Разработка методологических подходов анализа и планирования геолого-технических мероприятий на подземных хранилищах газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Вержбицкий Вячеслав Владимирович

• Вержбицкий Вячеслав Владимирович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Вержбицкий Вячеслав Владимирович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПРОБЛЕМ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА И ПЛАНИРОВАНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ

1.1. Современное состояние и перспективы развития системы подземного хранения газа

1.2. Анализ проблем эксплуатации и повышения производительности скважин на подземных хранилищах газа

1.3. Методики планирования геолого-технических мероприятий

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИТОКА ГАЗА К СКВАЖИНАМ ПО

НЕЛИНЕЙНОМУ ЗАКОНУ ФИЛЬТРАЦИИ В УСЛОВИЯХ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА И ОБРАЗОВАНИЯ ПЕСЧАНО-ГЛИНИСТЫХ ПРОБОК

2.1. Теоретические основы фильтрации газа

2.2. Математическая модель фильтрации газа при нелинейном законе фильтрации в условиях загрязнения призабойной зоны пласта

2.3. Математическая модель фильтрации газа при нелинейном законе фильтрации в условиях образования песчано-глинистой пробки на забое скважины

2.4. Математическая модель фильтрации газа при нелинейном законе фильтрации в условиях совместного влияния загрязнения призабойной зоны пласта и образования песчано-глинистой пробки на забое скважины

ГЛАВА 3. МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ФАКТОРНОГО АНАЛИЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

3.1. Методология детерминированного факторного анализа

3.2. Применение методов факторного анализа для исследования притока газа к скважине при линейной фильтрации

3.3. Применение методов факторного анализа для исследования притока газа к скважине при нелинейной фильтрации

ГЛАВА 4. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ФАКТОРНОГО АНАЛИЗА ДЛЯ ПЛАНИРОВАНИЯ И ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА СКВАЖИНАХ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

4.1. Исследование применимости расчетных формул факторного анализа технологических режимов работы скважин подземных хранилищ газа

4.2. Апробация методов факторного анализа параметров работы скважин подземных хранилищ газа

4.3. Методологические основы планирования и оценки геолого-технических мероприятий на скважинах подземных хранилищ газа

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Формулы факторного анализа по методу полных подстановок для количественной оценки влияния параметров на изменение дебита при нелинейном законе фильтрации газа

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методологических подходов анализа и планирования геолого-технических мероприятий на подземных хранилищах газа»

Актуальность работы

Увеличение роли интеллектуализации технологических процессов на подземных хранилищах газа связано с расширением спектра решаемых задач по повышению производительности скважин, возможностей регулирования и оптимизации режимов эксплуатации скважин с целью энергоэффективности и ресурсосбережения, повышения уровней промышленной безопасности и охраны окружающей среды. Разработка методологического обеспечения анализа и планирования геолого-технологических мероприятий на скважинах подземных хранилищ газа позволит систематизировать последовательность процессов принятия решений на всех этапах эксплуатации скважин, что является актуальным в настоящее время.

Выбор в данной научной работе в качестве объекта исследования эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа, определяется, в частности, тем, что изменение их основных параметров происходит циклично разнонаправленно и во много раз быстрее, чем на скважинах месторождений углеводородов, что требует постоянного мониторинга, оперативного анализа и принятия решений. Вместе с тем разрабатываемая методология может быть адаптирована для формирования и проведения энергоэффективных и ресурсосберегающих комплексных программ геолого-технических мероприятий и на газовых месторождениях, где процессы характеризуются плавностью и монотонностью.

Важность реализации решения рассматриваемых в работе задач применительно к условиям подземного хранения газа заключается в том, что большинство подземных хранилищ газа в РФ созданы в качестве многоцелевых объектов для формирования крупных резервов газа. Такие запасы газа необходимы для регулирования сезонной неравномерности потребления газа, обеспечения

надежности поставок в страны ближнего и дальнего зарубежья, устранения последствий возникновения аварийных ситуаций в газотранспортной и газодобывающей системах, а также создания стратегических запасов государства. Данная задача непосредственно соответствует цели представленной в качестве первоочередной в Приказе Минэнерго России от 28.01.2019 г № 45 «Об утверждении плана деятельности Министерства энергетики Российской Федерации на период 2019 - 2024 годов», а именно: «Надежное, качественное и экономически обоснованное обеспечение потребностей внутреннего рынка в энергоносителях, энергии и сырье на принципах энергосбережения и энергоэффективности, а также выполнение обязательств по зарубежным контрактам». Учитывая следующие факты: основные газовые и газоконденсатные месторождения расположены на Крайнем Севере, при этом в ближайшем будущем центр газодобычи сместится на шельф Арктики; в зимние периоды доля газа, отбираемого из подземных хранилищ газа, достигает 20 - 40 % от потребляемого; удельные затраты на обустройство и развитие инфраструктуры месторождений, необходимой для регулирования неравномерности потребления газа в течение года, в 2 - 4 раза выше аналогичных затрат на подземных хранилищах газа, можно прийти к выводу, что развитие системы подземного хранения газа является важным социально значимым проектом. Перечисленные обстоятельства определяют актуальность настоящего исследования.

