Стаття

Дослідження роботи пристрою для впливу на привибійну зону свердловин виснажених родовищ

Іван Купер, Богдан Михайлишин
Анотація

Освоєння свердловин на пізній стадії розробки нафтових і газових родовищ ускладнено забрудненням привибійної зони технологічними рідинами в зв’язку зі значним зменшенням пластового тиску. Існуючі методи свабування в насосно-компресорних чи бурових колонах труб для відновлення проникності часто виявляються малоефективними з причини малого об’єму цих труб, відсутності замірів створюваних перепадів тиску та використання спеціального обладнання і сервісного обслуговування. Тому метою було дослідження пристрою для впливу на привибійну зону пласта, які передбачають проведення свабування не через колону насосно-компресорних труб, а через експлуатаційну колону, вимірювання величини депресій-репресій, а також можливості виконання цих робіт безпосередньо буровою бригадою. Проведені теоретичні, експериментальні й промислові дослідження дали можливість створити пристрій, перевагою якого є те, що його використання дає можливість суттєво збільшити величину створюваних депресій, проводити замір створюваних депресій, знімати криву відновлення пластового тиску під час свабування. Окрім того не застосовується додаткова техніка (геофізична лебідка, пакер тощо) окрім тієї, яка є в розпорядженні бригади бурової чи бригади капітального ремонту. Динамічне збудження свердловини досягається створенням гідродинамічних циклічних навантажень (депресій, репресій) на привибійну зону пласта з метою очищення її від забруднень. Було досліджено можливості створюваних циклів депресій-репресій, їх величини, а також навантажень, які виникають під час проведення свабування. Доведено можливість проведення гідродинамічних досліджень на неусталених режимах зі зняттям кривої відновлення тиску безпосередньо в процесі проведення свабування. Окрім того, у процесі освоєння свердловини конструкція пристрою передбачає проведення гідродинамічних досліджень. Пристрій успішно впроваджений на двох свердловинах родовищ Прикарпаття

Завантажити статтю

Отримано 13.01.2025

Доопрацьовано 01.05.2025

Прийнято 02.06.2025

https://doi.org/10.63341/pdogf/1.2025.39
Сторінки 39-49

ЦИТУВАТИ

Kuper, I., & Mykhailyshyn, B. (2025). Research on the operation of a device for influencing the bottomhole zone of wells in depleted fields. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 25(1), 39-49. https://doi.org/10.63341/pdogf/1.2025.39

