ВПЛИВ ДІАМЕТРА ПРИВИБІЙНОЇ ЗОНИ ГАЗОНОСНОГО ПЛАСТА НА ДЕБІТ СВЕРДЛОВИНИ
DOI:
https://doi.org/10.31471/1993-9868-2026-2(46)-11-21Ключові слова:
свердловина, дебіт газу, привибійна зона пласта, розширений стовбур свердловини, проникність, експлуатація.Анотація
У роботі досліджено вплив діаметра (радіусу) привибійної зони газоносного пласта на дебіт газової свердловини. Проаналізовано вітчизняні та закордонні дослідження щодо впливу розширення стовбуру свердловини на дебіт газу. Для оцінки продуктивності свердловини використано залежності дебіту газу та розподілу тиску у пласті за лінійного і нелінійного законів фільтрації газу у пористому середовищі. Дослідження виконано для модельної газової свердловини за різних значень коефіцієнта проникності пласта
(1; 5; 10; 20; 30; 40 мД (10-15 м2)) та радіусу свердловини (0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; 0,7; 0,8; 0,9; 1; 1,5; 2; 3; 4 м). Результати досліджень наведені у таблиці та зображено у вигляді графічних залежностей дебіту газу та розподілу тиску у пласті від досліджуваних параметрів (радіусу свердловини, проникності пласта). Встановлено, що із збільшенням радіусу свердловини зростає дебіт газу незалежно від проникності пласта, причому темп приросту дебіту газу є вищим для пластів з більшою проникністю. Показано, що за нелінійного закону фільтрації дебіт газу є меншим порівняно з лінійним законом через додаткові втрати тиску, пов’язані з інерційними силами. За результатами статистичної обробки розрахункових даних визначено оптимальні значення радіуса свердловини для пластів різної проникності. Встановлено, що оптимальне значення радіусу привибійної зони зменшується із збільшенням проникності пласта і для досліджуваних умов становить 0,57 – 0,611 м. Отримані результати підтверджують доцільність розширення стовбура свердловини в зоні продуктивного пласта як ефективного способу підвищення дебіту газу та покращення гідродинамічного зв’язку пласта із свердловиною.
Завантаження
Посилання
1. Kondrat, R. M., & Khaidarova, L. I. (2020). Doslidzhennia vplyvu hravyinoi nabyvky u vidkrytomu stovburi na produktyvnu kharakterystyku sverdlovyny [Study of the influence of openhole gravel pack on well productivity performance]. Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Hazovykh Rodovyshch, (4(77)), 16–22. https://doi.org/10.31471/1993-9973-2020-4(77)-16-22 (in Ukrainian)
2. Kondrat, R. M., & Matiishyn, L. I. (2023). Doslidzhennia vplyvu hravyinoho filtra u perforovanii ekspluatatsiinii koloni na produktyvnu kharakterystyku sverdlovyny [Study of the influence of a gravel pack in a perforated casing on well productivity performance]. Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Hazovykh Rodovyshch, (1(86)), 38–45. https://doi.org/10.31471/1993-9973-2023-1(86)-38-45 (in Ukrainian)
3. Kondrat, R. M., & Matiishyn, L. I. (2023). Doslidzhennia vplyvu vodnoho faktora na produktyvnu kharakterystyku sverdlovyny z hravyinym filtrom [Study of the influence of the water factor on the productivity performance of a well with a gravel pack]. Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Hazovykh Rodovyshch, (2(87)), 51–58. https://doi.org/10.31471/1993-9973-2023-2(87)-51-58 (in Ukrainian)
4. Kondrat, R. M., Dremlukh, N. S., & Matiishyn, L. I. (2025). Increasing the efficiency of watered gas wells operation by the natural flow method. Journal of Achievements in Materials and Manufacturing Engineering, 129(2), 49–60. https://doi.org/10.5604/01.3001.0055.2752
5. Jones, C., Tollefsen, M., Somerville, J. M., & Hutcheon, R. (2005). Prediction of skin in openhole sand control completions. Paper presented at the SPE European Formation Damage Conference, Scheveningen, The Netherlands. https://doi.org/10.2118/94527-MS
6. Syed, F. I., & et al. (2016). Successful application of a mechanistic coupled wellbore - reservoir dynamic simulation model to history match and plan cleanup operation of long horizontal wells. Paper presented at the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE. https://doi.org/10.2118/183190-MS
7. Qin, X., & et al. (2020). Mechanical behavior of thermosensitive screen applied for wellbore collapse. Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Virtual. https://doi.org/10.2118/201581-MS
8. Hasan, A. R., & et al. (2024). Estimating near-wellbore cooling due to drilling circulation and its effect on drill stem test. Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA. https://doi.org/10.2118/221068-MS
9. Otaibi, S., & et al. (2025). Unlocking the well potential with a novel solids-free acid diverter system in Middle Eastern stimulation operations. Paper presented at the SPE Conference at Oman Petroleum & Energy Show, Muscat, Oman. https://doi.org/10.2118/224885-MS
10. Raza, M., & et al. (2025). Reviving the production potential of a severely damaged, sub-hydrostatic gas well using a novel solids-free acid diverter system: Case study from the Middle East. Paper presented at the Middle East Oil, Gas and Geosciences Show (MEOS GEO), Manama, Bahrain. https://doi.org/10.2118/227632-MS
11. Kondrat, R. M., Kondrat, O. R., & Matiishyn, L. I. (2023). Rozrobka ta ekspluatatsiia hazovykh i hazokondensatnykh rodovyshch [Development and operation of gas and gas condensate fields] (Textbook). Foliant. (in Ukrainian)
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2026 Нафтогазова енергетика
TЦя робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution-ShareAlike 4.0 International License.
.png)
1.png){kind=logo}
