No abstract

Охарактеризовано вплив водонапірної системи на характер залежності приведеного середнього пластового тиску від накопиченого видобутку газу з родовища. Зроблено припущення, що незначний вплив законтурної водоносної частини покладу не впливає на характер залежності приведеного середнього пластового тиску від накопиченого видобутку газу, і характер цієї залежності повною мірою характеризує газовий режим розробки покладу. Використання матеріального балансу в такому випадку призводить до завищення початкових запасів газу, оскільки в процесі впровадження певного об'єму води в продуктивну газонасичену частину покладу частково компенсує зниження пластового тиску внаслідок відбору газу. Таким чином, не знаючи достовірних початкових запасів газу, неможливо раціонально проектувати систему розробки та надавати рекомендації щодо вдосконалення системи розробки родовища, що потребує значних капіталов-кладень. Для підтвердження цього припущення створено синтетичну тривимірну  модель газового покладу. Створена 3D модель газового покладу включає в себе об'єм води нижче газоводяного контакту, який обме-жений розмірами моделі та додатково з метою проведення комплексного аналізу використано аналітичний акюфер Фетковича об’ємом 5 млн м3 та 25 млн м3  відповідно, з однаковим індексом продуктивності. Акюфери підключені до межі моделі з південно-східного напрямку. За результатами проведених досліджень на основі створеної 3D моделі здійснено графоаналітичну оцінку дренованих запасів газу. Аналізуючи отри-мані результати, автори  повною мірою підтвердили зроблене припущення, про те, що незначний вплив во-донапірної системи не пливає на характер залежності приведеного середнього пластового тиску від нако-пиченого видобутку газу з родовища. За  результатами проведених досліджень зроблено оцінку можливої величини похибки, яка допускається в результаті оцінки запасів газу за методом падіння пластового тиску. Згідно результатів моделювання розробки родовища величина похибки може складати до 19,47% від дос-товірних початкових запасів газу в моделі. Дане відхилення суттєво перевищує допустимі межі і може призвести до прийняття неправильних рішень щодо подальшої розробки родовища.

The overwhelming majority of natural gas fields are at the final stage of development, which, along with other features, is characterized by selective watering of productive deposits and production wells. The difficulty of extracting residual gas reserves under such development conditions is associated with depletion of productive reservoirs, accumulation of fluid at the bottom of wells, corrosion of downhole equipment and the inability to reduce wellhead pressures due to restrictions on the supply and preparation of hydrocarbon products with the existing surface infrastructure. Production wells in conditions of formation water inflow into productive deposits are decommissioned after relatively small gas withdrawals. This is due both to the insufficient implementation of methods for intensifying the removal of fluid from the bottom of the wells, and to the peculiarities of the arrangement of fields, which are usually not designed for the collection and preparation of hydrocarbon products with a high liquid content. In order to remove the gas-liquid mixture from the bottom of the wells, many techniques and inventions have been developed that are widely used in production. The developed technologies are characterized by different efficiency and have a number of technological limitations, mainly due to the peculiarities of the geological structure of hydrocarbon deposits. Considering the above, there is a need for additional research in order to improve the existing and develop new technologies for the operation of water cut wells. Using the special software package, studies were carried out to optimize the operating conditions for a water cut well under conditions of active formation water inflow into gas-saturated horizons. The study was carried out for various depths of gas-lift valves (3500 m; 3000 m; 2500 m; 2000 m; 1500 m; 1000 m) and liquid flow rates (22.5 m3/day; 33.75 m3/day and 45 m3/day). Based on the research results, graphical dependences of gas flow rates and bottomhole pressure on the amount of gas-lift gas were built; the maximum gas flow rate and the required amount of gas-lift gas from the liquid flow rate; maximum gas flow rate versus liquid flow rate at different depths of gas-lift valve installation. Based on the results of statistical processing of the calculated data for each value of the liquid flow rate, the optimal value of the depth of the gas-lift valve was established. According to the results of the studies performed, to ensure the stable operation of high-water cut gas wells, it is effective to locate the gas-lift valve at a distance of 55-58 % from the wellhead of the tubing (2033-2137 m).

The main complications in the production of residual gas from depleted gas reservoirs are characterized. The deterioration of the formation pay zone in the depleted reservoirs occurs mainly due to the accumulation of liquid and particles and due to possible deformation of the rocks. One of the methods to reduce the effect of the for-mation bottom-hole zone contamination on the productive characteristics of wells is to create perforation tunnels in the bottomhole zone that can pass through the contaminated zone and improve the hydrodynamic connection of the gas-bearing reservoir with the well. The author studies the effect of the number and the size of perforation tun-nels (depending on the permeability of the reservoir at constant wellhead pressure) on the gas-well flow rate. The research results are presented in the form of graphical dependence of the ratio between the flow rate of the well with perforation channels and a hydrodynamically perfect well q/q0 on determining factors, as well as in the form of graphic relationships among individual determining factors. Using the research results, it is found that the ra-tional value of the diameter of the perforation channels should be at least 0,03 m, the channel lengths should not be shorter than 0,292-0,307 m and the number of channels per meter of the revealed reservoir thickness should be not less than 17-19 depending on the permeability of the formation. The number of perforation tunnels and their length de-crease with the growth of reservoir permeability according to the exponential law.

No abstract