25.12.2000 | 16 | 9.4 | 63.4 | 6744 | 2.8 | 3.3 | 13.6 | 23.7 | 0.397 | 0.056

1.01.2001 | 18 | 9.3 | 81.6 | 8799 | 2.2 | 3.3 | 14.0 | 23.3 | 0.399 | 0.056

Свердловина 903

12.02.83 | 10 | 8.0 | 64.0 | 8044 | 5.7 | 12.4 | 16.2 | 31.4 | 15.2 | 0.526 | 0.21

2.03.83 | 12 | 6.4 | 72.0 | 11182 | 4.0 | 13.5 | 18.8 | 14.6 | 0.438 | 0.175

11.03.83 | 14 | 7.3 | 74.9 | 10298 | 3.0 | 15.5 | 18.5 | 12.9 | 0.566 | 0.226

23.03.83 | 8 | 4.3 | 38.5 | 89.62 | 9.2 | 13.8 | 17.3 | 14.1 | 0.305 | 0.122

15.02.90 | 12 | 3.4 | 73.6 | 21529 | 3.5 | 10.5 | 14.4 | 22.6 | 8.0 | 0.425 | 0.170

21.02.90 | 10 | 4.4 | 70.0 | 16021 | 4.4 | 10.6 | 12.6 | 10.0 | 0.440 | 0.176

25.02.90 | 8 | 4.1 | 70.2 | 17066 | 5.2 | 11.2 | 13.0 | 9.6 | 0.427 | 0.171

Свердловина 900

9.09.81 | 1.3 | 2.7 | 2077 | 1.2/6.0 | 6.0/12

10.09.81 | 1.8 | 4.0 | 2222 | 1.0/6.0 | 8.0/15

11.09.81 | 1.6 | 3.2 | 2000 | 1.2/6.5 | 6.5/12

21.09.81 | 0.5 | 1.1 | 2200 | 1.0/6.0 | 6.5/12

Складні умови проводки свердловин приводили до аварій, прихоплення бурильного інструменту і необхідність забурених нових стовбурів. Такі ускладнення на Пасічнянському блоці були при бурінні свердловин 900, 903. При бурінні свердловини 452 в результаті прихоплення бурильного інструменту проведено торпедування на глибині 3896 м і частина бурильного інструменту в інтервалі 4489-3895 м залишилась у свердловині. У свердловинах 901 і 903 -прихоплені насосно-компресорні труби, у свердловині 900 виявлена загазованість в інтервалі 0-8 і 14-34.

Як було зазначено вище, Пасічнянський блок розробляється свердловинами 452, 900, 901, 903.

Свердловина 901 після нетривалої експлуатації (5 років) через виснаження продуктивного пласта переведена в контрольні.

Свердловиною 903 розкрито газоконденсатну частину покладу, яка разом з нафтовою розробляється також свердловиною 452-Б.

Свердловина 452-Б введена в експлуатацію в 1970 р., є однією з найбільш продуктивних свердловин Пасічнянського родовища. Свердловиною розкриті менілітові та еоценові відклади. Через аварійний * стан свердловини - обрив бурильного інструменту на глибині 3896 м, випробування і експлуатація всіх продуктивних горизонтів, які знаходяться в інтервалі 3896-4410 м, проводиться сумісно. Визначити працюючі пласти не можливо. Початковий дебіт нафти і конденсату складав біля ЮОт/добу, газовий фактор - 3000 м/т. Середньодобовий дебіт протягом 1970-1986 pp. зменшився від 96,9 до 30 т. При подальшій експлуатації темп падіння видобутки зменшився, від 1978 до 1998 р., дебіт продукції знизився із 2 до Ют/добу. Після проведення капітального ремонту в 1998 р. дебіт свердловини тримався на рівні 3-4 т/добу. До листопада 1998 року свердловина працювала фонтанним способом, після чого була переведена на експлуатацію газліфтним способом. Газовий фактор в процесі експлуатації змінювався від 3000 до 11000м3/т, з початку експлуатації до 1998 р.

відбувався ріст газового фактору в середньому від 3000 до' 7800 м3/т, після чого відмічається тенденція його зниження. Вода в продукції свердловини присутня з початку експлуатації, обводненість змінюється від 5 % до 20 %.

Початковий пластовий тиск мав величину 54,0 МПа (7.05.70 р.) до 1998 р. зроблено 2 заміри пластового тиску - у 1978 і 1998 pp. З початку експлуатації до 1998 р. пластовий тиск'знизився на 30,1 МПа. На одиницю падіння тиску видобуто 6,9 тис.т нафти і конденсату. Депресія на пласт змінювалась від 20 до 35 МПа.

Оскільки свердловиною одночасно розробляється нафтова і газова частини покладу з метою визначення кількісної видобутої нафти і конденсату зроблено розподіл продукції свердловини на основі початкових даних лабораторних досліджень флюїдів свердловин 452 і 903. В результаті розрахунків визначено, що на долю нафти в продукції свердловини в середньому припадає 60 %, конденсату - 40 %, природного газу - 10%, вільного газу - 90 %.

Розподілений таким чином сумарний видобуток нафти на 1.01.200^ р. складає 131,3 тис.т, конденсату - 80,2 тис.т, нафтового газу - 87,6 млн.м3, вільного газу - 844,4 млн.м3.

В листопаді 1976р.'в експлуатацію була введена свердловина 901 з початковим дебітом нафти 1 т/добу і газовим фактором 2000 м3/т при фонтануванні. У червні 1977 р. свердловину перевели на газліфтний спосіб експлуатації, в результаті чого дебіт нафти збільшився до 3 т/добу. Але ефект був короткочасний. До кінця 1978 р. дебіт нафти знизився до 0,5 т/добу і тримався на такому рівні протягом 1979-1980 pp. У 1980 р. дебіт нафти знизився до 0,1-0,05 т/добу. Свердловина заглохла і була переведена в контрольні. Газовий фактор змінювався в межах 1500-2600 м3/т. Свердловина працювала без виносу пластової води через низьку продуктивність.

Початковий пластовий тиск, приведений до ВНК(-3723 м), мав величину 46,2 МПа. Після зупинки свердловини і переводу її. в контрольні

відмічається ріст пластового тиску. У травні 1992 р. пластовий тиск мав величину 52,1 МПа. Свердловина знаходиться в обводненій частині покладу і характеризує його за контурну частину. На сьогоднішній день із свердловини видобуто 1,2 тис.т нафти і 2,6 млн.м газу.

В грудні 1977 р. в експлуатацію