Эффективность эксплуатации эцн с использованием кустового сепаратора. старт1. Геологический раздел
 Скачать 2.54 Mb.
|
 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Общие сведения о месторождении Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение находится северо‑западнее административного центра г. Киренск, и удалено от него на 90 км. Административно оно расположено на границе Катангского и Киренского районов Иркутской области.  Рисунок 1 - Выкопировка из карты месторождений горючих полезных ископаемых Иркутской области Гидросеть в районе месторождения развита, и представлена многочисленными притоками реки Нижняя Тунгуска. Большинство пойм и долин рек заболочены. Все реки в районе месторождения не судоходны. Абсолютные отметки водоразделов колеблется в районе 450 м — 673 м. Минимальныеабсолютные отметки отмечаются у русла р. Поймыги и составляют 360 м - 370 м. Климат района месторождения резко континентальный, с характерными значительными колебаниями температур. В зимний период температура воздуха достигает отметок минус 50 – 58°С, влетнийпериод до плюс 30°С. Среднегодоваятемпературасоставляетминус 7-8 °С. Глубина промерзания почвы зимой достигает 1,5 — 2,5 м. Суммарное количество осадков за год составляет 300 — 550 мм. Растительности представлена деревьями и кустарниками. Животный мир достаточно разнообразен. С экономической позиции район слабо развит. Преобладающим видом хозяйственно-экономической деятельности является добыча полезных ископаемых, электроэнергетика, охотничий промысел. Снабжение месторождения осуществляется автотранспортом по зимнику из г. Усть-Кута. Срочные грузы и персонал доставляются вертолетом. Район характеризуется низким развитием дорожной сети, со значительным количеством сезонных дорог. Возможность подключения к централизованной системе энергоснабжения отсутствует. В качестве источника электроэнергии используют генераторные установки, размещенные на территории месторождения. В районе месторождения осуществляет разработка месторождений строительных и отделочных материалов: глин, доломитов, песков, щебня. Юго-западнее месторождения расположено Ненско-Гаженское месторождение калийных солей. Дулисьминское месторождение расположено в хорошо изученном в геологическом отношении районе, и в его переделах выполнены геологические съемки, гравиразведочные работы, магниторазведочные работы, сейсморазведочные работы различного масштаба. Так же на месторождении в 2009-2013 году была выполнена 3Д сейсморазведка.В 80 км от месторождения проходит магистральный трубопровод «Восточная Сибирь –Тихийокеан», инепосредственнокнемуместорождение имеет подключение.В 70 км от Дулисьминского месторождения расположено разрабатываемое Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение. В целом следует отметить, что месторождение находится в крайне сложных климатических условиях. Что в сочетании со сложной логистикой доставки оборудования и персонала, накладывает определенный отпечаток на особенности его разработки, который следует учитывать. 1.1.1 Стратиграфия и тектоника В строении разреза месторождения принимают участие породы кайнозоя и палеозоя. Представления о литологическом составе, и стратиграфической привязки горных пород, а также об их характеристики получен по результатам бурения скважин как на самом месторождении, так и в близи расположенных площадях поисковых работу (Суриндинской, Кольцевой, Аянской) [4]. Суммарная мощность осадочных горных пород колеблется от 2326 м до 2568,6 м. Породы фундамента вскрыты на глубину 25 (скважина 25) до 76 м (скважина 6). Между толщинами осадочных пород и породами фундамента отмечается толща горных пород траппового генезиса. Архей —Протерозой AR-PR Породы архей-протерозойского возраста вскрыты всеми пробуренными на месторождении скважинами и представлены гранитами, гранито-гнейсами, реже граносиенитами и долеритами. Породы серые, розовато- и зеленовато-серые, мясо-красные. В верхней части гранитоиды часто разуплотненные, катаклазированные, гидротермально измененные, переходящие в дресвянники, кварц-серицитовые, глинисто-карбонатные с черным органическим веществом, рассланцованные породы темно-серого, почти