Американский Научный Журнал СРОКИ РЕНТАБЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН НА ЗАВЕРШАЮЩЕМ ЭТАПЕ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (32-35)

32 American Scientific Journal № ( 40) / 2020
НАУКИ О ЗЕМЛЕ

УДК 338.001.36
ГРНТИ 0 6.75.47

СРОКИ РЕНТАБЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОН НЫХ СКВАЖИН НА
ЗАВЕРШАЮЩЕМ ЭТАПЕ РАЗРАБОТ КИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Гасумов Эльдар Рамизович
кандидат экономиче ских наук, доцент
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности,
г. Баку , Азербайджан

TIME OF PROFITABLE OPERATION OF PRODUCTION WELLS AT THE FINAL STAGE OF
DEVELO PMENT OF A GAS FIELD

Gasumov Eldar Ramizovich
candidate of Eco nomic Sciences, Associate Professor
Azerbaijan State University of Oil and Industry,
Baku , Azerbaijan

Аннотация. В статье рассмотрены расчета прогнозных дебитов скважин и срока их работы с
рентабельным уровнем дебитов служат накопленные за прошлые годы п ромысловые материалы
газодобывающей предприятий. Приведены пример первичной подготовки исходных промысло вых
данных для расчета прогнозных дебитов, срока их работы с рентабельным уровнем дебитов , а также по
нормированным дебитам пластового газа неокомской с кважины. Рассмотрены продолжительность
рентабельной службы скважины и сроки необходимости проведения кап итальный р емонт, прогнозная
оценка объема добычи газа за срок ее рентабельной службы.
Abs tract. The article discusses the calculation of the predicted f low rates of wells and the period of their
operation with a profitable level of flow rates accumulated o ver the pa st years by the field materials of the gas
producing enterprises. An example is given of the initial preparation of the initial production dat a for calculating
the predicted production rates, the period of their operation with a profitable level of product ion rates, as well as
the normalized production rates of reservoir gas from a N eocomian well. The duration of the profitable well service
and the timing of the need for capital repairs, the forecast assessment of the volume of gas production for the
period of its profitable service are considered.
Ключевые слова: скважина, капитальны й ремонт, дебит, разработка газовых месторождений, срок
рентабе льности.
Key words: well, overhaul, flow rate, development of gas fields, profitability period.

Введен ие. В проце ссе разработки газовых
месторождений (ГМ) происходит постоянное
изменение филь трационно -емкостных свойств
пласта (ФЕС), которые, в свою очеред ь, влияют на
динамику добычи газа из эксплуатационных
скважин. Основной проблемой эксплуатации таких
скважин являе тся скопление конденсационной
жидкости на забое и в насосно -компрессорных
труб ах (НКТ) из -за снижения дебитов ниже
критических, необходимых дл я выноса жидкости.
Обводнение эксплуатационных скважин (ЭС)
является одна из основных проблем разработк и
газовых м есторождений, особенно находящихся на
поздней стадии разработки. Именно появле ние
жидких и твердых механических примесей в
продукции газовых с кважин является причиной
ограничения их дебита и снижения добычи на
месторождении в целом. Что требует переход
скв ажины в стадию капитального ремонта, для
восстановления ее производительности.
Материалы и методы исследований. При
выполнении работы использо вались: методы
математической с татистики (регрессионный,
факторный и кластерный анализ), методы
аппрокс имации табл ично заданных функций и
компьютерные методы обработки табличных
данных, методы математического моделирования
на основе уравнений нефтегазовой гидромеханики,
численные методы решения начально -краевых
задач математической физики.
Первичными исходн ыми да нными для расчета
прогнозных дебитов скважин и срока их работы с
рентабельным уровн ем дебитов служат
накопленные за прошлые годы промысловые
матери алы газодобывающей предприятии (ГДП).
Это м инимальный рентабельный дебит (޹рен ) для
скважин газодоб ывающего предприятия в текущем
году и базисная величина (޹͗) для расчета
нормированны х дебитов. В качестве ޹о может быть
выбрано максимальное значение среднесуточного
дебита по ГМ.
Результаты иссл едований и их обсуждения.
Вначале для каждой скважин ы заполняется сводная
табл ица, динамики безразмерного среднесуточного
дебита скважины ߓ(ߖ)ි ޹(ߖ)޹஺ Ъ ,
сгруппированного по годам наблюдения. В этой же

