змінюється від 140 до 167 г/м3.
3. СТАН РОЗРОБКИ Ямбурзька ГКР
Станом на 1.01.2001 р на Ямбурзькому родовищі працювали 8 УКПГ і 2 УППГ, фонд діючих свердловин становив 851 одиницю.
3.1 сеноманського поклад
Сумарний відбір з сеноманской поклади в 1999 році склав 164 млрд м3 газу, з початку розробки відібрано 1927,5 млрд.м3 або 35.3% від початково затверджених запасів. Початкові і поточні запаси представлені в таблиці № 3.1
Таблиця № 3.1
Родовище, площадьНачальние запаси С1, млрд.м3Отбор газу 1.01.2001Текущіе запаси газу млрд.м3% відбору від запасовТемп відбору газу в 1999 г.Ямбургское (сеноман) +5451 1927,5 3523,5 35,3 3.00
Родовище вступає в період переходу з постійною на падаючу здобич. Проектом розробки передбачається компенсація падаючої з 2002 року видобутку по основній частині поклади за рахунок підключення в роботу додаткових свердловин на Анерьяхінском і Харвутинської ділянках. У період постійного видобутку, починаючи з 1991 року початковим проектом розробки передбачався рівень річних відборів 185млрд. м3. Максимальний річний обор був досягнутий в 1994 році і склав 174млрд.м3.
На 1.01.2000 року на сеноманской поклади ЯГКМ працювали 7 УКПГ і 1 УППГ. Фонд діючих свердловин становив 700 одиниць, 22 свердловини знаходилися в бездіяльності і капремонту. В кінці року на УКПГ - 4 з метою «згущення» сітки і залучення в розробку додаткових дреніруемих запасів були запущені в експлуатацію 15 нових свердловин. Крім того на УКПГ - 7 в даний час проводиться буріння і освоєння ще 32 свердловин. На даному етапі розробки дренується вся площа сеноманской поклади крім самих північних і південних ділянок.
Аналіз дреніруемих запасів показує, що найменш дреніруемих запаси знаходяться в зонах УКПГ - 4,7,8 і становлять відповідно 208, 445 і 68 млрд.м3 газу
У майбутньому залучення в розробку нових свердловин дозволить знизити обсяги перетоків з цих зон в центральні зони родовища.
Середні пластові тиску по зонам УКПГ знизилися з початку розробки практично в 2 рази і по зонах УКПГ, де працюють перші черги ДКС, становлять від 52,9?? про 54,6 ата. У зонах УКПГ - 4,7,8 пластові тиски становлять відповідно 64,4; 68,9 і 86,9 ата. Темп падіння пластового тиску по всіх зонах УКПГ стабілізувався і за останній рік становить від 4,3 до 4,8 ата. Представлена ??карта ізобар на 1.01.2000 року показує, що зона, з якої відбирається максимальну кількість газу, контролюється ізобарою 65ата. Контроль за зміною пластового тиску в експлуатаційній зоні ведеться по всьому фонду не рідше 2-х разів на рік. Для контролю в периферійній частині пробурені поодинокі спостережні, а також ряд пьезометріческіх свердловин. Пластові тиску заміряються також і в ряді розвідувальних свердловин.
Отже, родовище по сеноманського відкладенням перебуває у фазі активного пластового водопроявів, основною причиною якого є неякісне обсаджування експлуатаційних колон. У світлі інтенсивного підйому ГВК останнім часом особливого значення набуває правильне регулювання оптимальних відборів по кущах у технологічних режимах, якісне проведення капітальних ремонтів свердловин. У разі неможливості проведення гідроізоляційних робіт одночасно на великій кількості проблемних свердловин з метою уникнення повної обводнення і зупинок свердловин, депресії і швидкості потоку в свердловинах повинні забезпечувати винос пластової води. З іншого боку технологічні режими роботи свердловин повинні забезпечувати безгідратную роботу шлейфів, зменшення перевитрати метанолу, безаварійну експлуатацію гирлових обв'язок. Ще більш важливе значення встановлення технологічних режимів набуває для свердловин і кущів, не підтверджених на сьогоднішній день пластовим водопроявлень, у світлі прогнозу підйому ГВК, аналізу можливого попадання в найближчому майбутньому в інтервали «суперколлектора», неякісного цементажа.
Таким чином, родовище вступає в період, коли без належного фінансування будь проектні відбори навіть 2000 - 2002 року буде важкодосяжні, і пов'язано це не тільки з відсутністю коштів на розширення Харвутинської ділянки і введення Анерьяхінского ділянки, але й відставанням введення других черг ДКС, можливим вибуттям з чинного фонду «старих» свердловин.
Основні показники розробки по УКПГ - 1 з 1988 по 2000 рік
ГодТекущіе запаси газу, млрд. м3Добича газу з початку разра-ботки, млрд. м3Отобрано з початку разра-ботки,% Річний видобуток, млрд. м3Деп-рессию МПаМощность ДКС, МВтVзаб, м/сQср, тис. м3/сутВторженіе води, млн. м3Под'ем ГВК, мОбводне-ня поклади,% Пластовий тиск, атм.Устьевое тиск, атм.198858364,511,0633,50,2707,3150040,10,1108,891,6...
