Optimizing gas injection in high-pressure carbonate reservoirs: controlling bottomhole and tubing head pressures to avoid formation fracturing

Full Text

Введение

Смешивающееся вытеснение нефти газом является одной из наиболее эффективных технологий увеличения нефтеотдачи в карбонатных коллекторах с высоким пластовым давлением. Данный метод способствует поддержанию давления в пласте (далее – ППД), улучшению вытеснения нефти и увеличению охвата залежи вытесняющим агентом [1]. Однако успешное применение технологии требует точного контроля параметров закачки, поскольку чрезмерное давление может привести к автогидроразрыву пласта, снижению эффективности вытеснения нефти и потере контроля над разработкой месторождения [2, 3].

Карбонатные пласты характеризуются сложной геологической структурой, высокой неоднородностью, наличием естественных трещин и чувствительностью проницаемости к изменению давления. Эти факторы усложняют процесс управления закачкой газа и требуют детального анализа взаимодействия забойного (далее – BHP, от англ. Bottom Hole Pressure) и устьевого (далее – THP, от англ. Tubing Head Pressure) давления. Традиционно регулирование закачки осуществляется за счёт контроля THP, однако значительные потери давления в стволе скважины ограничивают возможность точного управления BHP [4].

В данном исследовании представлен подход к оптимизации закачки газа, основанный на анализе полевых данных, моделировании с использованием программного обеспечения (далее – ПО) PROSPER и изучении производительности скважин. Основное внимание уделяется выявлению оптимального диапазона давлений, который обеспечивает эффективное управление процессом закачки без риска нарушения целостности пласта. Полученные результаты могут быть использованы для разработки стратегий повышения нефтеотдачи при эксплуатации карбонатных месторождений с высоким пластовым давлением.

Анализ полевых данных

Важность контроля BHP и THP

Контроль BHP играет критически важную роль в предотвращении превышения давления автогидроразрыва пласта, что позволяет избежать нежелательной стимуляции коллектора и разрушения целостности покрышки коллектора. Регулирование THP, в свою очередь, используется для управления условиями потока в стволе скважины. Однако его влияние на BHP зачастую ограничено из-за потерь давления, возникающих по мере движения газа по стволу скважины. Эти потери могут быть вызваны гидравлическим трением потока газа в насосно-компресснорных трубах (далее – НКТ), который находится в сверхкритическом состоянии (близком к жидкости), что формирует нелинейную зависимость между BHP и THP. В результате увеличение THP не всегда приводит к пропорциональному росту BHP, что требует комплексного подхода к управлению параметрами закачки [5].

Предыдущие исследования в области регулирования BHP и THP

В научной литературе рассмотрены различные аспекты управления закачкой газа в карбонатные коллекторы с акцентом на регулирование BHP. Так, Holmes, et al. и др. [6] была предложена многосегментная модель скважины для оценки взаимодействия BHP и THP в сложных геологических условиях. Исследование показало, что регулирование THP само по себе не всегда приводит к эффективному увеличению BHP из-за потерь давления в стволе скважины.

Исследование Semenov, et al. [7], посвящённое моделированию закачки газа в карбонатные коллекторы оффшорных месторождений Абу-Даби, выявило критические значения давления закачки, превышение которых приводило к прорыву газа в добывающие скважины.

В работе Peng, et al. [8] использовано многокомпонентное моделирование потока для оценки влияния THP на стабилизацию BHP. Результаты показали, что стабильность BHP зависит от диаметра труб, мониторинга в реальном времени и других факторов.

В исследовании Schreiber, et al. [9] изучена динамика закачки газа по технологии водогазового воздействия при контролируемых условиях BHP. Авторы предложили алгоритмы динамического управления, позволяющие оптимизировать скорость закачки газа и повысить стабильность работы скважины.

В работе Congge, et al. [10] проанализированы стратегии закачки кислых газов в карбонатные пласты. Исследование показало, что при высоких скоростях закачки регулирование THP становится неэффективным для управления BHP из-за увеличивающихся потерь давления.