American Scientific Journal № ( 40 ) / 2020 33

таблице приводятся рассчитанные значения
средн егодовых, максимальных и минимальных
годовых значени й дебитов скважины. Примером
первичной подготовки ис ходных промысловых
данных являются ис ходные данные для неокомской
скважины, представленные в таблице 1.
Далее, для среднегодовых ߓ͍͌͗ (ߖ),
минимальных ߓ͕͖͑ ᫾͍͌͗ (ߖ) и максимальных
ߓмакс ᫾год (ߖ) дебитов строится уравнение тренда. В
частности, динамика дебита скважины достаточно
хоро шо аппроксимируется экспоненциальным
трендом с полиномом третьей степени в показателе
ߓ(ߖ)ි ߃܊߇ಎ܊౭௄ಏ܊౭2௄ಐ܊౭3. (1)
Для определения параметров ߃, ࡟, ࡠ и ࡡ тренда
выполним логарифмирование уравнения (1)
ߎߐ[ߓ(ߖ)] ි ߎߐ ߃+࡟܊ߖ+ࡠ܊ߖ2+ࡡ܊ߖ3, (2)
что позволяет ис пользовать метод
наименьших квадратов.
Таблица 1
Промысловые данные по нормированным дебитам ޹ ޹஺ Ъ пластового газа н еокомской скважины
(базисный параметр ޹஺ි Ϲϸϸ ᫾тыс ɪмୢсутЪ ).
Месяц ߖ, № года
1 2 3 4 5
I 2,17078 2,232 2,497 1,63343 1,916
II 2,21502 2,032 2,497 1,80031 1,895
III 2,21312 2,297 2,276 1,80862 2,015
IV 2,14705 2,266 2,440 1,85083 1,89
V 2,213 66 2,181 2,106 2,02036 1,82
VI 2,38147 2,171 2,039 1,99102 1,71
VII 1,98798 2,102 1,85 24 1,98497 1,64
VIII 2,15592 2,107 2,116 1,84439 1,74
IX 2,02059 2,146 2,009 1,87527 1,83
X 2,10766 2,349 1,907 2,02123 1,71
XI 2,30199 2,339 1,886 2,04279 1,51
XII 2,2157 2,188 1,743 2,02968 1,67
ߓгод (ߖ), тыс. м 3/сут. 2,178 2,201 2,114 1,909 1,778
ߓмакс ᫾год (ߖ), тыс. м 3/сут. 2,381 2,349 2,497 2,043 2,005
ߓмин ᫾год (ߖ), тыс. м 3/сут. 1,988 2,032 1,743 1,633 1,51
Где, ߓ͍͌͗ (ߖ) - среднегодовое значение дебита скважины, тыс. м3/сут; ߓ͕͉͓͚ ᫾͍͌͗ (ߖ) -максимальное
годовое значение дебита, тыс. м 3/сут; ߓмин ᫾год (ߖ) - минимальное годовое значение дебита, тыс. м 3/сут.

