Дебит скважины — это объем продукции, получаемый за определенное время (секунда, час, сутки и т.д.). Прогнозировать его — сложная, но важная задача. Это помогает регулировать работу на месторождениях, оценивать рентабельность проекта и проектировать инфраструктуру. Дебит можно предсказывать с помощью гидродинамических и математических моделей. Однако не всегда такие способы дают быстрый и, что самое главное, точный результат. Ученые ПНИПУ нашли метод, который позволяет получать данные оперативно и с погрешностью не более 5%.
Исследование опубликовано в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» № 3 за 2024 год. Работа выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации (проект № FSNM-2023-0005).
Ученые Пермского Политеха провели исследование дебита с помощью метода Арпса (назван по фамилии ученого инженера-нефтяника Яна Арпса). Они взяли данные о дебите жидкости на стартовый и текущий расчетный период, поставили их в уравнение и построили график, который показывает зависимость дебита от времени. Этот метод отличается простотой, быстротой получения результатов и точностью. Способ считается популярным, но применять его можно только тогда, когда пластовое давление, под которым находится нефть, вода и газ, постоянно, а площади скважины и зоны ее использования не меняются.
Политехники выяснили, насколько выбранный метод дает точные результаты. Испытания проводили на месторождении Гадиага, расположенного у побережья Сенегала (Африка). Ученые ПНИПУ изучили свойства горных пород на выбранном участке и с помощью уравнения спрогнозировали добычу газа для скважин месторождения. Результаты сопоставили с промысловыми данными.
— На одной из скважин мы отметили расхождение результатов прогноза и фактических значений более чем на 20% за первые 25 месяцев прогнозирования. Это связано с установлением стабильных условий работы — когда скважину только начали эксплуатировать или проводят ремонтные работы, свойства горных пород меняются. Далее уравнение наиболее точно предсказывает объем добычи. Если для сравнения использовать данные за 6 месяцев, можно получить хорошие данные, но при прогнозировании накопленной добычи будут большие отклонения. Накопленная добыча — это показатель суммы добычи за каждый день с начала разработки до нынешних суток. Появившиеся отклонения связаны с капитальными ремонтами скважины и частыми остановками. Для скважин, которые работают стабильно, выбранный метод высокоточно прогнозируют добычу газа. При использовании похожих моделей погрешность не превышает 5%, — объясняет кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазовых технологий ПНИПУ Владимир Поплыгин.
Однако важно помнить, что для применения моделей Арпса требуется знать точные и полные данные о стабильности и фильтрации скважин (течении нефти или газа сквозь пористую среду пласта), иначе это может привести к неправильным прогнозам. Всего за время исследований пермские политехники зафиксировали несколько отклонений. Они произошли по двум причинам. Первая связана с изменением фильтрационных параметров пласта (пористость, проницаемость и др.) во время использования скважины. Такое случается в первые 6 месяцев эксплуатации. Вторая причина — ремонт скважин, при котором фильтрация тоже меняется. Но если учитывать эти факторы, то кривые Арпса позволяют достаточно точно прогнозировать добычу газа.
Ученые Пермского Политеха показали, что выбранный метод эффективно прогнозирует добычу газа на месторождениях. Соответствие предполагаемых и фактических значений с погрешностью составило не более 5%, а значит, предприятия по добыче газа могут успешно использовать этот простой и дешевый метод на скважинах.