tumnigИзвестия высших учебных заведений. Нефть и газOil and Gas Studies0445-01083033-8174Industrial University of Tyumen10.31660/0445-0108-2025-3-9-30LRTOIDtumnig-1320Research ArticleГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗАGEOLOGY, PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDSИсследование условий работы естественного термогазлифта в стволе скважиныStudy of natural thermogaslift operating conditions in the wellborehttps://orcid.org/0000-0001-5983-4040КатановЮ. Е.KatanovYu. E.

Катанов Юрий Евгеньевич, кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры интеллектуальных систем и технологий, Высшая школа цифровых технологий

Тюмень

Yuri E. Katanov, Candidate of Geology and Mineralogy, Associate Professor at the Department of Intelligent Systems and Technologies, Higher School of Digital Technologies

Tyumen

katanov-juri@rambler.ruТюменский индустриальный университетРоссияIndustrial University of TyumenRussian Federation20250807202503930Copyright © Катанов Ю.Е., 20252025Катанов Ю.Е.Katanov Y.E.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://tumnig.tyuiu.ru/jour/article/view/1320

Представлены методические подходы к исследованию влияния температуры и газосодержания на изменение давления в скважине при определении соответствующей глубины разгазирования нефти. Рассмотрен вопрос точности учета переменного притока при исследовании нефтяных скважин на неустановившихся режимах фильтрации.

Цель работы — получение модели принятия решений при оценке изменения давления по стволу скважины относительно устьевой или забойной депрессии; расчете влияния естественного термогазлифта на переход скважин при фонтанировании; оценке точности в определении отобранного из ствола или, наоборот, накопленного в нем некоторого дополнительного объема жидкости за время исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации, и т. п.

Выявлено время запаздывания выделения газа в потоке пластовой жидкости. Для месторождений Башкирии время запаздывания (по промысловым данным) составляет 4–15 минут. Для Западной Сибири аналогичные исследования, как правило, не проводятся, что влияет на точность геолого-промысловых расчетов. Если устьевое давление ниже давления насыщения, то с соответствующей глубины растворенный в нефти газ начинает выделяться в свободную газовую фазу по стволу скважины. Объем газовой фазы вверх по стволу будет непрерывно возрастать и на устье достигнет своего максимального значения. С другой стороны, поскольку весовой расход останется постоянным независимо от того, началось выделение газа или нет, то в дальнейшем будет происходить изменение температуры за счет дросселирования и адиабатического расширения газа по стволу скважины и поглощения скрытой теплоты парообразования при его испарении из газожидкостной смеси в условиях теплообмена с окружающей средой.

This paper presents methodological approaches to study the influence of temperature and gas content on pressure variations within a well, with the goal of identifying the depth at which oil degassing occurs. The study also examines the accuracy of accounting for variable inflow under non-steady filtration conditions during well testing.

The goal is to develop a decision-making model for evaluating pressure changes along the wellbore relative to either wellhead or bottomhole drawdown.

Additionally, the model aims to estimate the role of natural thermogaslift in facilitating flow during natural well production and to accurately determine the volume of fluid withdrawn from the wellbore or accumulated within it over time under non-steady flow conditions.

We identified the lag time of gas liberation from the reservoir fluid. We identified the lag time of gas liberation from the reservoir fluid. Based on field data, this gas release delay in Bashkirian fields ranges from 4 to 15 minutes. In contrast, similar studies are generally not done in Western Siberia, and this affects the accuracy of reservoir and production modelling. When the wellhead pressure drops below the oil saturation pressure, dissolved gas starts to separate and transitions into the free gas phase from a specific depth upward along the wellbore. The volume of free gas increases continuously as it moves toward the wellhead, reaching its maximum at the surface. At the same time, since the mass flow rate remains constant regardless of gas release, temperature changes occur further along the wellbore due to gas throttling, adiabatic expansion, and the absorption of latent heat of vaporization as gas evolves from the gas-liquid mixture in thermal exchange with the surrounding reservoir.

