Скважина № 504 работает совместно на два пласта: БП11/1 (2820,8-2827,6 м) и БП12/1 (2924,2-2927,2 м). Уровень жидкости в остановленной скважине – 2926,6 м. В динамике работы скважины уровень жидкости отмечается в интервале глубин 2919,0-2926,6 м. Глубина спуска воронки НКТ составляет 2935,8 м и перекрывает все продуктивные интервалы, однако, учитывая выявление перекрытие жидкостью нижнего интервала перфорации БП12/1, сделан вывод о работе пласта лишь в интервалах от минус 2924,2 до минус 2926,6 м.
Основываясь на проведенном анализе, авторами был сделан вывод, что часть продуктивных интервалов перекрыта стоящим от забоя скважин столбом жидкости .
Для повышения продуктивности скважины необходимо выполнение очистки забоя от гидратных пробок в рамках капитального ремонта по устранению источников водопроявлений и спуску НКТ к нижним дырам перфорации для обеспечения необходимых скоростей по выносу продукции скважины.
2.6 Добыча газа и конденсата
Добыча газа и конденсата из нижнемеловых отложений на месторождении осуществляется с 1990 г. первоначально разведочной скважиной № 892 из пласта БП10/1, затем в соответствии с «Проектом разработки нижнемеловых отложений Западно- Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения», выполненным институтом ООО «ТюменНИИгипрогаз» в 1991 г. (протокол ЦКР ОАО «Газпром» № 49\90 от 15.01.1991 ), предусматривающим проведение пробной эксплуатации разведочных скважин, вскрывших газоконденсатные залежи при доведении годовой добычи газа до 150 млн. м3 и конденсата до 16 тыс. т.
Опытно-промышленная эксплуатация нижнемеловых отложений на месторождении началась с первоочередного ввода в разработку в 2001 г. газовых залежей I объекта, после чего в декабре 2002 г. осуществлен ввод в эксплуатацию газоконденсатных залежей III-V объектов.
В настоящее время в разработку охвачены все объекты эксплуатации (за исключением II), перспективные запасы по которым составляют 49,5 млрд. м3, из них разведанных (категория С1) 33,0 млрд. м3, числящихся на государственном балансе РФ. Максимальный отбор газа из нижнемеловых отложений достигнут в 2003 г. и составил 732 млн. м3, причем основной объем добычи пришелся на залежи I объекта эксплуатации – 404 млн. м3 или 55,1 %. Максимальная добыча газа и деэтанизированного конденсата из газоконденсатных залежей III-V объектов достигнута в 2004 г. и составила соответственно 403 млн. м3 и 125 тыс. т. Длительная остановка в 2004 г. сеноманской УКПГ, осуществляющей подготовку газа скважин I объекта, привела к резкому снижению добычи газа в целом по месторождению до 572,7 млн. м3. Последующий период разработки месторождения характеризуется ежегодным снижением объемов добычи газа и конденсата с 708 млн. м3 газа и 112 тыс. т конденсата в 2005 г. до 373 млн. м3 и 58 тыс. т к 2010 г. На 01.01.2015 данные показатели составляют соответственно 250 млн. м3 и 24 тыс. т.
В период пробной эксплуатации залежей в работе находились разведочные скважины № 11-Р, 880-Р, 892-Р, 895-Р, 896-Р и 898-Р, вскрывшие газоконденсатные объекты добычи, поскольку сведения по объемам отобранного газа и конденсата из данных разведочных скважин в официальной отчетности отсутствуют, ООО «ТюменНИИгипрогаз» в
«Дополнение к проекту ОПЭ...» проведены расчеты по их количественному определению в результате воспроизведения истории разработки с использованием геолого- газодинамической модели.
Таблица 2.15 - Распределение накопленных отборов газа и конденсата из продуктивных пластов на 01.10.2014 !!!!! Важно
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.