Однако, несмотря на существующие достижения, большинство стратегий закачки газа продолжает опираться на регулирование THP, не учитывая в полной мере потери давления на трение, гидростатические эффекты и сопротивление НКТ. В рамках данного исследования решаются следующие задачи:

• – оценка влияния THP на BHP с использованием полевых данных и моделирования в ПО PROSPER;
• – определение нелинейных закономерностей потерь давления, влияющих на стабилизацию BHP;
• – разработка оптимизированного диапазона закачки, который учитывает баланс между регулированием THP, объёмами закачки и механизмами контроля потерь давления.

Таким образом, представленная работа вносит вклад в разработку эффективных стратегий управления закачкой газа в карбонатных коллекторах с высоким давлением, а также обеспечивает основу для дальнейших исследований в области оптимизации эксплуатационных режимов скважин.

Обзор изучаемого объекта

В рамках исследования зависимости BHP и THP нагнетательных скважин были собраны и проанализированы полевые данные одного из уникальных месторождений Казахстана, которое является карбонатным трещиноватым коллектором с высоким пластовым давлением. Анализ проводился на участке, где эксплуатация ведётся с применением обратной закачки добываемого попутного газа в пласт для ППД.

В анализе использованы данные четырёх скважин, где были установлены датчики BHP, что позволяет в реальном времени отслеживать динамику изменения BHP. На рис. 1 представлена диаграмма одной из нагнетательных скважин анализируемого объекта.

Рисунок 1. Диаграмма нагнетательной скважины

Figure 1. Injection well diagram

Глубина установки датчика BHP составляет 3600 mTVD, а опорная глубина – 4300 mTVD. Установленный лимит давления на данной глубине составляет 820 бар (795 бар на глубине установки манометра). Плотность закачиваемого газа в сверхкритическом состоянии составляет 0,52 уд. веса, что оказывает влияние на перераспределение давления в стволе скважины [11, 12].

На рис. 2 представлена зависимость между объёмом закачки газа и BHP относительно THP за трёхлетний период.

Основные наблюдения:

1. Рост THP приводит к увеличению приемистости скважины, что позволяет наращивать объём закачки газа.
2. BHP достигает максимального значения 820 бар, после чего его рост прекращается, несмотря на дальнейшее повышение приемистости.
3. Константа BHP при максимальной приемистости связана с потерями на трение и дополнительными потерями в стволе скважины.

Таким образом, эффективное управление давлением закачки в нагнетательных скважинах требует учёта не только THP, но и динамики потерь на трение, особенно при увеличенных скоростях движения газа.

Рисунок 2. Зависимость объёма закачки газа и BHP от THP

Figure 2. Gas injection rate and BHP vs. THP

Материалы и методы

Теоретическая основа контроля BHP-THP

В газонагнетательных скважинах зависимость между BHP и THP описывается следующим уравнением (1) [14, 15]:

$P_{\mathrm{тр}}=BHP-THP-P_{\mathrm{h}}-P_{\mathrm{сопр}}$, (1)

где $P_{\mathrm{тр}}$ – потери давления на трение, бар; $P_{\mathrm{h}}$ – гидростатическое давление столба жидкости, бар; $P_{\mathrm{сопр}}$ – дополнительное сопротивление, бар.

Уравнение (1) показывает, что BHP зависит не только от THP. Хотя THP может быть напрямую отрегулировано на поверхности и служит основным параметром управления, его влияние на BHP может снижаться из-за механизмов потери энергии, таких как трение и гидростатические эффекты.

Гидростатическое давление (Ф) предсказуемо и варьируется в зависимости от глубины и плотности жидкости или газа.

Потери давления на трение (Ф) требуют особого контроля, т.к. они возрастают с увеличением скорости потока газа и могут нарушить прямую зависимость между THP и BHP.

