Свердловина 13-Свиридівська введена у дослідно-промислову експлуатацію в червні 1998 р. після перфорації горизонту В-23 в інтервалі 5273-5259 м. Початковий дебіт газу на 8-мм штуцері протягом двох місяців утримувався в межах 262-268 тис.м3/добу і конденсату -2,5-2,6 т/добу при робочих тисках 12,5-36 МПа трубному і затрубному - 33,5-44 МПа. Від вересня 1998 р. дебіт газу різко знижувався від 149-169 тис. м3/добу (вересень-жовтень) до 1,3-74 тис. м3/добу у листопаді-грудні 1998 р. (табл. 3.5) при робочих тисках 12-36 МПа трубному і 24-39 МПа затрубному.

Від грудня 1998 р. до квітня 1999 р. свердловина практично не експлуатувалася, що було викликано причинами руйнування привибійної зони пласта, внаслідок чого спостерігалося винесення піску та утворення в експлуатаційній колоні і насосно-компресорних трубах піщаних корків, які періодично вимивали водою. Оцінити інтенсивність даного процесу неможливо у зв'язку з відсутністю обліку винесеної на зверхню породи. З цих причин продуктивність свердловини і видобуток газу та конденсату різко коливалися, що не пов'язано з роботою пласта.

З метою припинення руйнування привибійної зони було прийнято рішення обмежити відбори продукції до таких режимів роботи свердловини (депресії на пласт), при яких не виноситися пісок (порода).

У зв'язку з аварійним станом свердловини у серпні-вересні 1999 р. проводилися ремонтні роботи, внаслідок чого відборів продукції практично не було (табл. 3.5). Не дивлячись на відносно часті простої з технічних причин, об'єми видобутку газу були досить вагомими і складали за 1998 р. - 25,1 млн. м3, за 1999 р. - 35,8 млн. м3, 2000 р. - 61,9 млн. м3, за 2001 р.-73,1 млн.м3.

Видобуток конденсату був дуже низьким і протягом 1998 р. коливався від 60 до 75 т/місяць і на цьому рівні утримувався до жовтня 2000 р. з тенденцією незначного збільшення до 210 т/місяць у жовтні (табл. 3.5). В 2001 році видобуток конденсату зменшився до 156 т в місяць, а у 2002 р. він склав в середньому 124 т/місяць.

Конденсатний фактор протягом всього періоду дослідно-промислової експлуатації свердловини 13-Свиридівська був нижчим від потенціального вмісту (60,8 г/м3) і коливався від 10-18 г/м3 до липня 1999 р. У серпні його величина досягла максимальної величини 36,9 г/м3, а протягом 2000 року конденсатний фактор змінювався в межах 20-33 г/м3 без особливої тенденції до зниження. В 2002 році середній конденсатний фактор склав 23,7 г/м3. Низькі величини конденсатного фактора, які у 2-4 менші рази від потенціального вмісту конденсату пластового газу пояснюються недосконалою системою сепарації продукції у промислових мовах.

Від самого початку дослідно-промислової експлуатації свердловини разом із продукцією видобувалася незначна кількість води, об'єми якої до жовтня 1999 р. не перевищували 60 м3/місяць, тобто біля 2 м3/добу, а від жовтня вони збільшилися до 93-126 м3/місяць ( 3,1-4,2 м3/добу). З жовтня 2001 р. місячний видобуток води зменшився до 70 м3 і на початок 2003 р. складав 69 м3/місяць.

Водяний фактор до жовтня 1999 р. не перевищував 10-15 см3/м3, а після збільшився до 18-25 см3/м3. В останні два місяці 2001 р. його величина знизилася з 25 см3/м3 до 4-5 см3/м3, а в жовтні 2002 р. - 12,9 см3/м3.

Незважаючи на відносно великі об'єми видобутого газу (весь час свердловина працювала на 8-мм штуцері), величина пластового тиску знижувалася меншими темпами ніж у свердловині 3-Луценківська. Так, після відбору 10,5 млн.м3 газу пластовий тиск знизився на 3,59 МПа (від 54,17 до 53,26 МПа), а після видобутку наступних 14,84 млн. м3 пластовий тиск упав ще на 0,66 МПа (від 53,26 до 52,60 МПа).

Заміряний пластовий тиск у вересні 1999 р. склав 51,40 МПа, що значно вище раніше заміряного в березні. Не виключено, що значення пластового тиску 51,40 МПа є близьким до реального, що може свідчити про те, що в районі розташування свердловини 13-Свиридівська він знижується меншим темпом.

У березні 2000 р. пластовий тиск становив 46,01 МПа. Його значення на даному рівні утримувалося протягом березня-травня, а вже в наступних місяцях воно почало змінюватися і до жовтня 2000 р. зменшилося на 4,57 МПа і склало 42,44 МПа. В 2001 і 2002 роках темп зниження пластового тиску стабілізувався і склав в середньому 0,0666МПа на 1 млн. м3 добутого газу.

За період дослідно-промислової експлуатації свердловини 13-Свиридівська 01.03.2003р. відібрано 259,3 млн. м3 газу, 6,5 тис. т конденсату і 4,2 тис. м3 води.

З причини закінчення терміну дії ліцензії ДПР покладу В-23 було припинено 01.03.2003 року.

На рисунках 3.12 і 3.13 наведена динаміка змін основних показників роботи свердловин 3 і 13с.

Свердловину 9-Луценківська на 01.001.2006 р. в ДПЕ не вводили.

3.3 Аналіз вироблення запасів газу та ефективність ДПР покладу В-23

Відбір газу під час ДПР здійснювався із свердловин 3 та 13С, які розташовані в склепінній частині покладу.

За даними ДПР, результатами інтерпретації ГДС та газодинамічних досліджень свердловин, площу або радіуси дренажу можна встановити за двома способами, я використовую коефіцієнт п’єзопровідності.

Відомо [19], що цей коефіцієнт ч в лінійних рівняннях фільтрації пружного флюїду залежить від пластового тиску (Р) та від деяких параметрів флюїду і пласта:

1с
к = ——, см2/с (3.5)

/"'Кп

де: ч - п’єзопровідність; k - проникність, мкм2; м - в'язкість флюїду, мПа•с; Кп - коефіцієнт пористості.

Але для умов руху газу в пористому середовищі при невеликих депресіях диференціальне рівняння 3.5 може бути замінено, із значним наближенням, лінійним рівнянням. Ця зміна проводиться шляхом припущення, що коефіцієнт п'єзопровідності відповідає рівнянню:

к = ^^-,см2/с