Pages Navigation Menu

ISSN 2227-6017 (ONLINE), ISSN 2303-9868 (PRINT), DOI: 10.18454/IRJ.2227-6017
ЭЛ № ФС 77 - 80772, 16+

DOI: https://doi.org/10.23670/IRJ.2020.101.11.042

Скачать PDF ( ) Страницы: 56-63 Выпуск: № 11 (101) Часть 2 () Искать в Google Scholar
Цитировать

Цитировать

Электронная ссылка | Печатная ссылка

Скопируйте отформатированную библиографическую ссылку через буфер обмена или перейдите по одной из ссылок для импорта в Менеджер библиографий.
Гасумов Э. Р. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ И ПЕРЕВОД ЕЕ В СТАДИЮ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА / Э. Р. Гасумов, В. М. Велиев, Р. А. Гасумов // Международный научно-исследовательский журнал. — 2020. — № 11 (101) Часть 2. — С. 56—63. — URL: https://research-journal.org/earth/ocenka-effektivnosti-raboty-ekspluatacionnoj-gazovoj-skvazhiny-i-perevod-ee-v-stadiyu-kapitalnogo-remonta/ (дата обращения: 13.06.2021. ). doi: 10.23670/IRJ.2020.101.11.042
Гасумов Э. Р. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ И ПЕРЕВОД ЕЕ В СТАДИЮ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА / Э. Р. Гасумов, В. М. Велиев, Р. А. Гасумов // Международный научно-исследовательский журнал. — 2020. — № 11 (101) Часть 2. — С. 56—63. doi: 10.23670/IRJ.2020.101.11.042

Импортировать


ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ И ПЕРЕВОД ЕЕ В СТАДИЮ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
И ПЕРЕВОД ЕЕ В СТАДИЮ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

Научная статья

Гасумов Э.Р.1, Велиев В.М.2, Гасумов Р.А.3, *

1 Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Баку, Азербайджан;

2 Азербайджанский Технический Университет, Баку, Азербайджан;

3 Северо-Кавказский Федеральный Университет, Ставрополь, Россия

* Корреспондирующий автор (R.Gasumov[at]yandex.ru)

Аннотация

В статье рассмотрены причины остановки эксплуатационных газовых скважин (ЭГС) и подходы по прогнозированию критических параметров в них для оценки необходимости перевод в стадии капитального ремонта. Изложены подходы обоснования и оценки влияния критических значений параметров ПЗП на работу ЭГС для прогнозирования времени остановки скважин. Рассмотрены геологические, технологические и аналитические этапы по переводу скважин в КРС. Изложены основные критерии, по которым выполняется оценка эффективности работы ЭГС и необходимости перевода скважины в программу проведения КРС, являющейся совокупность геолого-технических, геолого-промысловых и производственных параметров, характеризующих состояние ПЗП, эксплуатационных скважин и газосборной сети.

Рассчитаны значения пороговых давлений для сеноманского продуктивного пласта, присвоены значения кодов геологического состояния скважин по пластовому давлению. Приведены первичные исходные данные для расчета прогнозных дебитов скважин и срока их работы с рентабельным уровнем дебитов ЭГС.

Определены условия выбора скважин для проведения успешного КРС с учетом величины текущего пластового давления, позволяющего при требуемой депрессии не допустить выпадения ретроградного конденсата в ПЗП. Планирование скважин при переходе в КРС рекомендуется осуществлять в три этапа: геологический, технологический и аналитический. Изложены главные критерии выбора скважин для проведения КРС, позволяющие получение потенциальных супер-, высоко- и средних дебитов скважин. Прогноз дебитов газовых скважин необходимо проводить для объективной оценки результатов КРС. Сопоставление прогнозных и фактических данных о продуктивности скважины дает реальную возможность выявить причины несопоставимых, в том числе низких дебитов, и наметить мероприятия для получения оптимальных дебитов.

Ключевые слова: скважина, дебит, депрессия, ПЗП, водопроявления, газовые месторождения, КРС, ФЕС, разработка месторождений.

