Жанажол перевод фонтанной скважины на газлифтный способ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Дипломный проект на тему:

«Жанажол перевод фонтанной скважины на газлифтный способ»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение    

1 Технико-технологическая часть    

1.1 Общие сведения о месторождении       

1.2 Геологическое строение месторождения  

1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика     

1.2.2 Тектоника           

1.3  Нефтегазоносность          

1.4  Характеристика энергетического состояния залежи

1.5  История проектирования и разработки месторождения

1.6  Состояние разработки

1.6.1  Объемы добычи нефти и газа

1.6.2  Состояние фонда скважин

1.6.3  Сбор и подготовка скважинной продукции

1.7 Способы эксплуатации скважин на месторождении Жанажол 

1.7.1 Обоснование способа эксплуатации      

1.7.2 Фонтанная эксплуатация скважин      

1.7.3 Газлифтная эксплуатация скважин      

1.7.4 Компрессорное хозяйство       

1.7.5 Газлифтная компрессорная станция Жанажольского газоперерабатывающего завода 

1.8 Расчет по переводу фонтанной  скважины № 645 на газлифтный способ эксплуатации

1.8.1 Исходные данные 

1.8.2 Расчет минимального забойного давления фонтанирования  

1.8.3 Выбор диаметра подъемных труб

1.8.4 Расчет пускового давления газлифтной скважины

2. . Экономическая часть
1. Организационная характеристика НГДУ «Октябрьскнефть»
2. Производственная структура НГДУ «Октябрьскнефть»
3. Организация труда и его оплата
4. Экономическая эффективность внедрения газлифтного метода эксплуатации скважин
1. Расчет экономической эффективности при фонтанном способе эксплуатации
2. Расчет экономической эффективности при газлифтном способе эксплуатации
3. Расчет экономического эффекта от перевода скважин с фонтанного на газлифтный способ эксплуатации

3.  Охрана труда

3.1  Анализ производственных опасных и вредных факторов

3.2 Безопасность при фонтанном и газлифтном способах эксплуатации

3.3 Пожаро-взрывобезопасность

4.  Охрана окружающей среды

Заключение        

Список литературы           

ВВЕДЕНИЕ

 

Нефтяная и газовая отрасли промышленности занимают одно из ведущих мест в народном хозяйстве, в значительной мере способствуя развитию прогресса, а тем самым и благо состоянию общества.

Залежи нефти и газа месторождения Жанажол, которые приурочены к двум мощным толщам каменноугольного возраста, открыты в 1978 году. А в январе 1983 году было проведено испытание  скважины №163, и 17 января получен первый фонтанный приток нефти (дата ввода в опытно-промышленную разработку).

В настоящее время на месторождении Жанажол в промышленной разработке находится продуктивные пласты первой карбонатной толщи. Продукты отбираются из 300 нефтяных скважин фонтанным способом, и эксплуатация ведется с ППД.

В данном дипломном проекте рассматривается применение газлифтного способа эксплуатации, после прекращения фонтанирования скважины №645 месторождения Жанажол.

Продолжение фонтанной эксплуатации - газлифтная эксплуатация, при которой необходимое  количество газа для подъема жидкости подается на с поверхности.

В качестве газа можно использовать воздух или углеводородный газ. Тогда подъемник соответственно называют эрлифтом или газлифтом.

Преимущество эрлифта - неограниченность источника воздуха. При использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается полная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фракций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуются меньшие затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газлифт. Перевод добывающих скважин на газлифтный способ добычи по первой карбонатной толщи КТ-1 планируется при средней обводненностью продукции скважин от 20% до 30%.

Однако часть скважин по пачкам Б и В могут быть переведены на механизированный способ добычи уже в 1989-1990гг.

 Причины перевода:

Низкая продуктивность нефтяного пласта, увеличение обводненности по отдельным скважинам, а в результате остановка скважин или недобор запланируемых объемов продукции фонтанным способом.

Перед работниками нефтяной и газовой промышленности стоят большие задачи обеспечения высоких уровней добычи нефти и газа, более полного использования недр, оптимального сочетания усилий, направленных на освоение перспективных районов и на максимальное использование недр в старых нефтегазодобывающих районах.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

                      1.1 Общие сведения о месторождении

 

Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато, расположенного между Муголжарскими горами и долиной реки Эмба. В административном отношении входит в состав Муголжарского района  Актюбинской  области. Областной центр город Актобе находится в 240км севернее рассматриваемого месторождения.