черного цвета. Толщины коры выветривания изменяются на площади месторождения от нуля до первых десятков метров. Кембрийская система € Отложения кембрийской системы залегают несогласно на породах фундамента. Отложения представлены породами нижнего, среднего, верхнего отделов. Породы отделов между собой перемешены, во многих скважинах отсутствует четкая граница между ними. Нижний отдел €1 К этому возрасту относятся отложения мотской, усольской, бельской, булайской и ангарской свит. Мотская свита €1 mt Отложения свиты залегают с перерывом, угловым и стратиграфическим несогласием на породах кристаллического фундамента. Отложения подразделяются на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Мощность свиты — 284-365 м. Нижнемотская подсвита €1 mt1 Отложения подсвиты нижней подсвиты залегают на породах фундамента. Литологически, разрез ее неоднороден. Древние породы подсвиты представлены песчаниками, кварцевыми, полевошпатово-кварцевыми серыми, темно- и светло-коричневато-серыми разнозернистыми. В песчаниках на месторождении выделен ярактинский продуктивный горизонт. Его толщина изменяется от 0 до 47 метров. Уменьшение мощности песчаников происходит с юго-востока на северо-запад. Выклинивание ярактинского горизонта определено между скв.206 и 1, 45, 3, 48-МР. В восточной части месторождения ярактинский горизонт разделен алевро-глинистыми породами пласта. Эти пласты имеют обозначения I – для верхнего и II — для нижнего. Выклинивания пласта II проходит восточнее скв.32, 21, 35, 18. Увеличение мощности пласта происходит в восточном и юго-восточном направлениях. Песчаники пласта II, по сравнению с пластов I, имеют более крупную зернистость, плохо отсортированные, в них часто присутствуют ритмичные прослои аргиллитов. В целом на месторождении содержание песчаников в ярактинском горизонте высокое и составляется от 80 до 100 %. К зоне выклинивания оно уменьшается до 55-47 %.  Рисунок 2 - Сводная литолого-стратиграфическая колонка Дулисьминского месторождения Выше ярактинского горизонта залегает регионально выдержанная пачка аргиллитов темно- и зеленовато-серых с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов серых. Мощность пачки изменяется от 10,8 м на западе площади до 24,2 м в ее центральной части. Мощность подсвиты на площади месторождения 57-135 м. Среднемотская подсвита €1 mt2 Отложения подсвиты представлены переслаиванием доломитов, доломитов глинистых, алевритистых, доломито-ангидритов, реже ангидритов, аргиллитов и алевролитов. Породы серые, коричневато- и темно-серые. Нижняя граница подсвиты проводится по подошве массивного пласта доломитов Преображенского горизонта. Мощность подсвиты на месторождении 80-84 м. Верхнемотская подсвита €1 mt3 Отложения подсвиты представлены ритмичным переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых серых, коричневато- и темно-серых. Толщина ритмов от нескольких сантиметров до 30 м. В верхней части подсвиты прослеживаются два пласта массивных доломитов, разделенных глинистыми доломитами и ангидритами. В объеме этих пластов выделяется усть-кутский горизонт. Существенную роль в строении верхней части разреза занимают водорослевые образования, являющиеся в ряде случаев основными породообразующими элементами. Мощность подсвиты на площади месторождения 140-148 м. Верхнемотская подсвита €1 mt3 Отложения подсвиты представлены ритмичным переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых серых, коричневато- и темно-серых. Толщина ритмов от нескольких сантиметров до 30 м. В верхней части подсвиты прослеживаются два пласта массивных доломитов, разделенных глинистыми доломитами и ангидритами. В объеме этих пластов выделяется устькутский горизонт. Существенную роль в строении верхней части разреза занимают водорослевые образования, являющиеся в ряде случаев основными породообразующими элементами. Мощность подсвиты на площади месторождения 140-148 м. Усольская свита €1us Отложения свиты представлены переслаиванием каменных солей, доломитов, известняков, доломито-ангидритов. Каменная соль серая, розовая, прозрачная, крупнокристаллическая. Известняки и доломиты светло-серые, плотные, участками кавернозные, засолоненные