CC BY
15
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», №3, 2020
25.00.17 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ
УДК 622.276.66 И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Гасумов P.A. Северо-Кавказский Федеральный университет,
г. Ставрополь, Россия Гасумов Э.Р. Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности», г. Баку, Азербайджан
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ И ПЕРЕВОД ЕЕ В СТАДИЮ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
Введение: 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. Изучены геологические, технологические и аналитические этапы по переводу скважин в капитальный ремонт скважин (КРС).
Материалы и методы
исследований: Изложены подходы обоснования и оценки влияния критических значений параметров ПЗП на работу ЭГС для прогнозирования времени остановки скважин.
Результаты исследования
и их обсуждение : Предоставлены 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. Изложены главные критерии выбора скважин для проведения КРС, позволяющие получение потенциальных супер-, высоко-и средних дебитов скважин.
Выводы: Планирование скважин при переходе в КРС рекомендуется осущест-
влять в три этапа: геологический, технологический и аналитический. 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. Указанная оценка позволит оценить эффективность ремонтных работ, оптимизировать их планы проведения, уменьшить затраты в связи с аварийным выходом скважин из строя.
Ключевые слова: газовая скважина, дебит, депрессия, призабойная зона пласта, филь-трационно-емкостные свойства, водопроявления, капитальный ремонт скважин
North Caucasus Federal University. Stavropol, Russia Azerbaijan State University of Oil and Industry. Baku, Azerbaijan
Estimation of the Efficiency of the Operation of The Production Gas Well and Transfer It to the Stage of Capital Repair
The article discusses the reasons for shutting down production gas wells (PGW) and approaches to predicting the critical parameters in them to assess the need for transfer to the overhaul stage. The geological, technological and analytical stages of transferring wells to well workovers have been studied.
Materials and methods
of the research: The approaches to substantiating and assessing the impact of critical values of the bottom-hole formation zone parameters on the operation of the PGW for predicting the time of well shut-in are presented.
The results of the study
and their discussion: The main criteria are provided for assessing the efficiency of the PGW and the need to transfer the well to the workover program, which is a set of geological, technical, geological and production and production parameters that characterize the state of the bottom-hole formation zone, production wells and gas gathering network. The values of the threshold pressures for the Cenomanian productive formation were calculated, the values of the codes of the geological state of the wells by the formation pressure were assigned. The primary initial data for calculating the predicted flow rates of wells and their period of operation with a profitable level of flow rates of the PGW are presented. The conditions for selecting wells for successful workover have been determined, taking into account the value of the current reservoir pressure, which allows, at the required depression, to prevent the fallout of retrograde condensate in the bottom-hole formation zone. The main criteria for the selection of wells for workover, which allow obtaining potential super-, high- and medium well production rates, are stated.
Conclusions: Well planning during the transition to workover is recommended to be
carried out in three stages: geological, technological and analytical. A preliminary assessment of the feasibility of transferring wells to the overhaul stage makes it relatively easy to determine the sequence of well shut-in, to identify from them that require immediate repair and (or) repair after a certain period of time. This assessment will allow assessing the effectiveness of repair work, optimizing their plans for carrying out, and reducing costs due to emergency failure of wells.
Gasumov R.A. Gasumov E.R.
Introduction:
Key words:
well, flow rate, depression, bottomhole formation zone, water showings, gas fields, workover, reservoir properties, field development
Введение
В процессе разработки газоконденсатных месторождений (ГКМ) происходит постоянное изменение фильтрационно-ем-костных 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/сут - для НКТ 0168 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 0168 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 осуществляЕТСЯ, как по данным ГДИ скважин во времени, так и по на-
копленной 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 ( /, ); коэффициент изменения депрессии ( /;); коэффициент продуктивности скважины ( /i); коэффициент пористости пород-коллекторов {f4y, проницаемость пород-коллекторов ( /i); период са-мозадавливания скважины (/6); минимальный дебит скважины, обеспечивающий вынос жидкости с забоя (/7); запас температур над температурой гидратообразования (/8); межколонное давление (/9); ожидаемый срок рентабельной работы скважины (/ю); остаточный ресурс прочности обсадной колонны (/п); время обводнения скважины (/i2).
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 Ямбург-ского ГКМ (ЯГКМ), представлен в таблице 1.