Рельеф местности представлен слабовсхолмленной равниной, расчлененной балками и оврагами и характеризуется абсолютными отметками от плюс 125 до плюс 270м. Минимальные их значения приурочены к долине реки Эмба, с юго-запада ограничивающей территорию месторождения и протекающей в 2-14км от месторождения. Вода, в реке минерализованная и используется только для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в районе реки Эмба составляет 2м и более.

Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью. Зимой температура воздуха достигает минус 400С, а летом температура воздуха достигает плюс 400С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль. Первый снежный покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта.

Средне газовое количество атмосферных осадков невелико и достигает 120-140мм в год. Самыми жаркими месяцами являются июль и август.

Район слабо населен, ближайшими населенными пунктами являются совхоз Жанажол, расположенный в 15 км к северо-востоку и действующий нефтепромысел Кенкияк, расположенный в 35 км к северо-западу. Нефтепровод Атырау - Орск проходит на расстоянии около 100 км.

Обеспечение месторождения материально-техническими средствами производится Октябрьской и Джаксымайской базами производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования.

 

1.2 Геологическое строение месторождения

 

Впервые сведения о геологическом строении района опубликованы в работе С.К.Ковалевского и А.П.Гаригросса, которые в 1940 году изучали район по рекам Темир, Эмба, Ат-жаксы. Их дальнейшее исследования носили маршрутный характер.

Более детальное и планомерное изучение территории начинается с 1944 года. Так, в 1944-1946 гг. Каспийско-Аральской партией под руководством Г.И.Водорезова проводилась геологическая съемка М40 в масштабе.

В результате работ была составлена геологическая карта и объяснительная записка к месту, в которой освещены основные вопросы стратиграфии и тектоники территории.

В 1949 году В.И.Самодуров и И.В.Иванов провели геологическую съемку в масштабе 1:200000 места М-40-ХХХIV, куда входит и Жанажол. Авторы дают точное описание геологического строения района.

В 1952 году площадь была покрыта гравиметрической съемкой того же масштаба.

В 1952-1954 гг. на этой площади проведена геологическая съемка в масштабе 1:50000 с применением картировочного бурения (А.С.Зингер).

Поднятие Жанажола было выявлено в 1960 году и подготовлено к бурению в 1961 году сейсмическими работами МОВ Актюбинской геофизической экспедицией (АГЭ). В 1975 и 1980 годах его строение было уточнено исследованием МОГТ.

Начиная с 1976 года поисковые работы велись Актюбинской нефтеразведочной экспедицией, а с 1978 года Кенкиякской нефтеразведочной экспедицией объединения «Казнефтегазгеология».

Первый приток промышленной нефти на месторождении был получен в марте 1978 года из скважины №4.

С 1981 года на месторождении поисковые и разведочные работы ведутся вышеуказанными экспедициями в составе объединения «Актюбнефтегазгеология», созданного 1 октября 1981 года.

В конце 1981 года на Жанажоле начато бурение разведочных скважин вновь созданным объединением «Актюбинскнефть» Миннефтепрома СССР.

В феврале 1981 года объединениями «Гурьевнефтегазгеология» и «Актюбнефтегазгеология» была завершена разведка нефтегазоконденсатной залежи верхней карбонатной толщи месторождения Жанажол, а разведочные работы на нефтяную залежь нижней карбонатной толщи еще продолжались.

По материалам разведочных работ на месторождении Министерством геологии КазССР,  объединениями «Гурьевнефтегазгеология» и «Актюбнефтегазгеология» совместно с Актюбинской нефтеразведочной экспедицией и КазНИГРИ была выполнена работа «Подсчет запасов нефти, газа и конденсата по            месторождению Жанажол».

Запасы нефти, газа и конденсата месторождения утверждены ГКЗ СССР 23 июня 1982 года (протоколы №9015 и №9016 по категории С1 - первой (верхней) карбонатной толщи (КТ-1) и по категории С2 - второй (нижней) карбонатной толщи (КТ-11)).

Разработка месторождения началась с разбуривания объектов первой карбонатной толщи.

С 1989 года в соответствии с постановлением ЦКР СССР осуществляется перенос основных объектов бурения на объекты второй карбонатной толщи, что позволило ускоренно приступить к разработке наиболее крупных объектов.

