«Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»

Прогнозирование дебита газовой скважины (на примере месторождения Республики Сенегал)

УДК: 622.279.346(663)
DOI: -

Авторы:

¹ Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия

Ключевые слова: залежь природного газа, кривая Арпса, скважина, прогнозирование

Аннотация:

Перспективное прогнозирование добычи природного газа позволяет правильно устанавливать режимы работы скважин и проектировать наземную инфраструктуру. Дебиты газовых скважин можно прогнозировать с использованием гидродинамических моделей, математических моделей и других методов. В статье оценивалась возможность использования кривых Арпса для прогнозирования дебита газа. В качестве объекта выбрано одно из газовых месторождений Сенегала, залежи которого обнаружены в сантонском и сенаманском горизонтах песчаников. Сравнение кривых Арпса и фактических дебитов газа по скважинам позволило отметить расхождение результатов прогноза и фактических значений более чем на 20 %. Основные причины отклонения – установление параметров горных пород вблизи ствола скважины на начальном этапе эксплуатации скважины и ремонты скважин, которые меняют свойства горных пород. В целом кривые Арпса экспоненциального типа показали наилучшую сходимость прогнозных и фактических значений, что позволяет использовать их при прогнозировании дебита газовых скважин Сенегала.

Список литературы:

1. Аппроксимационные математические модели эксплуатационных свойств газовых скважин и их применение к расчетам прогнозных дебитов / Р.А. Гасумов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 5(605). – С. 53–59. – DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-53-59

2. Arps J.J. Analysis of decline curves // Transactions of the AIME. – 1945. – Vol. 160. – № 1. – Pp. 228–247. – DOI: 10.2118/945228-G

3. Вальес-Лосано Дж., Репин-Поляков Н.Н. Применение метода кривой падения Арпса для прогноза дебита скважины // Наука, техника и образование. – 2020. – № 5(69). – С. 12–15.

4. Can B., Kabir C.S. Simple tools for forecasting waterflood performance // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2014. – Vol. 120. – Pp. 111–118. – DOI: 10.1016/j.petrol.2014.05.028

5. Lehner P., De Ruiter P. Structural history of Atlantic margin of Africa // AAPG Bulletin. – 1977. – Vol. 61. – № 7. – Pp. 961–981.

6. Dieng А., Poplygin V.V. Study on Application of Arps Decline Curves for Gas Production Forecasting in Senegal // International Journal of Engineering Transactions C: Aspects. – 2023. – № 36(12). – Pp. 2207–2213.

7. Lu H., Ma X., Azimi M. US natural gas consumption prediction using an improved kernel-based nonlinear extension of the Arps decline model // Energy. – 2020. – Vol. 193. – DOI: 10.1016/j.energy.2020.116905

8. Поплыгин В.В., Уирсигроч М. Исследование эффективности комплексного нестационарного воздействия на залежь с высоковязкой нефтью // Изв. Томского политехнич. ун-та. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331. – № 1. – С. 7–12.

9. Поплыгин В.В., Поплыгина И.С. Оценка рационального забойного давления для залежей с высокой газонасыщенностью нефти // Нефт. хоз-во. – 2012. – № 10. – С. 104–105.