Подбор оборудования шсну для условий месторождения избербаш

Введение

НГДУ «Дагнефть» - производственно-хозяйственный  комплекс, осуществляет разряботку 41 нефтяного  месторождения.

Избербашское месторождение  открытое в 1937 году расположено в  прикаспийской  низменности в 62 км к юго-востоку от г.Махачкалы в  районе реки Избербаш. Месторождение имеет сложное геологическое строение большая ее часть расположена в акватории Каспийского моря.

На Избербашской площади  установлена промышленная нефтеносность  шести песчаных пластов чокранского  горизонта среднего миоцена.

Всего на местрождении было пробурено 236 скважин, в том числе 226 на чокракские  и 10 на верхнемеловые отложения. В эксплуатации чокракских залежей всего участвовало 154 скважины, из них 59 морских.

В настоящее время  месторождение находится на конечной стадии разработки. В эксплуатации осталось 12 добывающих скважин. 

Объем добычи нефти по НГДУ «Дагнефть» в 2003 году составил 341,5 тыс.тонн – 101,25% к уровню 2002 года. За год проведено 12 геолого-технических  мероприятий  дополнительная добыча нефти составила 14,6 тыс.тонн.

Целью дипломного проекта  является:

1) проведение анализа соответствия насосного оборудования скважин эксплуатируемых штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) и режимов его работы условиям в скважине,  а также оптимизация  работы насосного оборудования;

2) выполнение  технологических,  технических и экономических  расчетов для определения   эффективности  предлагаемых  мероприятий и практического  внедрения в дальнейшую разработку  по месторождению Избербаш;

3) выявление причин подземных ремонтов и способов их предупреждения, для продления межремонтного периода.

Исходным материалом для работы  служила геологическая  характеристика  месторождения эксплуатируемых  объектов, а также данные по текущему состоянию залежи.   

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ                             ИЗБЕРБАШ                                                                                                1.1 Геолого-физическая характеристика объектов разработки месторождения Избербаш  (пласты Г1, Г2, Г3)

Залежь пласта Г1 имеет сложное строение, характеризующееся литологическим замещением коллекторов, наличием тектонических нарушений, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств. Границы залежи пласта Г1 определяются линиями выклинивания коллекторов, линией основного нарушения и положением водонефтяного контакта (ВНК). Размеры её составляют 10 X 2.5 км при высоте около 400 м. Первоначальный водонефтяной контакт (-1820м) обоснован по данным опробования скважин №190, №270, давших нефть на самых низких отметках.

По типу залежь является пластовой, сводовой, частично литологически экранированной. Этаж нефтеносности составляет 396 м. Площадь залежи по данным пересчёта запасов 1962г. составила 1023,1 га. Изменения границ пласта Г1 в 1978 г. связаны с наличием продуктивных прослоев пласта в скважине №№ 237, 242, 246, в результате чего произошло приращение площади на 108 га. По данным «СевКавНИПИнефть» площадь составила 1131 га.

Эффективные нефтенасыщенные  толщины при подсчёте запасов в 1962г. определялись по 59 скважинам, где варьируют в пределах от 1,5м до 18м и в среднем составляют 7 м, По данным «СевКавНИПИнефть» среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины с учётом новых данных составляет 6,25м. Пласт Г1 плохо охарактеризован керном. При подсчёте запасов анализ керна проводился только по 9-ти скважинам, из которых 6 входили в контур нефтеносности. Средневзвешенная по толщине пористость по данным анализов керна изменяется в пределах от 11,53 до 16,5%, по данным промысловой геофизики от 10 до 16%. Коэффициент пористости по пласту был принят равным 0,13.

Проницаемость пласта по данным десяти анализов керна составила  0,0143 мкм². По данным «СевКавНИПИнефть» проницаемость по анализам

керна изменяется от 6,3 до 0,0406 мкм² и в среднем составляет 0,014 мкм², а по данным промысловых геофизических исследований (ПГИ) - 0,0208 мкм².

Начальное пластовое давление в пласте Г1 определено расчётным  путём по данным замера избыточного давления на устье СКВ.№10. Также были определены начальные пластовые давления и по другим скважинам. Таким образом, начальное пластовое давление принято равным 184 атм.

