scienceitНаука. Инновации. ТехнологииScience. Innovations. Technologies2308-4758North-Caucasus Federal University10.37493/2308-4758.2023.2.9scienceit-625Research ArticleРАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (технические науки)DEVELOPMENT AND OPERATION OF OIL AND GAS FIELDS (technical sciences)Повышение выработки запасов конденсата методом периодических остановок скважинProduction Enhancement of Condensate Reserves By Рeriodic Well Shutdowns MethodИнякинВ. В.InyakinV. V.

Инякин Владислав Витальевич — ассистент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

г. Тюмень

Vladislav V. Inyakin — assistant of the Department Development and Operation of Oil and Gas Fields

injakinvv@tyuiu.ruТюменский индустриальный университетРоссияTyumen Industrial UniversityRussian Federation20232706202302213231Copyright © Инякин В.В., 20232023Инякин В.В.Inyakin V.V.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://scienceit.elpub.ru/jour/article/view/625Введение

Введение. В процессе разработки газоконденсатных залежей на истощение при снижении пластового давления происходит выпадение конденсата в призабойной зоне скважин (ПЗС) и образование зоны с повышенной насыщенностью конденсата.

Материалы и методы исследований. Рассматриваемый метод нестационарного эксплуатационного режима увеличения производительности скважин был обоснован для условий разработки ачимовских залежей Уренгойского месторождения с использованием программного комплекса tNavigator.

Результаты исследований и их обсуждение.  В работе рассматривается метод периодической остановки скважин с целью до извлечения ретроградного конденсата из залежи. Обосновывается оптимальный период остановки скважин посредством применения гидродинамического моделирования. Также проводится анализ факторов, направленных на сохранение максимального эффекта от периодической эксплуатации скважин, главным из которых является режим работы после ее запуска в эксплуатацию. Метод нестационарного эксплуатационного режима был обоснован на примере разработки ачимовских залежей Уренгойского месторождения с использованием программного комплекса tNavigator. Исходной информацией для моделирования являлось следующее: ежемесячные эксплуатационные рапорта (МЭРы); результаты газоконденсатных исследований (ГКИ); данные измерений забойных и устьевых давлений.

Выводы

Выводы. На основании выполненного исследования по определению оптимальной длительности остановки скважин при разработке ачимовских залежей Уренгойского месторождения выявлено, что продолжительность остановки (более 183 сут.) будет иметь негативное влияние на величину потенциального содержания конденсата в пластовом газе. Обосновано, что на эффективность периодических остановок влияет технологический режим эксплуатации скважин после запуска. Также снижение депрессии на пласт позволяет сохранить эффект от обратного растворения конденсата посредством использования естественной энергетики залежи.

Introduction

Introduction. During the development of gas condensate deposits for depletion, with a decrease in reservoir pressure, condensate falls out in the bottomhole zone of wells (BWZ) and a zone with increased condensate saturation is formed.

Materials and methods of research. The considered method of non-stationary operating mode was justified by the example of the development of the Achimov deposits of the Urengoyskoye field using the tNavigator software package.

Research results and their discussion. The work studies a method of periodical shutting down a gas condensate well in order to increase the additional recovery of retrograde condensate from the reservoir. The optimal well shutdown period is substantiated through the use of hydrodynamic modeling. The paper also analyzes the factors aimed at maintaining the maximum effect from the periodic operation of the well, the main of which is the mode of operation after the well is launched. The considered method of non-stationary operating mode was justified by the example of the development of the Achimov deposits of the Urengoyskoye field using the tNavigator software package. The initial information for modeling was the following: monthly operational reports (MER); results of gas condensate studies; downhole and wellhead measurement data.

Conclusion

Conclusion. Based on the studies performed to determine the optimal duration of well shutdown during the development of the Achimov deposits of the Urengoyskoye field, it was revealed that the shutdown duration (more than 183 days) will have a negative impact on the potential condensate content in the formation gas. It has been substantiated that the efficiency of periodic shutdowns is affected by the technological mode of well operation after start-up. Also, the drawdown reduction makes it possible to preserve the effect of the reverse dissolution of condensate through the use of the natural energy of the reservoir.

