Стаття

Дослідження характеристик процесу гідратоутворення в обводнених газових свердловинах

Роман Кондрат, Олександр Кондрат, Лілія Матіїшин, Наталія Дремлюх
Анотація

Актуальність наукових досліджень зумовлена переходом більшості родовищ природних газів на пізню стадію розробки, що супроводжується значним обводненням видобувної продукції та створює термодинамічні передумови для аварійного перекриття стовбурів свердловин газовими гідратами. Метою роботи було встановлення впливу значень водного фактора та депресії на пласт на характеристики процесу гідратоутворення в обводнених газових свердловинах для оптимізації їхніх технологічних режимів. Для вирішення поставлених завдань розроблено комплексну математичну модель термодинамічного стану багатофазного флюїду, за допомогою якої виконано серію досліджень на модельній свердловині за різних значень депресії на пласт (2,5; 5,0; 7,5; 10,0; 15,0 % від початкового тиску) та водного фактора (0-1 000 л/тис.м3). Встановлено, що за низьких значень депресії на пласт (2,5 % від початкового тиску) та незначного припливу води зона ризику утворення гідратів є найбільш критичною і сягає глибини понад 1 000 м. Виконано температурний розподіл по стовбуру свердловини та доведено, що при досягненні водного фактора більше 500 л/тис.м3 газорідинний потік стає достатньо «гарячим» завдяки високій теплоємності води, що дозволяє свердловині самостійно вийти із зони гідратоутворення. Визначено критичні значення водного фактора на момент припинення природного фонтанування, за яких фактична гирлова температура знижується до мінімальних значень 0,28 °С. Розроблено графоаналітичну методику побудови меж гідратоутворення, яка дозволяє чітко розмежувати термодинамічні стани системи на зону активного гідратоутворення та зону стабільної роботи свердловини. Продемонстровано, що збільшення депресії на пласт сприяє зростанню критичного значення водного фактора, за якого припиняється утворення гідратів у насосно-компресорних трубах без зовнішнього втручання. Практична цінність результатів полягала у можливості використання розробленої моделі інженерно-технічними фахівцями нафтогазової галузі для обґрунтованого вибору безгідратних режимів експлуатації обводнених свердловин

Завантажити статтю

Отримано 21.11.2025

Доопрацьовано 27.04.2026

Прийнято 29.05.2026

Опубліковано 29.06.2026

https://doi.org/10.63341/pdogf/1.2026.80
Сторінки 80-91

ЦИТУВАТИ

Kondrat, R., Kondrat, O., Matiishyn, L., & Dremliukh, N. (2026). Research into the characteristics of the hydrate formation process in water-logged gas wells. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 26(1), 80-91. https://doi.org/10.63341/pdogf/1.2026.80

