Контроль газового фактора Юрубчено-Тохомского газонефтяного месторождения на основе замеров давления и температуры системами постоянного скважинного контроля

UDK: 622.276.346.2
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-3-66-69
Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин, системы постоянного скважинного контроля (СПСК), телеметрическая система (ТМС), температура, эффект Джоуля – Томсона, газовый фактор (ГФ)
Авт.: С.З. Фатихов (ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ»), В.Н. Федоров (ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ»), Г.Р. Измайлова (Филиал Уфимского гос. нефтяного технического университета в г. Октябрьском), В.Ф. Кашапов (АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания»), М.А. Марков (АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания»), А.В. Попов (АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания»)

За последние 20 лет опубликовано множество научно-исследовательских работ, направленных на изучение термогидродинамических эффектов в добывающих и нагнетательных скважинах при стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Представленные в этих работах технологические особенности выполнения термогидродинамических исследований скважин и методические основы обработки результатов промысловых исследований позволяют уменьшить степень неопределенности при оценке фильтрационных свойств пласта и параметров эксплуатации скважин, включая скважины со сложной архитектурой хвостовиков. Однако информационный потенциал систем постоянного скважинного контроля (СПСК) не ограничивается только изучением указанных параметров и дает возможность осуществлять мониторинг физических и технологических параметров процесса добычи, которые непосредственно не измеряются датчиками СПCК. В частности, при мониторинге разработки сложнопостроенных залежей с контактными запасами газа и подстилающей водой важной задачей является не только измерение забойных давлений, но и определение их оптимальных значений для предотвращения формирование конусов газа и воды. Очевидно, что при решении указанной задачи необходимо также контролировать такой интегральный параметр, как газовый фактор.

В статье рассмотрен алгоритм контроля разработки месторождения по косвенному параметру - газовому фактору, который вычисляется на основе измеряемых физических и технологических величин, таких как давление, температура и их динамика. Актуальность такого подхода обусловлена сложностью инструментального измерения газового фактора в промысловых условиях, связанной с тем, что давление сепарации газа превышает атмосферное и отсутствуют средства измерения для потоков газа с капельной жидкостью.

Список литературы

1. Термогидродинамические исследования скважин для определения параметров прискважинной зоны пласта и дебитов многопластовой системы/ А.Ш. Рамазанов [и др.] // SPE 136256-RU. – 2010.

2. Садретдинов А.А. Неизотермическая фильтрация сжимаемого флюида в системе скважина – пласт: дис. ... канд. физ.-мат. наук. - Уфа, 2011. – 125 с.

3. Рамазанов А.Ш. Теоретические основы скважинной термометрии. – Уфа: РИЦ БашГУ, 2017. – https://elib.bashedu.ru/dl/read/Ramazanov_Teoreticheskie osnovy skvazhinnoj termometrii_up_2017.pdf>.

4. Оценка влияния различных температурных эффектов на изменение температуры в призабойной зоне пласта // Ю.А. Питюк, А.Я. Давлетбаев, А.А. Мусин [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – Вып. 42. – № 1. – С. 28–33.

5. Фатихов С.З., Гимаев А.Ф., Федоров В.Н. Применение термогидродинамических методов исследования пластов на месторождениях Республики Башкортостан // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 56–59. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-1-56-59

6. Пономарев А.И., Зарипова К.Р. Численное моделирование неизотермичекой нестационарной фильтрации газа для различных постановок задачи // Нефтегазовое дело. – 2013. – № 3. – С. 228–262.



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.