Из расчетов технологически х показателей разработки можно сделать вывод, что за рассмотренный период боковые стволы отбирают из залежи 73 млн. м3 газа, по каждому из стволов в отдельности отбор составляет 36,5 млн. м3. Суммарный дебит с обоих стволов на конец рассмотренного периода составит 200 тыс. м3/сут (100 тыс. м3/сут - по каждому из стволов в отдельности). Пластовое давление в районе бокового ствола скважины № 505 изменится с 17,6 до 15,9 МПа, в районе бокового ствола скважины № 506 - с 17,68 до 15,61 МПа.
Анализ полученных результатов показал достаточную эффективность применения боковых стволов для освоения скважин № 505, 506 куста 3К, при этом окончательные выводы по рассмотренному мероприятию необходимо сделать по результатам комплексной технико-экономической оценки с использованием актуализированной геолого- технологической модели
Рассчитанные по данным замеров давлений неподвижного газа в затрубном пространстве и результатам исследования скважин I объекта величины депрессии на пласт в процессе их эксплуатации в начальный период изменялись в пределах от 1,3 до 2,1 МПа и к настоящему времени снизились в среднем до 0,8 МПа, при снижении среднего дебита по скважинам более чем в два раза.
В большей степени уменьшение дебитов скважин обусловлено скоплением жидкости на забое, а также принятой системой обустройства, в соответствии с которой сбор и подготовка углеводородной продукции скважин I объекта осуществляется совместно с газом сеноманской залежи. При этом если до 2008 г. рабочие давления на устье скважин I объекта превышали давления по сеноманским скважинам и имелся значительный запас в добывных возможностях, то после 2008 г. резерв энергии пласта ПК22 существенно снизился и разница в устьевых параметрах между сеноманскими скважинами и скважинами I объекта сократился до минимума. На 01.10.2014 разница устьевых давлений между кустами № 2В (I объект) и № 9 (сеноман) составляет 0,24 МПа. Дебиты скважин № 211, 221, 223 и 896р определяются параметрами работы системы сбора газа сеноманского промысла. Для повышения темпов отбора газа из залежей I объекта потребуется ввод дополнительных скважин либо перевод скважин на вышележащий объект после их окончательной остановки.
Газоконденсатные залежи, входящие в III эксплуатационный объект, первоначально были вскрыты в скважинах № 302 (БП6/2, БП7/1), 305 (БП5, БП6/2, БП7/1), 307 (БП6/2, БП7/1) и 401 (БП6/2, БП7/1).
В настоящее время газоконденсатные залежи Западно-Таркосалинского месторождения эксплуатируются семью скважинами с учетом успешно освоенных и запущенных в 2012 г. в эксплуатацию скважин № 304, 406 и 407.
Исследования, проведенные геологической службой ООО «Газпром добыча Ноябрьск», базой служить не могут из-за отсутствия данных о составе флюида скважин.
Кроме этого, выявлены конструктивные недостатки гравитационного сепаратора, с помощью которого проводятся исследования – эти недостатки, а именно попадание воды в систему измерения уровня жидкости, не позволяют достоверно определять дебит по конденсату и воде. Ввиду этого, а также из-за различия в условиях сепарации, конденсатогазовый фактор малопоказателен.
Исследования, проведенные фирмой «Сиам мастер», также базой служить не могут по причинам, изложенным выше. Таким образом, необходимы дополнительные газоконденсатные исследования с корректным определением компонентно-фракционного состава флюида скважин в развернутой форме.
Судить о соответствии действующих моделей флюидов объектов IV-V от 2004 г. невозможно (ввиду фрагментарности данных о составе), так как на текущий момент объекты представлены одиночными низкодебитными и обводненными скважинами № 403 и 504 (скважины № 402 и 501 переведены на III объект).
Последние промыслово-геофизические исследования по эксплуатационным газоконденсатным скважинам (кроме скважин № 305 и 504) выполнены в августе 2011 г. По скважинам № 305 и 504 - в 2008 г.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.