потенциальное содержание конденсата в пластовом газекоэффициент извлечения конденсатанестационарный режим работы скважиныгазоконденсатная системаpotential content of condensate in reservoir gascondensate recovery factornon-stationary well operationgas condensate systemReferencesАбасов М.Т. и др. Проблемы повышения производительности газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений // Геология нефти и газа. 2003. № 3. С. 48–52.Abasov M.T. et al. Problems of improving the productivity of gas condensate wells at the late stage of field development // Geology of Oil and Gas. 2003. No. 3. P. 48–52. (In Russ.).Аблаев А. и др. Технологии для закачивания и многостадийного ГРП для сложных горизонтальных скважин с АВПД Ачимовских залежей Уренгойского месторождения // SPE RussianOilandGasExploration& ProductionTechn icalConferenceandExhibition (14–16 October, 2014) [Электронный ресурс]. URL: https://www.onepetro.org/conferencepaper/SPE-171277-RU. DOI: 10.2118/171277-RU (дата обращения: 20.03.2023)Ablaev A. et al. Completion and multi-stage hydraulic fracturing technologies for complex horizontal wells with HF of the Achimov deposits of the Urengoy field // SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition (October 14–16, 2014) [Electronic resource]. URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-171277-RU. DOI: 10.2118/171277-EN (accessed 20.03.2023). (In Russ.).Булейко В.М. Обоснование методов активного воздействия на углеводородные залежи плотных низкопроницаемых коллекторов на основе экспериментальных исследований поведения флюидов в пористых средах // Вести газовой науки. 2011. № 2 (7). С. 110–123.Buleiko V.M. Substantiation of methods of active impact on hydrocarbon deposits of tight low-permeability reservoirs based on experimental studies of the behavior of fluids in porous media // Vesti gazovoy nauki. 2011. No. 2 (7). P. 110–123. (In Russ.).Волохова А.В. и др. Обзор методов повышения компонентоотдачи при разработках газоконденсатных месторождений // Наука. Инновации. Технологии. 2019. № 3. С. 19–48.Volokhova A.V. et al. Review of methods for improving component recovery in the development of gas condensate fields // Nauka. Innovations. Technologies.2019. No. 3. P. 19–48. (In Russ.).Граф Т. Вертикальная и горизонтальная интеграция для преодоления крайне сложных проблем при эксплуатации низкопроницаемых газоконденсатных пластов Ачимовской свиты. Электронный ресурс // 171169-RUS PE Conference Paper – 2014. [Электронный ресурс]. URL: https://www.onepetro.org/conference-paper / SPE-171169. (дата обращения: 20.03.2023)Graf T. Vertical and horizontal integration to overcome extremely complex problems in the operation of low-permeability gas condensate reservoirs of the Achimov suite. Electronic resource // 171169-RUS PE Conference Paper – 2014 [Electronic resource]. URL: https://www.onepetro.org/conferencepaper/SPE-171169. (accessed 20.03.2023). (In Russ.).Григорьев Б.А. и др. Обзор работ по теории фильтрации углеводородных систем // Вести газовой науки. 2017. № 2. С. 182–202.Grigoriev B.A. et al. Review of works on the theory of filtration of hydrocarbon systems // Vesti gazovoy nauki. 2017. No. 2. P. 182–202. (In Russ.).Гриценко А.И. и др. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1997. 364 с.Gritsenko A.I. et al. Methods for increasing the productivity of gas condensate wells. M.: Nedra, 1997. 364 p. (In Russ.).Гужов Н.А. Термогидродинамические основы добычи углеводородов при разработке газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт: дис. … д-ра техн. наук. М., 2000. 474 с.Guzhov N.A. Thermohydrodynamic fundamentals of hydrocarbon production in the development of gas condensate fields with reservoir impact: Thesis … Dr. tech. sciences. M., 2000. 474 p. (In Russ.).Жариков М.Г. и др. Практический опыт увеличения продуктивности газоконденсатных скважин в низкопроницаемых коллекторах более чем на 30 % благодаря комплексному подходу при строительстве и заканчивании скважин // SPE Russian Petroleum Technology Conference (26–28 October, 2015). [Электронный ресурс]. URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-176535-RU. DOI: 10.2118/176535-RU (дата обращения: 20.03.2023)Zharikov M.G. et al. Practical experience of increasing the productivity of gas condensate wells in low-permeability reservoirs by more than 30% due to an integrated approach in the construction and completion of wells // SPE Russian Petroleum Technology Conference (October 26–28, 2015) [Electronic resource]. URL: https://www.onepetro.org/conferencepaper/SPE-176535-RU. DOI: 10.2118/176535-EN (accessed 20.03.2023). (In Russ.).