68, 104, 106), три свердловини в консервації (№ 55, 62, 77 ) і шість - очікують ліквідації (консервації) (№ 24, 71, 98, 103, 109, 111).
Прийнята в проектному документі [2] схема експлуатації Мастахского родовища дозволяє в період 2005 - 2 035 роки проводити річні відбори газу від 100 до 152 млн м 3 при кількості експлуатованих свердловин від трьох до восьми одиниць. При цьому запроектовано:
збільшити фонд видобувних газ з пермських відкладень свердловин до двох одиниць за рахунок повернення в експлуатацію бездіяльною свердловини № 11 у 2008 році;
ввести в експлуатацію в 2019 році поклад тріасових відкладень на східному куполі опущеного блоку - пласт Т 1 -Х (поклад вводиться в експлуатацію перекладом з нижележащего об'єкта бездіяльною свердловини № 30);
повернути в експлуатацію 2028 року поклади юрських відкладень на східному куполі опущеного блоку - пласти J 1 -I, II (поклади вводяться в розробку поверненням в експлуатацію двох свердловин з трьох бездіяльних (№ 55, 66 або 77 ));
повернути в експлуатацію в 2032 році поклад приміських відкладень на піднесеному блоці - пласт P 2 -I a (поклад вводиться в розробку поверненням в експлуатацію очікує ліквідації свердловини № 98).
Черговість введення об'єктів в експлуатацію визначалася їх віддаленістю від наявної УКПГ (пов'язаними у зв'язку з цим витратами на відновлення шлейфів, метонолопроводов та під'їзних шляхів) і принципом відпрацювання об'єктів знизу вгору .
2.4 Аналіз результатів газогідродінаміческіх досліджень свердловин і пластів
Дослідження проводилися по всьому фонду діючих свердловин в 2005, 2006 і 2008 рр.
Газогідродінаміческіе дослідження проводилися в умовах стаціонарного режиму фільтрації газу, а також знімалися криві наростання і стабілізації (відновлення) тиску.
ГГДІ дозволили уточнити поточну продуктивну характеристику свердловин:
залежність дебіту газу від різниці квадратів пластового і забійного тисків;
умови припливу і рівняння припливу газу до вибою свердловини.
Результати обробки ГГДІ за 2008 рік наведені в таблиці 2.2.
Таблиця 2.2 Результати обробки ГГДІ в 2008 році по свердловині № 65 04.02.2008
Таблиця 2.3 Результати обробки ГГДІ в 2008 році по свердловині № 65 18.04.2008
Обробка результатів досліджень дозволила отримати рівняння припливу газу до вибою свердловини, що містить третій вільний член розмірності різниці квадратів пластового і забійного тисків (МПа 2). Наявність даного члена пов'язано, по всій видимості, з накопиченням і подальшим винесенням рідини (конденсату і води) з вибою свердловини.
Побудовані за результатами досліджень свердловин в 2008 році графіки осереднених індикаторних кривих представлені на малюнках 2.1, 2.2, 2.3.
Для свердловини № 105 (пласт Р 2 -I) рівняння припливу газу до свердловини в 2008 році мало вигляд:
Р 2 пл - Р 2 з=1,111 · Q + 0,0025 · Q 2; (2.1)
для свердловини № 65 (пласт T 1 -IV) рівняння припливу газу до свердловини в 2008 році мало вигляд:
Р 2 пл - Р 2 з=0,150 · Q + 0,0005 · Q 2; (2.2)
для свердловини № 110 (пласт T 1 -IV) рівняння припливу газу до свердловини в 2008 році мало вигляд:
Р 2 пл - Р 2 з=0,260 · Q + 0,0006 · Q 2, (2.3)
Де Р пл - пластовий тиск, МПа;
Р з - забійні тиск, МПа;- Дебіт газу, тис. М 3/добу.
Проникність пласта в зоні відбору свердловини, розрахована за коефіцієнтом А? і за коефіцієнтом КВД ? raquo ;, становила (Ч10 - 15 м 2):
Рисунок 2.1 - Графік осредненной індикаторної кривої для свердловини № 105 у 2008 році
3. Технологічні режими експлуатації свердловин
3.1 Загальні положення
Технологічний режим роботи газових і газоконденсатних свердловин залежить від безлічі факторів, пов'язаних зі структурою родовища, характеристикою пористого середовища і пластових флюїдів, конструкцією свердловин і технічними умовами експлуатації свердловинного і промислового обладнання та ін.
Експлуатація газових і газоконденсатних свердловин здійснюється відповідно до технологічного режиму їх роботи, встановленим при проектуванні розробки родовищ. Одним з основних завдань проектування розробки газових і газоконденсатних родо...