Використані джерела

  1. Abbasova, S., & Abbaszade, S. (2023). Some aspects of the gas well testing procedures. Proceedings of Azerbaijan High Technical Educational Institutions, 25(5), 6-13. doi: 10.36962/pahtei145052023-06.
  2. Gagnon, J. (2023). Technology focus: Well testing. Journal of Petroleum Technology, 75(2), 68-69. doi: 10.2118/0223-0068-jpt.
  3. Jara, C., Sánchez, C., Tinta, S., Garcia, L., Sánchez, A., Freire, J., Chirinos, G., & Salguero, R. (2024). Implementation of an artificial lift system by using non-conventional progressive cavity pumps in shallow and low production wells in Block 2 “Gustavo Galindo Velasco”, Santa Elena, Ecuador. In SPE/AAPG/SEG unconventional resources technology conference (article number URTEC-4055466-MS). Houston: SPE. doi: 10.15530/urtec-2024-4055466.
  4. Khaled, M., Wang, N., Ashok, P., Chen, D., & van Oort, E. (2023). Strategies for prevention of downhole tool failure caused by high bottomhole temperature in geothermal and high-pressure/high-temperature oil and gas wells. SPE Drilling & Completion, 38(2), 243-260. doi: 10.2118/212550-PA.
  5. Khan, Z.H., Hafeez, Q., Ahmed, R., Memon, S.A., & Khan, R.A. (2023). Plunger lift application in packer wells – success stories, challenges & lessons learnt. In ADIPEC (article number SPE-216748-MS). Abu Dhabi: ADIPEC. doi: 10.2118/216748-MS.
  6. Kuper, I.M., & Mykhailyshyn, B.I. (2023). Well completion of depleted fields. In International scientific forum oil and gas power engineering (pp. 32-35). Ivano-Frankivsk: Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas.
  7. Liao, C., Wang, R., Zhang, J., Huang, Q., Li, X., Zheng, X., & Lin, Z. (2023). Well testing analysis method and practice for low permeability gas reservoirs. In Frontiers in computing and intelligent systems (article SPE-214186-MS). Dubai: SPE. doi: 10.2118/214186-MS.
  8. Luo, X., Yang, L., Yin, H., He, L., & Lü, Y. (2019). A review of vortex tools toward liquid unloading for the oil and gas industry. Chemical Engineering and Processing – Process Intensification, 145, article number 107679. doi: 10.1016/j.cep.2019.107679.
  9. Matkivskyi, S.V., & Matiishyn, L.I. (2023). Assessment of the influence of contamination of the bottomhole zone of the formation on the performance characteristics of production wells. Precarpathian Bulletin of the Shevchenko Scientific Society, 18(68), 98-107. doi: 10.31471/2304-7399-2023-18(68)-98-107.
  10. Maut, P.P., Prakash, Y., Dutta, U.A., Saikia, P.P., Sowmyanarayanan, N.M., & Yadav, A. (2024). Plunger lift system: A field implementation case study in Upper Assam Shelf Basin. In Asia pacific oil and gas conference and exhibition (article number SPE-221173-MS). Perth: SPE. doi: 10.2118/221173-MS.
  11. Mohammad, A., & Davidrajuh, R. (2022). Modeling of swab and surge pressures: A survey. Applied Sciences, 12(7), article 3526. doi: 10.3390/app12073526.
  12. Myslyuk, M.A., & Kravets, V.P. (2024). Intensification of the development of wells at the Zahidnohrestyshchensky field. Mineral Resources of Ukraine, 4, 42-49. doi: 10.31996/mru.2024.4.42-49.
  13. Patent No. 135359. (2019). Device for well completion and investigation. Retrieved from https://iprop-ua.com/inv/r642yba3/.
  14. Semenyaka, O.G., Kushnarov, S.I., Kotsaba, V.I., Volovetskyi, V.B., & Shchyrba, O.M. (2019). Pilot testing of development wells technology to restore performance. Mechanics and Advanced Technologies, 2(86), 93-104. doi: 10.20535/2521-1943.2019.86.189053.
  15. Seymour, N., Gupta, S.K., Jin, H., Kamath, R., & Shukla, S. (2023). A predictive numerical model to optimize wellbore expandable seal design for swab resistance in annular flow. In Offshore technology conference (article number OTC-32561-MS). Houston: SPE. doi: 10.4043/32561-MS.
  16. Shidhani, R., Shueili, A., Salmi, H., & Jaboob, M. (2022). Impact of delayed flowback on well performance: Case study. In SPE international hydraulic fracturing technology conference & exhibition (article number SPE-205269-MS). Muscat: SPE. doi: 10.2118/205269-ms.
  17. Shumakov, Y.A., Karacali, O., & Zhiyenkulov, M. (2024). Overcoming flow assurance issues in deepwater gas well testing and clean-up operations: Best practices and lessons learned. In Offshore technology conference (article number OTC-35484-MS). Houston: SPE. doi: 10.4043/35484-MS.
  18. Ugrynovskyi, A.V., Moroz, L.B., Potiatynnyk, T.V., Dyriv, R.I., & Rushchak, V.B. (2024). Analysis of the peculiarities of application of capillary systems in gas wells of the Carpathian fields. Oil and Gas Power Engineering, 1(41), 7-19. doi: 10.31471/1993-9868-2024-1(41)-7-19.
  19. Zhang, Z., Xiang, S., Liu, S., Luo, M., & Wu, J. (2022). Study on the influence of tripping operation on annular transient surge-swab pressure of Herschel-Bulkley fluid. Journal of Energy Resources Technology, 145(5), article number 051701. doi: 10.1115/1.4056330.
  20. Zheng, X., Shi, J., Cao, G., Yang, N., Cui, M., Jia, D., & Liu, H. (2022). Progress and prospects of oil and gas production engineering technology in China. Petroleum Exploration and Development, 49(3), 644-659. doi: 10.1016/S1876-3804(22)60054-5.
  21. Zhu, J., Zhu, H., Zhao, Q., Fu, W., Shi, Y., & Zhang, H.Q. (2019). A transient plunger lift model for liquid unloading from gas wells. In International petroleum technology conference (article number IPTC-19211-MS). Beijing: SPE. doi: 10.2523/IPTC-19211-MS.