Аналогічну конструкцію мають також експлуатаційні свердловини 21, 23, 37, 51, 67, 68 пробурені на глибину 3210- 3350 м /на горизонт НД-12Б/, та сверд. 35 пробуреної до глибини 2705 м /на горизонт НД-9/. По цій групі свердловин цемент на 285 м непіднятий до гирла тільки у сверд. 21-3л.

Решта свердловин експлуатаційного фонду /в тому числі прийнятих із розвідки/ пробурені на глибини 1845-3255 м і мають двохколонну конструкцію: кондуктор діаметром 324 або 426 мм /по сверд. 36, 52 – 299 мм/, спущений на глибину 22-101 м, проміжна колона діаметром 219, 245 або 219х245 мм спущена на глибину 1176-1856 м, експлуатаційна колона 139,7, 146 або 139,7х146 мм спущена на 5-20 м вище пробуреного вибою. Дещо іншу двохколонну конструкцію мають свердловини 5, 7, 12, 22, 47. В свердловинах 7, 12 проміжна колона діаметром 219 мм спущена тільки до глибини 493-508 м, а діаметр експлуатаційної колони дорівнює 127 мм. Також експлуатаційна колона спущена й в сверд. 5, а в сверд. 22 діаметр цієї колони дорівнює 168 мм. Свердловина 47, незважаючи на велику глибину /3660 м/, має двохколонну конструкцію з спуском проміжної колони діаметром 219х245 мм на глибину 2802 м і експлуатаційної колони діаметром 139,7 мм на глибину 3650 м.

Всі обсадні колони по свердловинах цієї групи зацементовані, як правило, до гирла за винятком сверд. 11, 22, 36. По сверд. 11 і 36 цемент за експлуатаційною колоною недопіднятий відповідно на 220 і 75 м, а по сверд. 22 проміжна колона діаметром 245 мм, яка спущена на глибину 715,6 м, залишилася не зацементованою по причині її прихоплення в процесі спуску та відсутності циркуляції промивної рідини.

Обсадні колони обв’язані колонними головками типу

ОККЗ – 350 – 146х219х324, ООК – 2х700х146х245

ООКЗ – 700 – 146х219х299х426 та ООК2 – 700х168х299х426.

На гирлі свердловин встановлені фонтанні арматури типу АФКЗ-65х350, АФКЗ – 65х210, АФК – 50х700, АФОМ – 50х700.

Згідно спостережень в процесі експлуатації між колонні тиски відсутні по всьому діючому фонді свердловин.

Продуктивні горизонти розкривалися в свердловинах кумулятивною перфорацією типу ПК-103, ПК-105 /по 10-30 отворів на 1 п.м/, ПКС-80, ПКС-105, ПКО-89 і ПКН-89 /по 6-12-18 отворів на 1 п.м/.

В якості фонтанного ліфту в свердловини спущені насосно-компресорні труби , в основному, діаметром 73 мм. Башмак НКТ при великих інтервалах розкриття горизонту встановлені по 10-15 м вище нижніх перфораційних отворів або по середині малих інтервалів перфорації.

Для визначення продуктивності свердловин проводилися дослідження їх на стаціонарних режимах фільтрації газу/. В процесі випробування свердловини досліджувались з допомогою діафрагмового вимірювача критичної течії /ДВКТ/, а в процесі експлуатації з подачею газу в газопровід не менше одного разу в рік.

Однак в зв’язку зі значним зниженням робочих дебітів газу, обумовленим падінням пластового тиску і прогресуючим обводненням провести якісне дослідженні свердловин в широкому діапазоні установлених дебітів з подачею газу в газопровід при існуючому протитиску в ньому в останні роки стало неможливим.

2.3 Система промислового збирання

та підготовки газу

Збір газу на Залужанському газовому родовищі здійснюється по груповій схемі /рис. 2.1/.

Газ із свердловин по шлейфах діаметром 76, 89, 108, 114 мм і довжиною від 100 до 3560 м поступає на установку попередньої підготовки газу УППГ, де після попередньої очистки по міжпромисловому колектору L – 7889 м, Ду 150 мм подається на УКПГ, на якій очищений до необхідної кондиції газ направляється в магістральний газопровід Комарно-Дроздовичі /Ду 500 мм/.

До УППГ, яка розташована в південно-східній частині родовища підключено 21 свердловини /15, 21, 23, 35, 36, 37, 39, 41, 42, 45, 46, 47, 51, 52, 56, 67, 68, 72, 73, 105, 106/. Газ очищається від рідини і механічних домішок в шести вертикальних сепараторах /табл. 2.1/.

УКПГ розташована в північно-західній частині родовища і до неї підключено 6 свердловин (5, 7, 12, 17, 22, 24). Газ очищається від рідини і механічних домішок в сепараторі С-1 Ду 1000 мм. Сепаратор С-2 Ду 1000 мм використовується для індивідуальних замірів видобувного газу і замірів уловленої рідини. Після очищення в сепараторах газ направляється на блок-абсорбат, де відбувається остаточна його очистка, після чого газ подається у вихідний газопровід діаметром 325х8 мм, довжиною 589 м, який підключений до магістральних газопроводів Комарно-Дроздовичів діаметром 500 і 700 мм.

2.4. Аналіз розробки газових покладів

Горизонт ВД-13 (1 об’єкт)

Розробка газового покладу горизонту ВД-13 проводиться з вересня 1975 р. трьома свердловинами 5-3 л, 7-3 л, 12-3 л. Динаміка основних показників розробки цього горизонту приведена в таблиці 2.2. на рисунку 2.2.

На 01.01.1999 р. із покладу видобуто 1344,4 млн.м3 газу, що складає 53,1