давлениежидкостьскважинатемпературамодельтрубамуфтафильтрацияpressurefluidwellboretemperaturemodeltubingcouplingfiltrationReferencesОрешкин, И. В. Обоснование критериев прогноза фазового состояния пластовых углеводородных смесей / И. В. Орешкин, Е. В. Постнова, А. А. Пятаев. – Текст : непосредственный // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. – 2013. – № 4(4). – С. 29–33.Oreshkin, I. V., Postnova, E. V., & Pyataev, A. A. (2013). Substantiation of prediction criterion of formation hydrocarbon mixtures phase state. Theoretical bases and technologies of oil and gas prospecting and exploration, (4(4)), pp. 29-33. (In Russian).Тугарова, М. А. Количественная петрография как основа построения геологических моделей карбонатных резервуаров / М. А. Тугарова, Е. Н. Максимова, С. А. Идрисова. – DOI 10.17308/geology.2019.3/1807. – Текст : непосредственный // Вестник ВГУ. Серия : Геология. – 2019. – № 3. – С. 10–15.Tugarova, M. A., Maksimova, E. N., & Idrisova, S. A. (2019). Quantitative petrography as a basis for the geological modeling of carbonate reservoirs. Proceedings of Voronezh State University. Series: Geology, (3), pp. 10-15. (In Russian). DOI: 10.17308/geology.2019.3/1807.Sergeev, V. Innovative emulsion-suspension systems based on nanoparticles for drilling and well workover operation / V. Sergeev, K. Tanimoto, M. Abe. – Text : direct // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. SPE. – 2019. – С. D031S097R003.Sergeev, V. & Tanimoto, K. & Abe, M. (2019). Innovative emulsionsuspension systems based on nanoparticles for drilling and well workover operation. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, p. D031S097R003. SPE. (In English).Катанов, Ю. Е. Оценка влияния качества заканчивания скважин на объемы разведанных балансовых запасов углеводородов / Ю. Е. Катанов, А. К. Ягафаров, А. И. Аристов. – DOI 10.18799/24131830/2023/9/4073. – Текст : непосредственный // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334, № 9. – С. 91–103.Katanov, Yu. E., Yagafarov, A. K. & Aristov, A. I. (2023). Assessment of well completion quality impact on the volume of explored balance reserves of hydrocarbons. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, (334, (9)), pp. 91-103. (In Russian). DOI: 10.18799/24131830/2023/9/4073Богопольский, В. О. Проблемы анализа исследований пластов и скважин на неустановившихся режимах фильтрации / В. О. Богопольский, Г. М. Мусаева. – Текст : непосредственный // Мировая наука. – 2023. – № 3 (72). – С. 118–123.Bogopolsky, V. O. & Musaeva, G. M. (2023). Problems of analyzing studies of reservoirs and wells on unsteady filtration modes. World Science, (3 (72)), pp. 118-123. (In Russian).Уткин, К. Л. Вычисление радиуса влияния с заданной погрешностью при неустановившемся режиме фильтрации / К. Л. Уткин, О. Н. Уткина. – DOI 10.21285/2227-2917-2024-3-592-607. – Текст : непосредственный // Известия вузов. Инвестиции. Строительство. Недвижимость. – 2024. – Т. 14, № 3. – С. 592–607.Utkin, K. L. & Utkina, O. N. (2024). Calculation of the radius of influence with a given error at unsteady filtration mode. Proceedings of Universities. Investment. Construction. Real estate, (14(3)), pp. 592-607. (In Russian). DOI: 10.21285/2227-2917-2024-3-592-607Katanov, Yu. E. Qualitative algorithm for adaptation of reservoir models / Yu. E. Katanov, Yu. V. Vaganov. – DOI 10.1615/InterJEnerCleanEnv.2022044510/ – Text : direct // International Journal of Energy for a Clean Environment. – 2023. – Vol. 24, Issue 1. – Р. 141–152.Katanov, Yu. E. & Vaganov Yu. V. (2023). Qualitative algorithm for adaptation of reservoir models. International Journal of Energy for a Clean Environment, 24 (1), pp. 141-152. (In English). DOI: 10.1615/InterJEnerCleanEnv.2022044510Калинин, А. Г. Состояние и перспективы развития технологий бурения разведочных скважин на нефть и газ / А. Г. Калинин. – Текст : непосредственный // Разведка и охрана недр. – 2008. – № 8. – С. 52–58.Kalinin, A. G. (2008). Conditions and prospects of technologies of exploration wells for oil and gas drilling. Razvedka i okhrana nedr, (8), pp. 52-58. (In Russian).