EVALUATION OF THE PERFORMANCE OF DEVELOPMENT GAS WELLS AND THEIR TRANSITION
TO THE STAGE OF WORKOVER OPERATIONS

Research article

Gasumov E.R.1, Veliev V.M.2, Gasumov R.A.3, *

1 Azerbaijan State Oil and Industry University, Baku, Azerbaijan;

2 Azerbaijan Technical University, Baku, Azerbaijan;

3 North-Caucasus Federal University, Stavropol, Russia

* Corresponding author (R.Gasumov[at]yandex.ru)

Abstract

The article discusses the reasons for a development gas well shutdown and approaches to predicting critical parameters in them to assess the need for a major workover. The paper describes the methods of substantiation and evaluation of the impact of critical values of the hole-bottom region parameters on the operation of development wells for predicting the time of the shutdown. The article details the geological, technological and analytical stages of converting the wells to workover. The article contains the main criteria for evaluating the efficiency of the development wells and the need to transfer the wells to the program for conducting the workover, which is a set of geological-technical, geological-industrial and production parameters that characterize the state of the hole-bottom region, production wells and the gas-collection systems.

During the research, the values of threshold pressures for the Сenomanian productive strata were calculated and the values of codes for the geological state of wells for reservoir pressure were assigned. The article gives the primary source data for calculating the forecast for the well flow rates and their operating life with a cost-effective level of the development well flow rates.

The current article determines the conditions for selecting the wells for a successful workover, taking into account the current reservoir pressure, which makes it possible to prevent the retrograde condensate formation in the hole-bottom region with the required pressure drawdown. It is recommended to plan the transition to the well workover in three stages: geological, technological and analytical. The paper describes the main criteria for the selection of wells for the workover, which enables the obtainment of potential super, high and medium well flow rates. The forecasting of gas well flow rates should be carried out for an objective assessment of the results of the workover. The comparison of inferred and actual data on well productivity provides a real opportunity to identify the causes of disparate and low flow rates, and plan measures to obtain optimal flow rates.

Keywords: well, flow rate, pressure drawdown, hole-bottom region, water ingress, gas fields, workover, reservoir porosity and permeability, reservoir engineering. 

Введение

В процессе разработки газоконденсатных месторождений (ГКМ) происходит постоянное изменение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта, которые, в свою очередь, влияют на динамику добычи газа, что создает необходимость учет взаимовлияния скважин в динамике.

Основной проблемой эксплуатации сеноманских газовых скважин месторождений Крайнего Севера является скопление конденсационной жидкости на забое и в насосно-компрессорных трубах (НКТ) из-за снижения дебитов ниже критических, необходимых для выноса жидкости. Исследования показали, что зависимость темпов накопления воды в стволе и ПЗП скважин, как правило, имеет экстремальный характер. При небольших дебитах конденсация паров незначительна, и накопления не происходит, а при высоких – вся конденсирующаяся вода выносится на поверхность. При эксплуатации с дебитами, не обеспечивающими вынос жидкости из ПЗП, происходит выпадение конденсационной воды в стволе скважины, что приводит к увеличению столба жидкости на 1,5 – 2,5 м/cyт – для НКТ Ø168 мм, вызывающему еще более интенсивное выпадение конденсационной воды. Увеличение столба жидкости приводит к уменьшению дебита и остановке скважины (самозадавливанию). Величина минимального дебита, обеспечивающего установившийся вынос жидкости из скважины, должна быть не менее 310 тыс. м3/сут (для пластового давления 3,97 МПа, НКТ Ø168 мм, депрессии 0,1 – 0,15 МПа).

Важным является расчет по данным гидродинамических исследований (ГДИ) скважин прогнозных критических параметров, определяющих необходимость перевода эксплуатационных скважин в стадию капитального ремонта, с выявлением прогнозных параметров скважин (дебита, величин пластового давления по зонам дренирования скважин, проницаемости, пористости, эффективной толщины и др.).

Материалы и методы исследований. Методы системного подхода, систематизации и анализа информации, статистической обработки результатов испытаний, прогнозирования, кластерный, факторный и корреляционный анализ, методы аппроксимации таблично заданных функций и компьютерные методы обработки табличных данных, методы математического моделирования на основе уравнений нефтегазовой гидромеханики. Использовались методы теории фильтрации, математической статистики и теории аппроксимации табличных функций с использованием программных средств. Расчеты критических значений параметров ПЗП осуществляются, как по данным ГДИ скважин во времени, так и по накопленной за прошлые годы эксплуатации геолого-промысловой информации (ГПИ) по скважинному фонду месторождения.

