Разработка способа добычи жидкости из скважины методом свабирования при помощи стационарной лебедки
Исрафилов Д.Х., Цинк А.А., Исаев А.А., Ломовцев М.Н., Аюпов Р.Р.
ООО УК «Шешмаойл»
ООО УК «Шешмаойл»
В статье представлена методология повышения технологической эффективности освоения скважин методом свабирования на основе механизации подъемных операций и цифровизации управления процессом.
Традиционное свабирование, направленное на создание депрессии на пласт, часто ограничено недостаточной точностью контроля параметров процесса. Специалистами ООО УК «Шешмаойл» разработана конструкция стационарного свабного агрегата с электроприводом. Внедрение механизированной лебедки позволяет оптимизировать скорость подъема и глубину спуска инструмента, снизить трудоемкость операций и минимизировать риски повреждения оборудования. Система управления агрегатом поддерживает настройку параметров как в ручном, так и в удаленном режиме. Эффективность технологии оценена в ходе опытно-промышленных испытаний на трех скважинах. Сравнительный анализ с традиционными методами подтвердил достижение целевых показателей забойного давления и дебита. Технологический эффект выразился в получении 695 тонн дополнительной нефти за период испытаний.
Традиционное свабирование, направленное на создание депрессии на пласт, часто ограничено недостаточной точностью контроля параметров процесса. Специалистами ООО УК «Шешмаойл» разработана конструкция стационарного свабного агрегата с электроприводом. Внедрение механизированной лебедки позволяет оптимизировать скорость подъема и глубину спуска инструмента, снизить трудоемкость операций и минимизировать риски повреждения оборудования. Система управления агрегатом поддерживает настройку параметров как в ручном, так и в удаленном режиме. Эффективность технологии оценена в ходе опытно-промышленных испытаний на трех скважинах. Сравнительный анализ с традиционными методами подтвердил достижение целевых показателей забойного давления и дебита. Технологический эффект выразился в получении 695 тонн дополнительной нефти за период испытаний.
Свабирование — один из наиболее распространенных методов освоения скважин и вызова притока, то есть для восстановления или повышения продуктивности скважины за счет снижения уровня жидкости в ней и создания депрессии на пласт [1]. Применение стационарной лебедки для добычи нефти позволяет: повысить точность контроля глубины спуска и скорости подъема сваба, снизить трудоемкость операций за счет механизации процесса, увеличить производительность за счет оптимизации параметров свабирования, минимизировать риск повреждения оборудования и ствола скважины [2, 3].
В процессе разработки способа добычи жидкости из скважины методом свабирования при помощи стационарной лебедки и проведения опытно-промысловых испытаний (ОПИ) специалистами
ООО УК «Шешмаойл» проведены работы по созданию тягового привода, произведен подбор параметров свабирования (глубина спуска, скорость подъема, объем извлекаемой жидкости) для различных геолого-технических условий, создана система автоматического управления агрегатом с возможностью мониторинга параметров в режиме реального времени. Была разработана конструкция подъемника каротажного несамоходного с электрическим приводом на санях (ПКН-Э).
Подъемник (рис. 1) предназначен для проведения спускоподъемных операций (СПО) скважинной аппаратуры в процессе геофизического исследования нефтяных и газовых скважин глубиной
до 2 500 м, в местностях, где возможен проезд автотранспорта, включая и метод буксировки, а также для эксплуатации нефтяных скважин методом свабирования.
ООО УК «Шешмаойл» проведены работы по созданию тягового привода, произведен подбор параметров свабирования (глубина спуска, скорость подъема, объем извлекаемой жидкости) для различных геолого-технических условий, создана система автоматического управления агрегатом с возможностью мониторинга параметров в режиме реального времени. Была разработана конструкция подъемника каротажного несамоходного с электрическим приводом на санях (ПКН-Э).
Подъемник (рис. 1) предназначен для проведения спускоподъемных операций (СПО) скважинной аппаратуры в процессе геофизического исследования нефтяных и газовых скважин глубиной
до 2 500 м, в местностях, где возможен проезд автотранспорта, включая и метод буксировки, а также для эксплуатации нефтяных скважин методом свабирования.