Вычисляя значения логарифмов ߎߐ෩ߓ͍͌͗ (ߖ)෭ ,
ߎߐ[ߓмин ᫾год (ߖ)] и ߎߐ෩ߓ͕͉͓͚ ᫾͍͌͗ (ߖ)෭ и опред еляя
коэффициенты разложения (2) в каждом случае,
находим уравнения для расчета прогнозных
дебитов ߓгод (ߖ), ߓмин ᫾год (ߖ) и ߓмакс ᫾год (ߖ).
Ожидаемый срок службы ߖ͙͎͖ скважины с
дебитами, выше мин имально рентабельно го ߓрен
вычисляю т по кубическ ому уравнению
ࡡ܊ߖрен3 +ࡠ܊ߖрен2 +࡟܊ߖрен −ߎߐ (౪рен
ౚ)ි 0, (3)
где ߓ͙͎͖ – безразмерное значение
рентабельного дебита ( ߓрен ි ޹рен ޹஺ Ъ ).
Уравнение (3.42) также позволяе т получить
прогнозн ую оценку объема ޾г෱ߖ౧ɨ᫾ߖрен ෵ добычи газа
за срок рентабельной службы скважины
޾г෱ߖпɨ᫾ߖрен ෵ි 365 ܊޹0܊ٲ ߃܊߇ಎ܊౭௄ಏ܊౭2௄ಐ܊౭3߆ߖ ౭рен౭п ≈ 365 ܊޹0܊щ ߓгод (ߖ) ౭рен౭ெ౭п , (4)
где ߖ͘ – номер последнего года наблю дения за
скважиной (табл. 1, ߖпි Ͻ);
ߖрен – номе р прогн озного года, в котором дебит
скважины ещё остается выше минимально
рентабельного.
Для исходных данных таблицы 1 уравнение (3)
привело к значению ᫾ߖ͙͎͖ ≈ ϹϹ лет, значит,
продолжительность рент абель ной службы
неокомской скважины равна 6 л ет и до э того
периода на ней нет необходимости проводить
капитальный ремонт. Прогнозная оценка объема
޾͌෱ߖ౧ɨ᫾ߖ͙͎͖ ෵ добычи газа за сро к рентабельной
службы скважины равна ޾г෱ߖ౧ɨ᫾ߖрен ෵≈
ϺϹ Ϲɧϻ᫾млнɪм஽.
Процедуру выборки промысловых данных о
дебитах скваж ин из промысловых материалов,
формирование таблиц (т абл. 1), обработку данных
по формулам (1), (2) и расчет по уравнению (3)
времени рентабельн ой работы скважины и
ожидаемой в соответствии с фор мулой (4) добычи
газа за срок рентабельной работы можно

34 American Scientific Journal № ( 40) / 2020
автома тизировать. С этой целью разработана
Программа для ЭВМ «Прогноз
производительности скважин на основании
аппроксимации накопленных данных по деб итам»
(Программа) [2], выполняющая все перечис ленны е
действия. Пример расчета прогнозных
промысл овых параметров н еокомской скважины в
Программе приведен в таблице 2.
В Программе также предусмотрена
возможность прогнозного расчета на срок,
отличающийся от расчетного срока рентабельной
работы скважины ( табл. 2).
В соответствии с построенными прогнозами
определяется код геолого -промыслового состояния
скважины по времени рента бельной работы.
Высокое (+1) значение параметра,
характеризующего ожида емый срок работы
скважины с дебитом выше минимально
рентабель ного, присваивается скважинам, у
которых ߖ͙͎͖ > Ͻ лет . Ср еднее значение (0)
присваивается скважинам, у которых Ϻ< ߖ͙͎͖ ≤ Ͻ и
низкое ( –1) присваивается скважинам, у которы х
ߖрен ≤ Ϻ.
Таблица 2
Прогнозные промысловые параметры работы неокомской скважин ы
(базовый параметр ޹஺ි Ϲϸϸ ᫾тыс ɪмୢсутЪ ).
Исходные данные
ГДП Рассчитываемые параметры в Программе
максимальное
годовое значение
дебита, ߓмакс ᫾год (ߖ),
(тыс. м 3/сут.)
Ожидаемый срок
службы с дебитом
выше
минимального
рентабельного, лет
Ожидаема я до быча
газа за срок
рентабельн ой
работы от
извлеченного
объема за пери од (5
лет), %
Ожидаемый объем
добытого газа за
указанное
количество
прогнозных лет (2
года), млн. м 3
Ожидаемая добыча
газа за заданный
прогнозный период
(5 лет) от
извлеченного
объема за п ериод,
%
50 6 56,9 103,9999 423 27,86