Можно предоставить аппроксимирующую функцию в виде:
Рпл ^Унакопл ) — Р ~ & ' Кшкопл' ^ ' )
коэффициенты зависимости, вычисляются методом наименьших квадратов, МПа/тыс.м3 и МПа; пластовое давление, МПа; известные объемы отобранного газа, тыс. м3.
После определения коэффициентов а и вычисляется значение прогнозного пластового давления Рш пр0ГН 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 давления P[Jи Р^:
где а и р -
р
1 ИЛ
V
г накопи
Таблица 1. ДИНАМИКА ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ СЕНОМАНСКИХ СКВАЖИН
ЯГКМ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ НАКОПЛЕННОГО ОБЪЕМА ДОБЫЧИ Table 1. Dynamics of reservoir pressure for Cenomanian wells of the Yamburg gas condensate field depending on the accumulated production volume
Номер скважины Пластовое давление, МПа Среднесуточный дебит Накопленный объем добычи (VKa„„), тыс. м3 Коэффициенты зависимости
скважины, тыс. м3/сут а, МПа/тыс.м3 Д 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
= P . +a (P -P )
пл mm пл\ max min/>
P{+)=P -ß (P -P.)
пл max / пл V max mm/'
(2) (3)
где Ртт- минимальное значение пластового давления по исследуемому объекту, атм; Ртах- максимальное значение пластового давления по исследуемому объекту, атм; а|П и Дп - параметры, принимающие значения от 0 до 1 и задаваемые газодобывающей предприятием (ГДП), осуществляющей разработку месторождений.
Заметим, что пороговые значения пластовых давлений могут задаваться не только по формулам (2) и (3), но и на основе экспертных оценок ГДП.
Высокое (+1) значение параметра/1 (кода геолого-промыслового состояния), характеризующего падение пластового давления, присваивается скважинам, у которых в зонах дренирования прогнозное плас-
Таблица 2. ЗНАЧЕНИЯ ПОРОГОВЫХ ДАВЛЕНИЙ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ
ЯГКМ
Table 2. Threshold pressures for Cenomanlan deposit of the Yamburg gas condensate field
НомерУКПГ Параметр
Pmin Ртах РплН р м
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
товое давление 1'1П ||ро||| выше порогового значения Л,/' по объекту [2]. Среднее значение (0) кода геолого-промыслового состояния присваивается скважинам, у которых в зонах дренирования прогнозное пластовое давление 1'1П ||ро||| ниже Л,/', но выше Рш(-1 и низкий (-1) код геолого-промыслового состояния присваивается скважинам, у которых в зонах дренирования прогнозное пластовое давление Рш пр0ГН ниже первого порогового значения Рш( ^ по месторождению.
Рассчитанные значения пороговых давлений для рассматриваемого сеноманского продуктивного пласта ЯГКМ при аш = Дп =1/3 приведены в таблице 2, используя эти данные, могут быть присвоены значения кодов геологического состояния скважин по пластовому давлению.
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 А и В, характеризующих состояние ПЗП предыдущих исследований ГДИ.
Определяется депрессия АР] при текущих и АР2 (измеренных во время предыдущих ГДИ при текущих значениях пластового давления и дебита) при фильтрационных сопротивлений значениях коэффициентов^ и В по формуле:
(4)
(5)
где Рш - пластовое давление на момент проведения ГДИ, МПа;
А1 иЛ2(на момент предыдущих исследований) - коэффициенты А на момент исследований, МПа2/(тыс. м3/сут);
А1 и А2 (на момент предыдущих исследований) - коэффициент В на момент исследований, МПа2/(тыс. м3/сут)2;
О - дебит на момент исследований, тыс. м3/сут.
Величина коэффициента изменения депрессии определяется:
кид = ^лоо% (6)
А Р2
Если Кт больше 100 %, говорит о том, что на скважине для получения того же дебита необходима большая депрессия, т.е. произошло ухудшение проницаемости ПЗП.
Значение параметра^, характеризующего изменение ФЕС, присваивается скважинам: высокое (+1), у которых Кт <100%; среднее (0) у которых 100% < Кт <150%; низкое (-1) у которых Кт > 150%.