Рис. 1. Установка ПКН-Э на производственной базе «Шешмаойл»
Было выпущено две установки ПКН-Э. Технические характеристики подъемника представлены
в таблице 1.
в таблице 1.
Табл. 1 Техническая характеристика установки
Подбор скважин-кандидатов для проведения свабирования базируется на комплексной оценке геолого-технических условий. Первоочередным критерием является термодинамическое состояние пласта: сопоставление текущего пластового давления с гидростатическим позволяет выявить обекты с достаточной энергией для вызова притока. Технологическая целесообразность определяется динамикой дебита: оптимальными считаются скважины с низкой продуктивностью или остановленные, при наличии подтвержденного потенциала продуктивного горизонта.
Важным аспектом является оценка конструктивных параметров (глубина залегания, искривление колонны НКТ), обеспечивающих технологическую безопасность СПО. Дополнительно анализируются история эксплуатации (эффективность предыдущих методов интенсификации), физико-химические свойства флюида и состояние призабойной зоны (степень кольматации). Завершающим этапом отбора служит верификация технической готовности объекта, включающая контроль целостности обсадной колонны и герметичности устьевого оборудования. Данный алгоритм позволяет минимизировать технологические риски и максимизировать эффективность метода.
По совокупности вышеизложенных критериев для проведения ОПИ была выбрана скважина № 8680 Аделяковского месторождения АО «Кондурчанефть», входящая в группу добывающих активов
ООО УК «Шешмаойл». Текущий забой скважины на глубине 1 120,5 м. Интервал перфора-
ции: 1 072–1 088 м.
ООО УК «Шешмаойл». Текущий забой скважины на глубине 1 120,5 м. Интервал перфора-
ции: 1 072–1 088 м.
В ходе подготовительного этапа 05.11.2020 г. на скв. № 8680 произведен спуск НКТ-73 с опрессовочным седлом и обратным клапаном, на глубину 1 067 м, на геофизическом кабеле диаметром 14,7 мм смонтировали мандрель со свабной корзиной и 2 свабных груза (рис. 2).
Рис. 1. Установка ПКН-Э на производственной базе «Шешмаойл»
24.11.2020 г. произведен монтаж ПКН-Э (рис. 3), фонтанной арматуры с лубрикатором, настройка системы контроля и калибровка датчиков.
Рис. 3. Установка ПКН-Э на скважине № 8680
Конструкция устьевого оборудования показана на рисунке 4. С 25.11.2020 г. начато проведение ОПИ установки и представляемого в статье способа эксплуатации.
Рис. 4. Схема устьевого оборудования
Свабирование и подъем жидкости данной установкой осуществляется аналогично каротажному самоходному подъемнику (ПКС). Скважинное свабное оборудование (груз, мандрель и корзина) спускаются на заданную глубину отбора жидкости под собственным весом. При достижении необходимой глубины оператор останавливает спуск и начинает подъем, при этом движение корзины в жидкости воспринимает на себя гидравлическое сопротивление в НКТ и раскрывается, соприкасаясь со стенкой трубы минимизирует гидропотери извлекаемого флюида и поднимает столб жидкости над собой. При малом выходе жидкости, при очередном СПО, по достижению свабным оборудованием нижней точки, производятся подкачки (1–3 раза в зависимости от объема выхода). Подкачка представляет собой приподъем сваба на 50–100 метров и отпускание его до нижней точки. Далее производится полный подъем свабной корзины.
На начальном этапе ОПИ работа ПКН-Э осуществлялась по 12 часов в сутки. Подъемник осуществлял 6–7 СПО с тремя подкачками жидкости. Из-за высокой вязкости добываемой продукции 295,6 мПа·с, присутствия механических примесей 0,065 % от объема и наклонного профиля скважины начиная со 100 м, время спуска сваба составляло 73 минуты. Для сокращения времени спуска к подвеске сваба были добавлены грузовые устройства.
