Kazakhstan journal for oil & gas industryKazakhstan journal for oil & gas industry2707-42262957-806XKMG Engineering10886610.54859/kjogi108866Научная статьяОптимизация закачки газа в карбонатные пласты с высоким давлением: подход к контролю забойного и устьевого давлений для недопущения автогидроразрыва пластаХасановБахытжан Кенесовичb.khassanov@kbv.kzhttps://orcid.org/0009-0007-2006-9127СтепанчукАртём Михайловичa.stepanchuk@kbv.kzhttps://orcid.org/0009-0000-6022-7141ЖолдыбаеваАсель Талгатовнаa.zholdybayeva@kbv.kzhttps://orcid.org/0000-0002-1015-0593Кашаган Б.В.260920257322312304202526082025Copyright © 2025, Хасанов Б.К., Степанчук А.М., Жолдыбаева А.Т.2025<p><strong>Обоснование.</strong> Смешивающееся вытеснение нефти газом в карбонатных коллекторах с высоким пластовым давлением играет ключевую роль в увеличении нефтеотдачи и поддержании пластового давления. Управление забойным и устьевым давлением представляет собой значительную задачу из-за необходимости максимизации объёма закачки и риска автогидроразрыва пласта при высоких давлениях закачки. Существующие стратегии часто полагаются на регулирование устьевого давления и объёма закачки как на основные инструменты управления скважиной.</p> <p><strong>Цель.</strong> Анализ оптимизированной стратегии управления закачкой газа путём точного регулирования работы скважины для предотвращения автогидроразрыва пласта, максимизация эффективности закачки газа.</p> <p><strong>Материалы и методы.</strong> В работе используются методы сбора и анализа производственных и геологических данных, эмпирические модели прогнозирования, а также методы статистического анализа для повышения точности и надёжности прогнозов. Данный подход задействует современные алгоритмы и технологии для обработки большого объёма данных, что позволяет формировать более точные и обоснованные прогнозы основных производственных показателей разработки месторождения.</p> <p><strong>Результаты.</strong> Результаты анализа показали, что оптимизация закачки газа возможна за счёт снижения пластового давления при одновременном увеличении устьевого давления, что позволяет поддерживать стабильное забойное давление из-за увеличения потерь давления на трение в стволе насосно-компрессорных труб. Управление устьевым давлением и расходом газа позволяет эксплуатировать скважину при постоянном забойном давлении. В настоящее время предельное забойное давление определено для скважин, а допустимое устьевое давление ограничено и, согласно ранее проведённым испытаниям, может быть увеличено. Это позволит повысить объём закачиваемого газа, что, в свою очередь, будет способствовать увеличению добычи нефти. При этом подтверждено, что забойное давление останется в пределах допустимого значения и будет строго контролироваться прямыми замерами глубинных манометров.</p> <p><strong>Заключение.</strong> В исследовании проанализирован оптимизированный подход к управлению закачкой газа, включающий мониторинг давления в режиме реального времени, узловой анализ скважина-пласт, динамическое регулирование устьевого давления и регулирования расхода газа. Результаты подчеркивают важность учета нелинейных потерь давления при проектировании безопасных и эффективных стратегий закачки, что позволяет предотвратить автогидроразрыв пласта и обеспечить долгосрочную целостность коллектора.