 

1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

 

Вскрытый и изученный разрез осадочной толщи месторождения Жанажол представлен отложениями каменноугольной системы (нижний, средний и верхний отделы), пермской системы (нижний и верхний отделы), триасовой, юрской и меловой систем, а также четвертичными отложениями антропогеновой системы.

- Палеозойская группа Pz

- Каменноугольная система С

- Нижний отдел С1

Наиболее древними отложениями, вскрытыми на площади Жанажол, являются терригенные осадки средневизейского возраста СIV. Кровля этих отложений вскрыта только в скважине 1. Поэтому полная характеристика этих отложений в работе  не дается.

На соседних с Жанажолом площадях Кожасай, Восточный Тортколь вскрытая терригенная толща среднего-нижнего визенского и турнейского яруса превышает 1000м.

Выше по разрезу терригенные осадки сменяются карбонатной толщей пород верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов, представленной известняками и доломитами с редкими прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина окских отложений около 150м, серпуховских 140м.

Вскрытая толщина отложений нижнего карбона на месторождении достигает 308м.

- Средний отдел (С2)

- Средний карбон (С2) представлен отложениями башкирского и московского ярусов.

- Башкирский ярус (С2В)

Отложения башкирского яруса полностью пройдены только скважиной 1. Полная толщина достигает 224м (3892-3668м). Представлены они известняками серыми и светло-серыми, органогенно-комковатыми, массивными доломитизированными, со стилолитовыми швами, с редкими прослоями аргиллитов.

- Московский ярус (С2m)

В составе московского яруса (С2m) выделяется два подъяруса: нижнемосковский и верхнемосковский.

Отложения нижнемосковского подъяруса представлены верейскими и каширскими горизонтами, вскрыты скважиной 23 в интервале 3803-3647м и скважиной 1 в интервале 3668-3560м. Вскрытая толщина подъяруса колеблется в пределах от 108-156м. Сложены они карбонатными породами с единичными прослоями аргиллитов небольшой толщины.

Комплекс карбонатных отложений верхнего и визенижнемосковского подъяруса, вскрытая толщина которого достигает 630м образует так называемую «Нижнюю карбонатную толщу» пород, обозначенный индексом КТ-11, в которых установлено наличие промышленных запасов нефти.

Верхнемосковский подъярус представлен подольскими и мячковскими горизонтами.

Нижняя часть подольского горизонта представлена органогенно-обломочными известняками, прослоями мелкозернистыми, массивными крепкими. Толщина карбонатных отложений подольского горизонта колеблется в пределах 144-220м.

Мячковский горизонт вскрыт практически всеми скважинами и представлен органогенными, органогенно-обломочными, микрозернистыми известняками и доломитами. Толщина его варьирует от 115 до 164м.

- Верхний отдел (С3)

- Верхний карбон (С3) представлен касимовским и гжельским ярусами

- Касимовский ярус (С3К)

Касимовский ярус в литологическом отношении на большей части сложен известняками и доломитами. В северо-восточной части известняки и доломиты ангидритизированы. Степень ангидритизации разреза постепенно увеличивается снизу вверх - от отдельных гнезд и включений до сплошных (толщиной 5-10м) пластов и ангидритов. Толщина касимовского яруса 50-97м.

- Гжельский ярус С3g

Гжельский ярус на юге и юго-западе представлен органогенными известняками, на 65-85% состоящими из водорослей и обломков фауны. В северо-восточной части усиливается ангидритизация разреза до полного перехода в ангидриты.

Р1- Нижний отдел

В разрезе нижней Перми рассматриваемого района достаточно обоснованно выделенный отложения ассельского и кунгурского ярусов.

- Ассельский ярус- Р1as

В Южно-Эменском поднятии отложения ассельского яруса вскрыты скважинами Г-1 и Г-2 на площади сарыкуль и скважиной Г-1 на площади Жанажол восточной бортовой зоны.

Толщина отложений ассельского яруса колеблется в пределах 230-250 метров.

- Кунгурский ярус-Р1К

Отложения Кунгурского яруса широко распространены в описываемом районе. Они слагают ядра соляных куполов и антиклиналей, и в последние годы пройдены скважинами на структурах Жилансанд, Алимекмопа, Мартук, Кенкияк, Жанажол и Кумсай в восточной бортовой зоне, а также скважинами 5 и 1а на южно-эмбенском поднятии. Кроме того, отложения этого яруса вскрыты многочисленными структурно-поисковыми и глубинными разведочными скважинами. Благодаря такому фактическому материалу стало возможным более детально изучить разрез кунгурских отложений и выделить в них 3 пачки: нижнюю-сульфатно-терригенную, среднюю-галлогенную и верхнюю сульфатно-терригенную.

