Том 337 № 5 (2026)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2026/5/5098
Обоснование эксплуатации одного из газовых месторождений севера Западной Сибири скважинами с увеличенным диаметром участка в интервале продуктивного пласта
Актуальность. Обусловлена необходимостью поиска технических решений, направленных на увеличение дебитов газовых скважин, а также поиском резервов увеличения ресурса оборудования газовых промыслов. Цель. Оценка кратности увеличения дебита газовой скважины, возможностей снижения депрессии на пласт при условии сохранения прежнего дебита, а также степени снижения градиента давления на стенки скважин при увеличении ее диаметра в интервале продуктивного пласта. Методы: общие эмпирические методы, математические и статистические методы. Результаты. С учетом компонентного состава газа одного из месторождений Западной Сибири были рассчитаны ожидаемые дебиты газовых скважин различного диаметра, оценены возможности по снижению градиентов давления на стенки скважин и депрессий, что актуально с точки зрения предотвращения преждевременной обводненности и предупреждения выноса песка из газовых скважин. Основываясь на расчетных данных, авторы сделали вывод о целесообразности увеличения диаметра газовых скважин с наибольшими ожидаемыми дебитами, поскольку именно для высокодебитных скважин характерна наибольшая кратность снижения градиента давления и наибольшие возможности по снижению депрессии. Установлено, что для рассматриваемого месторождения при увеличении диаметра высокодебитной скважины (дебит от 1 млн м3/сут) со 114 до 168 мм кратность снижения градиента давления составляет 4,6 раза, для скважин с дебитами от 50 до 100 тыс. м3/сутки 2,5–2,9 раза. Также для высокодебитных скважин более существенно растут ожидаемые дебиты при увеличении их диаметра, что в свою очередь создаёт более широкие возможности по снижению депрессии на пласт.
Для цитирования: Янукян А.П., А.И. Кожедеров. Обоснование эксплуатации одного из газовых месторождений севера Западной Сибири скважинами с увеличенным диаметром участка в интервале продуктивного пласта. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2026, Т. 337, № 5, С. 45-52. https://doi.org/10.18799/24131830/2026/5/5098
Ключевые слова:
дебит газовой скважины, радиус скважины, коэффициенты фильтрационных сопротивлений, градиент давления на стенки скважины, депрессия на пласт
Библиографические ссылки:
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аксютин О.Е. Разработка решений по эксплуатации месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, как единого технологического комплекса. Наука и техника в газовой промышленности, 2023, № 2, C. 3–8.
2. Бирюкова О.Н., Нанишвили О.А., Игенбаева Н.О. Особенности формирования верхнеюрских отложений на примере объекта ЮС1. Бюллетень науки и практики, 2023, Т. 9, № 6, С. 114–121.
3. Ипполитов А.А., Хайруллин А.А. Особенности геологического строения Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения. Научный форум. Сибирь, 2015, № 1, С. 43–45.
4. Новые возможности повышения эффективности сейсмогеологических методов исследований при поисково-разведочных работах на нефть и газ в Среднем Приобье. С.Г. Кузьменков, Ю.В. Беручев, А.А. Копыльцов и др. Геология нефти и газа, 2007, № 6, С. 18–24.
5. Велижанин В.А., Лобода Н.Г. Глубинность исследования сечения захвата нейтронов и возможность его использования при проводке горизонтальных скважин (по результатам математического моделирования). НТВ «Каротажник», 2023, № 2, С. 47–61.
6. Комплексные решения по повышению эффективности разработки многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений. А.И. Пономарёв, Р.Ф. Ситдиков, А.А. Ибатулин, А.Э. Федоров, Б.Ш. Муслимов. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2019, Т. 330, № 12, С. 44–53.
7. Комплексный подход к контролю разработки газовых залежей на примере ООО «РН-Пурнефтегаз». Ф.Н. Нигматуллин, Р.Р. Исламов, Б.Ш. Муслимов, Е.В. Уткин, А.А. Ибатулин. Наука и техника в газовой промышленности, 2020, № 1 (81), С. 17–23.
8. Дарымов А.В. Разработка высокоавтоматизированной системы управления для применения на интеллектуальном месторождении. Газовая промышленность, 2021, № 6, C. 36–41.
9. Гужов К.Н., Николаев О.В., Бузинова О.В. Влияние жидкости в продукции на технологические параметры эксплуатации горизонтальных скважин. Научно-технический сборник. Вести газовой науки, 2018, № 1, С. 87–94.
10. Михайловский А.А., Чудин Я.С. Гидродинамическое прокси-моделирование водоносных пластов газовых месторождений и ПХГ: обз. инф. СПб: Газпром ВНИИГАЗ, 2021. 118 с.