Результаты исследований и их обсуждения. Основными критериями, по которым выполняется оценка эффективности работы ЭГС и необходимости перевода скважины в КРС, является совокупность геолого-технических, геолого-промысловых и производственных параметров, характеризующих состояние ПЗП, эксплуатационных скважин и газосборной сети. К числу таких параметров относятся: пластовое давление в зоне дренирования скважины (f1); коэффициент изменения депрессии (f2); коэффициент продуктивности скважины (f3); коэффициент пористости пород-коллекторов (f4); проницаемость пород-коллекторов (f5); период самозадавливания скважины (f6); минимальный дебит скважины, обеспечивающий вынос жидкости с забоя (f7); запас температур над температурой гидратообразования (f8); межколонное давление (f9); ожидаемый срок рентабельной работы скважины (f10); остаточный ресурс прочности обсадной колонны (f11); время обводнения скважины (f12).

Каждый из приведенных параметров задается в нормированном виде (-1; 0; +1), где код –1 характеризует близкое к критическому значению оцениваемого параметра, код 0 – умеренное значение оцениваемого параметра и код +1 – далекое от критического значение оцениваемого параметра. Пример обработки данных о технологических режимах работы скважин сеноманского продуктивного горизонта Ямбургского ГКМ (ЯГКМ), представлен в таблице 1.

Можно предоставить аппроксимирующую функцию в виде

01-12-2020 12-37-55    (1)

где α и β –коэффициенты зависимости, вычисляются методом наименьших квадратов, МПа/тыс.м3 и МПа; Рпл- пластовое давление, МПа; Vнакопл – известные объемы отобранного газа, тыс. м3.

 

Таблица 1 – Динамика пластового давления сеноманских скважин ЯГКМ в зависимости
от накопленного объема добычи

Номер скважины Пластовое давление, МПа Среднесуточный дебит скважины, тыс. м3/сут Накопленный объем добычи (Vнакопл), тыс. м3 Коэффициенты зависимости
α, МПа/тыс.м3 β, МПа
1011 1,213 52,02 4786,21 –0,51∙10–5 1,237
1,191 57,00 9973,21
1,150 53,00 14796,21
1,144 51,00 19488,21
1012 1,251 119,40 10984,73 –0,42∙10–5 1,296
1,208 126,00 22450,73
1,160 53,00 27273,73
1,172 52,00 32057,73

 

После определения коэффициентов α и β вычисляется значение прогнозного пластового давления Pпл прогн на следующий квартал по формуле (1).

Для распределения скважин по трем группам в соответствии с их пластовым давлением необходимо ввести градацию по кодам геолого-промыслового состояния скважин. Для этого применяются два пороговых значения пластового давления01-12-2020 12-38-06.

01-12-2020 12-38-19    (2)

01-12-2020 12-38-31     (3)

где Pmin – минимальное значение пластового давления по исследуемому объекту, атм; Pmax – максимальное значение пластового давления по исследуемому объекту, атм; αпл и βпл – параметры, принимающие значения от 0 до 1 и задаваемые газодобывающей предприятием (ГДП), осуществляющей разработку месторождений.

Заметим, что пороговые значения пластовых давлений 01-12-2020 12-42-36 и 01-12-2020 12-42-54 могут задаваться не только по формулам (2) и (3), но и на основе экспертных оценок ГДП.

Высокое (+1) значение параметра f1 (кода геолого-промыслового состояния), характеризующего падение пластового давления, присваивается скважинам, у которых в зонах дренирования прогнозное пластовое давление
Pпл прогн выше порогового значения 01-12-2020 12-42-54 по объекту [2]. Среднее значение (0) кода геолого-промыслового состояния присваивается скважинам, у которых в зонах дренирования прогнозное пластовое давление Pпл прогн ниже 01-12-2020 12-42-54, но выше 01-12-2020 12-42-36 и низкий (–1) код геолого-промыслового состояния присваивается скважинам, у которых в зонах дренирования прогнозное пластовое давление Pпл прогн ниже первого порогового значения 01-12-2020 12-42-36  по месторождению.

Рассчитанные значения пороговых давлений для рассматриваемого сеноманского продуктивного пласта ЯГКМ при 01-12-2020 12-45-55 приведены в таблице 2, используя эти данные, могут быть присвоены значения кодов геологического состояния скважин по пластовому давлению.