По результатам вычисленных значений
геолого -промыслового состояния скважины
формируется диагностическая карта скважины, в
нее заносятся текущие значения геолого -
технических, геолого -промысловых и
экономических п араме тров, характеризующих
состоя ние ПЗП, эксплуатационных скважин и
газосборной сети, а также прогнозн ое время
достижения критических значений этих
параметров.
По данным диагностической вычисляется
итоговая рейтинговая оценка технического и
геолого -промыс ловог о состояния скважины по
форм уле
޺ි щ ࡟ౢ×߈ౢ 12ౢெ1 , (5)
где ߈ౢ – нормированные значения параметров
(–1, 0, +1);
࡟ౢ – весовые коэффициенты параметров,
утверждаемые ГДП.
Отметим, что точные значения весовых
коэффициентов ࡟ౢ зависят от конкретн ых условий
месторождения, на которых может быть различная
специфика влияния параметров на выбор скважин
– кан дидатов на КРС. По этой причине весовые
множители ࡟ౢ для скважин каждого конкретного
месторождения должны задаваться ГДП.
Единственн ые ограничения, накладывае мы е на эти
множители, связаны, во -первых, с необходимостью
адекватного отображ ения степени значимости
параметров в качестве критериев перевода
скважины в стадию капитального ремонта и, во -
вторых, с неизме нностью множител ей ࡟ౢ для всех
скважин данного конкретного месторождения.
Заключение.
На основании выполненны х исследований
разрабатывается геолого -технологическая модель
газовой залежи в районе исследуемой скважины с
определением динамики обводнения пласта и
размещ ения остат очных запасов углеводородов,
являющаяся основой выбора первоочередных
скважин для кап итал ьного ремонта. Проведенные
расчеты позволяет определить сроки рентабельной
работы эксплуатационных газовых скважин на
завершающем этапе разработки месторожде ний.

Списо к литератур.
1. Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р.
Исследования режимы движения газожидкостных
поток ов применительно к условиям эксплуатации
обводяющихся газовых скважин. // Наука.
Инновации. Технологии. -2020. -№2. -С. 7 -26.
2. Гасумов Р. А., Толпаев В. А. , Ахмедов
К. С. , Винниченко И. А. Среднесрочный прогноз
дебитов добывающих скважин в среде MS Excel .
//Автоматизация, телемеханизация и связь в
нефтяной промышленности. -2012. -№ 7. -С. 32-36.
3. Уолллис, Г. Одномерные двухфазные
течения / Г. Уолллис. – М. : Мир, 1972 . – 440 с.
4. Одишар ия, Г. Э. Прикладная гидродинамика
газожидкостных смесей / Г. Э. Одиш ария,
А. А. Точигин. – М.: ВНИИгаз, 1998. – 398 с.
5. Карнаухов В.Л., Пьянкова Е.М.
Современные методы гидродинамических
исследований скважин [Текст] / В.Л. Карнаухов,
Е.М.Пьянкова – М.: И нфра -Инженерия, 2010. – 432
с.
6. Гасумов Р.А., Толпаев В. А., Ахмедо в К. С.,
Винниченко И. А. Среднесрочный прогноз дебитов
добывающих скважин в среде MS Excel // НТЖ
«Автоматизация, телемеханизация и связь в
нефтяной промыш ленности» – № 7, 2012. – С. 32-
36.

American Scientific Journal № ( 40 ) / 2020 35

7. Гасумов Р.А. Аппроксимационные
математические модели эксплуата ционных 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.
//Нефтеп ромысловое дело. -2019. -№ 5 (0 05). -С. 53 -
59.