Прогнозирование разработки нефтегазовых залежей с применением технологии ограничения газопритоков в скважины / В. Ф. Томская, С. К. Грачева, И. И. Краснов, Е. В. Ваганов. – Текст : непосредственный // Нефть и газ : опыт и инновации. – 2019. – Т. 3, № 2. – С. 3–19.Tomskaya, V. F., Gracheva, S. K., Krasnov, I. I. & Vaganov E.V. (2019). Forecasting the development of oil and gas deposits with application of technology for the restriction of gas outlets in wells. Petroleum and gas: experience and innovation, 3(2), pp. 3–19. (In Russian).Нурматов, У. Д. Возникновение гидравлического удара при бурении нефтяных и газовых скважин / У. Д. Нурматов. – Текст : непосредственный // Роль нефтегазового сектора в технико-экономическом развитии Оренбуржья: материалы научно-практической конференции, посвященной 2021 году — году науки и технологий. Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина Оренбургский филиал, Оренбург, 12–13 мая 2021 года. – Саратов: Амирит, 2021. – С. 103–110.Nurmatov, U. D. (2021). The occurrence of water hammer when drilling oil and gas wells. Role of oil and gas sector in technical and economic development of Orenburg region. Saratov, Amirit Publ., pp. 103-110. (In Russian).Dong, G. A review of the evaluation, control, and application technologies for drill string vibrations and shocks in oil and gas well / G. Dong, P. Chen. – DOI 10.1155/2016/7418635. – Text : direct // Shock and Vibration. – 2016. – Vol. 2016, Issue 1. – P. 7418635.Dong, G. & Chen, P. (2016). A review of the evaluation, control, and application technologies for drill string vibrations and shocks in oil and gas well. Shock and Vibration, 2016(1), 7418635. (In English). DOI 10.1155/2016/7418635.Shi, Y. Effects of lateral-well geometries on multilateral-well EGS performance based on a thermal-hydraulic-mechanical coupling model / Y. Shi, X. Song, Y. Feng. – DOI 10.1016/j.geothermics.2020.101939. – Text : direct // Geothermics. – 2021. – Vol. 89. – P. 101939.Shi Y. & Song X. & Feng Y. (2021). Effects of lateral-well geometries on multilateral-well EGS performance based on a thermal-hydraulic-mechanical coupling model. Geothermics, (89), 101939. (In English). DOI: 10.1016/j.geothermics.2020.101939Лазута, И. В. Технологические процессы, оборудование и автоматизация нефтегазодобычи: учебное пособие / И. В. Лазута, Р. Ю. Сухарев. – Омск : Сибирская государственная автомобильно-дорожная академия, 2015. – 158 с. – Текст : непосредственный.Lazuta, I. V., & Sukharev, R. Yu. (2015). Tekhnologicheskie protsessy, oborudovanie i avtomatizatsiya neftegazodobychi. Omsk, Sibirskaya gosudarstvennaya avtomobil'no-dorozhnaya akademiya Publ., 158 p. (In Russian).Юшин, Е. С. Техника и технология текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин на суше и на море : учебное пособие / Е. С. Юшин. – Ухта : Ухтинский государственный технический университет, 2019. – 292 с. – Текст : непосредственныYushin, E. S. (2019). Technique and technology of current and capital repairs of oil and gas wells on land and at sea. Ukhta, Ukhta State Technical University Publ., 292 p. (In Russian).An Intelligent Separated Zone Oil Production Technology Based on Electromagnetic Coupling Principle / C. Liao, D. Jia, Q.Yang [et al.]. – DOI 10.2118/215238-MS. – Text : direct // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. – 2023. – Р. D031S021R001.Liao, C., Jia, D., Yang, Q., Pei, X., Zhu, Y., Kong, L., ... & Du, K. (2023). An intelligent separated zone oil production technology based on electromagnetic coupling principle. In SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, p. D022S003R001. SPE. (In English). DOI: 10.2118/215238-MS.Чекалюк, Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта / Э. Б. Чекалюк. – Москва : Рипол Классик. – 2013. – 246 с. – Текст : непосредственный.Chekalyuk, E. B. (2013). Thermodynamics of an oil reservoir. Moscow, Ripol Classic Publ., 246 p. (In Russian).