При компоновке подвески из 6 грузов, средняя продолжительность спуска (ход сваба вниз) составляла 60 минут при средней скорости спуска 18,3 м/мин. Продолжительность одного СПО составила 1 час 45 минут, что в результате позволяло произвести 7–8 СПО, с тремя подкачками за 12 часов, и дебит по жидкости составлял в среднем 1,76 м3 за смену.
Дальнейшим этапом увеличения скорости проведения СПО стало включение в компоновку подвески грузов устройств роликовых УР-73-22 в количестве 11 штук и установкой мандрели внизу подвески. В результате по времени продолжительность спуска такой подвески составила в среднем 40 минут со средней скоростью спуска 27 м/мин. Продолжительность одного СПО составляет
1 час 15 минут, что позволило делать 9 подъемов с тремя подкачками за 12 часов. Среднесуточный дебит жидкости после внедрения роликовых устройств составил 1,62 м3.
1 час 15 минут, что позволило делать 9 подъемов с тремя подкачками за 12 часов. Среднесуточный дебит жидкости после внедрения роликовых устройств составил 1,62 м3.
14 мая 2021 г. произведен монтаж спиралевидного груза, мандрели и вертлюга с увеличенным проходным сечением, что позволило производить 10 СПО с тремя подкачками за 12 часов. Среднесуточный дебит за смену составлял 1,45 м3.
При дальнейшей эксплуатации скважины динамика падения дебита сохранилась и 11.10.2021 г.
на скважине произведена обработка призабойной зоны (ОПЗ) с закачкой реагента HCl 15 %.
После проведенных работ дебит жидкости составил — 1,25 м3 за смену.
При дальнейшей эксплуатации скважины динамика падения дебита сохранилась и 11.10.2021 г.
на скважине произведена обработка призабойной зоны (ОПЗ) с закачкой реагента HCl 15 %.
После проведенных работ дебит жидкости составил — 1,25 м3 за смену.
На скв. № 8680 установка ПКН-Э отработала 592 суток (при работе по 12 часов
в сутки). За время ОПИ общая добыча составила 891 м3 жидкости, с учетом обводненности продукции — 762 тонны нефти, из них 346 тонн составляет дополнительно добытая нефть (табл. 2 и 3). Годовая добыча, наработка и доп. нефть представлена в табл. 2. С 21.02.2023 г. установка демонтирована и передана в эксплуатацию в АО «Шешмаойл» на скв. № 3730.
в сутки). За время ОПИ общая добыча составила 891 м3 жидкости, с учетом обводненности продукции — 762 тонны нефти, из них 346 тонн составляет дополнительно добытая нефть (табл. 2 и 3). Годовая добыча, наработка и доп. нефть представлена в табл. 2. С 21.02.2023 г. установка демонтирована и передана в эксплуатацию в АО «Шешмаойл» на скв. № 3730.
Табл. 2. Добыча нефти по годам по скв. № 8680 при эксплуатации ПКН-Э
Табл. 3. Работа ПКН на скв.
№ 8680
№ 8680
До проведения ОПИ по разработке способа добычи жидкости из скважины методом свабирования при помощи стационарной лебедки скв. № 8680 эксплуатировалась установкой скважинного штангового насоса (СШН) при помощи станка-качалки ПНШ-60. Сравнительная диаграмма дебитов жидкости при работах в разных режимах за период 2020–2024 гг. показана на рисунке 5.
Данные показывают падение дебита независимо от используемого оборудования, что в свою очередь связано со снижением продуктивности скважины.
Данные показывают падение дебита независимо от используемого оборудования, что в свою очередь связано со снижением продуктивности скважины.
Рис. 5. Диаграмма выхода жидкости в зависимости от применения технологии извлечения
Из таблицы 3 видно, что при 12-часовом ручном режиме работы ПКН-Э за счет внедрения новых технических решений количество СПО получилось увеличить с 7 до 10, время на СПО снизить
с 2 часов до 1 часа 10 минут, а скорость спуска свабной корзинки увеличилась в 2,3 раза,
а именно с 12,2 до 28,8 м/мин.
