Анализ динамики давления и температурына забое нагнетательной скважины при закачке воды и водогазовой смеси

В статье рассмотрены некоторые аспекты реализации технологии водогазового воздействия на пласт на опытном участке терригенного коллектора Ромашкинского месторождения в Республике Татарстан. Закачка водогазовой смеси организована с применением насосно-эжекторной системы (НЭС). Контроль рабочих параметров установки осуществляется с использованием устьевых датчиков давления, расходомеров газа и воды. В качестве агентов водогазовой смеси использовалась пресная вода системы ППД и нефтяной газ из затрубного пространства 11 добывающих скважин, попадающий в камеру смешения эжектора по сооруженной для проекта системе сбора газа. Скважинами-акцепторами выбраны три нагнетательные скважины, одна из которых работает по системе одновременно-раздельной закачки. В результате первых экспериментов по закачке водогазовой смеси выявлен постепенный рост давления на выкиде дожимного насоса системы в процессе работы НЭС вследствие снижения приемистости скважины. Для получения дополнительной информации на забой одной из нагнетательных скважин был спущен глубинный исследовательский комплекс, регистрирующий с высокой дискретностью значения давления и температуры. Анализ полученной информации позволил сделать предположение об образовании газовых гидратов и кольматации ими призабойной зоны скважины. Для подтверждения гипотезы была выполнена закачка нефтяного газа и минерализованной воды плотностью 1180 кг/м³, в результате чего давление на выкиде насоса оставалось стабильным в течение 2 сут, что свидетельствует о предотвращении выпадения гидратов при использовании минерализованной воды. За счет снижения затрубного давления в одной из скважин-доноров газа эксплуатация скважины перешла из периодического режима в стабильный круглосуточный режим, что подтверждает эффективность работы насосно-эжекторной системы.

This paper discusses certain aspects of implementing a simultaneous water and gas injection (SWAG) technology at a pilot site within a terrigenous reservoir of the Romashkino oilfield in the Republic of Tatarstan. The injection was carried out using a pump-ejector system (PES). Operating parameters were monitored by wellhead pressure sensors, along with gas and water flowmeters. Fresh water from the reservoir pressure-maintenance system and associated petroleum gas collected from the annular space of 11 producing wells were used as injection agents. The gas was delivered to the ejector mixing chamber through a dedicated gas-gathering system. Three injection wells were selected as recipient wells, one of which operated under a simultaneous-separate injection. The initial pilot tests of SWAG injection revealed a gradual increase in discharge pressure of the booster pump during PES operation, due to a decline in injectivity of the well. To obtain additional downhole data, a high-resolution downhole logging tool was deployed in one of the injection wells. The analysis of the acquired data suggested the formation of gas hydrates and subsequent near-wellbore plugging. To test this hypothesis, associated gas and mineralized water with a density of 1180 kg/m³ were injected. The discharge pressure of the pump remained stable over a two-day period, confirming that hydrate formation can be prevented when mineralized saline water is used. Due to a reduction in annular pressure in one of the gas donor wells, its operating mode changed from intermittent to stable continuous production, thereby demonstrating the efficiency of the PES.