Применяемые методологические подходы по планированию и управлению геолого-техническими мероприятиями не позволяют в полном объеме решать возникшие в последнее время проблемы, связанные с обработкой огромного объема статистической и аналитической информации. Для объектов подземного хранения газа в существующих методиках не отражены скоротечность изменяющихся геологических и технологических процессов, от чего не реализуется своевременность принятия решений. В этой связи для достижения поставленной цели предлагается применять методы факторного анализа с учетом того, что данные методы представляют собой эффективные инструменты

оперативного анализа больших объемов данных с определением взаимосвязи между исследуемыми переменными.

Цель работы

Разработка методологических основ анализа эксплуатации скважин подземных хранилищ газа, способствующих повышению их производительности, энергоэффективности технологических процессов и ресурсосбережению в условиях циклической эксплуатации.

Основные задачи исследований

1. Обобщение и анализ особенностей и проблем эксплуатации скважин подземных хранилищ газа с целью определения путей повышения их производительности.

2. Проведение анализа методов планирования и оценки эффективности геолого-технических мероприятий на нефтяных и газовых скважинах.

3. Разработка математических моделей притока газа при нелинейном законе фильтрации в условиях загрязнения призабойной зоны пласта и образования песчано-глинистых пробок на забоях скважин.

4. Исследование влияния параметров призабойной зоны пласта в условиях загрязнения и формирования песчано-глинистых пробок на скин-фактор и коэффициенты фильтрационных сопротивлений.

5. Разработка методологических основ применения факторного анализа параметров работы эксплуатационных скважин на подземных хранилищах газа в циклах отбора и закачки.

6. Исследование разработанных алгоритмов на синтетических и реальных скважинах подземных хранилищ газа для подтверждения эффективности предложенных методов и подходов.

7. Разработка методологических основ оценки и планирования геолого-технологических мероприятий на подземных хранилищах газа с применением факторного анализа.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач использовались методы математического моделирования, элементы математического анализа, методы решения систем нелинейных уравнений, различные методы детерминированного факторного анализа.

Научная новизна

1. Разработаны математические модели, позволяющие оценивать параметры загрязнения призабойной зоны пласта и песчано-глинистой пробки по данным газодинамических исследований.

2. Разработаны алгоритмы детерминированного факторного анализа технологических режимов работы скважин при линейном и нелинейном законах фильтрации газа.

3. Разработаны методологические основы оценки эффективности и планирования геолого-технологических мероприятий с применением методов факторного анализа.

Практическая ценность и реализация работы

1. Использование математических моделей притока газа к вертикальной скважине при нелинейной фильтрации позволяет оценить по данным газодинамических исследований параметры песчаной пробки и области загрязнения в призабойной зоне пласта.

2. Разработанные и апробированные инструменты факторного анализа параметров работы газовых скважин обеспечивают возможность ранжирования указанных параметров по факторам влияния на месторождениях и подземных хранилищах газа, и, как следствие, позволяют систематизировать последовательность принятия технологических решений на всех этапах эксплуатации скважин.

3. Разработанные методологические подходы планирования и оценки эффективности геолого-технологических мероприятий способствуют повышению производительности скважин и интеллектуализации технологических процессов на подземных хранилищах газа, что входит в стратегические задачи ПАО «Газпром»

и план деятельности Министерства энергетики Российской Федерации.

Защищаемые положения

1. Математические модели притока газа к скважине при нелинейной фильтрации, позволяющие оценить параметры загрязнения призабойной зоны пласта и песчано-глинистой пробки по данным газодинамических исследований.

2. Алгоритмы детерминированного факторного анализа параметров работы скважин подземных хранилищ газа при линейном и нелинейном законах фильтрации газа.

3. Методологические основы планирования и оценки эффективности геолого-технических мероприятий на скважинах подземных хранилищ газа.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа соответствуют пунктам 2 и 3 области исследований, определяемой паспортом специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа (п. 2); Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования (п. 5).

Отрасль наук - технические науки.

Апробация работы

Материалы диссертационной работы докладывались на Международных научно-практических конференциях «Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли» (г. Ставрополь, 2015 г., 2016 г., 2020 г., 2021 г.), «Булатовские чтения»

(г. Краснодар, 2020 г.), «Актуальные проблемы науки и техники», (г. Уфа, 2021 г.), «IOP Conference Series: Earth and Environmental Science» (Stavropol, 2021).

Полученные автором результаты исследований включены в учебный процесс подготовки магистров по направлению 21.04.01. Нефтегазовое дело направленность (профиль) «Управление объектами добычи, транспорта и хранения углеводородов» в Северо-Кавказском федеральном университете.