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:
пр р2 _ р2
пл заб
где О - дебит скважины, тыс.м3/сут;
Рш - давление газа в пласте на контуре питания, МПа; - давление на забое скважины, МПа.
Найденные значения К™**, К^ и Кс^д в совокупности с весовыми параметрами аир и Д|р позволяют рассчитать нижнее и верхнее пороговые значения К^ и коэффициента продуктивности:
к£=К*+аЛкГ-кТ)> (8)
^(9)
Параметры а||р и Д|р принимают значения от 0 до 1 (задаются ГДП осуществляющей разработки месторождений).
Скважины, у которых значение коэффициента продуктивности /3: если меньше нижнего порогового значения (7<"||р < /^Пр) относятся к низкопродуктивным и присваиваетмся значение параметра - высокое (+1); если лежит между нижним и верхним пороговыми значениями (К^ < Кпр < /<",|р') относятся к среднепродуктивным и м присваивается значение параметра - среднее (0); если превышает верхнее пороговое значение (7<"||р> ¡{¡1р') относятся к высокопродуктивным и присваивается значение параметра - низкое (-1). Порядок присвоения значений параметру /3 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/9. Предельно допустимая величина МКД (1)[','":,х') на скважинах конкретного месторождения определяется проектами на разработку месторождений.
Скважины, для которых МКД (Рж): если превышает верхнее пороговое значение 1'[и/ (/\1К < относятся к скважинам с высокими межколонными проявлениями и присваивается значение параметра -низкое (-1)/9. Скважины с низким значением параметра/9, межколонное давление которых ниже предельно допустимой величины Р^ах), следует эксплуатировать по проектным конструкциям и по проектным схемам обвязки устья. В скважинах, МКД которых превышает предельно допустимую величину Р^ах), эксплуатацию или мероприятия по снижению величины давления следует проводить согласно действующему на месторождении регламенту.
Скважины, для которых МКД Рж лежит между нижним и верхним пороговыми значениями (/}(„/ < Рик < /}(ш') относятся к скважинам со средними межколонными проявлениями. Им присваивается сред-
нее (0) значение параметра/9. Скважины, для которых МКД /\1К меньше нижнего порогового значения (/\1К < 1'{„') относятся к скважинам с низкими межколонными проявлениями. Им присваивается высокое (+1) значение параметра/д.
Первичными исходными данными для расчета прогнозных де-битов 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 Орс11 (тыс. м3/ сут.) для скважин данного предприятия в текущем году и базисная величина О0 (тыс. м3/сут.) для расчета нормированных дебитов. В качестве О0 может быть выбрано максимальное значение среднесуточного дебита по месторождению.
Вначале для каждой скважины заполняется сводная таблица, динамики безразмерного среднесуточного дебита скважины с/(1) = 0(1)/0п, сгруппированного по годам наблюдения. В этой же таблице приводятся рассчитанные значения среднегодовых, максимальных и минимальных годовых значений дебитов скважины. Далее, для среднегодовых с/|0|(/), минимальных ¿/,П||| |0Л(/) и максимальных ¿/,1;|КС |0Л(/) дебитов строится уравнение тренда. В частности, динамика дебита скважины достаточно хорошо аппроксимируется экспоненциальным трендом с полиномом третьей степени в показателе:
= (Ю)
Для определения параметров а, а, и у тренда выполним логарифмирование уравнения (10):
1пЬ(0] =1п а + + (11)
что позволяет использовать метод наименьших квадратов.
Вычисляя значения логарифмов 1п[£/год(/)], 1 п[<;/ ,,,,, , ,л(/)] и Ы[дткс год(0] и определяя коэффициенты разложения (11) в каждом случае, находим уравнения для расчета прогнозных дебитов дТ0Д(/% дшш
шд(0 И £/максшд(0*
Ожидаемый срок службы /рс|| скважины с дебитами, выше минимально рентабельного £/ро„ вычисляют по кубическому уравнению:
r-tL+ß-tln+cc-t-Xn
^рен
v а j
= 0,
где qpeH -
безразмерное значение рентабельного дебита
рен рен/ рен/•
Уравнение (10) также позволяет получить прогнозную оценку объема /рс||) добычи газа за срок рентабельной службы скважины:
^п;^я)=365-е0. Л*365-0, (13)
<п
где /,, - номер последнего года наблюдения за скважиной;
^Рен ~~ номер прогнозного года, в котором дебит скважины
ещё остается выше минимально рентабельного.
