В России разработан способ определения эффективности газовых скважин — и проверен в Африке

В Пермском национальном исследовательском политехническом университете предложена методика высокоточного прогнозирования дебита газовых скважин с погрешностью не более 5%. О разработке учёных вышла статья в журнале "Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений" № 3 за 2024 год, сообщила в пятницу пресс-служба ПНИПУ.

За основу был взят хорошо известный метод Арпса, названный по фамилии знаменитого в профессиональных кругах инженера-нефтяника Яна Арпса. Он удобен, но не учитывает изменений свойств нефте- и газонесущих пластов в ходе их истощения.

Политехники составили уравнение и построили график на основе данных о дебите жидкости на стартовый и текущий расчетный период. То, что вышло, проверили в реальных условиях — на месторождении Гадиага у побережья Сенегала.

"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", — рассказал доцент кафедры нефтегазовых технологий ПНИПУ кандидат технических наук Владимир Поплыгин.

"Далее уравнение наиболее точно предсказывает объём добычи, — добавил он. — Для скважин, которые работают стабильно, выбранный метод высокоточно прогнозируют добычу газа. При использовании похожих моделей погрешность не превышает 5%".

Таким образом, в распоряжении работников нефтегазовой отрасли появился простой и доступный инструмент для улучшения эффективности месторождений, оценки рентабельности проектов и проектирования инфраструктуры.

Уточнения

Малодебитная скважина (истощенная скважина) — нефтяная скважина, дающая менее 1,5 м³ или менее 10 баррелей нефти в сутки в течение 12 месяцев. Продолжение работы многих малодебитных скважин может быть экономически неоправданным.