Таблица 2 – Значения пороговых давлений сеноманской залежи ЯГКМ

Номер УКПГ Параметр
 01-12-2020 12-48-19 01-12-2020 12-48-27  01-12-2020 12-42-36  01-12-2020 12-42-54
1 9,95 28,87 16,26 22,56
2 9,05 20,34 12,81 16,58
3 8,91 13,72 10,51 12,12
4 10,15 48,81 23,04 35,92
5 7,50 17,49 10,83 14,16
6 8,39 25,86 14,21 20,04
7 9,40 46,59 21,80 34,19
8 31,96 77,22 47,05 62,13
9 100,50 103,51 101,50 102,51
10 89,23 104,49 94,32 99,40

 

Линейная аппроксимация проводилась по четырем точкам, чтобы повысить точность аппроксимации, рекомендуется брать данные работы скважин за три года, что позволит использовать 12 точек для проведения расчетов.

Оценка коэффициента изменения депрессии заключается в определении депрессии при текущих пластовых условиях и сравнении ее с депрессией при коэффициентах A и B, характеризующих состояние ПЗП предыдущих исследований ГДИ.

Определяется депрессия ΔP1 при текущих и ΔP2 (измеренных во время предыдущих ГДИ при текущих значениях пластового давления и дебита) при фильтрационных сопротивлений значениях коэффициентов A и B по формуле

01-12-2020 12-51-01     (4)

01-12-2020 12-51-09    (5)

где Pпл – пластовое давление на момент проведения ГДИ, МПа; A1 и A2 (на момент предыдущих исследований) – коэффициенты A на момент исследований, МПа2/(тыс. м3/сут); B1 и B2 (на момент предыдущих исследований) – коэффициент B на момент исследований, МПа2/( тыс. м3/сут)2;  Q– дебит на момент исследований, тыс. м3/сут.

Величина коэффициента изменения депрессии определяется

01-12-2020 12-51-19     (6)

Если Kид больше 100 %, говорит о том, что на скважине для получения того же дебита необходима большая депрессия, т.е. произошло ухудшение проницаемости ПЗП.

Значение параметра f2, характеризующего изменение ФЕС, присваивается скважинам: высокое (+1), у которых Kид ≤100%; среднее (0) у которых 100%< Kид ≤150%; низкое (–1) у которых Kид >100%.

Промысловые данные об изменении депрессии по скважинам (результаты ГДИ за несколько лет) позволили установить следующее: на 72 % скважин депрессия изменилась в меньшую сторону или осталась на прежнем уровне; 19 % скважин показали увеличение депрессии до 1,5 раз; 9 % скважин показали резкое увеличение значений депрессии более чем в 1,5 раза. Учитывая нелинейный характер фильтрационных процессов в пласте, коэффициент продуктивности определяется

01-12-2020 12-54-05   (7)

где Q – дебит скважины, тыс.м3/сут; Pпл – давление газа в пласте на контуре питания, МПа; Pзаб – давление на забое скважины, МПа.

Найденные значения 01-12-2020 12-54-52 в совокупности с весовыми параметрами αпр и βпр позволяют рассчитать нижнее и верхнее пороговые значения  01-12-2020 12-55-01 коэффициента продуктивности

01-12-2020 12-55-09      (8)

01-12-2020 12-55-15      (9)

Параметры αпр и βпр принимают значения от 0 до 1 (задаются ГДП осуществляющей разработки месторождений).

Скважины, у которых значение коэффициента продуктивности f3: если меньше нижнего порогового значения
(01-12-2020 13-00-20) относятся к низкопродуктивным и присваивается значение параметра – высокое (+1); если лежит между нижним и верхним пороговыми значениями (01-12-2020 13-01-14) относятся к среднепродуктивным и м присваивается значение параметра – среднее (0); если превышает верхнее пороговое значение (01-12-2020 13-01-26) относятся к высокопродуктивным и присваивается значение параметра – низкое (–1). Порядок присвоения значений параметру f3 обусловлен тем, что в стадию КРС ремонта следует выводить в первую очередь те скважины, которые после проведения ремонтных работ дадут быструю окупаемость и увеличение прибыли. Проведение КРС с высоким коэффициентом продуктивности потенциально обеспечит более высокий экономический эффект, чем ремонт скважин с низким коэффициентом продуктивности.

Для контроля за состоянием скважин с наличием межколонных давлений (МКД) вводится параметр f9. Предельно допустимая величина МКД (01-12-2020 13-01-53) на скважинах конкретного месторождения определяется проектами на разработку месторождений.