</p>carbonate reservoirhigh-pressure carbonate reservoirPROSPERnodal analysisstatistical analysistubing head pressure (THP)bottomhole pressure (BHP)optimizationкарбонатты коллекторжоғары қабат қысымыPROSPERтүйінді талдаустатистикасорғының сағалық қысымыұңғыма түбінің қысымыоңтайландырукарбонатный коллекторвысокое пластовое давлениеPROSPERузловой анализстатистикаустьевое давление закачкизабойное давлениеоптимизация1.Mukanov AR, Bigeldiyev A, Batu A, Kuvanyshev AM. Features of field development with tight carbonate reservoirs by waterflooding. SPE Russian Petroleum Technology Conference; 2020 Oct 21–22; Virtual. Available from: onepetro.org/SPECTCE/proceedings-abstract/20CTC/20CTC/.2.Bakirov AI. Sovershenstvovaniye tehnologii izvlecheniya nefti zavodneniyem iz karbonatnykh kollektorov mestorozhdeniy [dissertation]. Bugulma; 2018. Available from: www.dissercat.com/content/sovershenstvovanie-tekhnologii-izvlecheniya-nefti-zavodneniem-iz-karbonatnykh-kollektorov. (In Russ).3.Ahmed TH. Equations of state and PVT analysis: Applications for improved reservoir modeling. Houston, TX: Gulf Professional Publishing; 2007.4.Iktissanov VA, Bobb IF, Ganiev BG. Study of the problem of optimization of bottomhole pressure for fractured-porous reservoirs. Oil Industry. 2017;10:94–97. doi: 10.24887/0028-2448-2017-10-94-97.5.TatNIPIneft. Metodicheskoye rukovodstvo po opredeleniyu predelno-dopustimykh zaboynykh davleniy (RD 153-39.0-918-15). Bugulma: PAO «Tatneft’»; 2015. 29 p. (In Russ).6.Holmes JA, Barkve T, Lund. Application of a multisegment well model to simulate flow in advanced wells. SPE European Petroleum Conference; 1998 Oct 20–22; The Hague, Netherlands. Available from: onepetro.org/SPEEURO/proceedings-abstract/98EUROPEC/98EUROPEC/SPE-50646-MS/191110.7.Semenov A, Altaf B, Allouti A, et al. History matching of integrated reservoir simulation model for green field offshore Abu Dhabi. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference; 2017 Nov 13–16; Abu Dhabi, UAE. Available from: onepetro.org/SPEADIP/proceedings-abstract/17ADIP/17ADIP/D021S030R002/200153.8.Peng L, Han G, Chen Z, et al. Dynamically coupled reservoir and wellbore simulation research in two-phase flow systems: A critical review. Processes. 2022;10(9):1778. doi: 10.3390/pr10091778.9.Schreiber M, Pruess K, Garcia J. Optimizing oil recovery: A sector model study of CO2-water alternating gas injection. Processes. 2022;13(3):700. doi: 10.3390/pr13030700.10.Pan Y, Liu X, Yang Z. Study on the Stabilization Mechanism of Gas Injection Interface in Fractured-Vuggy Reservoirs. Energies. 2025;18(8):1996. doi: 10.3390/en18081996.11.Danesh A. PVT and phase behaviour of petroleum reservoir fluids, Developments in Petroleum Science. Amsterdam: Elsevier Science; 1998. 400 p.12.McCain WD, Jr. The properties of petroleum fluids (2nd ed.). Tulsa: PennWell Publishing Company; 1990.13.Iktissanov VA, Bobb IF, Fokeeva LH. Consequences of bottom-hole pressure deviations from optimal values. Oil Industry. 2017;8:60–64. (In Russ).14.Gerhart PM, Gerhart AL, Hochstein JI. Munson, Young and Okiishi’s fundamentals of fluid mechanics (8th ed.). Hoboken, NJ: Wiley; 2016. 816 p.15.Ahmed TH. Reservoir engineering handbook (2nd ed.). Houston, TX: Gulf Professional Publishing; 2001. 1000 p.16.Mukherjee H, Brill JP. Multiphase flow in wells (Monograph Series No. 17). Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers; 1999. 156 p.17.Economides MJ, Hill AD, Ehlig-Economides CA. Petroleum production systems (2nd ed.). Upper Saddle River, NJ: Prentice Hall; 2012. 609 p.18.Beggs HD. Production optimization: Using nodal analysis for oil and gas production (Rev. ed.). Tulsa, OK: OGCI and Petroskills Publications; 2003. 411 p.