ВведениеДобыча природного газа из скважин в промышленных масштабах по трубопроводам на территории Туркменистана началась с газоконденсатного месторождения А, расположенного в Восточном Туркменистане. Месторождение А было открыто в феврале 1966 г., а в ноябре того же года был введен в опытно-промышленную эксплуатацию (ОПЭ), и ускоренным методом были пробурены первые 5 разведочных скважин и добыто 52 млн м3 природного газа. Число введенных в эксплуатацию скважин выросло до 40, а объем добываемого на них природного газа достиг десятки миллиардов кубометров. Экономическое развитие газовой отрасли региона обусловлено прохождением газопровода Средняя Азия – Центр вблизи газовых месторождений, расположением продуктивных пластов на небольших глубинах, легкостью бурения скважин, обилием запасов газа, низким объемом тяжелых углеводородов и агрессивных газов в природном газе. Большинство скважин здесь введено в ОПЭ ускоренным способом. Совместное использование метода ОПЭ и геолого-разведочных работ привело к существенному сокращению количества добывающих скважин за счет их ввода в эксплуатацию [1]. В случае, если поисковая скважина после бурения попала в водоносную часть или между внешним и внутренним контуром газоносности, то она была рекомендована к использованию как поисковая или пьезометрическая.Первоочередными задачами, возникающими при проведении исследовательских работ в скважинах, т. е. взятия керна на испытания, являются проведение полного комплекса промыслово-геофизических исследований, проверка продуктивности пластов нижнего горизонта, введение их в эксплуатацию. Для решения этих задач были проведены полный комплекс промыслово-геофизических исследований, отбора керна и испытаний на территориях месторождений А IVc, VII, VIII, Б IVа, В IVа, VII и Д на горизонтах 306, 308, 503 (А), 30 (Б), 302, 303, 304, 117 (В) и 112, 138, 133, 34 (Д).При этом были пробурены разведочные скважины (8 и 11 А, 6 Б, 18 В) для поиска продуктивных отложений в мезокайнозойском осадочном комплексе, расположенных на большей глубине, где после окончания исследовательских работ их предусматривалось использовать для добычи газа на открытых продуктивных горизонтах. Так, к газодобывающим скважинам отнесены 15 из 20 поисково-разведочных скважин, пробуренных на территории месторождения А, 13 из 18 – месторождения В и 4 из 10 – месторождения Б. Остальные разведочные скважины использовались в качестве поисковых и пьезометрических скважин. Однако недостаточное количество скважин, которое определяется во время мониторинга месторождений с большими и огромными запасами газа, а также нерешенные вопросы определения количества мониторинговых скважин и необходимых работ ОПЭ, приводит к неправильному пониманию геологической модели залежей и проектированию системы добычи газа в разных его участках, бурению разведочных скважин на месторождении. Недостатки ускоренного ввода в опытно-промышленную эксплуатациюПри составлении проекта ОПЭ объем добычи газа из предполагаемых эксплуатационных скважин на месторождениях определяются в первую очередь на основе данных пробуренных поисковых и разведочных скважин. В продуктивных пластах этих скважин, как правило, вскрываются небольшие интервалы и определяются их продуктивность. Например, в результате испытаний, проведенных на поисково-разведочных скважинах, установлено добыча газа 300–500 тыс. м3/сут из скважин на III, IVб, V и IX горизонтах месторождения В. При составлении проекта ОПЭ с учетом опыта, полученного на месторождениях А и Б, было решено добывать газ из скважин III и V горизонтах до 800–820 тыс. м3/сут, а на IVб и IX горизонтах – до 420–450 тыс. м3/сут. Однако фактически добыча газа из скважин на III и V горизонтах достигала 1 200–1 250 тыс. м3/сут, а из нескольких скважин – до 1 700 тыс. м3/сут, а на IVб и IX горизонтах – до 700–800 тыс. м3/сут. Таким образом, согласно проекту ОПЭ, объемы газа, подлежащие добыче из скважин в сутки, очень низкие, что может привести к бурению лишних скважин при запасах газового месторождения, меньше расчетных объемов. Поэтому очень важно определить количество газа в процессе проведение работ.