Давление насыщения также было определено расчётным путём и  равно 140 атм. Начальный газовый фактор составил 150 м³/т. Со временем отмечен значительный его рост, в отдельных скважинах до 400-700 м³/т, затем постепенное снижение. К началу применения законтурного заводнения пласта с целью поддержания пластового давления (1956г) оно снизилось до 49 атм.

Пласт Г2 залегает ниже пласта Г1 от которого изолирован 20-25- метровой глинистой толщей и представляет собой средне- и мелкозернистый песчаник. Он менее выдержан по разрезу и площади, чем пласт Г1. Толщины его изменяются от 4 до 20 м, а в ряде скважин он представлен сильно глинистым песчаником или замещается глинами. Содержание пелитовой фракции в пласте колеблется от 5,4 до 15% по данным «СевКавНИПИнефть». Кажущиеся удельные сопротивления пласта изменяются от 10 до 40 омм.

Залежь Г2 по типу является пластовой, литологически и тектонически экранированной. Водо-нефтяной контакт залежи не установлен. Этаж нефтеносности составляет около 350м. Размеры залежи 7 X 1,6 км, площадь 478,3 га по данным подсчёта запасов 1962 года. По результатам бурения глубоких скважин в 1978 году были пересмотрены границы залежи, которые расширились в районе СКВ.246, где пласт Г2 представляет собой коллектор. При этом площадь залежи увеличивается и составляет 515 га. Эффективные мощности пласта в скважинах колеблются от 4 до 13 м по геофизическим данным от 6 до 16,5 м по керну. В сводовой части структуры эффективные мощности увеличиваются. Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, принятая при подсчёте запасов в 1962г., составляет 8,4 м, по расчётам «СевКавНИПИнефть» - 8,95 м.

Закономерностей в изменении пористости по площади не отмечено. Средневзвешенная пористость по анализам керна изменяется в пределах от 10,2 до 14,4% по данным ПГИ от 8 до 13%. Коэффициент пористости по пласту принят равным 0,124. Отдельные проницаемые прослои в пласте выдержаны по площади залежи и сливаясь образуют пласты с максимальными значениями эффективной мощности. Неоднородность пласта по степени литологической выдержанности значительная, по данным «СевКавНИПИнефть» коэффициент расчленённости составляет 3,7, а коэффициент литологической связанности 0,4.

По данным анализов керна  проницаемость пласта в среднем  составляет 0,014 мкм² (от 0,00114 до 0,140 мкм²), по данным ПГИ 0,011 мкм² .

Коэффициент нефтенасыщенности  определён по данным ПГИ как средневзвешенная величина по площади и принят равным 0,61.

Первоначальное пластовое давление в залежи по данным испытаний скважины №20 составляло 206 атм. К 1950 г. оно снизилось до 90 атм., а к началу 1960 г. до 46 атм. В 1976 году пластовое давление залежи Г2 составляло 40 кгс/см² или 41 атм.

Газовый фактор в начальный период разработки составлял 200 м³/т. В 1950г. он достиг 254 м³/т, в 1960г.- 360 м³/т.

Размеры залежи пласта ГЗ составляли 7 X 3,12 км, площадь по данным подсчётов запасов 1962г.- 534,7 га, «СевКавНИПИнефть» 1978г. - 573 га, этаж нефтеносности 230м. Эффективные нефтенасыщенные мощности в подсчёте запасов 1962г. были определены по 16 скважинам, в остальных пласт ГЗ был вскрыт не полностью. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной мощности было принято 6,8 м. В подсчёте запасов 1978г. с учётом новых данных по глубоким скважинам среднее значение её составило 5,2 м. В результате объём залежи был уменьшен в 1,2 раза по сравнению с утверждённым подсчётом запасов.

Коллекторские свойства пласта ГЗ изучены недостаточно, особенно в северо-западной части залежи. Пласт, в основном, представлен среднезернистым песчаником со значительным количеством пелитовой фракции. Пористость пласта определяется по данным анализов керна и материалам геофизических исследований скважин (ГИС). По данным анализов керна она изменяется в пределах 6,3-14,8%, по геофизическим данным от 10,5 до 13,7%. Коэффициент пористости по плану ГЗ, принятый в подсчёте запасов 1962г. составил 0,12, а в 1978г. -0,121.