- Пермская система (Р) Толщина отложений кунгурского яруса составляет 1700-1600 метров.

- Верхний отдел (Р2)

Толщина верхней перми изменяется от 633 (скв.10) в своде северного купола до 1808м (скв.6) на восточной периклиналии

Нижний отдел

- Триасовая система (Т1)

Из триасовых отложений установлены осадки нижнего и верхнего отделов.

Нижнетриасовые отложения широко распространены. В отложениях нижнего триаса в настоящее время выделяются ветлужская и бескунчакская серии по определениям фауны остракод.

Ветлужская серия в песчано-глиняных отложениях нижней части нижнего триаса.

Баскунчакская серия к ней относится верхняя, более глинистая часть разреза нижнетриасовых отложений, имеющая более яркую кирпично-красную и пестроцветную окраску.

- Средний отдел (Т2)

Литологически среднетриасовые отложения указанного района представлены переслаивающимися песками, глинами, аргиллитами и песчаниками.

Толщина среднетриасовых отложений в наиболее погруженных частях достигает 1000м и более.

На исследуемой территории отложений верхнего триаса не установлены достоверно.

- Юрская система (J)

В юрской системе выделены все три отдела, из которых нижний и средний представлены континентально-лагунным, а верхний - морскими отложениями.

- Нижний отдел (J1)

Нижнеюрские отложения с эрозионным и угловым несогласием залегают на пестроцветах нижнего триаса и верхней Перми и на сульфатно-терригенной пачке кунгура. Литологически они представлены в основном светло-серыми и серовато-белыми песками, чередующимися с белыми, светло-серыми глинами.

- Средний отдел (J2)

Среднеюрские отложения имеют широкое распространение в юго-восточной части.

Аленский ярус Литологически представлен переслаивающимися глинами, песками и песчаниками и прослоями бурого угля.

Байосский и батский ярусы. Отложения этих ярусов представлены переслаивающимися глинами, песками, песчаниками и прослоями бурых углей.

- Верхний отдел (J3)

Верхнеюрские отложения представлены в основном глинами с прослоями песков и песчаников. Толщина верхнеюрских отложений колеблется от 0 до 210м.

- Меловая система (К)

- Верхний отдел (К2)

Отложения верхнего мела повсеместно перекрываются четвертичными отложениями небольшой толщины (2-3м), которые представлены суглинками и супесями.

 

1.2.2 Тектоника

 

В тектоническом отношении Жанажольское поднятие расположено в восточной прибортовой зоне от Ащисайского краевого шва, отделяющего Прикаспийскую синеклизу от складок Верхне - Эмбенской миогеосинклинали.

О тектонической природе Южно - Эмбенского максимума имеется много точек зрения. Одни исследователи считают его герцинским сооружением, являющимся южным продолжением Урала, а другие относят его к платформенным структурам. В связи с этим недостаточно четко определяется местоположение юго-восточной границы Русской платформы.

Южно - Эмбенское поднятие, по мнению ряда исследователей, является южным продолжением Урала, обрамляющим Русскую платформу с юго-востока. Юго-восточную границу платформы они проводят вдоль северо-западного крыла поднятия.

Район, расположенный к востоку и юго-востоку от тектонического шва, на гравиметрических полях характеризуется в целом положительными значениями силы тяжести. В его пределах два максимума: Примугоджарский и Южно - Эмбенский, разделенные Манысайским относительным минимумом силы тяжести. Последний, очевидно, обусловлен разломом субширотного эффузивами ордовика (предположительно) и ультробазитами среднего девона, простирания, по которому Западное Примугоджарье сочленяется с Южно - Эмбенской миогеосинклинальной зоной. На фоне региональных максимумов выделяются локальные максимумы, которые, по мнению Г.Г.Гарецкого приурочиваются к центрам внедрения ультраосновной поймы. Это предположение подтверждается данными структурно-поискового и глубокого разведочного бурения, вскрывшего миндале каменные базальтовые порфириты и ультробазиты.