и глинистые. Мощность усольской 405-540 м. Бельская свита €1веl Отложения свиты подразделяются на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. Ввиду однородности состава в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы нижняя и средняя подсвиты не разделяются. Мощность бельской свиты составляет от 395 м до 500 м. Нижне-среднебельская подсвита €1веl1-2 Отложения представлены доломитами и известняками с подчиненными прослоями доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых. В подошве подсвиты выделяется христофоровский горизонт толщиной – 70-95 м. Вверхнейчастиподсвитывыделяетсяатовскийгоризонт, кровлякоторогосовпадаетскровлей подсвиты. Мощность горизонта 50-55 м. Мощность подсвиты изменяется от 174 м и до 234-280 м. Верхнебельская подсвита €1веl3 Отложения представлены переслаиванием каменной соли белой розовато-серой, кристаллической, доломитов и известняков светло-серых, коричневато-серых, мелкозернистых, прослоями глинистых, ангидритизированных, засолоненных. Мощность подсвиты — 154 м. Булайская свита €1 вl Отложения представлены монотонной толщей доломитов серых, темно-серых, темно-коричневато-серых, массивных, участками трещиноватых. В объеме свиты выделяется биркинский горизонт. Мощность свиты на площади изменяются от 160 до 205 м. Ангарская свита €1аng Отложения представлены в нижней части преимущественно каменными солями, доломитами, в верхней части –доломитами, доломито-ангидритами. Сольбледно-розовая, серая, прозрачная, кристаллическая, массивная, нередкоспрослоямиглинистогоматериала. Доломитысерые, зеленовато-серые, средне-мелкокристаллические, массивные, трещиноватые, участками глинистые, засолоненные. В средней части галитовой пачки выделяются пласты солей, обогащенные калием (карналлиты, сильвин- карналлиты), толщина их от нескольких до 61 и более метров. Мощность ангарской свиты меняется в широких пределах –от 135 до 595 м, толщинасоленоснойчастиразрезасвитытакженепостоянная, изменяетсяотнулядо 220-270 м. Нижний –среднийотделы€1-€2 Литвинцевская свита €1-2 lt Отложения представлены преимущественно известняками, реже доломитами и глинистыми доломитами. Породы светло-окрашенные, мелкозернистые, брекчированные, участками окремненные и трещиноватые. Мощность свиты 120-155 м. Средний –верхнийотдел€2-€3 Верхоленская + илгинская свиты €2-3 vl+il Отложения представлены переслаиванием мергелей и аргиллитов шоколадно-коричневых, серых, зеленовато-серых, плотных с алевролитами голубовато-зеленовато-серыми, плотными и песчаниками зеленовато-серыми. В подошве верхоленской свиты отмечаются доломиты глинистые, зеленовато-серые с включениями и прослоями гипсов розовых, белых, волокнистых. Мощность свиты от 395 до 455 м. Ордовикская система О Отложения представлены нижним, средним, средним-верхним отделами. Распространены на площади не повсеместно, преимущественно тяготеют к впадинам. В сторону они размыты, увеличиваются в толщинах в юго-восточном и юго-западном направлениях. Мощность отложений изменяется от нуля до 360 м. Таким образом, мощность горных пород, слагающих разрез в пределах Дулисьминского месторождения колеблются в районе 1000 до 1200 м. Сам разрез достаточно сложный, представлен различными горными породами: теригенными, карбонатным, эвапоритовыми, метаморфическими горными породами. В разрезе наблюдаются многочисленные несогласные залегания, и резкие смены типов горных пород. Продуктивные отложения Дулисьминского месторождения приурочены к отложениям ярактинского горизонта мотской свиты. Несмотря на то, что продуктивные пласты приурочены к одному стратиграфическому интервалу, литолого-стратиграфические особенности продуктивной части разреза следует охарактеризовать как сложные. Поскольку имеет место быть как выклинивание, так и дифференциация пластов коллекторов по фракционному и минимальному составу. В структурно-тектоническом отношении Дулисьминское месторождение относится к Непско-Ботуобинскойантекпизе и Ангаро-Ленской ступени верхнего структурного этажа Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) (см. рисунок 1.3). Непско-Ботуобинская антеклиза в своей сводовой части поднимается до абсолютных отметок минус 