11. Хайруллин А.А., Берняев М.С. Гидравлический разрыв пласта на Урненском месторождении. Новые технологии – нефтегазовому региону: Материалы Всероссийской с международным участием научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Тюмень, 18–22 мая 2015. Т. 1. Тюмень: Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2015. 162 c.
12. Стрекалов А.В., Хайруллин Ам.Ат., Хайруллин Аз.Ам. Влияние закачки высокотемпературного агента на фазовые проницаемости продуктивного пласта. Естественные и технические науки, 2019, № 12, С. 183–185.
13. Чудин Я.С. и др. Применение прокси-моделей газовых залежей для оптимизации добычи. Газовая промышленность, 2020, № 4, С. 30–36.
14. Янукян А.П., Татлыев Р.Д., Гончарова А.В. Обоснование методик расчета дебитов горизонтальных скважин в геологических условиях месторождений сургутского свода. Технологии нефти и газа, 2024, № 2, С. 51–53.
15. Isaev V.I. Paleotemperature modelling of the sedimentary section, and oil-and-gas generation. Geology of the Pacific Ocean, 2004, Vol. 23, № 5, P. 101–115.
16. Савенок О.В., Березовский Д.А., Кусов Г.В. Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и месторождениях. Булатовские чтения, 2019, Т. 1, С. 114–119.
17. Грищенко В.А., Асадуллин Р.Р. Научно-методические аспекты повышения эффективности использования активов нефтяных компаний в условиях «зрелых» месторождений: монография. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2022. 143 с.
18. Shah M.S., Hossain H.M.Z. Evaluation of natural gas production optimization in Kailashtila gas field in Bangladesh using decline curve analysis method. Bangladesh Journal of Scientific and Industrial Research, 2015, Vol. 50, № 1, P. 29–38.
19. Yuan S., Ye J., Sun Z. Theory and practices in gas-condensate reservoir development. China Petroleum Industry Press, 2003, Vol. 14, № 3, P. 319–327.
20. Roy М.М. One of methods of preliminary estimate of size of openings gas stocks. Science Announcer, 2017, Vol. 346, № 4, P. 7–12.
21. Technical, environmental, and economic assessment of deploying advanced coal power technologies in the Chinese context. L. Zhao, Y. Xiao, K.S. Gallagher, B. Wang, X. Xu. Energy Policy, 2008, Vol. 36, № 2, P. 2709–2718.
22. Ghazwan N.J. Productivity index of horizontal well in Mishrif formation of Buzurgan oil field – case study. International Review of Applied Sciences and Engineering, 2021, Vol. 12, № 4, P. 301–311.
23. Roland I.N. A novel model for predicting the productivity index of horizontal vertical wells based on Darcy's law, drainage radius, and flow convergence. Science of Heliyon, 2024, Vol. 108, № 1, P. 114–126.
24. Method of predicting the location of water cresting for horizontal wells in a water-drive reservoir for early prevention. J.Y. Fu, X. Yue, L. Lifeng, L. Zhang. Journal ACS Omega, 2020, Vol. 40, № 6, P. 153–168.
25. Zhuo L., Jing Y., Hongyuan Z. Influence of horizontal well section length on the depressurization development effect of natural gas hydrate reservoirs. Natural Gas Industry, 2021, Vol. 8, № 7, P. 505–513.
26. Groundwater flow through fractured rocks and seepage control in geotechnical engineering: theories and practices. C. Zhou, Y. Chen, R. Hu, Z. Yang. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering, 2022, Vol. 15, № 1, P. 136–142.
27. Li Y., Cheng Y., Yan C. Mechanical study on the wellbore stability of horizontal wells in natural gas hydrate reservoirs. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2020, Vol. 79, № 4, P. 103–127.
REFERENCES
1. Aksyutin O.E. Development of solutions for the exploitation of fields in the final stage of development as a single technological complex. Science and technology in the gas industry, 2023, no. 2, рр. 3–8. (In Russ.)
2. Biryukova O.N. Features of the formation of Upper Jurassic deposits on the example of the US1 object. Bulletin of Science and Practice, 2023, no. 6, рр. 114–121. (In Russ.)
3. Ippolitov A.A. Features of the geological structure of the Bovanenkovskoe oil and gas condensate field. Scientific Forum. Siberia, 2015, no. 1, рр. 43–45. (In Russ.)
4. Kuzmenkov S.G., Beruchev Yu.V., Kopyltsov A.A. New opportunities for improving the efficiency of seismogeological research methods in oil and gas exploration in the Middle Ob region. Geology of Oil and Gas, 2007, no. 6. рр. 18–24. (In Russ.)
5. Velizhanin V.A., Loboda N.G. The depth of the study of the neutron capture cross-section and the possibility of its use in the wiring of horizontal wells (based on the results of mathematical modeling). NTV "Karotazhnik", 2023, no. 2, рр. 47–61. (In Russ.)