В региональном плане палеозойские отложения погружаются в южном и юго-западном направлениях и обнажаются в районе Изембетской антиклинали. На Кокпектинской площади они вскрыты скважинами на глубине 140м. Локальные структуры представляют собой узкие линейные складки с крутопадающими крыльями, часто осложненными швами и имеют северо-восточное направление. Ядра складок сложены верхнедевонскими образованьями в северо-восточном направлении. По мере вздымания палеозойских отложений. Ядра этих структур сложены доверхнедевонскими интрузиями. Палеозойские отложения здесь характеризуются сложным строением. Слои имеют крупные углы падения (от150 до 850) и нередко сложены дизъюнктивными нарушениями. Все это затрудняет изучение их строения сейсмическими методами.

По геологическим материалам Кокпектинская антиклиналь представляет собой субмеридиально ориентированную структуру с широким южным и относительно узким седлообразным, вогнутым с восточной стороны северным периклинальным окончанием. Размеры ее 36км по данной оси и 9км в поперечнике, в южной 7км, в средней и северных частях 3,5км. Антиклиналь имеет асимметричное строение: западное ее крыло крутое (500), восточное относительно пологое (15-200). Свод палеозойской структуры сложен карбона, перми. Свод мезозойской структуры совпадает со сводом палеозойской структуры, то есть наблюдается унаследованность структурного плана чехла от палеозойского фундамента.

Анализ толщи палеозойских отложений позволяет предположить, что перикратонный прогиб развивался до каменноугольного периода. Несмотря на неоднократные горообразовательные процессы, происходящие на Урале, восточный край платформы испытывал преимущественно нисходящие движения, в результате чего накапливалась мощная (9км) толща осадков. Только начиная с карбона, восточная бортовая зона стабилизировалась, и здесь устанавливались такие условия, как и на всей территории Прикаспийской синеклизы.

К западу от перикратонного прогиба прослеживается выступ в фундаменте, который отделяет прогиб от впадины, отложения нижнего структурного яруса, облекая этот выступ, образуют валообразные поднятия второго порядка. Последние представляют собой цепь валов, образованных под отдельными блоками фундамента.

По отражающему горизонту П1- поверхность отложений ассельского яруса, Жанажольское поднятие имеет субмеридиальное простирание и является симметричным. По замкнутой изогипсе - 2300м, поднятие имеет длину 12,6км и ширину 6,5км при амплитуде более 400м. Разрывные нарушения отсутствуют. Свод поднятия оконтуривается изогипсой минус 1900м. В пределах свода была пробурена поисковая скважина №2, которая на глубине 2353м под кунгурским отложением вскрыла породы ассельского яруса и доказала наличие глубокого эрозионного и углового несогласия.

По отражающему горизонту П2- кровля известняков верхнего карбона, Жанажольское поднятие сохраняет прежнее простирание и конфигурацию. Размеры его по замкнутой изогипсе минус 3200м и составляют 12,8км в длину;4,8 км в ширину, при амплитуде более 200м. Свод поднятия оконтуривается изогипсой минус 3000м. Скважина №1, ранее пробуренная в нефтей толщи КТ-1 близки. Они легкие (833-836кг/м3). Сернистые (0,4-0,9%), парафинистые (3,95%), содержание пределах свода, вскрыла на глубине 2408м терригенные породы ассельского яруса, а на глубине 2910м карбонатные породы московского яруса.

В целом Жанажольское поднятие, также как и Алибекмолинское располагается на гипсометрически поднятом подсолевом палеозойском выступе и находится в благоприятных условиях для накопления в подсолевых породах залежей нефти и газа.

 

1.3 Нефтегазоносность

 

На поднятиях Жанажольской ступени: Алибекмола, Жанажол, Уриктау, Кунгур, Восточный Тортколь в интервале глубин до 4411м и на Кенкиякской ступени: Арайсай, Кенкияк, Кокпенде, Южный Мартук, Жантай и другие до глубины 5182м уверенно выделяются до десяти пачек коллекторов толщиной от 20 до 84м, приуроченных к окскому надгоризонту - один; к серпуховскому ярусу - три; к башкирскому ярусу - три; к которым приурочены залежи нефти, газа и конденсата. Пачки коллекторов разделяются между собой прослоями аргиллитов или плотных непроницаемых карбонатов. В каждой пачке располагается два - семь самостоятельных пластов, толщиной 3-38м с коллекторами порового, трещинно-порового и реже порово-каверного, трещинно-каверного типов. При этом коллекторские свойства КТ-1 на Жанажольской ступени несколько выше, чем на Кенкиякской ступени. Это связано с тем, что карбонаты на Жанажольской ступени подверглись большому выщелачиванию инфильтрационными водами, чем на Кенкияке.