Результаты пример расчетов привело к значению ^Рен ~ И лет, значит, продолжительность рентабельной службы скважины равна 6 лет и на ней нет необходимости проводить КРС. Прогнозная оценка объема Уг(/„; /рс||) добычи газа за срок рентабельной службы скважины равна V,(/„; /рс||) «211,3 млн м3.
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 (/10) по времени рентабельной работы. Высокое (+1) значение параметра/10, характеризующего ожидаемый срок работы скважины с дебитом выше минимально рентабельного, присваивается скважинам, у которых /рс|| > 5лет. Среднее значение (0) присваивается скважинам, у которых 2 < /рс|| < 5 и низкое (-1) присваивается скважинам, у которых /рс|| < 2.
В соответствии с рассчитанным временем достижения критических значений остаточной прочности обсадных колонн и критического значения остаточного ресурса технического состояния скважин вводится код /п геолого-промыслового состояния скважины.
Высокое (+1) значение параметра /1Ь характеризующего остаточный ресурс прочности обсадной колонны скважины, присваивается скважинам, у которых Тост > 5 лет, среднее значение (0), у которых 2 < Тост < 5 И низкое (-1) у которых Тост ^ 2.
Параметру/12 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).
Таблица 3. СВЕДЕНИЯ ОБ УРОВНЕ ГВК И НАКОПЛЕННОМ ОТБОРЕ ГАЗА УС-
ЛОВНОЙ СКВАЖИНЫ (ИНТЕРВАЛ ПЕРФОРАЦИИ 1095 - 1133 М) Table 3. Information about gas-water contact level and accumulated gas production of a conditional well (Perforation interval 1095-1133 m)
Периодичность замера (через), Уровень ГВК, Накопленный Результат промежуточных вычислений
год м отбор, млн. м3 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
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.
Сопоставляя найденные значения накопленных отборов газа, соответствующие началу обводнения скважины (Уншк) и ее полному обводнению () с планами планам отбора газа из скважины, можно оценить время начала и конца обводнения скважины и рассчитать код /п геолого-промыслового состояния скважины.
По результатам вычисленных значений кодов геолого-промыслового состояния скважины /, -/12 формируется диагностическая карта скважины. В нее заносятся текущие значения геолого-технических, геолого-промысловых и экономических параметров /, -/12, характеризующих состояние ПЗП, эксплуатационных скважин и газосборной сети, а также прогнозное время достижения критических значений этих параметров.
Для параметров^ - /', 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
Д = (14)
1=1
где / - нормированные значения параметров (-1, 0, +1);
а, - весовые коэффициенты параметров, утверждаемые
главными специалистами газодобывающего предприятия.
Заметим, что точные значения весовых коэффициентов а, зависят от конкретных условий месторождения, на которых может быть различная специфика влияния параметров /, -/12 на выбор скважин - кандидатов на КРС. По этой причине весовые множители а, для скважин каждого конкретного месторождения должны задаваться газодобывающей компанией. Единственные ограничения, накладываемые на эти множители, связаны с необходимостью адекватного отображения степени значимости параметров /, -/12 в качестве критериев перевода скважины в стадию капитального ремонта и с неизменностью множителей а, для всех скважин данного конкретного месторождения.
Примерные значения весовых коэффициентов а, параметров скважины и ПЗП приведены в таблице 4. Рассчитанный по формуле (14) рейтинг скважины для значений параметров / рекомендуется включение в план проведения КРС.
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 [4-7].
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
Таблица 4. ПРИМЕРНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ВЕСОВЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ
ПАРАМЕТРОВ СКВАЖИНЫ И ПЗП
Table 4. Approximate weighting factors for well parameters and bottomhole formation zone
Параметр ^ Весовой коэффициент а,
Ъ - пластовое давление в зоне дренирования скважины 10
Ъ - коэффициент изменения депрессии 8
£ - коэффициент продуктивности скважины 15
Ъ - коэффициент пористости пород-коллекторов 3
/5 - проницаемость пород-коллекторов 3
Ъ - период самозадавливания скважины 8
£ - минимальный дебит скважины, обеспечивающий вынос жидкости с забоя 15
^ - запас температур над температурой гидрато-образования 7
/д - межколонные давления 20
/¡о - ожидаемый срок рентабельной работы скважины 5
^ - остаточное время эксплуатации обсадной колонны 6
/¡2 - время полного обводнения скважины 4
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 водонасыщен-ность; 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 (пер-
воначальный, 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 газоотда-ющих 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.