1,2 км, а на периферии до минус 2,5-3 км. Сама антеклиза осложнена двумя положительными структурами I порядка: Непский свод и Мирнинский выступ, тремя положительными структурами II порядка: Умоткинский и Алтыбский структурные мысы и Усть-Кутское куполовидное поднятие [5]. По построениям верхнего структурного этажа, Дулисьминское поднятие входит в Марковско-Ичерскую зону пологих валообразных поднятий IV-гo порядка. Особенности тектонического строения района определяются рядом факторов: проявлениями траппового магматизма и соляного тектогенеза, влиянием палеорельефа фундамента на распределение толщин базальных отложений, процессов выщелачивания солей инфильтрационными водами и т.д. В целом в районе Дулисьминского месторождения четко выделяется три различных по строению комплекса пород: подсолевой (подтрапповый), соленосный и надсолевой с характерным для каждого особенностями залегания. Подсолевой комплекс пород, к которому приурочен продуктивный горизонт характеризуется спокойным, слабо нарушенным моноклинальным залеганием. В самой толще осадочных горных пород наблюдается несоответствие структурных планов различных структурных этажей, связанных как с развитием тектонических процессов, так и с особенностями седиментационных процессов. Наличие тектонических нарушений в продуктивной толще и несовпадение структурных планов, позволяет охарактеризовать Дулисьминское месторождение, как месторождение со сложной тектоникой.  Рисунок 3 - Тектоническая карта района Дулисьминского месторождения 1.2 Характеристика нефтегазоносных пластов В нефтегазоносном отношении исследуемая территория относится к Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО), которая приурочена к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Территория Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области расположена в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы и только на восточной и южной окраинах захватывает территорию Вилючанской седловины. Площадь Непско-Ботуобинской НГО составляет около 260 тыс. км.2 и на её территории открыто 32 месторождений нефти и газа. Среди которых по количеству запасов есть гигантское —Чаяндинское, крупные—Среднеботубинское, Верхнечонское, Талаканское и другие. В пределах области продуктивность установлена в осинском (Б1), усть-кутском (юряхский, Б3-4-5), преображенском (Б12) горизонтам, пачкам карбонатными и терригенным пластов венд-нижнекембрийского комплекса (В3, В5, В10, В12, В13, В14, В13). Основными промышленно нефтегазоносными пластами являются В3, В5, В10, В13. Суммарные геологические запасы нефти нефтегазоносной области оцениваются в 1500 млн.т. по категориям ABC1 и 2400 млн.т. по С2; газа -1170 млрд. м3 по категориям ABC1 и 1530 млрд. м3 по С2; конденсата — 39 млн.т. покатегориям ABC1 и 35 млн.т. по С2. Существенной необычной особенностью месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области является аномально низкое пластовое давление (АНПД), дефицит которого может достигать 15-20% от гидростатического. Нефти как правило легкие с плотностью не более 0,820-0,836 г/см3 и средние – 0,847–0,863 г/см3. Непосредственно промышленная нефтегазоносность Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения, открытого в 1980 г., связана с кварцевыми, средне-мелкозернистыми песчаниками отложениям ярактинского горизонта мотской свиты (пласты В10 и В13). Особенностью Дулисьминского месторождения, является то, что пласт В10 распространен повсеместно, выклинивается на северо-западе. В то время как пласт В13 маломощный, и на месторождении распространен не повсеместно. Непосредственно сам пласт В10 разделён пропластком алевро—глинистых пород на два пласта: верхний— I и нижний– II. К пласту I приурочена газоконденсатнонефтяная. Сам пласт сложен серыми и темно-серыми мелкосреднезернистыми хорошо отсортированными песчаниками. Местами в пласте I отмечаются засолонение и ангидритизация песчаников. Отмечаются признаки пиритизации и повышенная слюдистость. На месторождении пласт распространен повсеместно, и залегает на аргиллито-алевролитовых породах межпластовой перемычки, а на участках её отсутствия на песчаниках пласта II. В некоторых скважинах отмечается его залегание непосредственно на породах фундамента [11]. Общая мощность пласта I изменяется от 1 до 36,6 м, эффективная нефтенасыщенная от 0 до 3,4 м, эффективная газонасыщенная—достигает 16 м. Коэффициент расчлененности —от 1 до 7, всреднемпоместорождениюсреднем 3,8.  