Використані джерела

  1. Abdullah, A., Selamat, K., Raman, I., Perng, C., & Thulus, S.A.M. (2026). Application of heated diesel in hydrate removal across the annulus of production riser and coiled tubing gas lift system in deepwater wells – a journey to success in unlocking the production recovery. In SPE/ICoTA well intervention conference and exhibition (article number SPE-231341-MS). Woodlands: SPE. doi: 10.2118/231341-MS.
  2. Aregbe, A.G., & Fadeyi, A.I. (2021). A comprehensive review on CO2/N2 mixture injection for methane gas recovery in hydrate reservoirs. In SPE Nigeria annual international conference and exhibition (article number SPE-207092-MS). Lagos: SPE. doi: 10.2118/207092-MS.
  3. Biberg, D., Sinkov, K., Kirkedelen, M.B., Johansson, P.S., Nordsveen, M., & Kjeldby, T.K. (2025). Predicting surge waves in gas-condensate pipelines using long-wave stability analysis. In ISAVFT 21st international conference on multiphase production technology (article number ISAVFT-2025-371). Lisbon: ISAVFT.
  4. Dalla, L.F., Zerpa, L.E., & Koh, C.A. (2026). Offshore field gas hydrate plug events evaluation using a unified gas hydrate transient model. In Offshore technology conference (article number OTC-36967-MS). Houston: OTC. doi: 10.4043/36967-MS.
  5. Delgado-Linares, J.G., Pohl, M., Majid, A.A A., Yoda, C., Tanaka, N., Zerpa, L.E., Prasad, M., & Koh, C.A. (2022). Early detection and assessment of asphaltene precipitation and gas hydrate formation at field conditions. In Offshore technology conference (article number OTC-31712-MS). Houston: OTC. doi: 10.4043/31712-MS.
  6. Gauteplass, J., Almenningen, S., Barth, T., & Ersland, G. (2020). Hydrate plugging and flow remediation during CO₂ injection in sediments. Energies, 13(17), article number 4511. doi: 10.3390/en13174511.
  7. Gudala, M., Alanazi, A., Fahs, M., & Hoteit, H. (2025). Comprehensive investigation of transient Joule-Thomson cooling and CO2 hydrate formation in depleted gas reservoirs. In Middle East oil, gas and geosciences show (MEOS GEO) (article number SPE-227472-MS). Bahrain: SPE. doi: 10.2118/227472-MS.
  8. Indina, V., Fernandes, B.R.B., Delshad, M., Farajzadeh, R., & Sepehrnoori, K. (2024). On the significance of hydrate formation/dissociation during CO2 injection in depleted gas reservoirs. In SPE conference at Oman petroleum & energy show (article number SPE-218550-MS). Muscat: SPE. doi: 10.2118/218550-MS.
  9. Ito, K., Sawano, Y., Tada, K., & Sato, T. (2024). Numerical simulation of enhanced gas recovery from methane hydrate using the heat of CO2 hydrate formation. In Offshore technology conference Asia (article number OTC-34780-MS). Kuala Lumpur: OTC. doi: 10.4043/34780-MS.
  10. Kehinde, M.O. (2018). Corrosion of casing vapor recovery piping in steam flooding operation. In CORROSION 2018 (article number 1-12). Phoenix: NACE International. doi: 10.5006/C2018-11541.
  11. Kondrat, R., & Matiishyn, L. (2025). Influence of the relative opening of the gas-bearing formation on the process of watering wells in reservoirs with bottom water. Mining of Mineral Deposits, 19(3), 14-21. doi: 10.33271/mining19.03.014.
  12. Kondrat, R.M., Kondrat, O.R., & Matiishyn, L.I. (2023). Development and operation of gas and gas condensate fields. Ivano-Frankivsk: Foliant.
  13. Lukin, O.A., & Kondrat, O.R. (2025). Probabilistic uncertainty of production forecasting from tight gas-saturated reservoirs. Mineral Resources of Ukraine, 4, 26-34. doi: 10.31996/mru.2025.4.26-34.
  14. Pei, J., Chen, J., Wang, J., Li, Z., & Kan, J. (2024). CO₂ capture technology based on gas hydrate method: A review. Frontiers in Chemistry, 12, article number 1448881. doi: 10.3389/fchem.2024.1448881.
  15. Qu, A., Ravichandran, S., Hatscher, S., Ugueto, L., Torsvik, M., Zerpa, L.E., & Koh, C. (2023). Predicting hydrate formation and plugging in a gas condensate subsea tieback using a transient hydrate simulation tool. In SPE annual technical conference and exhibition (article number SPE-215013-MS). San Antonio: SPE. doi: 10.2118/215013-MS.
  16. Sui, X., Wang, Z., Tong, S., Guo, Y., & Zhang, J. (2023). Experimental study on the compatibility of hydrate inhibitor and anti-scale agent. In Abu Dhabi international petroleum exhibition & conference (ADIPEC) (article number SPE-216989-MS). Abu Dhabi: ADIPEC. doi: 10.2118/216989-MS.
  17. Wang, L., & Sun, A.Y. (2020). Well spacing optimization for Permian Basin based on integrated hydraulic fracturing, reservoir simulation and machine learning study. In SPE/AAPG/SEG unconventional resources technology conference (article number 3104). Austin: URTeC. doi: 10.15530/urtec-2020-3104.
  18. Ye, J., et al. (2023). Evaluation of geological CO2 storage potential in Saudi Arabian sedimentary basins. Earth-Science Reviews, 244, article number 104539. doi: 10.1016/j.earscirev.2023.104539.
  19. Yin, F., Gao, Y., Di, J., Sun, B., Yao, H., Zhang, L., & Zhao, X. (2026). Effect of annulus phase transition on equivalent circulating density in deepwater hydrate formation drilling: Analysis of hydrate trial production well drilling in the South China Sea. SPE Journal, 31(3), 1563-1585. doi: 10.2118/231831-PA.
  20. Zhang, Z., Gao, Y., Li, Y., Wang, W., Liu, C., Hu, Q., & Gong, P. (2021). Identification of hydrate risk region for deepwater gas field flow assurance: Transition from static thermodynamic region to dynamic hydraulic region. In 31st international ocean and polar engineering conference (article number ISOPE-I-21-2114). Rhodes: ISOPE.