Проницаемость песчаника по данным 5 анализов принята  равной 0,016 мкм², по данным «СевКавНИПИнефть» (одиннадцати анализам керна) она составила 0,01 мкм², по промыслово-геофизическим данным (2 определения)- 0,023 мкм². Для пласта, в основном, характерна низкая проницаемость. Зона повышенной проницаемости выделена в районе СКВ.№8.

По степени литологической неоднородности пласт ГЗ сходен с пластом Г1, коэффициент расчленённости составляет 3,06, а коэффициент литологической связанности 0,067.

Коэффициент нефтенасыщенности определён по данным ГИС, как средневзвешенная величина по площади и принят равным 0,6.

Начиная с 1939 г. в разработку залежи пласта ГЗ стали вступать скважины, расположенные на юго-западном крыле структуры. Начальные дебиты скважины были разными и составляли от 1-2 т/сут. (скважины №65, №68) до 11-12 т/сут. (скважины №80, №79), что связано с неоднородностью ёмкостных и фильтрационных свойств пласта.

Ввод в  эксплуатацию данной части залежи способствовал  росту годовой добычи нефти, которая в 1941 г., имела второй максимум 37,1 тыс.т.

1.2 Стратиграфо-тектоническая  приуроченность объектов

По типу залежь Г1 является пластовой, сводовой, частично литологически экранированной. Этаж нефтеносности составляет 396 м. Песчаник Г1 развит почти по всей площади структуры, за исключением двух участков на юго-западном крыле (на северо-западе и в центральной части). Контур выклинивания на первом участке проводится по данным скважин №№4437,150,23,8, где он представлен глинистым песчаником. Контур выклинивания на втором участке проводится с учётом разрезов скважин №№ 78,71,79,65, где пласт литологически выклинивается, и скважин №№17,92,129, где пласт представлен глинистым песчаником. Кроме того, в пределах залежи выделяются локальные участки, где пласт Г1 представлен глинистыми песчаниками, характеризующимися низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами. Это два участка на юго-западном крыле: в районе скважин №№ 12, 235 и 236 и в районе скважин 116,232, а также один участок в сводовой части структуры в районе скважин №№ 152,166. На северо-восточном крыле в поднадвиге структуры, вскрытый единичными скважинами, почти повсеместно пласт Г1 представлен глинистым песчаником (скважин №№ 73,226,245,280,225).

Песчаник Г1 залегает в кровле свиты Г и представляет собой преимущественно мелкозернистый, малопроницаемый песчаник со значительным содержанием пелитовой фракции (от 7,6 до 28%), на разных участках переходящий в глинистый песчаник или замещающийся глинами. На большей части площади мощности его изменяются в пределах от 5 до 15 м. На северо-восточном крыле складки мощность пласта больше, чем на юго-западном и иногда достигает 20 м и более. По каротажной характеристике пласт на северо-восточном крыле представляется лучшим коллектором с кажущимися удельными сопротивлениями 30-40 омм. В сводовой части, где пласт обогащен глинистым материалом, сопротивление уменьшается до 12-10 омм. На некоторых участках (скважина №85) песчаники полностью замещаются глинами. На юго-западном крыле структуры кажущиеся удельные сопротивления пласта составляют 12-23 омм, достигая 40 омм только в отдельных скважинах, расположенных восточнее, ближе к сводовой зоне.

Залежь Г2 по типу является пластовой, литологически  и тектонически экранированной. Пласт  Г2 представлен сильно глинистым  песчаником резко изменчивым по мощности в пределах площади. Водо-нефтяной контакт залежи не установлен. Этаж нефтеносности составляет около 350м. Пласт Г2 залегает ниже пласта Г1 от которого изолирован 20-25 метровой глинистой толщей и представляет собой средне- и мелкозернистый песчаник. Он менее выдержан по разрезу и площади, чем пласт Г1. Толщины его изменяются от 4 до 20м, а в ряде скважин он представлен сильно глинистым песчаником или замещается глинами. Содержание пелитовой фракции в пласте колеблется от 5,4 до 15% по данным «СевКавНИПИнефть». Кажущиеся удельные сопротивления пласта изменяются от 10 до 40 омм.

Линия выклинивания пласта в пределах юго-западного  крыла 
проведена с учётом данных по скважинам №№187, 190, 1016, 236, 82, 68, 78, 74, 79, 70, 90, 232, 233, где пласт представлен песчаниками глинистыми.