Рисунок 4- Геологический разрез Дулисьминского месторождения Пластом покрышкой является вышезалегающая пачка глинисто-алевритовых пород. На участках отсутствия пласта I глинисто-ангидритовая пачка залегает на породах фундамента. Непосредственно сама залежь пласта I осложнена многочисленными зонами литологического замещения и разрывными нарушениями тектонического происхождения (см. рисунок 1.6). В пределах ловушки залежь неантиклинальная, пластовая, блоковая с элементами литологического и стратиграфического экранирования. Начальное пластовое давление составляло 9,6 — 22,8 МПа, температура +35 - +36°С. Пористость 6-18 %, проницаемость 50-70 мкм 2. Тип коллектора поровый. Начальные притоки газа достигают 128 тыс. м3/сут, нефти 90 м3/сут. Таблица 1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
 Рисунок 5 -Подсчётный план нефти и газа по пласту I В пласте II ярактинского горизонта, выделяют две залежи северная нефтегазоконденсатная и южная (район скв. 30) газоконденсатная залежи. Залежи пласта II приурочены к песчаникам серо-бурыми средне- и крупнозернистыми, переслаивающимися с аргиллитами и алевролитами. Пласт коллектор имеет многочисленные участки засолонения и глинизации. Эффективная толщина песчаных пропластков в среднем составляет 1,8 м, максимальная 4 м. Коэффициент расчленённости —от 1 до 4, в среднем 2,4. Залежь пласта II - пластовая, неантиклинальная. Начальное пластовое давление составляло 9,7 МПа, температура плюс 36°С. Открытая пористость пород-коллекторов пласта В10 (пласты I и II) изменяется от 6,2 до 21,7%, газопроницаемость —от 0,9 до 730х10-15 м2, составляя в среднем 48,3х10-15 м2. Тип коллектора поровый. Начальное пластовое давление 11,56 МПа, температура +32°С. Не смотря на достаточную близость средних значений пористости, нефтенасыщенности и проницаемости по пластам I и II продуктивного горизонта В10, легкую по составу нефть, хорошие коллекторские свойства пластов, залежи месторождения можно охарактеризовать как сложнопостроеными. Поскольку нефтенасыщенные толщины экранированы литологически, стратиграфически и тектонически. Продуктивные пласты значительно расчленены с коэффициентом расчленённости 3,4 — 6,8. Также на месторождении наблюдается наличие зон аномально низких пластовых давлений. 1.3 Характеристика пластовых флюидов 1.3.1 Свойства нефти. Нефти Дулисьминского месторождения ярактинского горизонта обладают близкими физико-химическими свойствами. Плотность нефтей месторождения горизонта изменяется от 764 до 820 кг/м3 при среднем значении 792 кг/м3. Динамическая вязкость колеблется в пределах 2,2-2,4 Мпа/с, среднее значение 2,3 Мпа·с. По содержанию серы нефти относятся к малосернистому типу, среднее содержание – 0,17 %. Количество твёрдого парафина изменяется от 1,14 до 1,67 %, и по его содержанию нефти классифицируются как малопарафинистые. Смолистых компонентов в нефтях повышенный процент (3,96-5,48 %). Среднее их содержание составляет 4,88 %, что позволяет оценить нефти как смолистые. Асфальтенов в нефтях содержится очень мало от 0,04 до 0,19 %. Среднее их содержание – 0,11 %. Температура застывания нефтей изменяется от минус 22 до минус 37ºС. Температура начала кипения нефтей колеблется от 64 до 100ºС. Таблица 2 - Свойства нефти ярактинского горизонта Дулисьминского месторождения
1.3.2 Свойства газа. Физические свойства напрямую зависят от состава и условий эксплуатации, поэтому приведенные ниже параметры указаны для общих случаев: температура самовозгорания - 650°C; удельная теплота сгорания около 28-46 МДж/м3; плотность в сухом газообразном состоянии в пределах 0,68 - 0,85 кг/м3, в сжиженном - 400 кг/м3. Чистый газ горит пламенем голубого цвета, но примеси могут изменять окраску, что позволяет оценить качество сгорания. В частности, желтый оттенок проявляется при недостатке кислорода и сигнализирует о неполном сгорании газа и, как следствие, повышенном образовании копоти и угарного газа. Таблица 3 – Свойства и состав растворенного в нефти газа
