пеневої).
Кількість газу, що відбирається з триасовой поклади Т 1 - IV , регулюється умовою загального сумарного відбору з двох покладів не нижче 100 млн м 3 за рік. Відбір газу також проводиться при максимально допустимої депресії з максимальним дебітом; для отримання заданого річного відбору запроектовано зниження коефіцієнта експлуатації свердловин. Умова експлуатації свердловин з максимальним дебітом необхідно для забезпечення виносу з вибою свердловини рідини (водо-конденсато-метанольной суміші).
За розрахунком з 2019 року фактичні дебіти свердловин стануть нижче мінімально необхідного дебіту для виносу рідини з вибою. З цього року необхідно розпочати експлуатацію свердловин по НКТ меншого діаметру (рекомендований внутрішній діаметр НКТ - 50,3 мм) або використовувати ПАР. У разі заміни НКТ на труби меншого діаметру використання ПАР потрібно з 2030 року.
У 2019 пермські (P 2 -I, II) і тріасова (Т 1 -IV) поклади не зможуть забезпечувати необхідний рівень річного відбору. З 2019 року проектується введення у розробку поклади Т 1 - Х (східний купол). Введення поклади в розробку проектується здійснити свердловиною № 30, раніше експлуатувала поклад Т 1 -Х а. Поклад необхідно експлуатувати при максимально допустимій депресії з максимальним дебітом, отримуючи задану величину річного відбору зниженням коефіцієнта експлуатації свердловини. З метою забезпечення перевищення фактичного дебіту над мінімально необхідним для виносу рідини з забою свердловину рекомендується експлуатувати по НКТ, які мають внутрішній діаметр 50,3 мм.
З 2028 для отримання заданого рівня річного відбору потрібне введення в розробку юрських покладів J 1 < i align="justify"> - I, II східного купола опущеного блоку. Для забезпечення виносу рідини з забою свердловин необхідно, по-перше, зробити заміну НКТ на труби меншого діаметра (рекомендований внутрішній діаметр НКТ - 50,3 мм), а, по-друге, використовувати ПАР.
Введення в експлуатацію пермської P 2 - I а поклади піднесеного блоку проектір в 2032 році.
Річні відбори газу і конденсату за прийнятим до впровадження варіанту представлені в таблиці 2.1.
Таблиця 2.1 Прийнятий до впровадження варіант розробки (Річний видобуток газу, млн м 3 і газовіддачу,%)
2.2 Аналіз історії розробки Мастахского ГКР
Мастахского газоконденсатне родовище розробляється з 1973 року. Початкові запаси сухого газу, затверджені ГКЗ МПР Росії (протокол № 959 від 03.11.2004), в цілому по родовищу складають: 32243000000 м 3 категорії С 1 і 6541000000 м 3 категорії С 2. У 2008 році було видобуто 0118000000 м 3 газу і 2,6 тис. Т стабільного конденсату. Загальний відбір газу по родовищу на 01.01.2009 склав 14167000000 м 3 або 43,9% від затверджених початкових запасів. У період авторського супроводу 2005 - 2008 роки в експлуатації перебували газоконденсатні поклади приміських відкладень (пласт P 2 -I) і газоконденсатні поклади тріасових відкладень (пласт T 1 -IV). Решта об'єктів експлуатації (газоконденсатні поклади приміських відкладень на піднесеному блоці, газоконденсатні поклади тріасових відкладень - пласти T 1 -X, T 1 -X а і газоконденсатні поклади юрських відкладень - пласти J 1 -I, II) не розроблялись.
Газоконденсатні поклади приміських відкладень (пласти P 2 - I, II)
Поклади приурочені до продуктивним пластам Р 2 -I а, Р 2 -I б і Р 2 -II; розривним порушенням розділені на два блоки - підведений і опущений.
Промислово газоносними затверджені запаси газу на піднесеному блоці і на східному куполі опущеного блоку.
На піднесеному блоці розробка поклади велася в 1984 - 1985 рр. свердловиною № 107 (відібрано 6400000 м 3 газу або 0,5% від початкових запасів, що складали 1225 млн м 3).
У розробці приміських покладів опущеного блоку брали участь чотири свердловини:
свердловини № 11 і 103 розробляли I звід східного купола опущеного блоку;
свердловини № 105 і 110 розробляли II звід східного купола опущеного блоку.
Початкові запаси сухого газу категорії С 1 на східному куполі опущеного блоку становили 4634 млн м 3; на 01.01.2009 відібрано 2320 млн м 3 або 50% від початкових запасів, початковий пластовий тиск 42,77 М...