Одним из наиболее значимых факторов, влияющих на эффективность закачки газа, являются потери давления на трение в системе ствола скважины. Эти потери рассчитываются согласно уравнению Дарси-Вейсбаха для закачки газа в сверхкритическом состоянии (2) [16]:

$P_{\mathrm{тр}}=\lambda$$\frac{L}{d}·\frac{{\nu }^2}{2}$$· {\rho }_f$, (2)

где $\lambda$ – коэффициент трения, который зависит от шероховатости поверхности труб и характера потока (ламинарный или турбулентный; чем выше коэффициент трения, тем больше потери давления в системе); $L$ – длина трубопровода, напрямую влияющая на общее сопротивление потоку газа (чем больше длина скважины, тем выше потери давления), м; $d$ – эквивалентный диаметр трубы или канала потока (увеличение диаметра труб обычно снижает потери давления, но может быть ограничено конструктивными особенностями скважины), м; $v$ – линейная скорость потока газа (при увеличении скорости потери давления возрастают экспоненциально ввиду турбулентности), м/с; ${\rho }_f$ – плотность жидкости, влияющая на общее падение давления, т.к. более плотные жидкости создают большее гидростатическое сопротивление, кг/м³.

Таким образом, исходя из уравнения Дарси-Вейсбаха (2) следут, что потери давления на трение зависят от скорости и расхода газа или жидкости (3):

$P_{тр}\approx Q^2$, (3)

где $Q$ – расход жидкости, м³/с.

Потери давления на трение имеют нелинейную зависимость от скорости потока. Это означает, что при увеличении расхода газа потери давления возрастут непропорционально больше [11, 17].

При низких скоростях закачки влияние потерь на трение минимально, и увеличение THP напрямую приводит к росту BHP. При высоких скоростях потери на трение доминируют, создавая эффект плато, когда дальнейшее увеличение THP может не привести к значительному росту BHP.

На практике для эффективного управления закачкой газа требуется:

• – мониторинг BHP в режиме реального времени с использованием глубинных датчиков замера давления;
• – адаптивное управление THP (включая замер в режиме реального времени) на основе динамического моделирования условий скважины с использованием специализированных программных комплексов (например, ПО PROSPER);
• – прогнозное моделирование, позволяющее предсказать влияние изменений скорости закачки газа на распределение давления по стволу скважины.

Понимание и применение этих теоретических принципов позволяет обеспечить более стабильную и эффективную закачку газа при минимизации риска превышения предела давления автогидроразрыва в условиях карбонатных пластов с высоким давлением.

Рассчитать потери давления можно как аналитическим методом, так и с помощью специализированного ПО PROSPER.

Результаты моделирования в PROSPER

В ПО PROSPER для нагнетательных скважин были рассчитаны потери давления на трение. Анализ зависимости давления от объёма закачки газа показывает, что с увеличением объёмов закачки наблюдается рост потерь давления на трение согласно квадратичной зависимости от расхода закачиваемого газа (рис. 3).

Рисунок 3. Потери давления на трение в зависимости от закачки газа

Figure 3. Frictional pressure losses vs. gas injection rate

а) скв. 1 / Well No. 1; б) скв. 2 / Well No. 2; в) скв. 3 / Well No. 3; г) скв. 4 / Well No. 4

Данные, полученные в ПО PROSPER, хорошо согласуются с фактическими измерениями, особенно при низких и средних значениях расхода газа. В области высоких расходов газа отклонения увеличиваются, что может быть связано с неучтёнными факторами, такими как турбулентный режим течения или влияние дополнительных сопротивлений в системе. Квадратичная зависимость подтверждает, что доминирующим механизмом потерь давления является трение в НКТ.

На основании моделирования, проведённого с использованием ПО PROSPER, рассчитаны значения ВНР в зависимости от расхода газа при двух значениях ТНР (665 и 685 бар) на примере одной из скважин изучаемого объекта. Представленные данные показаны в табл. 1 и на рис. 4.