с 2 часов до 1 часа 10 минут, а скорость спуска свабной корзинки увеличилась в 2,3 раза,
а именно с 12,2 до 28,8 м/мин.
Эксплуатация скважины № 3730
Скважина № 3730 АО «Шешмаойл» эксплуатирует башкирский горизонт, забой составляет 870 м, перфорация в интервале 832–838 м. 09.03.2023 г. спустили НКТ-73 с опрессовочным седлом и обратным клапаном на глубину 830 м. 20.03.2023 г. произвели монтаж и запуск установки ПКН-Э. Состав свабного оборудования – мандрель, свабная корзина с двумя грузами. Ввиду вязкости добываемой продукции 146 мПа·с, а также наклонного профиля скважины начиная с 130 м время спуска сваба составляло 57 минуты (14,6 м/мин).
Эксплуатация скважины в данном режиме проводилась до 02.10.2023 г. (наработка 196 сут.). Среднесуточная добыча за данный период составила по жидкости QЖ = 1,33 м3/сут, по нефти
QН = 1,18 тн/сут при средней обводненности 5 %.
QН = 1,18 тн/сут при средней обводненности 5 %.
В рамках автоматизации ПКН-Э специалистами ООО ЦИТ «БиСофт», являющимся структурным подразделением ГК «Шешмаойл», на установке произведен монтаж ряда приборов (оптический контроль нанесенных на геофизический кабель меток, система периодического поджатия уплотнителя кабеля), внесены корректировки в работу блока индикации и регистрации параметров СПО, произведен монтаж датчиков положения барабана. С 19.10.2023 г. установка запущена в автоматическом режиме работы. За сутки работы в автоматическом режиме, добились производительности 27 СПО (рис. 6). В данном режиме, среднее извлечение жидкости за одно СПО составляет 0,125 м3, длительность одного СПО в среднем 52 мин.
Рис. 6. Диаграмма работы установки на скв. № 3730
За 10 суток беспрерывной работы суточный дебит снизился с 3,5 до 2 м3/сут. Выход жидкости
за 20-й СПО составлял от 30 до 0 литров. Было принято решение о переводе установки на периодический режим работы: 10 СПО, далее — ожидание восстановления уровня в скважине
210 мин, затем цикл повторяется. При таком режиме работы среднесуточный дебит
составлял 2,53 м3/сут. Дальнейшая эксплуатация скважины в данном режиме показала падение выхода жидкости до нуля за последние СПО. С целью увеличения выхода жидкости
ввели подкачку через 1 СПО.
за 20-й СПО составлял от 30 до 0 литров. Было принято решение о переводе установки на периодический режим работы: 10 СПО, далее — ожидание восстановления уровня в скважине
210 мин, затем цикл повторяется. При таком режиме работы среднесуточный дебит
составлял 2,53 м3/сут. Дальнейшая эксплуатация скважины в данном режиме показала падение выхода жидкости до нуля за последние СПО. С целью увеличения выхода жидкости
ввели подкачку через 1 СПО.
С 25.06.2024 по 10.09.2024 г. на забой был спущен автономный манометр для фиксации забойного давления, с последующей расшифровкой и определения максимальной производительности скважины (рис. 7).
Рис. 7. Забойное давление при свабировании
До 10.07.2024 г. скважина находилась в простое (накоплении) по причине пусконаладочных работ, забойное давление выросло до 11 атм. После запуска дебит составлял 5,38 м3/сут, через 9 дней дебит снизился до 3,39 м3/сут. Через 16 дней эксплуатации установки в круглосуточном режиме дебит составлял 2,93 м3/сут. За месяц эксплуатации забойное давление снизилось
с 11 атм до 3,5 атм.
с 11 атм до 3,5 атм.
С 16.08.2024 по 23.08.2024 г. установка работала только в дневное время по 12 часов (7–9 СПО)
с дебитом 1,62 м3/сут., наблюдалось увеличение забойного давления. Режим работы установки был скорректирован на 10 СПО с остановкой на 1 час для восстановления динамического уровня.
