МЕТОДИКА АВТОМАТИЗИРОВАННОГО КОНТРОЛЯ ВЫНОСА ЖИДКОСТИ И ПЕСКА НА СЕНОМАНСКИХ СКВАЖИНАХ ЯМБУРГСКОГО НГКМ В УСЛОВИЯХ ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ ГАЗА

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.