експлуатується з травня 2004 року, з початковим дебітом 28.1 тис.м 3/добу. Поточний дебіт на 01.07.2007 р склав 31.2 тис.м 3/добу. Накопичена видобуток газу і конденсату на 01.07.07 склала 36.44 млн.м 3 і 3.07 тис.т, відповідно.
У лютому 2007 року в експлуатацію ввели свердловину 122, з початковим дебітом 90.3 тис.м 3/добу. У процесі експлуатації дебіт свердловини поступово збільшувався і склав на 01.07.2007 р 96.4 тис.м 3/добу. За п'ять місяців експлуатації всього видобуто: 13.68 млн.м 3 газу та 1.19 тис.т конденсату.
Середньодобовий дебіт свердловини 119, введеної з буріння в експлуатацію в червні 2007 р склав 3.03 тис.м 3/добу. Видобуток свердловини за місяць експлуатації склала: газу - 0.08 млн.м 3, конденсату - 0.003 тис.т.
Відновлена ??з ліквідації розвідувальна свердловина 16-Г була введена в експлуатацію в червні 2007 р Дебіт свердловини склав 18.05 тис.м 3/добу. Всього, за місяць експлуатації свердловини видобуто: газу - 0.433 млн.м 3, конденсату - 0.03 тис.т.
Режим роботи газовидобувних свердловин встановлюється по заданому тиску на гирлі [3]. Прийняте Проектом ОПЕ [3] обмеження по устьевой тиску не нижче 6.15 МПа, на дату аналізу знижено в середньому по родовищу до 5.46 МПа. Це значення відповідає рівню гирлового тиску (5.1 МПа) в уточнених технологічних показниках на 2007 р [7].
У процесі експлуатації майже у всіх свердловинах спостерігається зниження дебітів газу і конденсату. Основні причини зниження дебітів свердловин: по-перше, геологічні причини - низька проникність колекторів; по-друге, технологічні причини - накопичення рідини на вибої свердловин, про що свідчать ГІС [5-7].
Заходи щодо оптимізації фонду свердловин
АТ НІПІнефтегаз в рамках авторський нагляд за 2003-2006 рр. [5-7] з метою збільшення видобутку газу давалися рекомендації щодо оптимізації ...