В данном режиме дебит составил 2,47 м3/сут.
с дебитом 1,62 м3/сут., наблюдалось увеличение забойного давления. Режим работы установки был скорректирован на 10 СПО с остановкой на 1 час для восстановления динамического уровня.
В данном режиме дебит составил 2,47 м3/сут.
К 20.09.2024 г. выход жидкости за СПО без подкачки был нулевой. Принято решение производить подкачку на каждом СПО. 10.10.2024 г. на скв. № 3730 ОПИ ПКН-Э и описываемого способа эксплуатации на скважине прекращено в виду нулевого выхода жидкости. Установка
ПКН-Э на скв. № 3730 отработала 507 суток.
ПКН-Э на скв. № 3730 отработала 507 суток.
За все время работы установки ПКН-Э на скв. № 3730 средний дебит по жидкости составил
2,08 м3/сут, по нефти — 1,79 тн/сут, обводненность — 4 %. За время экспериментальных
работ общая добыча по жидкости составила 1 191 м3, нефти — 1 030 тн, из них 269,5 тн составляет дополнительно добытая нефть (табл. 4).
2,08 м3/сут, по нефти — 1,79 тн/сут, обводненность — 4 %. За время экспериментальных
работ общая добыча по жидкости составила 1 191 м3, нефти — 1 030 тн, из них 269,5 тн составляет дополнительно добытая нефть (табл. 4).
Табл. 4. Добыча нефти по годам
Эксплуатация скв. № 3240 АО «Шешмаойл»
Скважина № 3240 Северного месторождения эксплуатирует верейский и башкирский горизонт с текущим забоем на глубине 878,5 м. Перфорация выполнена в интервалах 800,4–803,2; 806,2–807,2; 808,4–814,4; 819–841 м. 27.11.2024 г. спустили НКТ-73 с опрессовочным седлом и обратным клапаном на глубину 843 м. 02.12.2024 г. произвели монтаж и запуск установки ПКН-Э. Работа установки осуществлялась круглосуточно в автоматическом режиме по 19 СПО в сутки (рис. 8).
Рис. 8. Диаграмма работы установки скв. № 3240
Ввиду вязкости добываемой продукции 89 мПа·с, а также наклонного профиля скважины начиная с 50 м, время спуска сваба на глубину 843 метров составляло 57 минуты (14,8 м/мин).
По состоянию на 01.12.2025 г. наработка в автоматическом режиме составляет 6 921 часов,
общая наработка 333 суток.
По состоянию на 01.12.2025 г. наработка в автоматическом режиме составляет 6 921 часов,
общая наработка 333 суток.
За все время работы установки ПКН средний дебит по жидкости составил 2,92 м3/сут, по нефти — 2,51 т/сут, обводненность 6 %. За время экспериментальных работ общая добыча составила: по жидкости 903 м3, по нефти 784 т. Дополнительно добытая нефть составляет 79,9 т.
До начала проведения свабирования на скважинах применялся насосный способ добычи с применением станка-качалки (СК). Поставленной задачей был подбор режимов свабирования для каждой скважины, с целью увеличения выхода продукции.
Среднесуточные показатели наработки скважин за последние три месяца до внедрения и за всевремя работы установок представлены в таблице 5.
Из таблицы 5 видно, что при добыче жидкости методом свабирования в сравнении с СК, увеличился выход жидкости при незначительных изменениях динамического уровня. Это означает, что цикличность отбора волновым методом (значительное снижение динамического уровня за СПО) ведет к повышению дебита.
После окончания ОПИ скважины перевели на насосный способ добычи с применением СК. Данные по среднесуточному дебиту представлены в таблице 6.
Из данной таблицы можно наблюдать постепенное снижение дебита. За январь 2026 г. дебит скважин составлял:
Среднесуточные показатели наработки скважин за последние три месяца до внедрения и за всевремя работы установок представлены в таблице 5.
Из таблицы 5 видно, что при добыче жидкости методом свабирования в сравнении с СК, увеличился выход жидкости при незначительных изменениях динамического уровня. Это означает, что цикличность отбора волновым методом (значительное снижение динамического уровня за СПО) ведет к повышению дебита.
