198955496,22916,532,670,2807,2103090,30,3106,291,01990526129,1822,032,950,2107,21050170,50,599,383,91991498161,027,632,930,2207,41028370,80,793,879,21992426194,033,231,90,2407,31031531,21,187,673,71993401223,738,429,70,2307,2916761,81,683,369,91994375252,643,3328,90,229,37,3726,0942,32,179,366,01995352278,247,7225,60,2317,27,8731,01182,92,675,362,51996328305,152,3326,90,2426,28,4713,01443,53,270,858,11997302333,157,1328,00,2636,69,1694,01724,23,866,053,11998276361,161,9328,00,2848,89,9677,02035,04,561,147,91999252389,166,7428,00,3163,310,9652,02365,85,256,543,02000232414,671,1125,50,3481,212,1628,02706,65,952,740,8
3.2 неокомских поклади
Розробка неокомских покладів розпочалася 1991 року пуском в експлуатацію УКПГ - 1В. Початкові запаси газу і видобувні запаси конденсату по категорії С1, прийняті в 1995 році ГКЗ, становили відповідно 1 015 млрд.м3 газу і 107 млн.тонн конденсату. Більш повне геологічне вивчення, буріння розвідувальних та експлуатаційних свердловин на сьогоднішній день показує, що вони були дещо завищеними і при подальших перерахунках по газу становили від 809 до 820 млрд.м3 газу.
Сумарний відбір сухого газу з неокомских відкладень за 1999 рік склав 11,99 млрд.м3, стабільного конденсату 948 тис.тонн. З початку розробки з пластів відібрано 67,8 млрд.м3 сухого газу і 5,8млн.тонн конденсату, що становить відповідно 8,4% і 5,4% від початкових затверджених запасів. Темп відбору в 1999 році дещо збільшився і склав відповідно 1,5% по газу і 0,9% по стабільному конденсату.
Станом на 1.01.2001г. загальний фонд пробурених на неокомских відкладення свердловин, становить 317 одиниць. Діючий фонд на кінець року склав 151 свердловину, в бездіяльності знаходяться 42 свердловини, фонд спостережних і поглинаючих свердловин складає 18 одиниць, в консервації і в очікуванні підключення в шлейф перебувають 106 свердловин, 64 свердловини знаходяться на балансі бурового підприємства «Тюменбургаз».
У районі УППГ - 3В працюють 89 свердловин (44 на I-й об'єкт і 45 свердловин на II-й об'єкт). Даний фонд дозволяє в даний час видобувати близько 34-34,5 млн.м3/сут. газу і близько 4,5 тис.тонн нестабільного конденсату. У даний час нове експлуатаційне буріння на Ямбурзькому родовищі не ведеться. Для виходу на проектні відбори 14,5 млрд.м3/рік у проекті розробки на 2000 рік передбачено введення в експлуатацію УППГ - 2В. В даний час відбувається освоєння раніше пробурених свердловин. На жаль недостатнє фінансування споруджуваних об'єктів також ставить під сумнів можливість досягнення відборів, запланованих на 2000 рік. Для подальшого підтримки постійних відборів, з урахуванням падіння потенційного змісту конденсату, падіння пластового тиску на «старому» фонді свердловин проектом розробки рекомендується варіант з добурюванні 150 додаткових свердловин, у тому числі 97 свердловин з субгоризонтально забоями. Також у найближчі роки крім доведення експлуатаційного фонду до 509 одиниць знадобиться введення ДКС - 1В, МПК - 1В - 2В, другої нитки конденсатопроводу Ямбург-Уренгой.
Аналіз дреніруемих запасів в часі, показує, що на сьогодні задренірованно лише близько 40% запасів, хоча за останній рік вони збільшилися на 35 млрд.м3 (в основному за рахунок УППГ - 3В).
Таким чином, в даний час розробка нижньокрейдових покладів ускладнена високим темпом пластового тиску, великою кількістю простоюють свердловин, обводненням свердловин, міжпластові перетіканнями.
4. ЦІЛІ ТА ЗАВДАННЯ ГІДРОДИНАМІЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН на сталому режимі
Стандартні дослідження газових свердловин проводять з метою визначення наступних параметрів:
. Геометричні характеристики поклади, зокрема загальні розміри газоносного резервуара, зміна загальної та ефективної потужності пласта за площею і розрізу, межі газоносної поклади, розміри екранів і непроникних включень, положення газо-водяного контакту і його зміна в процесі розробки;
. Колекторські і фільтраційні властивості пласта (пористість, проникність, гідропроводності, пьезопроводності, стисливість пласта, газонасиченості, пластові, забійні й пригирлових тиску і температури), їх зміна за площею і розрізу пласта, а також по стовбуру газової свердловини;
. Фізико-хімічні властивості газу і рідин (в'язкість, щільність, коефіцієнт стисливості, вологість газу), умови утворення гідратів і їх зміна в процесі розробки покладу;
. Гідродинамічні і термодинамічні умови в стовбурі свердловини в процесі експлуатації;
. Зміна фазових станів при русі газу в пласті, стовбурі свердловини і по наземним спорудам в процесі розробки покладу;
. Умови скупчення і виносу рідини і твердих домішок...