Технические и эксплуатационные колонны, применяемые в газовых районах Восточного Туркменистана, отличаются легкостью и однородностью (конструкции), их диаметры составляют 219 или 245 мм (обсадные) и 146 или 168 мм (технические, эксплуатационные) колонны. Глубина спуска их достигает 900–1 200 и 1 500–4 500 м соответственно. Анализируя условия разработки месторождений, было установлено, что при составлении проекта ОПЭ не всегда выбиралась рациональная конструкция скважин для внедрения их в производстве. Учитывая потенциал скважин по добыче газа, при бурении скважин считается важным изыскания рациональной конструкции скважин. Эксплуатация скважин методом одновременно-раздельной разработкиНа многопластовых месторождениях широко используется применение двух пластов в одной скважине при одновременно-раздельном способе разработки (ОРЭ). Метод ОРЭ был реализован на 111 из 218 скважин на многопластовых месторождениях А, Б, В, Г и Е. С помощью этого метода без бурения дополнительных 108 скважин к основному используемому горизонту дополнительно добывалось 86,7 млрд м3 добытого газа, что составило 35,3 % от общей добычи газа на многопластовых месторождениях. ОРЭ позволило разрабатывать только высокопродуктивные пласты, но и разрабатывать низкопродуктивные пласты без бурения скважин [1–3].Хотя использование ОРЭ в многопластовых скважинах имеет свои преимущества, при проведении газодобывающих операций из скважин были обнаружены и некоторые недостатки. Например, при добыче газа из двух пластов методом ОРЭ полностью исключается возможность спуска глубинных приборов для определения давления и температуры верхнего продуктивного пласта. Кроме того, проведение подобных исследований затруднено и на нижнем пласте из-за расположенного между пластами пакера. С учетом этого была учтена важность точности данных, полученных в процессе эксплуатации, и для решения этой проблемы были разработаны новые методы.При эксплуатации скважин методом ОРЭ давление на забое обычно определяется по формуле (1), используемой для двигающего потока газа.                        (1)где pз – забойное давление, атм; pг – давление на головке, атм;где λ – коэффициент сопротивления; Q – дебит газа, тыс. Нм3/сут; dвн – внутренний диаметр фонтанных труб, см; Tср – средняя абсолютная температура газа; zср – средний коэффициент сверхсжимаемости газа.Используемое выражение включает коэффициент гидравлического сопротивления. Однако абсолютное давление, рассчитанное с использованием коэффициента гидравлического сопротивления, предложенного действующими нормативами, не всегда соответствует фактическому результирующему давлению. По этой причине возникает необходимость расчета данного коэффициента в каждой скважине – и в действующей, и в той, которая будет использоваться, с учетом их собственных особенностей. В связи с очень малым количеством агрессивных газов в скважинах региона введены работы по добыче газа из нижнего пласта, которые осуществляются по компрессорным трубам, и верхнего пласта – по затрубному пространству, совместно. Для правильного нахождения рабочих параметров работающих скважин в таком режиме потребовалось определение гидравлических сопротивлений.Помимо углеводородных газов в составе природного газа ряда газовых месторождений региона присутствует небольшое количество углекислого газа, при этом сероводородный газ не был обнаружен.Также помимо углеводородных газов на ряде месторождений обнаружены горизонты, содержащие углекислые и сероводородные газы, непригодные для промышленного использования. Для таких месторождений в процессе эксплуатации скважин используются ингибиторы коррозии. Для этого он закачивается в затрубное пространство по насосно-компрессорным трубам из скважин природным газом. Используемый метод имеет определенные недостатки, которые также были изучены в процессе ОПЭ, и найдены подходящие решения [4, 5].Ввод в эксплуатацию скважин ускоренным способом принес большую экономическую выгоду народному хозяйству [2, 3, 6]. Например, месторождение А за 5 лет, В – 4,5 года, Г – 2,5 года, Г – 3 года, Е – 4 года, Д – 1,5 года и Г – 5 лет введены в эксплуатацию досрочно за счет ускоренного метода в Восточном Туркменистане, а также за счет этого было добыто 141,46 млрд м3 природного газа (рис. 1, 2).  Рис. 1. Динамика добычи газа месторождения А: 1 – фактически добытый газ; 2 – газ, добытый по проектуFig. 1. Dynamics of gas production in field A: 1 – gas actually produced; 2 – gas produced under the projectРис. 2. Динамика пуска в эксплуатацию месторождения В: 1 – фактически добытый газ; 2 – газ, добытый по проектуFig. 