Не зважаючи на те, що гідрохімічні умови Астраханського ГКР дещо відрізняються від умов Оренбургського ГКР, наприклад, по концентрації у водах багатьох компонентів, в тому числі калію, детального вивчення хімічного складу пластових і техногенно-конденсаційних вод Астраханського ГКР показало можливість використання калій-іона для гідрохімічного контролю за експлуатацією свердловини Астраханського ГКР.

Калій є тим компонентом, по концентрації якого можна розпізнати наявність підошовної води в конденсаційній і техногенно-конденсаційної води, тобто по концентрації калію можна контролювати процес водопроявлення від перших при знаків появи підошовної води до повного обводнення.

Так, середній вміст калію на Астраханському родовищі в конденсаційних і техногенно-конденсаційних водах коливається від 1,0 до 26,8 мг/л. В середньому для всіх цих вод він рівний 8,0 мг/л.

Даний показник задовольняє наступні вимоги:

стабільна концентрація як в пластових підошовних, так і в конденсаційних і техногенно-конденсаційних водах;

гостра відмінність вмісту в підошовних пластових і в конденсаційних і техногенно-конденсаційних водах;

вміст в техногенно-конденсаційних водах не залежить від добавок технічних рідин (соляна кислота, метанол і ін.)%

точність і швидке визначення вмісту калію на полум’яному фотометрі.

Гідрохімічний контроль по калій-іону являється експрес-методом, який забезпечує можливість охоплення регулярними спостереженнями великого числа об’єктів дослідження. Використання калій-іона на Астраханському ГКР з 1989 року забезпечило виявлення самих ранніх стадій обводнення експлуатаційних свердловин.

Деталізація гідрохімічної характеристики води, яка виноситься із свердловини проводиться і по іншим показникам – основним іонам, загальної мінералізації, густини і гідрохімічним коефіцієнтам.

Таким чином, калій-іон на даний час є одним із основних компонентів індикаторів підошовних вод Астраханського ГКР.

Останні дослідження на деяких свердловинах вносять свої корективи. В теперішній час гідрогеологічною лабораторією розробляється методика визначення долі підошовних вод на основі вмісту Br і J в аналізу сольового складу водноорганічних проб вод [4].

До другої групи належать методи звільнення стовбура свердловини від рідини без підйому її на поверхню:

періодичні зупинки свердловини для поглинання рідини пластом, яка нагромадилася на вибої;

проведення внутрішньо свердловинної сепарації води від газу з наступним перепуском її під дією гідростатичного напору або закачуванням за допомогою насосних агрегатів у розміщені нижче по розрізу водопоглинальні пласти, без додатку ПАР або з додатковим уведенням у воду ПАР для збільшення швидкості фільтрації її в пласті.

Застосування методів другої групи з перепуском води можливе при наявності в розрізі родовища виснажених газових покладів або водопоглинальних горизонтів, в які можна було б утилізувати пластову воду. Інститутом Волгоград НДПІнафта розроблені три технології видобутку газу з внутрішньосвердловинною сепарацією і безперервним чи періодичним відводом води в поглинальні горизонти, розміщені нижче або вище газового пласта. При перепуску води у верхній горизонт колона насосно-компресорних труб обладнується пакером, вище якого встановлюється зворотній клапан. У схемі з періодичним відводом води в нижній горизонт додатково до попередньої схеми застосовується башмачний зворотній клапан, газ відбирається по затрубному простору, а вода нагромаджується в колоні ліфтових труб і потім ручним чи автоматичним переключенням засувок на обладнанні гирла витісняється тиском газу в поглинальний горизонт.

До третьої групи належать методи звільнення стовбура свердловини від рідини шляхом підйому її на поверхню.

Всі методи експлуатації обводнених газових і газоконденсатних свердловин поділяються на газогідродинамічні, фізико-хімічні та механізовані.

Газогідродинамічні методи основані на використанні природної енергії пластового газу для виносу рідини із свердловин шляхом підтримання необхідних швидкостей руху газу на вході в ліфтові труби (за рахунок зменшення тиску на гирлі або діаметра ліфтових труб чи збільшення витрати газу) і зменшення втрат тиску в стовбурі свердловини (за рахунок створення в ліфтових трубах однорідної структури газорідинного потоку).

До них належать:

вибір раціональної конструкції колони ліфтових труб (діаметра і глибини спуску);

застосування комбінованої колони ліфтових труб різного діаметра;

зниження тиску на гирлі свердловини за рахунок уведення в експлуатацію компресорної станції або застосування ежекторних пристроїв.

Ежектор може безпосередньо встановлюватися на гирлі свердловини або на установці комплексної підготовки газу (УКПГ) після сепаратора першого ступеня сепарації і теплообмінника замість штуцера. На вхід сопла ежектора подається газ від високо напірної свердловини чи іншого джерела газу високого тиску, а на вхід інжекційної камери – газ від низьконапірної свердловини.

За розробками ІФНТУНГу гирлові ежектори впроваджено на нафтових свердловинах Уренгойського нафтогазоконденсатного родовища шляхом підключення до сопла високо напірних нафтових свердловин, а до інжекційної камери – низьконапірних свердловин, що дало змогу продовжити фонтанний період експлуатації низьконапірних нафтових свердловин. Ежектори на УКПГ вперше впроваджено на Гадяцькому та Солохівському газоконденсатних родовищ, що забезпечило стабільну роботу і збільшення дебітів низьконапірних газоконденсатних свердловин [7].

періодичні продувки свердловин у викидну лінію за допомогою автоматичних комплексів типу «Вибій-1» та інших, призначених для повного чи часткового припинення відбору газу з метою нагромадження енергії для підйому рідини з вибою на поверхню. Основним елементом комплексу є запірний клапан, який монтується на викидній лінії свердловини і закривається чи відкривається по команді блоку управління при досягненні заданої різниці тисків у затрубному просторі та викидній лінії після клапана;

періодичні продувки свердловини у газопровід низького тиску чи в атмосферу по факельній лінії за допомогою змонтованих на гирлі або на вибої автоматичних пристроїв. Автомати, встановлені на гирлі, спрацьовують при досягненні заданої різниці тисків в затрубному просторі та ліфтових трубах. При скупченні рідини на вибої свердловини тиск на буфері зменшується при майже незмінному тиску в затрубному просторі, що фіксується датчиком різниці тисків, і після досягнення порогу спрацювання датчик викидає сигнал через блок управління на відкриття запірного