Рисунок 4. Зависимость давления от объёма закачки на примере одной скважины 

Таблица 1. Результаты ПО PROSPER на примере одной скважины

Table 1. PROSPER results for a single well

Результаты показывают, что при увеличении расхода газа наблюдается снижение BHP. Особенно заметно влияние трения в интервале расходов от 2,67 до 3,3 млн м³, обозначенном на графиках линиями.

Преобразовав данные в гистограмму зависимости BHP от THP для различных показателей приемистости газа, получен технологический режим скважины. Под технологическим режимом нагнетательной скважины следует понимать совокупность основных параметров её работы, обеспечивающих получение предусмотренных на данный период объёмов закачки и соблюдение условий надёжности эксплуатации.

На рис. 5 построены линии зависимости BHP от THP для различных значений расхода газа (0–5,3 млн м³).

На основании закона притока для газонагнетательной скважины и уравнения (4) была построена палетка узлового анализа, отображающая взаимодействие между скважиной и пластом [18]:

$q_{inj}=C{\left(BH{P}^2-p_{res}^2\right)}^n$, 

где $q_{inj}$ – приемистость газа, м³/сут; $C$ – коэффициент приемистости, м³/сут/бар; $p_{res}^{}$ – пластовое давление, бар.

Рисунок 5. Узловой анализ «скважина – пласт»

Figure 5. Well–reservoir nodal analysis

Сплошная линия – кривая притока, пунктирная линия – характеристика лифта

Solid line – inflow curve; dashed line – lift performance curve

Графическая интерпретация результатов, представленная на рис. 5, позволяет визуально оценить оптимальные и предельные режимы работы нагнетательной системы. Сплошные линии на диаграмме отражают характеристики притока скважины, тогда как пунктирные линии представляют характеристики пласта. Пересечение этих линий формирует рабочее пространство, в котором достигается устойчивый баланс между пластом и скважиной при различных значениях расхода газа и давлений.

Красная горизонтальная линия на графике указывает на предельно допустимое значение BHP. Область выше этой линии считается небезопасной для эксплуатации, т.к. превышение BHP может привести к нарушению герметичности, автогидроразрыву пласта или другим нежелательным явлениям. Также на графике выделена зона скоростной эрозии, ограничивающая максимально допустимые расходы при заданных давлениях.

Диаграмма дополнительно учитывает возможные расчётные отклонения и погрешности, что повышает надёжность оценки. Такой подход позволяет оперативно оценить допустимые сочетания параметров закачки, обеспечивающие не только выполнение производственных задач, но и соблюдение условий надёжности эксплуатации.

Узловой анализ в данном контексте выступает не просто как средство визуализации, а как полноценная расчётная модель взаимодействия «скважина – пласт». Это позволяет увязать поведение системы в единую структуру и точно определить границы технологически и физически допустимых режимов.

Таким образом, узловой анализ представляет собой универсальный инструмент для проектирования, оптимизации и контроля процессов закачки газа в нагнетательные скважины, значительно повышая точность инженерных решений и устойчивость эксплуатации системы в целом.

Обсуждение

Результаты проведённого исследования демонстрируют, что управление закачкой газа в карбонатных коллекторах с высоким пластовым давлением требует комплексного подхода, в котором важную роль играют замеры забойного давления и динамическое регулирование устьевых параметров. Традиционно контроль осуществляется преимущественно через ограничение устьевого давления и расхода газа, что зачастую приводит к недоиспользованию потенциала скважины. В данной работе показано, что за счёт учёта нелинейных потерь давления в НКТ возможно повышение устьевого давления без превышения допустимого забойного давления, что позволяет увеличить общий объём закачки.

Полученные результаты подчёркивают важность мониторинга режима работы скважин в реальном времени. В условиях высоких пластовых давлений даже незначительные отклонения параметров могут привести к нежелательным последствиям, включая риск автогидроразрыва пласта и нарушения целостности коллектора. Таким образом, надёжность применяемых систем и быстродействие алгоритмов регулирования становятся определяющими факторами успешности внедрения предложенного подхода.