2. Dynamics of field commissioning B: 1 – actually produced gas; 2 – gas produced under the project Эксплуатация скважин со времен разведки ускоренным методом и методом ОРЭ в многопластовых месторождениях не потеряла своего значения и в настоящее время. Примером тому является ускоренный ввод в эксплуатацию месторождения Е и одновременная добыча газа из двух горизонтов в одной скважине месторождения Ж [7, 8]. Здесь следует отметить, что крупномасштабную добычу природного газа пришлось приостановить на длительное время в основном из-за того, что на месторождении с низким содержанием углекислого и сероводородного газа требовалось строительства дорогостоящего завода по очистке газа от сероводорода.  Ввод в эксплуатацию скважин ускоренным способомНа территории Восточного Туркменистана на небольшой глубине (1 265–4 500 м) обнаружены 22 газовых пласта, принадлежащих юрскому и нижнемеловому периодам.Ввод в эксплуатацию скважин с низким содержанием сероводородного газа и сохранение в эксплуатации горизонтов с достаточным количеством сероводородного газа, а также использование скважин данных месторождений в неравномерных условиях, связаны с опасностью попадания высокого давления сероводородного газа в слои низкого давления. Кроме этого, необходим поиск дешевых способов обессеривания газа без строительства дорогостоящей установки сероочистки в целях гарантии того, что все газовые пласты могли работать в одном направлении. Во многих случаях при разработке месторождений ускоренным способом строительство производств, на которых будут осуществляться перерабатывающие работы, всегда задерживается. Ряд подготовленных к бурению скважин не введены в эксплуатацию из-за неготовности объектов. По этой причине суточная добыча газовых скважин поддерживается значительно выше, чем указано в проекте. В свою очередь, высокие темпы добычи газа из добывающих скважин (в основном из скважин, расположенных в водоплавающей части) приводили к обводнению газовых скважин, пробуренных вблизи газоводяного контакта (ГВК) пласта. На месторождениях помимо общего подъема ГВК встречаются два типа обвинения газовых скважин. Один из них – преждевременное внедрение воды в месторождение из отдельных пластов с высокой проницаемости, а другой – из-за низкого качества цементного камня на наружной поверхности эксплуатационных колонн. По этим причинам скважины обводняются водой из работающих и других пластов. В связи с этим, приток воды из водоносных горизонтов в газовые залежи региона считается естественным явлением. Однако традиционно используемый цементный раствор не дает желаемых результатов для изоляции пластовой воды в скважину. По этой причине важным является поиск наилучшего способа герметизации скважин и решение этой проблемы. В продукциях эксплуатационных скважин газовых месторождений региона появляются пластовые воды с начала стабильного периода разработки месторождений. Со временем, из года в год, количество воды, поступающей в месторождения, увеличивается в пропластках высокой проницаемости. Из-за быстрорастущего поступления грунтовых вод закрыть скважины в короткие сроки невозможно. По этой причине необходимо совершенствовать систему разработки месторождений и внедрять в производство методы полноценного извлечения недр. ЗаключениеБольшинство открытых и введенных в эксплуатацию месторождений являются многопластовыми, в основном углеводородными газами, и с залежами углекислого и сероводородного газов с небольшим количеством азота.Большинство открытых и введенных в ОПЭ скважин используют метод двухпластовой добычи газа из одной скважины. При использовании метода ОПЭ в сочетании с буровыми работами количество добывающих скважин можно существенно сократить за счет разведочных. Однако эта ситуация порождает ряд новых проблем, которые необходимо решить.Разнообразие химического состава природного газа месторождений создало необходимость поиска подходящих способов и решений добычи газа из скважин.Приток плитовых воды из водоносных горизонтов в газовые залежи является естественным явлением в скважинах региона. Цементный раствор, используемый для изоляции пластовой воды в скважинах, не дает желаемого результата, и возникает проблема поиска новых решений по изоляции воды и внедрение их в добычу.В газовых месторождениях региона водонапорный режим горизонтов начинается с самого начала разработки. Количество пластовых воды в продукциях скважин увеличивается с каждым годом. В связи с этим для уменьшения отрицательных последствий водонапорного режима необходимо совершенствование системы разработки месторождений.