Исследование условий работы естественного термогазлифта в стволе скважины

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.

1. Орешкин, 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.

2. 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.

3. 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.

4. 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.

5. Богопольский, 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.

6. 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.

7. Katanov, 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.

8. Калинин, 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.

9. 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.

10. 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.

11. 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.

12. 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.

13. Лазута, 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.

14. 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 : непосредственны

15. 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.

16. Чекалюк, Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта / Э. Б. Чекалюк. – Москва : Рипол Классик. – 2013. – 246 с. – Текст : непосредственный.

17. 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.

18. Катанов, 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.

19. Sarmast, 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.

20. 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.

21. Xu, 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.

22. 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.

23. Hashish, 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.