Повышение эффективности моделирования притока к газоконденсатным горизонтальным скважинам при помощи инструмента определения профиля притока

Об авторах:

Васильев Богдан Леонидович, аспирант кафедры прикладной и технической физики, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; главный специалист по геологии и разработке, Газпромнефть-Заполярье, Тюмень, Россия; bogdan_vasilev_1999@mail.ru, https://orcid.org/0009-0009-3247-3922

Мусакаев Наиль Габсалямович, доктор физико-математических наук, профессор, профессор кафедры прикладной и технической физики, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; главный научный сотрудник, Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. С. А. Христиановича СО РАН, Тюмень, Россия; musakaev68@yandex.ru, https://orcid.org/0000-0002-8589-9793

Аннотация:

Разработка месторождений углеводородного сырья с использованием горизонтальных скважин позволяет с минимальной депрессией достигнуть рентабельных дебитов и повысить коэффициент извлечения нефти. После запуска в работу горизонтальной скважины и в процессе ее последующей эксплуатации необходимо провести промысловые геофизические исследования для оценки состояния ствола скважины и оптимизации разработки. Но при проведении и интерпретации таких исследований могут возникнуть затруднения с качественным и количественным определением такого важного показателя, как профиль притока, что может свидетельствовать о низкой информативности проведенного исследования. Негативное влияние этого фактора на добычу углеводородного сырья может выступить в качестве существенной причины значительных просчетов в разработке месторождений углеводородов. В данной работе рассмотрены основные причины низкой информативности промыслово-геофизических исследований в скважинах с горизонтальным окончанием, а также способы повышения точности данных исследований. Целью работы является создание цифрового инструмента по определению профиля притока флюида к газовым горизонтальным добывающим скважинам по данным скважинной барометрии, который может дополнить или заменить низкоинформативную во многих случаях механичес­кую расходометрию. Представлено описание методики расчета и осуществлена на основе реальных промысловых данных проверка эффективности созданного инструмента. Расчетным путем показана его эффективность. Так, построенная расчетная эпюра давления имеет хорошую сходимость с промысловыми данными, расчетный дебит также совпал с фактическим. Оценены риски и дальнейшие улучшения предлагаемого инструмента.

Список литературы:

Алиев З. С., Бондаренко В. В. 2004. Исследования горизонтальных скважин: учеб. пос. М.: Нефть и газ. 300 с.

Брил Дж. П., Мукерджи Х. 2006. Многофазный поток в скважинах. М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований. 384 с.

Валиуллин Р. А., Шарафутдинов Р. Ф., Яруллин Р. К., Федотов В. Я., Медведев Н. Я., Глебочева Н. К. 2002. Исследование многофазных потоков в горизонтальных скважинах // Нефтяное хозяйство. № 12. С. 55–56.

Валиуллин Р. А., Яруллин Р. К. 2014. Особенности геофизических исследований действую­щих горизонтальных скважин // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. Том 19. № 1. C. 21–28.

Гринченко В. А., Валеев Р. Р., Абдуллин М. М., Щекотов И. В., Копылов А. В., Свяшенко А. В., Ященко С. А., Кобяшев А. В., Комягин А. И., Мандругин А. В., Истишева В. Ф. 2020. Особенности проведения сложных промыслово-геофизических исследований по контролю разработки месторождений в осложненных условиях Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. № 11. С. 56–61. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-56-61

Губайдуллин А. А., Мусакаев Н. Г., Бородин С. Л. 2010. Математическая модель восходящего газожидкостного потока в вертикальной скважине // Вестник Тюменского государственного университета. № 6. С. 68–75.

Ипатов А. И., Кременецкий М. И. 2010. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. Ижевск: Институт компьютерных исследований. 779 c.

Колесникова А. А., Кременецкий М. И., Ипатов А. И., Коваленко И. В., Комаров В. С., Немирович Г. М. 2016. Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин при низком нестабильном притоке // Нефтяное хозяйство. № 8. С. 84–88.

Abdel-Ghani R., Krinis D., Camargo J. N. 2011. Incorporating PLT-distributed dynamic permeabi­lity — into reservoir simulation models — improves and accelerates the history matching process // SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition (9–11 October 2011, Abu Dhabi, UAE). Paper SPE-145416-MS. https://doi.org/10.2118/145416-MS

Abdullahi M. B., Sulaiman A. D., Abdulkadir U., Salaudeen I., Shehu B. U. 2019. Production optimization of liquid loading problem in offshore niger delta gas condensate field // SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition (5–7 August 2019, Lagos, Nigeria). Paper SPE-198873-MS. https://doi.org/10.2118/198873-MS

Al-Harthi M. A., Ahmad N. A. 2013. Evaluating horizontal wells inflow profiles and performance, utilizing an integrated approach of multiphase production logs coupled with drilling, completion, and production data: Case study // SPE Kuwait Oil and Gas Show and Conference (8–10 October 2013, Kuwait City, Kuwait). Paper SPE-167344-MS. https://doi.org/10.2118/167344-MS

Andrianata S., Allo K. R., Lukman A., Kramadibrata A. T. 2017. Extending life of liquid loaded gas wells using velocity string application: Case study & candidate selection // SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition (17–19 October 2017, Jakarta, Indonesia). Paper SPE-186362-MS. https://doi.org/10.2118/186362-MS

Brown G. 2008. Downhole temperatures from optical fiber // Oilfield Review. Vol. 20. Pp. 34–39.

Denney D. 2007. Improved model for the liquid-loading process in gas wells // Journal of Petroleum Technology. Vol. 59. No. 11. Pp. 92–94. https://doi.org/10.2118/1107-0092-JPT

Falcone G., Teodoriu C., Reinicke K. M., Bello O. O. 2008. Multiphase-flow modeling based on experimental testing: An overview of research facilities worldwide and the need for future developments // SPE Projects, Facilities & Construction. Vol. 3. No. 3. Pp. 1–10. https://doi.org/10.2118/110116-PA

Kabir A., Sanchez G. 2009. Accurate inflow profile prediction of horizontal wells through coupling of a reservoir and a wellbore simulator // SPE Reservoir Simulation Symposium (2–4 February 2009, The Woodlands, Texas, USA). Paper SPE-119095-MS. https://doi.org/10.2118/119095-MS

Li J., Almudairis F., Zhang H.-q. 2014. Prediction of critical gas velocity of liquid unloading for entire well deviation // International Petroleum Technology Conference (10–12 December 2014, Kuala Lumpur, Malaysia). Paper IPTC-17846-MS. https://doi.org/10.2523/IPTC-17846-MS

Neylon K., Reiso E., Holmes J. A., Nesse O. B. 2009. Modeling well inflow control with flow in both annulus and tubing // SPE Reservoir Simulation Symposium (2–4 February 2009, The Woodlands, Texas, USA). Paper SPE-118909-MS. https://doi.org/10.2118/118909-MS

Shekhar S., Kelkar M. 2016. Prediction of onset of liquid loading in vertical, inclined and near horizontal wells // SPE North America Artificial Lift Conference and Exhibition (25–27 October 2016, The Woodlands, Texas, USA). Paper SPE-181244-MS. https://doi.org/10.2118/181244-MS

Turner R. G., Hubbard M. G., Dukler A. E. 1969. Analysis and prediction of minimum flow rate for the continuous removal of liquids from gas wells // Journal of Petroleum Technology. Vol. 21. No. 11. Pp. 1475–1482. https://doi.org/10.2118/2198-PA