Скважины, для которых МКД (Pмк): если превышает верхнее пороговое значение 01-12-2020 13-02-20 относятся к скважинам с высокими межколонными проявлениями и присваивается значение параметра – низкое (–1) f9. Скважины с низким значением параметра f9, межколонное давление которых ниже предельно допустимой величины 01-12-2020 13-01-53, следует эксплуатировать по проектным конструкциям и по проектным схемам обвязки устья. В скважинах, МКД которых превышает предельно допустимую величину 01-12-2020 13-01-53, эксплуатацию или мероприятия по снижению величины давления следует проводить согласно действующему на месторождении регламенту.

Скважины, для которых МКД Pмк лежит между нижним и верхним пороговыми значениями (01-12-2020 13-03-00) относятся к скважинам со средними межколонными проявлениями. Им присваивается среднее (0) значение параметра f9. Скважины, для которых МКД Pмк меньше нижнего порогового значения (01-12-2020 13-06-30) относятся к скважинам с низкими межколонными проявлениями. Им присваивается высокое (+1) значение параметра f9.

Первичными исходными данными для расчета прогнозных дебитов скважин и срока их работы с рентабельным уровнем дебитов служат накопленные за прошлые годы ежемесячные эксплуатационные рапорта и два следующих, назначаемых специалистами предприятия, параметра. Это минимальный рентабельный дебит 01-12-2020 13-06-53 (тыс. м3/сут.) для скважин данного предприятия в текущем году и базисная величина Q0 (тыс. м3/сут.) для расчета нормированных дебитов. В качестве Q0 может быть выбрано максимальное значение среднесуточного дебита по месторождению.

Вначале для каждой скважины заполняется сводная таблица, динамики безразмерного среднесуточного дебита скважины 01-12-2020 13-13-16 , сгруппированного по годам наблюдения. В этой же таблице приводятся рассчитанные значения среднегодовых, максимальных и минимальных годовых значений дебитов скважины. Далее, для среднегодовых 01-12-2020 13-13-25, минимальных 01-12-2020 13-13-37 и максимальных 01-12-2020 13-13-45 дебитов строится уравнение тренда. В частности, динамика дебита скважины достаточно хорошо аппроксимируется экспоненциальным трендом с полиномом третьей степени в показателе

01-12-2020 13-18-08    (10)

Для определения параметров a, α, β, и γ тренда выполним логарифмирование уравнения (10)

01-12-2020 13-18-14     (11)

что позволяет использовать метод наименьших квадратов.

Вычисляя значения логарифмов 01-12-2020 13-18-34, и определяя коэффициенты разложения (11) в каждом случае, находим уравнения для расчета прогнозных дебитов 01-12-2020 13-18-58.

Ожидаемый срок службы 01-12-2020 13-19-07 скважины с дебитами, выше минимально рентабельного 01-12-2020 13-19-20 вычисляют по кубическому уравнению

01-12-2020 13-23-46      (12)

где 01-12-2020 13-19-20 – безразмерное значение рентабельного дебита (01-12-2020 13-24-06).

Уравнение (10) также позволяет получить прогнозную оценку объема 01-12-2020 13-24-14 добычи газа за срок рентабельной службы скважины

01-12-2020 13-25-58     (13)

где 01-12-2020 13-27-28  – номер последнего года наблюдения за скважиной; 01-12-2020 13-27-39 – номер прогнозного года, в котором дебит скважины ещё остается выше минимально рентабельного.

Результаты пример расчетов привело к значению 01-12-2020 13-27-52 лет, значит, продолжительность рентабельной службы скважины равна 6 лет и на ней нет необходимости проводить КРС. Прогнозная оценка объема 01-12-2020 13-28-09 добычи газа за срок рентабельной службы скважины равна 01-12-2020 13-28-20.

Процедуру обработка промысловых данных о дебитах ЭГС, формирование таблиц, расчеты времени рентабельной работы скважины и ожидаемой добычи газа за срок рентабельной работы были автоматизированы с помощью разработанной Программы для ЭВМ «Прогноз производительности скважин на основании аппроксимации накопленных данных по дебитам», выполняющая все перечисленные действия [3].

В соответствии с построенными прогнозами определяется код геолого-промыслового состояния скважины (f10) по времени рентабельной работы. Высокое (+1) значение параметра f10, характеризующего ожидаемый срок работы скважины с дебитом выше минимально рентабельного, присваивается скважинам, у которых 01-12-2020 13-32-17 Среднее значение (0) присваивается скважинам, у которых 01-12-2020 13-32-26 и низкое (–1) присваивается скважинам, у которых 01-12-2020 13-32-35.