В поднадвиговой  части северо-восточного крыла структуры пласта Г2 вскрыт 10-ю скважинами, в разрезе которых представлен коллектором. При испытании пласта в скважин №№ 57,155,140,225,255 были получены притоки пластовой воды.

Песчаник  ГЗ отделён от песчаника Г2 глинистым  прослоем от 5 до 10 м мощностью. Он вскрыт большинством скважин, пробуренных на юго-западном крыле. Мощность песчаника более постоянна и в среднем равна 9-12 м, изменяясь только в отдельных скважинах от 4 до 20м. В песчаниках Г1, Г2, и ГЗ были открыты залежи нефти.

В общей сложности в свите «Г» выделено до 7 пачек песчаников. Нижние пачки песчаников по результатам испытаний и по каротажной характеристике являются водоносными.

В основании  чокракского горизонта залегает толща глин жёлто- и серо-бурых, тёмно-коричневых, песчанистых, содержащих в верхней части прослои жёлто-бурых, мелкозернистых песчаников небольшой мощности. Толща получила название нижнеглинистой «Г».

Общая мощность чокракских отложений на Избербашской площади составляет 850-950 м.

Избербашское  поднятие по миоценовым отложениям представляет собой крупную сложного строения коробчатую структуру, сложенную на поверхности сарматскими отложениями. Известняки верхнего сармата оконтуривают складку как на суше, так и в море, за исключением юго-восточной части, где она сочленяется с поднятием Инчхе-море.

Избербашская  антиклиналь имеет северо-западное простирание, размеры её составляют 22 X 6 км. Северо-западная периклиналь кулисообразно сочленяется с Ачисинской структурой. Юго-западное крыло структуры сочленяется с Каранайаульской депрессией. Юго-восточная периклиналь структуры изучена недостаточно. Предполагается, что Избербашское поднятие сочленяется со структурой Инчхе-море линейно через неглубокий синклинальный прогиб, возможно осложнённый поперечным разрывом.

1.3 Физико-химические  свойства пластов флюидов

Нефти всех горизонтов являются малосернистыми (содержание смол силикагелевых от 6,79 до 5,31%), парафинистыми (содержание твёрдых парафинов от 7,26% до 10,22%), малосернистыми (содержание серы от 0,13 до 0,15%). (Таблица 1.1, 1.2). Для нефтей всех залежей в процессе разработки отмечалось некоторое изменение физических свойств нефти. Влияние разработки выражалось в выделении из нефти более лёгких фракций и способствовало её некоторому утяжелению и повышению вязкости. Так, если при давлении насыщения вязкость пластовых нефтей различных залежей колебалась от 0,6 до 1,48 Па·с, то на дату составления отчёта находилась в пределах 1,2-3 Па·с, т.е вязкость увеличилась в полтора-два раза. Динамическая вязкость дегазированной нефти колеблется от 11,4 Па·с до 7,176 Па·с (залежь пласта ГЗ).

В разрезе  месторождения выделяют воды следующих  водоносных отложений: древнекаспийских, сарматских, караганских, чокракских.

Воды большинства водоносных горизонтов относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу разной степени минерализации. (Таблица 1.3). Исключение составляют воды древнекаспийских отложений, которые обладают аномально высокой минерализацией (около 1609 мг-экв/л) и принадлежат к сульфатно-натриевому типу вод, а также воды гяуртапинского пласта, которые относятся к водам хлормагниевого типа. Для вод карагенского и чокракского пластов характерно увеличение минерализации с глубиной от 175,7 (пласт Б2) до 779 мг-экв/л (пласт Г4).

Для пластов  свиты Г величина общей минерализации  примерно одинакова, за исключением вод пласта Г1 которые имеют несколько пониженную минерализацию (таблица 1.3). В случае совместно эксплуатации пластов свиты Г отнесение воды к какому-либо из дренируемых горизонтов по величине общей минерализации представляет большие трудности. Решение этой задачи возможно лишь при наличии полных анализов вод и выявлении генетических коэффициентов, набор которых является весьма характерным для вод пластов Г1,  Г2, и ГЗ.