Выводы
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 14 °С.
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.
Библиографический список
1. Гасумов РА. Исследования режимы движения газожидкостных потоков применительно к условиям эксплуатации обводяющих-ся газовых скважин / Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р. // Наука. Инновации. Технологии. 2020. № 2. С. 7-26.
2. Одишария ПЭ., Точигин А.А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей // М.: ВНИИгаз. 1998. 398 с.
3. Гасумов РА. Среднесрочный прогноз дебитов добывающих скважин в среде MS Excel / Гасумов РА., Толпаев В.А., Ахмедов К.С., Винниченко И.А. //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2012. № 7. С. 32-36.
4. Уолллис Г Одномерные двухфазные течения // М.: Мир. 1972. 440 с.
5. Гасумов РА. Исследование потери давления при движении газожидкостных потоков в вертикальных трубах / Гасумов РА., Шихалиева И.С., Искандерова И.И. // Наука. Инновации. Технология. 2016. № 3. С. 165-176.
6. Карнаухов В.П., Пьянкова Е.М. Современные методы гидродинамических исследований скважин // М.: Инфра-Инженерия. 2010. 432 с.
7. Гасумов РА. Аппроксимационные математические модели эксплуатационных свойств газовых скважин и их применение к расчетам прогнозных дебитов / Гасумов Р.А., Толпаев В.А., Ахмедов К.С., Першин И.М., Гасумов Э.Р. // Нефтепромысловое дело. 2019. № 5 (005). С. 53-59.
References
1. GasumovR.A., GasumovE.R. Investigation of the modes of movement of gas-liquid flows as applied to the operating conditions of bypassing gas wells /Gasumov R.A., Gasumov E.R. //The science. Innovation. Technology. 2020. No. 2. pp. 7-26.
2. Odisharia G. E. Applied hydrodynamics of gas-liquid mixtures. / Od-isharia G. E., Tochigin A. A. // M.: VNIIgaz. 1998. 398 p.
3. Gasumov RA, Tolpaev VA, Akhmedov KS, Vinnichenko IA Medium-term forecast of production well rates in MS Excel // Automation, telemechanization and communication in the oil industry. No. 7. 2012. pp. 32-36.
4. Wallis G. One-dimensional two-phase flows // M.: Mir. 1972. 440 p.
5. Gasumov R.A. Investigation of pressure loss during the movement of gas-liquid flows in vertical pipes. / Gasumov R.A., Shikhalieva I.S., Iskanderova I.I. //The science. Innovation. Technology. 2016. No. 3. pp.165-176.
6. Karnaukhov V.L., Pyankova E.M. Modern methods of hydrodynam-ic studies of wells // M.: Infra-Engineering. 2010. 432 p.
7. Gasumov R.A. Approximating mathematical models of the operational properties of gas wells and their application to the calculation of predicted flow rates / Gasumov R.A., Tolpaev V.A., Akhmedov K.S., Pershin I.M., Gasumov E.R. // Oilfield business. 2019. No.5 (005). pp. 53-59.
Поступило в редакцию 26.08.2020, принята к публикации 01.09.2020.
Сведения об авторах
Гасумов Рамиз Алиджавад-оглы, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой проектирование объектов в нефтегазовой сфере Северо-Кавказский федеральный университет, Ставрополь, Россия. E-mail: [email protected]
Гасумов Эльдар Рамизович, кандидат экономических наук, доцент кафедры менеджмента, Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности. Азербайджан, Баку. E-mail: [email protected]
About the authors
Gasumov Ramiz Alijavad-oglu, Doctor of Technical Sciences, Professor, North Caucasus Federal University. Stavropol, Russia. E-mail: [email protected] Gasumov Eldar Ramizovich, Candidate of economic sciences, Associate Professor at Management Department, Azerbaijan State University of Oil and Industry. Azerbaijan, Baku. E-mail: [email protected].