1.3.3 Свойства воды. Минерализация воды –это общее содержание в воде растворенных солей. В пластовых водах нефтяных и газовых месторождени йминерализация изменяется в достаточно широких пределах: от 1 г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). От минерализации и химического состава вод напрямую зависят их основные физические свойства. Плотность воды тесно связана с минерализацией, а в пластовых условиях еще с давлением и температурой. Плотность пластовых вод на поверхности всегда более 1 г/см3, а в рассолах достигает более 1,3 г/см3. В пластовых условиях плотность воды обычно ниже примерно на 20%, в связи с повышенной температурой внутри продуктивного пласта. Вязкость воды в пластовых условиях резко понижается и обычно ниже вязкости нефти. Главным образом она зависит от пластовой температуры, в меньшей степени от минерализации и химического состава. Благодаря низкой вязкости в сравнении с нефтью, вода обладает большей подвижностью и нередко оттесняет нефть от забоя. Отсюда возникают языки и конусы обводнения. Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. С повышением минерализации вод растворимость газа в них снижается. Газосодержание в воде незначительно: 0,2 –2 м3/м3. Таблица 4 - Свойства и ионный состав пластовых вод
1.4 Краткое состояние разработки месторождения Дулисьминское месторождение введено в разработку в 1980 году. С начала разработки месторождение разбуривалось высокими темпами – максимальный объём эксплуатационного бурения (525 тыс.м3) был достигнут в 1983 году. После интенсивного разбуривания добыча нефти по месторождению в период 1986-1991 гг. стабилизируется на уровне 1.1-1.2 млн.т. В этот период достигались максимальные уровни добычи и по основным объектам: В3–189 тыс.т (1986 год), В10–508 тыс.т (1990 год). По месторождению в целом первый максимум добычи нефти был достигнут в 1990 году на уровне 799.8 тыс.т. Начиная с 1992 года добыча нефти по месторождению снижалась, достигнув минимального значения в 1998 году (917 тыс.т). Этот период характеризуется достаточно стабильной добычей жидкости (на уровне 1-1.2 млн.т/год) С 1999 года в связи с интенсификацией отборов жидкости по основным объектам (В3и В10) и вводом в разработку новых залежей и объектов.Добыча нефти на месторождении возрастает, достигая второго максимума в 2009 году –1442тыс.т. После интенсивного разбуривания месторождения действующий эксплуатационный фонд возрастает до 990 скважин в 1991 году, затем, по мере выбытияфонда, снижается до 65 скважин в 1999 году. С 2000 года на месторождении стала активно применяться технология зарезки боковых стволов при КРС, в основном, из скважин неработающего фонда. Это позволило (наряду с бурением новых скважин на объектах В3, В5, В10, В12, В13, В14, В13) довести действующий эксплуатационный фонд до 100 скважин в 2011 году. В настоящее время на месторождении разрабатываются шесть эксплуатационных объектов: АС7-8, АС4, В3, В5, В10, В12, В13, В14, В13. В 2011 году добыча нефти составила 870 тыс.т, добыча жидкости –4073.3 тыс.т. Основная часть текущих извлекаемых запасов приурочена к объекту В5 –6590 тыс.т (59.3 %). Таким образом, объект В5 по-прежнему является основным объектом разработки на Дулисьминском месторождении. Необходимо отметить, что по нефтегазоконденсатной залежи пласта В5 совместно с нефтью и растворённым газом добывается газ газовых шапок и конденсат. Теоретические исследования и опыт разработки залежей данного типа показывают, что при эксплуатации через нефтяные скважины технологически неизбежно добывается смесь нефти, растворённого газа, газа газовых шапок, конденсата газа газовых шапок, пластовой и закачиваемой воды. Комплекс технологий, реализующийся в настоящее время при разработке нефтегазоконденсатных залежей, рассчитан на добычу нефти и не предусматривает самостоятельную добычу конденсата газа из газовых шапок. По состоянию на 01.01.2019 по объекту В10 накопленная добыча нефти составляет 5434 тыс.т, газа газовых шапок - 506 млн.м3, растворённого газа –124 млн.м3. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||