Распределение температуры вдоль вертикального ствола газоконденсатной скважины

Об авторах:

Сандалова Екатерина Евгеньевна, аспирант, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; руководитель направления, Группа компаний «Газпромнефть», Санкт-Петербург, Россия; e.e.sandalova@utmn.ru

Кислицын Анатолий Александрович, доктор физико-математических наук, профессор кафед­ры прикладной и технической физики, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; a.a.kislicyn@utmn.ru, https://orcid.org/0000-0003-3863-0510

Самоловов Дмитрий Алексеевич, аспирант Института физики и химии Тюменского государственного университета
Варавва Артём Игоревич, кандидат физико-математических наук, руководитель проекта по экспертизе продуктов, Группа компаний «Газпромнефть», Санкт-Петербург, Россия; artevar@yandex.ru

Аннотация:

Распределение температуры вдоль ствола газоконденсатной скважины является важным параметром для прогнозирования ее работы и успешной добычи на газоконденсатных месторождениях. Температура влияет на оценку прогноза образования газовых гидратов, выпадение жидкости и образования коррозии в насосно-компрессорных трубах, что сказывается на капитальных затратах, которые необходимо закладывать на ранних этапах разработки месторождений. Целью данной работы является разработка методики экспресс-оценки температуры газоконденсатной смеси вдоль ствола скважины. Приведены примеры месторождений, для которых данная тема является актуальной. Рассмотрено одномерное уравнение теплопроводности с учетом конвективного переноса тепла и потерь теплоты через боковую стенку скважины. Показано, что точное аналитическое решение данного уравнения дает адекватное описание температурного поля вдоль скважины как в стационарном режиме, так и в процессе его установления. Получено также численное решение этого уравнения методом сеток с использованием явной схемы. Результаты аналитического и численного решений сопоставлены с результатами расчетов на специализированном программном продукте, а также с фактическими данными 4 скважин 3 газоконденсатных месторождений на различных режимах работы, и получено хорошее согласие этих результатов друг с другом. На основе этих решений построены графики, позволяющие определить температуру вдоль ствола скважины с момента ее запуска до выхода на стационарный режим, а также на стационарном режиме. Показана возможность оценки коэффициента теплообмена скважины с окружающим ее грунтом и описана методика этой оценки.

Список литературы:

Апасов Р. Т., Бадгутдинов Р. Р. и др. 2021. Расчет оптимальных параметров системы разработки газового месторождения // Нефтяное хозяйство. № 12. C.74–78.

Богданов Е. В., Чамеев И. Л., Решетников Д. А., Перевозкин И. В., Ткачук А. В., Шорохов А. Н. 2019. Интегрированное моделирование как инструмент, повышающий эффективность разработки многопластового нефтегазоконденсатного месторождения // Нефтяное хозяйство. № 12. С. 52–55.

Брилл Дж. П., Мукерджи Х. 2006. Многофазный поток в скважинах. М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований. 384 с.

Гиматудинов Ш. К., Мищенко И. Т., Петров А. И. 1983. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М.: Недра. 455 с.

Дядин Ю. А., Гущин А. Л.1998. Газовые гидраты // Соросовский образовательный журнал. № 3. С. 55–64.

Жижимонтов И. Н. 2021. Нестационарный тепломассоперенос водонефтяной смеси в системе горизонтальных скважин: дис. … канд. техн. наук. Тюмень. 197 с.

Зайцев В. Ф., Полянин А. Д. 2001. Справочник по обыкновенным дифференциальным уравнениям. М.: Физико-математическая литература. 576 с.

Заночуев С. А. 2017. Фазовые переходы и массообмен в призабойной зоне газоконденсатных скважин: дис. … канд. техн. наук. Тюмень. 128 с.

Кислицын А. А. 2002. Основы теплофизики. Тюмень: Издательство Тюменского государственного университета. 152 с.

Кусов Б. Р. 2014. Причины аномально низких термобарических параметров некоторых залежей УВ в Восточной Сибири // Дискуссионный клуб. № 8. С. 78–80.

Меркулова Н. Н., Михайлов М. Д. 2014. Разностные схемы для обыкновенных дифференциальных уравнений. Томск: Национальный исследовательский Томский государственный университет. 122 с.

Овсенёв А. С. 2023. Оценка влияния снижения температуры добываемого флюида в технологических процессах добычи и подготовки газа на месторождениях Западной Сибири: выпускная квалификационная работа бакалавра. Томск. 108 с.

Рубайло В. А., Исаков К. Д., Осипенко А. С., Ахмадиев М. М. 2021. Формирование методики расчета оптимального количества скважин при разработке линзовидных пластов для достижения максимального NPV // SPE-206500. 14 с.

Самарский А. А., Гулин А. В. 1989. Численные методы. М.: Наука. 432 с.

Тихонов А. Н., Васильева А. Б., Свешников А. Г. 1980. Дифференциальные уравнения. М.: Наука. 232 с.

Фукс Б. А., Фукс А. Б. 1976. Причины различных пластовых давлений в газоконденсатных залежах Непского свода // Геология нефти и газа. № 1. С. 45–48.

Хасанов М. М., Ушмаев О. С., Нехаев С. А., Карамутдинова Д. М. 2012. Оптимальные параметры системы разработки нефтяного месторождения // SPE-162089. https://doi.org/10.2118/162089-MS

Шулепин С. А. 2017. Экспериментальное обоснование устойчивых режимов эксплуатации обводняющийся газовых скважин: дис. … канд. техн. наук. Москва. 163 с.

Brill J. P., Mukherjee H. 1999. Multiphase Flow in Wells. SPE Monograph. Henry L. Doherty Series. Vol. 17. Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers. 156 p.

Butler R. M. 1994. Horizontal Wells for the Recovery of Oil, Gas and Bitumen. The Petroleum Society of the Canadian institute of Mining, Metallurgy and Petroleum, Calgary Section. 228 p.

Dikken B. J. 1990. Pressure drop in horizontal wells and its effect on production performance // Journal of Petroleum Technology. Vol. 42. No. (11). Pp. 1426–1433. SPE-19824-PA.

Ramey H. J. 1962. Wellbore heat transmission // Journal of Petroleum Technology. No. 14. Pp. 427–435. SPE-96-PA.