сервацію через парафінізациі фонтанних труб.
Свердловини експлуатуються по 2,5 і 2 дюймовим насосно-компресорних труб і працюють без ознак обводненія.горізонт розкритий перфорацією роздільно в свердловинах № № 11 і 15. У свердловинах № № 5, 8, 10, 16 , 75 поклади газу VII і VII а горизонтів розкриті перфорацією спільно.
2.2 Характеристика технологічних показників розробки
На 1.01.1999 р. у розробці перебували поклади VII + VII a горизонтів в III і IV блоках.
Видобуток газу в період 1993-1998 рр.. змінювалася в межах 59-221 млн. м 3. Максимальний темп відбору таза був досягнутий в 1994 р. в обсязі 221 млн. м 3, потім родовище вступає в період зменшення видобутку. Видобуток газу знижується штучно унаслідок низьких гирлових тисків і відсутності шлейфа низького тиску (менше 4,5 МПа). Зниження дебітів свердловин в літні місяці пов'язані з відсутністю споживача. Середньодобовий дебіт знизився з 115 до 44 тис. м 3 / добу.
За час розробки з родовища відібрано 718,4 млн. м 3, що становить 26,9% від початкових запасів газу, затверджених ДКЗ.
Розробка покладів VII + VII а пластів в III блоці, почалася в березні 1993 р. свердловиною № 5. Нині поклад дренируется чотирма свердловинами. У свердловинах № № 5, 10, 75 поклади газу VII і VII a пластів розкриті перфорацією спільно, в свердловині № 11 тільки поклад VII пласта.
Розробка VII + VII a горизонтів у IV блоці почалася в березні 1993 року свердловиною № 8 і триває до теперішнього часу. Поклад дренируется трьома свердловинами. У свердловинах № № 8, 16 поклади газу VII і VII а, пластів розкриті перфорацією спільно, в свердловині № 15 - тільки поклад VII пласта.
Пластовий тиск знизилося з 7,68 МПа до 5,86 МПа, втрати тиску становлять 1,82 МПа (23,7% від початкового).
Перші ознаки появи пластових вод в експлуатаційних свердловинах були зафіксовані наприкінці 1996 р. в свердловині № 16.
Враховуючи, що свердловина знаходиться на відстані всього 100 м (VII a горизонт) від початкового контуру газоносності, а відстань від нижніх дір перфорації (VII a горизонт) до початкового положення контакту газ-вода становить 4,2 м, а також те, що район розташування свердловини в VII a горизонті характеризується високими значеннями проникності (0,968 мкм 2) і питома робочий дебіт (5 тис. м 3 / (сут.? м)) перевищував граничний безводний дебіт, встановлений розрахунковим шляхом і рівний 4 тис. м 3 / (сут.? м), можна припустити, що був підтягнутий конус води і стався прорив її в свердловину.
В масивних покладах з підошовної водою, обводнення свердловин може відбутися передчасно через утворення конуса води. За рахунок перепаду тиску дзеркало підошовної води поблизу свердловини починає підніматися, утворюючи водяний конус. При прориві підошовної води в свердловину обводнення її прогресує досить швидко, тому повне обводнення продукції свердловини може наступити задовго до вироблення основних запасів газу.
Технологічні показники розробки наведені на малюнку 2.1.
Рисунок 2.1 - Фактичні технологічні показники розробки родовища шхуни за 1993 - 1998 рр..
2.3 Результати газодинамічних досліджень
Загальні...