В соответствии с рассчитанным временем достижения критических значений остаточной прочности обсадных колонн и критического значения остаточного ресурса технического состояния скважин вводится код f11 геолого-промыслового состояния скважины.

Высокое (+1) значение параметра f11, характеризующего остаточный ресурс прочности обсадной колонны скважины, присваивается скважинам, у которых 01-12-2020 13-34-59  лет, среднее значение (0), у которых 01-12-2020 13-35-09 и низкое (–1) у которых 01-12-2020 13-35-16.

Параметру f12 присваивается значение (–1), если прогнозное время обводнения скважины меньше одного года, если от одного года до пяти лет, присваивается значение (0), если больше пяти лет, присваивается значение (+1).

В качестве примера выполним расчет времени обводнения условной скважины. Исходные значения уровня ГВК и накопленного отбора газа приведены в таблице 3. Здесь же приведены результаты промежуточных расчетов.

 

Таблица 3 – Сведения об уровне ГВК и накопленном отборе газа условной скважины
(Интервал перфорации 1095 – 1133 м)

Периодичность замера (через), год Уровень ГВК, м Накопленный отбор, млн. м3 Результат промежуточных вычислений
квадрат накопленного отбора,

(млн.м3)2

произведение накопленного отбора газа и уровня ГВК (млн.м3∙м)
1 1142,0 874 763876 998108
2 1139,2 913 833569 1040090
3 1136,8 961 923521 1092465
4 1135,2 1003 1006009 1138606
5 1133,5 1056 1115136 1196976
Сумма 5686,7 4807 4642111 5466244

 

Сопоставляя найденные значения накопленных отборов газа, соответствующие началу обводнения скважины (01-12-2020 13-38-48) и ее полному обводнению (01-12-2020 13-38-39) с планами планам отбора газа из скважины, можно оценить время начала и конца обводнения скважины и рассчитать код f11 геолого-промыслового состояния скважины.

По результатам вычисленных значений кодов геолого-промыслового состояния скважины f1 f12 формируется диагностическая карта скважины. В нее заносятся текущие значения геолого-технических, геолого-промысловых и экономических параметров f1 f12, характеризующих состояние ПЗП, эксплуатационных скважин и газосборной сети, а также прогнозное время достижения критических значений этих параметров.

Для параметров f2 f9 прогнозные значения не рассчитываются, а указываются только текущие значения этих параметров для данной скважины.

По данным диагностической таблицы вычисляется итоговая рейтинговая оценка технического и геолого-промыслового состояния скважины по формуле

01-12-2020 13-37-41     (14)

где fi – нормированные значения параметров (–1, 0, +1); 01-12-2020 13-38-12 – весовые коэффициенты параметров, утверждаемые главными специалистами газодобывающего предприятия.

Заметим, что точные значения весовых коэффициентов 01-12-2020 13-38-12 зависят от конкретных условий месторождения, на которых может быть различная специфика влияния параметров f1 f12 на выбор скважин – кандидатов на КРС. По этой причине весовые множители 01-12-2020 13-38-12 для скважин каждого конкретного месторождения должны задаваться газодобывающей компанией. Единственные ограничения, накладываемые на эти множители, связаны с необходимостью адекватного отображения степени значимости параметров f1 f12 в качестве критериев перевода скважины в стадию капитального ремонта и с неизменностью множителей 01-12-2020 13-38-12 для всех скважин данного конкретного месторождения.

Примерные значения весовых коэффициентов 01-12-2020 13-38-12 параметров скважины и ПЗП приведены в таблице 4. Рассчитанный по формуле (14) рейтинг скважины для значений параметров fi рекомендуется включение в план проведения КРС.

Таблица 4 – Примерные значения весовых коэффициентов параметров скважины и ПЗП

Параметр fi Весовой коэффициент
f1 – пластовое давление в зоне дренирования скважины 10
f2– коэффициент изменения депрессии 8
f3– коэффициент продуктивности скважины 15
f4– коэффициент пористости пород-коллекторов 3
f5– проницаемость пород-коллекторов 3
f6– период самозадавливания скважины 8
f7– минимальный дебит скважины, обеспечивающий вынос жидкости с забоя 15
f8– запас температур над температурой гидрато-образования 7
f9– межколонные давления 20
f10 – ожидаемый срок рентабельной работы скважины 5
f11 – остаточное время эксплуатации обсадной колонны 6
f12 – время полного обводнения скважины 4

 

Геолого-технические мероприятия по переводу скважин в стадию КРС планируются для выполнения плановых заданий по добыче газа и конденсата, охраны природных ресурсов и недр, а также замены вышедших из строя элементов конструкции скважин и ликвидации аварий со скважинным оборудованием и исследовательскими приборами в скважинах [4], [5], [7].

