ВВЕДЕНИЕ
В начальный период разработки месторождений севера Тюменской области добыча запланированных объемов газа производилась с
использованием традиционных технологий. Этому способствовали
высокие пластовые давления, новое оборудование и наличие резервного
количества эксплуатационных скважин. G середины 1990-х гг.
более половины добываемого в России газа приходится на месторождения,
вступившие в период падающей добычи, а с 2020-2025 гг.
значительное количество действующих скважин будет сосредоточено
на месторождениях, вступивших в заключительную стадию разработки.
При анализе работы скважин, вскрывающих сеноманские горизонты
Ямбургского, Уренгойского и Медвежьего НГКМ, выявлены характерные
факторы, осложняющие их эксплуатацию и снижающие<
добычу газа. В основном они обусловлены наличием воды и песка в
продукции скважин. Указанные факторы вызывают следующие осложнения:
- накопление жидкости в стволе скважины при дебите газа
меньше минимального;
- разрушение продуктивного пласта в призабойной зоне (ПЗП),
вынос песка вместе с газом, образование песчаной пробки в интервале
перфорации и стволе НКТ;
- абразивный износ газопромыслового оборудования;
-дополнительные потери давления при движении газа через
скопление жидкости в интервале перфорации и газожидкостной смеси
по НКТ.
Снижение влияния перечисленных факторов на режим работы скважин является важной задачей по обеспечению проектных объемов добычи газа и поддержанию производительности газовых промыслов на плановом уровне.
В работе предложена методика количественного определения твердой и жидкой фаз в продукции сеноманских скважин на месторождениях севера Тюменской области путем применения датчика ДСП-АКЭ ЗАО «Сигма Оптик» в составе действующей системы АСУ ТП.