Сравнение с данными предыдущих испытаний подтверждает возможность повышения допустимого устьевого давления без выхода за пределы безопасного диапазона забойного давления. Это указывает на то, что исторически установленные лимиты зачастую могут быть пересмотрены и адаптированы с учётом более детализированного анализа, что имеет прямой практический эффект, выражающийся в росте объёмов закачиваемого газа и, как следствие, в увеличении нефтеотдачи.

Заключение

Проведённое исследование подтверждает необходимость комплексного подхода к управлению закачкой газа в нагнетательные скважины в условиях высоких пластовых давлений. Основное внимание уделено взаимодействию BHP и THP с учётом гидравлических потерь на трение в стволе скважины, что является ключевым фактором при расчёте и регулировании технологических режимов.

Результаты моделирования показали, что потери давления на трение не только существенно влияют на BHP, но и носят ярко выраженный нелинейный характер. Это связано с возрастанием сопротивления потоку в трубопроводе, описываемым квадратичной зависимостью, аналогичной уравнению Дарси-Вейсбаха (2). В таких условиях регулирование закачки только за счёт изменения THP оказывается недостаточным, особенно при высоких расходах.

На основе зависимостей, построенных между BHP, THP и расходом газа, сформулирована технологическая карта режимов эксплуатации, позволяющая подбирать оптимальные параметры закачки в зависимости от технических ограничений, таких как предельно допустимое BHP, ограничение из-за скорости эрозии. Моделирование подтвердило возможность поддержания BHP в безопасных пределах даже при увеличении THP при условии его корректного контроля и использования глубинных манометров.

Ключевым выводом стало понимание того, что управление BHP требует сбалансированного подхода: необходимо одновременно учитывать расход, давление и конфигурацию скважинного оборудования, а также динамическое поведение системы. Возможность удержания BHP на заданном уровне достигается за счёт управления THP и объёмом закачки без выхода за пределы допустимых эксплуатационных параметров.

Таким образом, полученные результаты создают прочную основу для оптимизации технологических режимов эксплуатации нагнетательных скважин в условиях сложных характеристик месторождения.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Хасанов Б.К. – разработка концепции исследования, постановка задачи; Степанчук А.М. – формирование методологии; Жолдыбаева А.Т. – сбор и анализ производственных и геологических данных, построение эмпирических моделей и выполнение узлового анализа.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not sup-ported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Bakhytzhan K. Khassanov developed the study concept and defined the research objectives; Artyom M. Stepanchuk designed the methodology; Assel T. Zholdybayeva collected and analyzed production and geological data, built empirical models, and performed nodal analysis.

About the authors

Bakhytzhan K. Khassanov

Email: b.khassanov@kbv.kz
ORCID iD: 0009-0007-2006-9127
Kazakhstan, Astana

Artem M. Stepanchuk

Email: a.stepanchuk@kbv.kz
ORCID iD: 0009-0000-6022-7141
Kazakhstan, Astana

Assel T. Zholdybayeva

Author for correspondence.
Email: a.zholdybayeva@kbv.kz
ORCID iD: 0000-0002-1015-0593
Kazakhstan, Astana

References

Supplementary files

Supplementary Files

Action

1. JATS XML

Download

2. Figure 1. Injection well diagram

Download (74KB)

Indexing metadata

3. Figure 2. Gas injection rate and BHP vs. THP

Download (123KB)

Indexing metadata

4. Figure 3. Frictional pressure losses vs. gas injection rate а) Well No. 1; б) Well No. 2; в) Well No. 3; г) Well No. 4

Download (549KB)

Indexing metadata

5. Figure 4. Bottomhole pressure vs. gas injection rate (single well)

Download (158KB)

Indexing metadata

6. Figure 5. Well–reservoir nodal analysis Solid line – inflow curve; dashed line – lift performance curve

Download (412KB)

Indexing metadata