После окончания ОПИ скважины перевели на насосный способ добычи с применением СК. Данные по среднесуточному дебиту представлены в таблице 6.
Из данной таблицы можно наблюдать постепенное снижение дебита. За январь 2026 г. дебит скважин составлял:
- скв. № 8680 — Qж = 0,4 м3/сут, (среднесуточный дебит при проведении ОПИ 1,8 м3/сут);
- скв. № 3730 — Qж = 1,7 м3/сут, (среднесуточный дебит при проведении ОПИ 2,08 м3/сут);
- скв. № 3240 — Qж = 1,9 м3/сут, (среднесуточный дебит при проведении ОПИ 2,79 м3/сут). Скважина в простое.
- Разработан способ добычи жидкости из скважины методом свабирования при помощи стационарной лебедки.
- Разработана конструкция и проведено ОПИ подъемника каротажного несамоходного с электрическим приводом на санях (ПКН-Э).
- Разработана и внедрена система автоматического управления агрегатом с возможностью мониторинга параметров в режиме реального времени.
- Настройка системы управления ПКН-Э выполнена и доступна, как в ручном, так и в удаленном режиме в программе «ИС КРОН-ТМ».
- Параметры работы установки определены эмпирическим путем: по параметрам скорости спуска и подъема, объема извлекаемой жидкости, динамики изменения уровня в скважине.
- ОПИ проведены и показали положительный результат в сравнении с эксплуатацией скважин насосным методом с применением СК.
- Установка ПКН-Э отработала на скв. № 8680 — 592 сут., скв. № 3730 — 507 сут., на скв. №3240 — 333 сут;
- За время проведения ОПИ получены следующие результаты по добыче: общая добыча жидкости составила 2 985 м3, добыча нефти 1 890 т, дополнительная добыча нефти 695,4 т.
1. Валовский В.М., Валовский К.В. Техника и технология свабирования скважин. М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2003. 396 с.
2. Валовский В.М. Создание, исследование и совершенствование техники и технологии эксплуатации малодебитных нефтяных и битумных скважин в осложненных условиях: Диссертация на соискание уч. степени д-ра техн. наук. М.: ВНИИнефть, 1996. 493 с.
3. Валовский В.М., Валовский К.В. О коэффициенте подачи при свабировании // Нефть Татарстана, № 2. 1998. С. 32–34.
2. Валовский В.М. Создание, исследование и совершенствование техники и технологии эксплуатации малодебитных нефтяных и битумных скважин в осложненных условиях: Диссертация на соискание уч. степени д-ра техн. наук. М.: ВНИИнефть, 1996. 493 с.
3. Валовский В.М., Валовский К.В. О коэффициенте подачи при свабировании // Нефть Татарстана, № 2. 1998. С. 32–34.
Исрафилов Д.Х., Цинк А.А.,
Исаев А.А., Ломовцев М.Н., Аюпов Р.Р.
ООО УК «Шешмаойл», Альметьевск, Россия
isaeff-oil@yandex.ru
Исаев А.А., Ломовцев М.Н., Аюпов Р.Р.
ООО УК «Шешмаойл», Альметьевск, Россия
isaeff-oil@yandex.ru
Выполнено сопоставление гидравлических характеристик устройств контроля притока, полученных в результате проведения проливных испытаний по двум методикам. Первая методика предполагала фиксированное давление на выходе устройства, вторая — фиксированное давление на входе.
автономное устройство контроля притока, проливные испытания, гидравлические характеристики, прорыв газа, кавитация, накопленная добыча нефти
Росляков К.С., Муслимов Б.Ш., Исламов Р.Р., Абуталипов У.М., Пономарев А.И. Влияние методики проливных испытаний автономных устройств контроля притока на их гидравлические характеристики // Экспозиция Нефть Газ. 2026. № 2. C. 76–81.
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-76-81
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-76-81
16.01.2026
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-71-81
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-71-81
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84