Поддержание эффективной эксплуатации малодебитных скважин при разработке сеноманской залежи

 Объектом исследования является сеноманская залежь в период самозадавливания скважин. Скопление капельной жидкости вызывает разрушение скелета породы и увеличивает потери давления при движении газа в скважине, что сказывается на динамике показателей эксплуатационного фонда. Опыт внедрения на Ямбургском месторождении труб диаметром 114 мм увеличил безводный период работы скважин без самозадавливания. На основе имеющейся информации по разработке сеноманской залежи был сделан прогноз вероятного начала самозадавливания фонда скважин на текущий период до 2030 года. Так, результаты и прогнозные оценки показали, что почти во всех анализируемых скважинах поддерживаются условия для выноса воды на период до пяти лет, а в некоторых безводные условия будут еще более десяти лет. Таким образом рекомендуется проводить замену лифтовой колонны для каждой конкретной скважины, проанализировав ее условия эксплуатации, и с использованием технологии временного глушения с помощью специальных облегченных растворов, не приводящих к загрязнению призабойной зоны пласта. В процессе разработки сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера, в процессе снижения пластового давления происходит скопление флюида на забое. Для эффективной работы скважин требуется создание оптимальных технологических режимов эксплуатации для выноса воды и проведения мероприятий по ограничению водопритоков. Проанализировав различные методы борьбы с самозадавливанием скважин, был сделан вывод, что в условиях разработки Ямбургского месторождения наиболее эффективной является замена лифтовых труб на трубы меньшего диаметра, что позволяет повысить скорость подъёма газа в НКТ и приводит к самоочистке скважин от скапливающейся на забое жидкости.

1. Овечкина Е. С., Левитина Е. Е. Технологии эксплуатации обводняющихся газовых скважин // Новые технологии – нефтегазовому региону: материалы Международной научно-практической конференции, Тюмень, 16–20 мая 2016 года. Том I. Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2016. С. 149–154.

2. Саранча А. В., Левитина Е. Е., Есиков С. Н. Применение различных технологий эксплуатации самопроизвольно останавливающихся газовых скважин на месторождениях крайнего севера // Наука. Инновации. Технологии. 2019. №3. С. 7–18. https://doi.org/10.37495/2308-4758-2019-3-7-18.

3. Гасумов Р. А., Кукулинская Е.Ю. Технологические решения, направленные на ограничение выноса пластового песка из добывающих газовых скважин // Наука. Инновации. Технологии. 2016. № 3. С. 165–176.

4. Иванова М. С., Инякина Е. И., Краснов И. И., Инякин В. В. Влияние горно-геологических условий на отработку запасов углеводородов // Горный журнал. 2019. № 2. С. 10–12.

5. Ваганов Е. В., Сохошко С. К., Краснов И. И. Прогноз успешности мероприятий по ограничению водопритоков в газовых скважинах // Наука. Инновации. Технологии. 2023. №1. С. 137–154.

6. Саранча А. В., Левитина Е. Е., Мамчистова Е. И. Скважинная добыча газа на месторождениях завершающего этапа разработки. М.: Русайнс, 2022. 162 с.

7. Краснов И. И., Инякина Е. И. Перспективы разработки осложненных нефтегазовых залежей с применением геолого-технических мероприятий // Нефть и газ: опыт и инновации. 2018. № 2. (Т. 2) С. 29–52.

8. Клещенко И. И., Ягафаров А. К., Краснов И. И., Сохошко С. К. Способ интенсификации притоков нефти и газа. Патент на изобретение RU 2249100 C2, 27.03.2005. Заявка № 2002112132/03 от 06.05.2002.

9. Nasyrova AI, Levitina EE, Mamchistova EI. Calculation of the Optimal Gas Flow Rate Under Conditions of Sand Plug Formation. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, Virtual, Online, 10–12 января 2022 года. Virtual, Online, 2022. P. 022089. https://doi.org/10.1088/1755-1315/988/2/022089.

10. Пономарев А. И., Рагимов Т. Т., Шигидин О. А. Опыт эксплуатации газовой скважины с концентрическими лифтовыми колоннами // Наука. Инновации. Технологии. 2019. №4. С. 19–32. https://doi.org/10.37495/2308-4758-2019-4-19-32.