Зайченко В.М. и др. Математическое и физическое моделирование теплового воздействия на газоконденсатные системы // Вести газовой науки. 2013. № 1 (12). С. 66–72.Zaichenko V.M. et al. Mathematical and physical modeling of thermal effects on gas condensate systems // Vesti gazovoy nauki. 2013. No. 1 (12). P. 66–72. (In Russ.).Игнатьев А.Э. и др. Моделирование и исследование влияния «конденсатной банки» на продуктивность газоконденсатных скважин с ГРП // Нефтепромысловое дело. 2011. № 9. С. 19–24.Ignatiev A.E. et al. Modeling and study of the influence of the “condensate bank” on the productivity of gas condensate wells with hydraulic fracturing // Neftepromyslovoe delo. 2011. No. 9. P. 19–24. (In Russ.).Инякин В.В., Мулявин С.Ф., Усачев И.А. Влияние нестационарного режима работы на продуктивность добывающих скважин Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2019. № 3 (135). С. 47–53.Inyakin V.V., Mulyavin S.F., Usachev I.A. Influence of nonstationary operation mode on the productivity of producing wells of the Urengoy oil and gas condensate field // News of higher educational institutions. Oil and gas. 2019. No. 3 (135). P. 47–53. (In Russ.).Киреев С.В. Изучение механизма накопления конденсата в призабойной зоне пласта и методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин: дис. … канд. техн. наук. М., 2000. 143 с.Kireev S.V. Study of the mechanism of condensate accumulation in the bottomhole formation zone and methods for increasing the productivity of gas condensate wells: Thesis … cand. tech. sciences. M., 2000. 143 p. (In Russ.).Корчажкина И.Ю. Математическое моделирование мероприятий по обработке призабойных зон газоконденсатных скважин различными агентами // Вести газовой науки. 2010. № 1. С. 82–91.Korchazhkina I.Yu. Mathematical modeling of measures to treat the bottomhole zones of gas condensate wells with various agents // Vesti gazovoy nauki. 2010. No. 1. P. 82–91. (In Russ.).Назаров А.В. Развитие математического моделирования для проектирования и анализа разработки нефтегазоконденсатных месторождений: дис. … д-ра техн. наук. Ухта, 2012. 427 с.Nazarov A.V. Development of mathematical modeling for the design and analysis of the development of oil and gas condensate fields: Thesis … Dr. tech. sciences. Ukhta, 2012. 427 p. (In Russ.).Умняев В.Г. Развитие методов акустического воздействия из скважин с целью повышения конденсатоотдачи пласта: автореф. дис. … канд. техн. наук. Ухта, 2013. 23 с.Umnyaev V.G. Development of methods of acoustic impact from wells in order to increase condensate recovery of the formation: Abstract of the thesis dis. … cand. tech. sciences. Ukhta, 2013. 23 p. (In Russ.).Шандрыгин А.Н. Воздействие на газоконденсатные пласты закачкой рабочих агентов // Недропользование XXI век. 2008. № 3. С. 74–77.Shandrygin A.N. Impact on gas condensate reservoirs by injection of working agents // Subsoil use XXI century. 2008. No.  3. P. 74–77. (In Russ.).Шандрыгин А.Н. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин, направленные на уменьшение или предотвращение накопления конденсата в призабойных зонах // Недропользование XXI век. 2008. № 6. С. 67–71.Shandrygin A.N. Methods for increasing the productivity of gas condensate wells aimed at reducing or preventing the accumulation of condensate in bottomhole zones // Subsurface use XXI century. 2008. No. 6. P. 67–71. (In Russ.).Юдин А. Размер ГРП имеет значение: опыт разработки мощных ачимовских отложений Уренгойского газоконденсатного месторождения / А. Юдин и др. // SPE Russian Petroleum Technology Conference (16–18 October, 2017) [Электронный ресурс]. URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-187852-RU. DOI: 10.2118/187852-RU (дата обращения: 20.03.2023)Yudin A. et al. The size of hydraulic fracturing matters: the experience of developing thick Achimov deposits of the Urengoy gas condensate field // SPE Russian Petroleum Technology Conference (October 16–18, 2017) [Electronic resource]. URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-187852-RU. DOI: 10.2118/187852-EN (accessed 20.03.2023). (In Russ.).Juntai Sh. et al. A New Deliverability Testing Method for Gas Condensate Wells // 131443-MS SPE Conference Paper – 2010 [Электронный ресурс]. URL: https://www.onepetro.org/conferencepaper/SPE-1314432 (дата обращения: 20.03.2023)Juntai Sh. et al. A New Deliverability Testing Method for Gas Condensate Wells // 131443-MS SPE Conference Paper – 2010 [Electronic resource]. URL: https://www.onepetro.org/conferencepaper/SPE-1314432. (accessed 20.03.2023).

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