Поры размерами 0,05-0,1мм составляют 13-15,8%, а каверны в 1,1-1,9мм до 3% породы и собираются между собой микротрещинами. Открытая пористость пород КТ-1 составляет 9,2-19,5% при проницаемости до 0,080-0,170мкм2 с максимальными значениями на Жанажоле, Уриктау, Кунгурском поднятии, где по ГИС коэффициент пористости достигает до 42,7-46,1%. Высота нефтяной части залежи достигает 100м, газоконденсатной - 200м. Покрышкой являются глинистые породы нижней перми и галогенная толща кунгура. Качественная характеристика и физические свойства смол и асфальтенов 4,6-5,6%. Выход фракций до 2000С достигает 32%, до 3000С - около 55%. По групповому составу нефти метаново-нафтеновые.

Газонасыщенность пластовой нефти не превышает 263,3 м3/м3. Начальное пластовое давление изменяется в пределах 28,7 (пачка А) - 29,64 МПа (пачки В, В1), пластовая температура 57-620С.

Газ, растворенный в нефти и газоконденсатной части залежи, по составу легкий и тяжелый, этаносодержащий; доля тяжелых углеводородов в нем изменяется от 8,5 до 19,6%, метана - от 68,2 до 87,3%. Содержание сероводорода 2,04-3,49%, азота 1,02-2,19%, углекислого газа 0,57-1,08%, присутствует гелий в количестве 0,01-0,014%.

Содержание стабильного конденсата в газе 283г/м3. Плотность его 711-746кг/м3, содержание в нем серы 0,64%. В групповом составе содержится до 70% метановых, 20% нафтеновых и 10% ароматических углеводородов. Дебит конденсата 34-162м3/сут.

По восточному борту Прикаспийской синеклизы, в результате проведенных за последние годы геолого-сейсмических работ, накопили огромный фактический материал, позволяющий высоко оценивать потенциальные ресурсы углеводородов и перспективы открытия новых месторождений нефти, газа в подсолевых карбонатных и терригенных отложений, а также нижележащих отложений девона.

 

1.4 Характеристика энергетического состояния залежи

 

Первая карбонатная толща КТ-1.

В первой карбонатной толще КТ-1 выделены три продуктивные пачки А,Б,В, соответственно, в гжельском, касимовском ярусах верхнего карбона и московского ярусе среднего карбона, к которым приурочены нефтегазовые залежи.

Залежь пачки В введена в разработку в мае 1984 года. Начальное пластовое давление в залежи на отметке ГНК составляет 29,1 МПа, а на отметке ВНК-30 МПа. Начальная температура пласта равна 61 С. Средняя продуктивность пачки В по северному куполу составляет 20,01 т/сут.МПа, по южному 21,82 т/сут.МПа, а средняя удельная продуктивность по куполам, соответственно, равна 1,56 т/сут.МПа.м и 1,14 т/сут.МПа.м. Из нефтяной залежи пачки В северного купола извлечено 1,95 млн.т, нефти, из скважин южного купола добыто 69,3 тыс.тонн нефти. Несмотря на значительный отбор нефти пластовое давление в залежи снизилось незначительно, всего на 1,6 МПа и пластовое давление в зоне отбора составляет 28,4 МПа. Это говорит о том, что при разработке эффективно проявляется естественная энергия пласта. Хотя в настоящее время и наблюдается высокая обводненность  одной скважины и незначительное обводнение двух скважин, пластовой водой на северном куполе и небольшая обводнённость одной скважины на южном куполе, это не является свидетельством активности водонапорной системы. Незначительное снижение пластового давления на северном куполе свидетельствует о хорошей сообщаемости нефтяной оторочки пачки В с газовой шапкой и современный режим разработки нефтяной залежи В следует охарактеризовать как газонапорный с незначительным влиянием со стороны пластовой водонапорной системы.

Все выделенные продуктивные пачки первой карбонатной толщи КТ-I объединены между собой единой гидродинамической системой и представляют единую газонефтяную залежь с единым газонефтяным и водонефтяным контактом.

Начальное пластовое давление по разрабатываемым объектам А, Б, В+В' приведены к отметке ГНК и ВНК составляет 29,1 и 30 МПа соответственно. Все залежи разрабатываются с поддержанием и пластового давления. Несмотря на низкие темпы отбора нефти из залежей и низкую выработку извлекаемых запасов имеет место довольно интенсивное снижение пластового давления.