Планирование скважин при переходе в КРС рекомендуется осуществлять в три этапа: геологический, технологический и аналитический.

Основной задачей геологического этапа является построение пространственной геолого-промысловой модели участка месторождения (залежи, пласта) в районе планируемой для КРС скважины и адаптация ее к реальным условиям эксплуатации. На представляемой модели должны быть показаны: детальная корреляция продуктивного пласта (пластов) с граничащими пропластками и коллекторами и характеристикой класса коллекторов; детальные геологические профили продуктивного пласта через планируемую скважину или куст с нанесением положения контактов ГВК, ГНК, ВНК, интервала (интервалов) перфорации; структурные карты или карты поверхности кровли и подошвы коллекторов планируемого объекта с нанесением внешнего и внутреннего контуров газо- нефтеносности, зон выклинивания или фациального замещения пластов, а также положения тектонических нарушений (при их наличии); карты общих, эффективных газо- нефтегазонасыщенных толщин; глубина залегания, литологический и вещественный состав пород объекта, минеральный состав зерен скелета, цемента пор, глинистость, карбонатность; структура порового пространства пласта; фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов – пористость, проницаемость, нефте-, газо- и водонасыщенность; количественная оценка неоднородности продуктивных пластов, расчлененности, прерывистости, песчанистости, изменчивости, проницаемости; величина удельного газонасыщенного объема пласта (произведение эффективной толщины на эффективную пористость и газо- нефтенасыщенность); плотность промышленных запасов на участке (первоначальная, текущая); коэффициент проницаемости (первоначальный, текущий), скин-эффект; характеристика залежи (положение ГВК, ВНК, пластовое давление в продуктивной и законтурной областях (начальное, текущее), режим залежи, карта изобар, характеристика газа, конденсата, нефтяной оторочки, температура пласта, давление ретроградной конденсации, насыщения нефти газом); свойства пластовых флюидов, газонасыщенность, содержание парафина в конденсате; гидрогеологическая характеристика водопритоков, химический состав конденсационной, пластовой воды.

На технологическом этапе на основе анализа полученных данных производится: определение добывных возможностей участка (зоны) планируемой для КРС скважины; оценка технологических показателей эксплуатации планируемой скважины; установление газоотдающих интервалов; газогидродинамические исследования во времени; оценка динамики обводнения скважины, текущих отборов и изменения продуктивности скважины; установление связи между обводненностью и пластовым пескопроявлением; построение зависимости, характеризующей геолого-технологические условия эксплуатации скважин; оценка темпов обводнения и прогноз работы эксплуатационных скважин.

Основной задачей аналитического этапа является установление степени отработки и категорийности остаточных запасов газа в районе планируемой для КРС скважины, разработка комплекса технологических мероприятий: построения геолого-статистического разреза возможности подключения продуктивных интервалов и целиков в разработку; оценки текущей газонасыщенности продуктивного пласта в районе исследуемой скважины комплексом ГИС; разработки рекомендаций комплекса технологических мероприятий по воздействию на пласт; расчета потребности в специальном оборудовании, агентах воздействия на пласт; обоснования уровня добычи газа и закачки агентов воздействия на период проведения КРС.

Заключение: Одним из основных критериев для выбора скважин с целью проведения в них ремонтных работ являются коэффициенты продуктивности пластов по соседним скважинам, фильтрационные коэффициенты уравнения притока, позволяющие рассчитать прогнозный рабочий дебит скважин.

Условием выбора скважин для проведения успешного КРС является величина текущего пластового давления, позволяющая при требуемой депрессии не допустить выпадения ретроградного конденсата в призабойной зоне и получить минимальный рабочий дебит скважины 100 – 120 тыс. м3/сут и температуру на устье скважины выше 14оС.

Предварительная оценка целесообразности перевода скважин в стадию капитального ремонта позволяет сравнительно просто определить очередность остановки скважин, выявить из них, требующие незамедлительного ремонта и (или) ремонта по истечению некоторого промежутка времени. Кроме того, указанная оценка позволит оценить эффективность ремонтных работ, оптимизировать планы проведения ремонтных работ, уменьшить затраты в связи с аварийным выходом скважин из строя.

Конфликт интересов

Не указан.

