Метальникова В.В. Разработка алгоритма выбора скважин кандидатов для проведения газоконденсатных исследований
Библиографическое описание: Метальникова В.В. Разработка алгоритма выбора скважин кандидатов для проведения газоконденсатных исследований // Образовательный альманах. 2024. № 3 (78). Часть 1. URL: https://f.almanah.su/2024/78-1.pdf.
Аннотация: в статье актуальной задачей является создание простого и надежного метода определения условий установившегося выноса жидкости при исследовании газоконденсатных скважин.
Abstract: In the article, an urgent task is to create a simple and reliable method for determining the conditions of steady-state fluid removal during the study of gas condensate wells.
Key words: Ranking, candidate wells, well design, gas condensate studies (GCS), productive reservoir, algorithm, and condensate.
При проведении исследований добывающих скважин на месторождениях главным является определение и периодическое уточнение их продуктивной характеристики, необходимой для проектирования разработки и планирования добычи углеводородов. Аналогично назначение исследований скважин подземных хранилищ газа, проводимых как в период отбора, так и в период закачки газа в пласт (объект хранения).
При обработке газоконденсатных исследований (ГКИ) геологическими службами газодобывающих предприятий используется двухчленное уравнение притока газа к забою не совершенной скважины формула 1.
Pпл2 - Pз2 = а·Q + b·Q2 (1)
где а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины (а - линейный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/ (тыс.м3/сут); b - квадратичный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/ (тыс.м3/сут) 2), зависящие от ФЕС пласта, несовершенства скважины, геометрии зоны дренирования, свойств газа); Pпл и Pз - соответственно пластовое и забойное давление, МПа; Q - дебит скважины, тыс. м3/сут.
Периодичность исследований устанавливается проектным документом по разработке месторождения. При обосновании периодичности учитываются величина запасов газа, геологические особенности и характеристика эксплуатационного объекта, уровни годовой добычи и темпы отбора газа. Периодичность исследований должна обеспечивать систематический контроль в процессе разработки за распределением пластового давления по площади и разрезу. Необходимо также использовать любую незапланированную остановку скважины для снятия кривых восстановления давлений и измерения статического давления.
Основным регламентирующим документом является «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» [5]. Обычно рекомендуется исследовать большую часть фонда скважин. Как частный случай в «Рекомендациях по повышению эффективности контроля и управления разработкой Ямбургского ГКМ» 2018 года запланирован охват стандартными исследованиями 75 процентов фонда эксплуатационных скважин, но при этом не указываются критерии отбора скважин для исследований. В связи с этим авторами предлагается методика выбора скважин для проведения стандартных газоконденсатных исследований.
Данная методика применима для месторождений, вышедших на стадию постоянной добычи. На основании анализа авторами установлено что, основные фильтрационные характеристики пласта и скважины в период постоянных отборов являются медленно меняющимися функциями времени. Это позволяет прогнозировать продуктивность на основании её динамики и значительно сократить ежегодное выполнение дорогостоящих исследований. Для этого необходимо проводить детальный анализ обработанных данных ГКИ проведённых в последние несколько лет с целью получения дополнительной информации.
При выборе скважин для исследований необходимо анализировать изменения следующих параметров скважины:
1. Скин – фактора;
2. Статического давления на устье скважины;
3. Коэффициентов фильтрационного сопротивления;
4. Депрессий за предыдущие годы.
В случае, когда не отмечается существенных изменений как на рисунке 1, то вместо стандартных газоконденсатных исследований следует провести исследования скважины на одном режиме с записью полноценной КВД, алгоритм оптимизации количества исследований представлен на рисунке 2.
Рисунок 1 - Кривая изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления и депрессии
Рисунок 2 - Алгоритм оптимизации количества исследований в период постоянной добычи на газовых месторождениях
Если при обработке результатов исследований за предыдущие годы, анализе коэффициентов а и b видно, что параметры значительно изменились рисунок 3, 4, то проводим стандартные ГКИ с записью КВД [7].
Рисунок 3 - Кривая изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления и депрессии
Рисунок 4 - Кривая изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления и депрессии
В ходе анализа было установлено, что при исследовании скважины на одном режиме и снятии КВД величина определяемых продуктивных характеристик совпала со значением данного параметра определённого при газоконденсатных исследованиях, проведённых ранее в таблице.
Сравнение результатов ГКИ и исследований скважин на одном режиме с записью полноценной КВД
№ скважины
Коэффициент фильтрационного сопротивления a по ГКИ
Коэффициент фильтрационного сопротивления b по ГКИ
Коэффициент фильтрационного сопротивления a при исследовании на одном режиме
Коэффициент фильтрационного сопротивления b при исследовании на одном режиме
111
0,0437
0,0633
0,0435
0,0631
112
0,051
0,0398
0,051
0,0397
113
0,0829
0,0009
0,0826
0,0009
201
0,068
0,0215
0,07
0,0214
202
0,0533
0,045
0,053
0,041
В современных условиях при возрастании потребностей в газе на внешнем рынке многие газодобывающие компании для выполнения плана по добыче газа сокращают количество газоконденсатных исследований до минимально возможных, что приводит к потери информации об изменении продуктивности скважин.
Применение выше описанной методики, позволит сократить количество исследований скважин, с сохранением информации о продуктивности скважины. Имея достоверные коэффициенты а и b, появляется возможность составления и назначения оптимального технологического режима работы скважин. В конечном итоге, получив качественные данные, определенными в результате исследования скважин на установившихся режимах фильтрации, мы сможем более рационально разрабатывать газовые месторождения, а именно увеличить время безводной эксплуатации скважин и период работы месторождения в целом.
Список использованных источников
1. Вяхирев Р.И. Теория и опыт добычи газа / Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев, Н.И. Кабанов – М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. – 479 с.
2. Вяхирев Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И. Вяхирев, А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов. 2012. – 880 с.
3. Вяхирев Р.И. Теория и опыт разработки месторождения природных газов / Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев. ОАО "Газпром". 1999.
4. Гвоздев Б.П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторогждений: Справочное пособие / Б.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, А.Е. Корнилов. – М.: Недра, 1988. – 575 с.
5. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А. И. Гриценко, З. С. Алиев, О. М. Ермилов [и др.]. – М.: Наука, 2015. – 523 с.
6. Задора Г.И. Оператор по добыче газа. Учебник для профтехобразования. – М.: «Недра», 1980. – 261 с.
7. Зотов Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Г. А. Зотов, 3. С. Алиев. – М.: Недра, 1980. – 301 с.
8. Кильдышев С.Н. Выделение объектов эксплуатации на многопластовом Южно-Русском нефтегазоконденсатном месторождении / С.Н. Кильдышев, Д.А. Кубасов, А.А. Дорофеев, А.В. Саранча. Территория Нефтегаз. – 2011. - № 6. – С. 42-47.
10. Кильдышев С.Н. Подход к выделению объектов эксплуатации на многопластовом Южно-Русском нефтегазоконденсатном месторождении / С.Н. Кильдышев, Д.А. Кубасов, А.А. Дорофеев, А.В. Саранча. Наука и ТЭК. – 2011. - № 6. – С. 27-31.
11. Саранча А.В. Низконапорный газ сеноманских залежей ЯНАО / А.В. Саранча, И.С. Саранча. Академический журнал Западной Сибири. – 2014. – Т. 10. - № 3 (52). – С. 146-147.
12. Саранча А.В. Разработка и исследование методов оценки продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после гидроразрыва пласта. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Тюменский государственный нефтегазовый университет. – Тюмень, 2008.