Таблица 1.1

Осредненные значения по свойствам нефтей продуктивных пластов Г1,Г2,Г3

        1.4 Текущее состояние разработки

В 1976 г. «СевКавНИПИнефть»  был составлен проект разработки месторождения. Для доразработки пластов Г1, Г2 и ГЗ был рекомендован вариант с применением очагово-фронтальной системы заводнения, по которому предусматривалось бурение 24 скважин (14 эксплуатационных, 5 нагнетательных и 5 оценочных),

Таблица 1.2

Показатели  свойств пластовых нефтей по пластам  Г1, Г2, Г3

Таблица 1.3

Физико-химический состав пластовых вод

а также ввод из фонда ликвидированных 37 скважин. На первом этапе для оценки остаточной нефтенасыщенности и уточнения коллекторских свойств планировалось бурение 5 оценочных скважин, но в связи с оттеснением побережья моря к курортной зоне республиканского значения, был составлен уточнённый проект разработки месторождения Избербаш, в котором для внедрения был предложен вариант, основанный на имевшемся эксплуатационном фонде скважин и рассчитанный до 2000г. на эксплуатацию залежей на естественном режиме (истощения).

В 1978 г. институтом «СевКавНИПИнефть» был проведён также пересчёт запасов. В нём были уточнены все параметры для подсчёта запасов с учётом новых данных, полученных по оставшимся в разработке залежам В2 , Г1, Г2, ГЗ по пересчёту составили 7962,7 тыс.т. т.е. на 33,5 тыс.т меньше утверждённых в 1963 году (7996 тыс.т). а извлекаемые 2627,7 тыс.т (против 3334,7 тыс.т) т.е. на 707 тыс.т меньше в основном за счёт уменьшения коэффициентов нефтеотдачи. Всего по залежи добыча составила 1347, 1 тыс.т., коэффициент извлечения составил 0,35 «СевКавНИПИнефть» (1978г.) запа. Утверждённые запасы нефти составляют 2447,9/550,4 тыс.т. нефти (принятый коэффициент извлечения н сы нефти составляют 37ефти (КИН) -0,5). По данным 51,5/1358,3 тыс.т. при КИН-0,36. Исходя из этого остаточные запасы на первое января 1998г. составляют 2404,4/11,2 тыс.т., достигнутый коэффициент извлечения  -  0,359.  В   последнем  подсчёте  были  нефтенасыщенные  толщины с учетом данных глубокого бурения.

Основная  добыча приходится на скважины, расположенные на суше в пределах северо-восточного крыла структуры. Эти скважины вступили в эксплуатацию значительно раньше, чем на других участках. Значительная часть добычи так же приходится на скважины из которых продолжают разработку пласта и в настоящее время. Всё это предполагает возможность перетоков нефти из морской части залежи в указанные наиболее дренированные зоны.На первое января 1998г. суммарная добыча нефти по пласту Г2 составила 591,4 тыс.т нефти, а коэффициент нефтеотдачи от утверждённых запасов (1951/585,3 тыс.т) составил 0,3. т.е. достиг принятого при подсчёте. По оценке «СевКавНИПИнефть» (1978 г.) запасы залежи пласта Г2 составляют 2313,6/594,5 тыс.т. нефти, что на 362,6/9 тыс.т. больше утверждённых. С этим можно согласиться, так как изменения запасов связаны с последними данными, полученными по глубоким скважнам (увеличены площадь и эффективная нефтенасыщенная мощность).В таком случае достигнутый коэффициент извлечения составил 0,26.На 01.01.98 г. добыча по залежи ГЗ составила 583,7 тыс.т. нефти, а коэффициент извлечения - 0,34 от утверждённых запасов (1737,1/677,5 тыс.т) По оценке «СевКавНИПИнефть» (1978 г.) запасы залежи уменьшены на 300,9 тыс.т нефти за счёт уточнения эффективных нефтенасыщенных толщин. Достигнутый коэффициент нефтеотдачи, таким образом, составляет 0,41. Данные по текущему состоянию скважин месторождения Избербаш за 2003 год представлены в таблице 1.4 и в приложениях А–Г.                                                                                          

1.5 Система заводнения  основных объектов по месторождению  Избербаш                                                                                                                    

С целью  интенсификации отбора нефти из пластов  в_п, Г1, Г2 и ГЗ месторождения Избербаш предлагается обустроить два опытно-промышленных участка (ОПУ): северо-западный №1 и южный №2.