Conflict of Interest

None declared.

Список литературы / References

  1. Гасумов Р.А. Исследования режимы движения газожидкостных потоков применительно к условиям эксплуатации обводяющихся газовых скважин / Р.А. Гасумов, Э.Р. Гасумов // Наука. Инновации. Технологии. 2020. №2. С. 7-26.
  2. Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей / Г.Э. Одишария, А. А. Точигин. М.: ВНИИгаз. 1998. 398 с.
  3. Гасумов Р.А. Среднесрочный прогноз дебитов добывающих скважин в среде MS Excel / Р.А. Гасумов, В. А. Толпаев, К. С. Ахмедов, И. А. Винниченко //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. №  2012. С. 32-36.
  4. Уолллис Г. Одномерные двухфазные течения / Г. Уолллис. М.: Мир. 1972. 440с.
  5. Гасумов Р.А. Исследование потери давления при движении газожидкостных потоков в вертикальных трубах / Р.А. Гасумов, И.С. Шихалиева, И.И. Искандерова // Наука. Инновации. Технология. 2016. № 3. С.165-176.
  6. Карнаухов В.Л. Современные методы гидродинамических исследований скважин / В.Л. Карнаухов, Е.М. Пьянкова. М.: Инфра-Инженерия. 2010. 432 с.
  7. Гасумов Р.А. Аппроксимационные математические модели эксплуатационных свойств газовых скважин и их применение к расчетам прогнозных дебитов / Р.А. Гасумов, В.А. Толпаев, К.С. Ахмедов и др. // Нефтепромысловое дело. 2019. № 5 (005). С. 53-59.

Список литературы на английском языке / References in English

  1. Gasumov R. A. Issledovanija rezhimy dvizhenija gazozhidkostnyh potokov primenitel’no k uslovijam jekspluatacii obvodjajushhihsja gazovyh skvazhin [Research modes of movement of gas-liquid flows in relation to the operating conditions of water-filled gas wells] / R. A. Gasumov, E. R. Gasumov // Nauka. Innovacii. Tehnologii [Nauka. Innovations. Technologies]. 2020. No. 2. Pp. 7-26. [in Russian]
  2. Odishariya G. E. Prikladnaja gidrodinamika gazozhidkostnyh smesej [Applied hydrodynamics of gas-liquid mixtures] / G. E. Odishariya, A. A. Tochigin. M.: VNIIGAZ. 1998. 398 p. [in Russian]
  3. Gasumov R. A. Srednesrochnyj prognoz debitov dobyvajushhih skvazhin v srede MS Excel [Medium-Term forecast of production well flow rates in MS Excel] / R. A. Gasumov, V. A. Tolpaev, K. S. Akhmedov, I. A. Vinnichenko // Avtomatizacija, telemehanizacija i svjaz’ v neftjanoj promyshlennosti [Automation, telemechanization and communication in the oil industry]. No. 7. 2012. Pp. 32-36. [in Russian]
  4. Wallis G. Odnomernye dvuhfaznye techenija [One-Dimensional two-phase flows] / G. Wallis. M.: Mir. 1972. 440 p.
  5. Gasumov R. A. Issledovanie poteri davlenija pri dvizhenii gazozhidkostnyh potokov v vertikal’nyh trubah [Investigation of pressure loss during the movement of gas-liquid flows in vertical pipes] / R. A. Gasumov, I. S. Shikhalieva, I. I. Iskanderova // Nauka. Innovacii. Tehnologija [Nauka. Innovations. Technology]. 2016. No. 3. Pp. 165-176. [in Russian]
  6. Karnaukhov V. L. Sovremennye metody gidrodinamicheskih issledovanij skvazhin [Modern methods of hydrodynamic research of wells] / V. L. Karnaukhov, E. M. Pyankova. Moscow: Infra-Engineering. 2010. 432 p. [in Russian]
  7. Gasumov R. A. Approksimacionnye matematicheskie modeli jekspluatacionnyh svojstv gazovyh skvazhin i ih primenenie k raschetam prognoznyh debitov [Approximation mathematical models of operational properties of gas wells and their application to calculations of forecast flow rates] / R. A. Gasumov, V. A. Tolpaev, K. S. Akhmedov et al. // Neftepromyslovoe delo [Oilfield business]. 2019. No. 5 (005). Pp. 53-59. [in Russian]

Оставить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Лимит времени истёк. Пожалуйста, перезагрузите CAPTCHA.