3.2.Состояние фонда скважин

Общий фонд скважин на основную газоконденсатную залежь по состоянию на 01.07.99 г. составляет 207 единиц, из них действующих 143, контрольно-наблюдательных 9, пьезометрических 8, геофизических 4, нагнетательных (по проектам “Конденсат-2, 3”) для закачки тюменского газа 17, промстоков- 2.

Из числа эксплуатационных 19 скважин находятся в бездействии, в том числе:

1) В ожидании освоения после капремонта скв.79

2) В освоении после самоглушения находится скв.199.

3) В ожидании капремонта стоят 8 скважин по следующим причинам:

• по скв. 33 будет выполнена ревизия и ремонт струйного аппарата;

• по скв.163 планируется извлечение струйного аппарата и перевод скважины в нагнетательные по программе режим – регулятор;

• в скв. 169 пробка в НКТ;

• по скв.173 и 179 нет условий для выноса жидкости с забоя, необходим спуск специального оборудования;

• по скв.182 будут заменены НКТ и ФА, а также произведена перфорация отложений Р1;

• по скв.187 нарушение в НКТ;

• в скв. 213 пробка в НКТ.

4) В капремонте находится скв. 80. В скважину спущена установка циклического газлифта.

5) В ожидании ликвидации находится скв. 176. Аварийное состояние ствола.

6) В ожидании перевода в контрольно-наблюдательные 7 скважин:

• скв. 23, 26, 62, 65, 166 обводнены, и отсутствует приток пластовых флюидов;

• по скв. 146 отсутствует приток пластовых флюидов. Скважина не добурена до основных газоотдающих интервалов;

• в скв. 147 аварийное состояние ствола скважины.

В консервации находятся скважины 244,245,247, также пробуренные в основную залежь месторождения, но с низким притоком флюидов.

Разбуривание основной залежи было завершено в 1991 г.

Коэффициент эксплуатации по всему фонду на 01.07.99 г. составил 0,881, коэффициент использования 0,792. Увеличение коэффициента эксплуатации связано с переводом низкодебитных скважин УКПГ-1 в нагнетательные под закачку сухого тюменского газа, а в основном за счет увеличения времени работы высокодебитных скважин.

Скважины оборудованы насосно-компрессорными трубами (НКТ) различных диаметров. Так, в 39 скважинах спущены НКТ диаметром 73 мм, в 68 - 89 мм, в 7 -114 мм и в 9 - увеличенного диаметра-127 мм. Остальные скважины оборудованы двухступенчатыми лифтами в основном 114  89 мм. Эксплуатаци яскважин осуществляется по НКТ (138 скважин). Газлифтным способом оборудовано 74 скважины, работают в газлифтном режиме для обеспечения выноса жидкой фазы 42 скважины. В качестве энергетического используется тюменский газ высокого давления. Суточный расход газлифтного газа на скважину составляет 10-50 тыс.м³, в целом по всем газлифтным скважинам в сутки расходуется около 600 тыс.м³ сухого газа. С 1988 г. на месторождении основным методом удаления жидкости с забоев является перевод скважин на газлифтную эксплуатацию. Критериями перевода являются:

- высокое содержание жидкости в продукции скважин;

- низкий коэффициент продуктивности по газу.

Исходя из этих критериев переоборудованы на газлифтный режим 73 скважины.

На балансе ВГПУ находится 30 скважин, ликвидированных по различным причинам. Четыре из них (скв.25, 183, 195, 176) ликвидированы в результате обводнения, 14 скважин (203, 204, 210, 211, 212, 214, 215, 216, 226, 228, 232, 260, 300, 301) - разведочные, остальные ликвидированы по техническим причинам.

С 1993 г. в соответствии с проектом “ Конденсат-2” осуществляется закачка в пласт тюменского газа через нагнететельные скважины УКПГ-8 (скв.128,269, 270, 273) и в рамках проекта “Конденсат-3” с февраля 1997 г. по скважинам УКПГ-1 (скв.18, 84, 86, 88, 91, 92, 102, 159, 170, 257, 259, 90, 93, 106).

Объем закачки за весь период реализации проектов составил 2118,85 млн.м³, из них 1720,6 млн.м³ по УКПГ-8.

Текущие дебиты скважин находятся в пределах 5-250 тыс.м³/сут. при среднем дебите по залежи 58,3 тыс.м³/сут. С дебитом от 5 до 50 тыс м³/сут работают 90 скважин, от 50 до 100 тыс.м³/сут- 38, свыше 100 тыс.м³/сут работают скв. 89, 7 , 104, 105, 108, 95, 116, 119, 121, 127, 129, 130, 100, 251. Средняя депрессия составляет 0,98 Мпа.

Рабочее устьевое давление находится в пределах 1,051,6 МПа, давление сепарации 0,981,17 МПа.

Режимы работы скважин на данном этапе разработки месторождения определяются давлением на приеме ДКС. В связи с этим ряд сводовых скважин работает периодически.