Северо-западный участок  включает в себя 7 добывающих №№5, 87, 69, 91, 89, 75 и 229) и две нагнетательные (№72, 84) скважины, нефтесборный пункт №1 (НВСП-1) с фильтрационно-водозаборной траншеей (ФВТ).

ФВТ представляет собой бетонную траншею со щелями для поступления воды. Размеры траншеи 6x2x2 м. Траншея построена на расстоянии 5м от берега Каспийского моря. Вода из траншеи насосом ЦНС -38x154 (или ЭЦВ 6-5-120) производительностью 300-350 м³/сут. по стеклопластиковым трубам (СПТ) d=159мм подаётся на НВСП-1, где до поступления в резервуар РВС-400 проходит через водяной осветительный фильтр ФОВ-3. Из РВС-400 вода насосами НБ-125 по нагнетательной линии из СПТ 1=114 мм при устьевом давлении 4-5 мПа закачивается в нагнетательную скважину №72 (или №84).

      Таблица 1.4 

Данные  по скважинам месторождения Избербаш.

Нагнетательные  скважины оборудуются нагнетательной арматурой АНК-3-65*21 и насосно-компрессорными трубами (НКТ) d=73 мм, по которым вода подаётся в пласты В_II, Г1, Г2 и ГЗ.

Вода, создавая в прискважинной зоне пластов  фронт заводнения, оттесняет содержащуюся в пластах нефть и пластовую воду к стволам добывающих скважин №№ 5,87,69,91,89,75 и 229.

Добывающие  скважины после зарезки горизонтальных стволов протяжённостью 120 м по пласту оборудуются глубинно-насосными установками.

С помощью указанного оборудования продукция добывающих скважин по шлейфам из СПТ d=73 мм поступает в трёхфазный сепаратор объёмом 60 м. В сепараторе происходит отделение нефти газа и воды.

Газ при помощи компрессора дожимается до 0,6 мПа  и подаётся на подогрев нефти на головных сооружениях, отопление и др.

Нефть из сепаратора, за счёт давления газа в нём, поступает  в ёмкость (50-100 м³), откуда она периодически откачивается в резервуарный парк на головных сооружениях.

Отделившаяся  вода также за счёт давления газа в  сепараторе поступает в РВС-400, откуда, совместно с морской водой, насосами НБ-125 закачивается в нагнетательную скважину.

Южный участок (ОПУ-2) включает в себя 6 добывающих (№№ 74,80,92,127,165 и 261) и одну нагнетательную (№79) скважины, нефтесборный пункт №2 (НСВП-2) с ФВТ.

Морская вода из ФВТ, расположенной на берегу Каспийского моря, насосами ЦНС-38*54 (или ЭЦВ-6-35-120) производительностью 300-350 м³/сут. по СПТ d=159 мм подаётся на НВСП-2, где до поступления в РВС-400 проходит через ФОВ-3.

Из РВС-400 вода насосами НБ-125 по нагнетательной линии из СПТ d-114 мм, при устьевом давлении 4-5 мПа, закачивается в нагнетательную скважину №79, оборудованную аналогично скважине №72 (или №84),

По НКТ вода закачивается в пласты в_II, Г1, Г2 и ГЗ, в которых создаётся фронт заводнения. Нефть и вода оттесняется к стволам добывающих скважин №№74,80,92,127,165 и 261, по которым поднимаются с помощью глубинно-насосных установок.

Дальнейший  процесс сбора, подготовки и транспортировки  нефти, газа и воды происходит на НВСП-2, аналогично НВСП-1.

        Подготовленная нефть откачивается в резервуарный парк.

Заводнение  залежей в морской части предлагается производить по аналогичной принципиальной схеме.

Фактическая плотность сетки скважин по северо-западной и центральной залежам свиты в_п составляет 13 и 11 га/СКВ, а по залежам пластов Г1, Г2 и ГЗ - 16, 13, и 30 га/СКВ. Как видно из приведённых данных наиболее редкая сетка получена по залежи пласта ГЗ. Хотя по другим залежам плотность сетки меньше, однако на них имеются участки, на которых отсутствуют скважины. С учётом существующего фонда и вводимых из ликвидированного фонда скважин, для решения вопроса о конечном числе скважин представляется целесообразным рассмотреть варианты с бурением новых скважин на не разбуренных участках.