Метод оптимизации давления газа в затрубном пространстве добывающей скважины / В. В. Белозеров, Р. У. Рабаев, К. Р. Уразаков [и др.]. – DOI 10.17122/ngdelo-2019-5-23-32. – Текст : непосредственный // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т. 17, № 5. – С. 23–32.Belozerov, V. V., Rabaev, R. U., Urazakov, K. R., Zhulaev, V. P., & Khabibullin, M. Ya. (2019). Method of gas pressure optimization in producing well annulus. Petroleum engineering, 17(5), pp. 23-32. (In Russian). DOI: 10.17122/ngdelo2019-5-23-32Катанов, Ю. Е. Особенности исследования залежей предгазогидратного состояния / Ю. Е. Катанов, А. К. Ягафаров, А. И. Аристов. – DOI 10.31660/0445-0108-2023-1-29-44. – Текст : непосредственный // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2023. – № 1 (157). – С. 29–44.Katanov, Yu., Yagafarov, A. K., & Aristov, A. I. (2023). Peculiarities of the study of pre-gas-hydrate deposits. Oil and Gas Studies, (1 (157)), pp. 29-44. (In Russian). DOI: 10.31660/0445-0108-2023-1-29-44Sarmast, S. Performance and cyclic heat behavior of a partially adiabatic Cased-Wellbore Compressed Air Energy Storage system / S. Sarmast, R. A. Fraser, M. B. Dusseault. – DOI 10.1016/j.est.2021.103279. – Text : direct // Journal of Energy Storage. – 2021. – Issue 44. – P. 103279.Sarmast, S. & Fraser, R. A. & Dusseault, M. B. (2021). Performance and cyclic heat behavior of a partially adiabatic Cased-Wellbore Compressed Air Energy Storage system. Journal of Energy Storage, (44), p. 103279. (In English). DOI 10.1016/j.est.2021.103279.Drilling fluids for drilling wells at the bovanenkovo oil and gas condensate field / E. V. Panikarovskiy, V. V. Panikarovsky, M. V. Listak [et al.]. – DOI 10.14445/22315381/IJETT-V69I12P202. – Text : direct // International Journal of Engineering Trends and Technology. – 2021. – Vol. 69, Issue 12. – P. 8–12.Panikarovskiy, E. V., Panikarovsky, V. V., Listak, M. V., Verkhovod, I. Y., & Katanov, Y. E. (2021). Drilling fluids for drilling wells at the Bovanenkovo oil and gas condensate field. SSRG International Journal of Engineering Trends and Technology, 69(12), pp. 8-12. (In English). DOI: 10.14445/22315381/IJETT-V69I12P202Xu, B. Nonisothermal reservoir/wellbore flow modeling in gas reservoirs / B. Xu, C. S. Kabir, A. R. Hasan. – DOI 10.1016/j.jngse.2018.07.001. – Text : direct // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2018. – Vol. 57. – P. 89–99.Xu, B., Kabir, C. S., & Hasan, A. R. (2018). Nonisothermal reservoir/wellbore flow modeling in gas reservoirs. Journal of Natural Gas Science and Engineering, (57), pp. 89-99. (In English). DOI: 10.1016/j.jngse.2018.07.001.Adiabatic behavior of gas wells due to natural reservoir fines migration: analytical model and CFD study / S. Senthil, S. Mahalingam, S. Ravikumar, V. Pranesh. – DOI 10.1007/s13202-019-0670-5. – Text : direct // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2019. – Vol. 9, Issue 4. – Р. 2863-2876.Senthil, S., Mahalingam, S., Ravikumar, S., & Pranesh, V. (2019). Adiabatic behavior of gas wells due to natural reservoir fines migration: analytical model and CFD study. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9(4), рр. 2863-2876. (In English). DOI: 10.1007/s13202-019-0670-5Hashish, R. G. Accounting for Adiabatic Expansion in Analyzing Warmback Temperature Signal After Cold-Fluid Injection / R. G. Hashish, M. Zeidouni. – DOI 10.2118/196287-MS. – Text : direct // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. – SPE. – 2020. – P. D012S002R009.Hashish, R. G., & Zeidouni, M. (2020). Accounting for Adiabatic Expansion in Analyzing Warmback Temperature Signal After Cold-Fluid Injection. SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, pp. D012S002R009. SPE. (In English). DOI: 10.2118/196287-MS

The authors declare that there are no conflicts of interest present.