6. Ponomarev A.I. Complex solutions for improving the efficiency of the development of multilayer gas and gas condensate fields. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2019, vol. 330, no. 12. рр. 44–53. (In Russ.)
7. Nigmatullin F.N. An integrated approach to controlling the development of gas deposits on the example of RN-Purneftegaz LLC. Science and Technology in the gas industry, 2020, no. 1, рр. 17–23. (In Russ.)
8. Darymov A.V. Development of a highly automated control system for use in an intelligent field. Gas industry, 2021, no. 6, рр. 36–41. (In Russ.)
9. Guzhov K.N. The influence of liquid in products on the technological parameters of operation of horizontal wells. Scientific and technical collection of Vesti gazovoy nauki, 2018, no. 1, рр. 87–94. (In Russ.)
10. Mikhailovsky A.A. Hydrodynamic proxy modeling of aquifers of gas fields and UGS: survey information. St Petersburg, Gazprom VNIIGAZ, 2021. 118 р. (In Russ.)
11. Khairullin A.A. Hydraulic fracturing at the Urnenskoe field. New technologies for the oil and gas region. Proc. of the All-Russian Scientific and Practical Conference of students, postgraduates and Young Scientists with international participation. Tyumen, May 18–22, 2015. Tyumen, Tyumen State Oil and Gas University Publ., 2015. Vol. 1, pp. 162. (In Russ.)
12. Khairullin Az.Am. The effect of injection of a high-temperature agent on the phase permeability of a productive reservoir. Natural and Technical Sciences, 2019, no. 12, рр.183–185. (In Russ.)
13. Chudin, Ya.S. Application of proxy models of gas deposits to optimize production. Gas industry, 2020, no. 4, рр. 30–36. (In Russ.)
14. Yanukyan A.P., Tatlyev R.D., Goncharova A.V. Substantiation of methods for calculating the flow rates of horizontal wells in the geological conditions of the Surgut arch deposits. Technologies of oil and gas, 2024, no. 2, рр. 51–53. (In Russ.)
15. Isaev V.I. Paleotemperature modeling of sedimentary section and oil and gas generation. Geology of the Pacific Ocean, 2004, vol. 23, no. 5, рр. 101–115. (In Russ.)
16. Savenok O.V. Patterns and changes in the properties of oil and gas in deposits and fields. Bulatov readings, 2019, vоl. 1, рр. 114–119. (In Russ.)
17. Grishchenko V.A. Scientific and methodological aspects of increasing the efficiency of using oil companies assets in conditions of "mature" fields. Ufa, USNTU Publ. House, 2022. 143 p. (In Russ.)
18. Evaluation of optimization of natural gas production at the Kailashtila gas field in Bangladesh using the reduction curve analysis method. Bangladesh Journal of Scientific and Industrial Research, 2015, vol. 50, no. 1, рр. 29–38.
19. Yuan S., Ye J., Song Z. Theory and practice of gas condensate deposits development. China Petroleum Industry Press, 2003, vol. 14, no. 3, рр. 319–327.
20. Roy M.M. One of the methods of preliminary assessment of the size of open gas reserves. Bulletin of Science, 2017, vol. 346, no. 4, рр. 7–12.
21. Zhao L., Xiao Yu, Gallagher K.S., Wang B., Xu H., Technical, environmental and economic assessment of the introduction of advanced coal-fired power technologies in China. Energy policy, 2008, vol. 36, no. 2, рр. 2709–2718.
22. Gazvan N.J. Productivity indicator of a horizontal well in the Mishrif formation of the Buzurgan oil field – a case study. International Review of Applied Sciences and Engineering, 2021, vol. 12, no. 4, рр. 301–311.
23. Roland I.N. A new model for predicting productivity indicator of horizontal-vertical wells based on Darcy's law, drainage radius and convergence of flows. Science of Helion, 2024, vol. 108, no. 1, рр. 114–126.
24. Yu. Fu, H. Yue, L. Lifeng, L. Zhang A method for predicting the location of water rise for horizontal wells in a water intake reservoir for early prevention. Journal ACS Omega, 2020, vol. 40, no. 6, рр. 153–168.
25. Zhuo L., Jing Y., Hongyuan C. Influence of the length of the horizontal section of the well on the effect of depressurization of deposits natural gas hydrates. Gas industry, 2021, vol. 8, no. 7, рр. 505–513.
26. Zhou S., Chen Y., Hu R., Yang Z. Movement of groundwater through fractured rocks and seepage control in geotechnics: theory and practice. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering, 2022, vol. 15, no. 1, рр. 136–142.
27. Li Yu., Cheng Yu., Yang K. Mechanical study of the stability of horizontal boreholes in reservoirs of natural gas hydrates. Journal of Science and Technology in the field of natural gas, 2020, vol. 79, no. 4, рр. 103–127.