Публикации

По теме диссертации опубликованы 12 научных работ, из них 2 статьи - в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ, и 1 статья проиндексирована в Международной базе цитирования Scopus.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, заключения и приложения, изложенных на 124 страницах, включает 23 рисунка, 17 таблиц и 126 формул. Список использованной литературы включает 11 9 наименований.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и научными консультациями научного руководителя Щекина Александра Ивановича, кандидата технических наук, доцента кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Института наук о Земле ФГАОУ ВО «Северо-Кавказский федеральный университет». Автор выражает благодарность за научные консультации и советы кандидатам технических наук В. А. Васильеву, Т. А. Гунькиной, П. Н. Ливинцеву, А. В. Хандзелю.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПРОБЛЕМ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА И ПЛАНИРОВАНИЯ ГЕОЛОГО-

ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ

1.1. Современное состояние и перспективы развития системы подземного

хранения газа

Подземные хранилища газа (ПХГ) являются основным элементом единой системы газоснабжения. Большинство ПХГ в РФ были созданы в качестве многоцелевых объектов для формирования крупных резервов газа. Такие запасы газа необходимы для регулирования сезонной неравномерности потребления газа, обеспечения надежности поставок в страны ближнего и дальнего зарубежья, устранения последствий возникновения аварийных ситуаций в газотранспортной и газодобывающей системах, а также создания стратегических запасов государства.

При резких колебаниях спроса на газ (например, при аномально холодной зиме потребность в газе может стремительно вырасти более чем на 30 % в течение нескольких недель, а при нештатных ситуациях в газотранспортной системе эти показатели могут быть значительно выше) оперативная транспортировка его от мест добычи до потребителя будет трудновыполнимой задачей. Если наращивание добычи газа возможно осуществить за короткие сроки, то его транспорт на значительные расстояния будет сопряжен с высокими временными и капитальными затратами [1]. Так, по данным ПАО «Газпром» [2] в настоящее время в зимние периоды доля газа, отбираемого из ПХГ в России, достигает 20 - 40 % от потребляемого, а в начале 2000-х годов этот показатель составлял 15 - 30 %, что свидетельствует о развитии системы подземного хранения газа. Вместе с тем, удельные затраты на обустройство и развитие инфраструктуры

месторождений, необходимой для регулирования неравномерности потребления газа в течение года, в 2 - 4 раза выше аналогичных затрат на ПХГ, как показано в работе [3], при этом увеличение суточной производительности на газовом месторождении значительно дороже, чем в системе подземного хранения.

На данный момент в России создана достаточно эффективная и функциональная система газоснабжения потребителей. ПХГ расположены на территории РФ в соответствии с районами наибольшего потребления газа. Впервые проблема регулирования неравномерности газопотребления в РФ появилась при газификации Москвы в 50-х годах прошлого века. Тогда же начались опытно-промышленные испытания по закачке газа в истощенные нефтегазовые месторождения и водоносные горизонты [4].

По состоянию на 2021 г. в Единой системе газоснабжения РФ создано 23 ПХГ в выработанных месторождениях углеводородов, водоносных пластах и отложениях каменной соли, включающие 27 эксплуатационных объектов [2]. В рамках постоянного развития системы газоснабжения РФ и в связи со смещением основных газовых и газоконденсатных месторождений на Крайний Север, а в ближайшем будущем и на шельф Арктики, необходимо расширение действующих ПХГ в густонаселённых и промышленных районах РФ, а также строительство новых ПХГ в активно развивающихся районах Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Для увеличения функциональных возможностей действующих ПХГ необходима дальнейшая интеллектуализация технологических процессов, способствующая увеличению манёвренности во время внештатных и аварийных ситуаций, повышению максимальной суточной производительности скважин, надежности, эффективности и безопасности их эксплуатации [5, 6].

Основными параметрами, характеризующими эксплуатационные возможности ПХГ, являются:

- оперативный резерв газа (активный объем газа всех ПХГ);

- допустимое пластовое давление при закачке и отборе газа;

- максимальная суточная производительность в цикле отбора и цикле закачки.

Параметры уникальных подземных хранилищ газа, созданных в России, представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Параметры уникальных ПХГ, созданных в России

Название ПХГ Оперативный резерв газа, млрд м3 Максимальная суточная производительность млн м3 Пластовое давление, МПа

отбор закачка тах тт

Касимовское ПХГ 12 130 68 11,5 6

СевероСтавропольское ПХГ Зеленая свита 5,5 37 33 8,7 5,6

Хадум 37,8 150 115 2,9 2

Гатчинское ПХГ 0,2 2 1,8 4,6 2,7

Удмуртский резервирующий комплекс 2,6 43 17 - -

Северо-Ставропольское ПХГ и Касимовское ПХГ являются крупнейшими в мире газохранилищами, созданными в истощенном газовом месторождении и водоносном пласте, соответственно. Гатчинское ПХГ - уникально по гидродинамическим характеристикам пологозалегающих водоносных пластов. Интересные инженерные решения представлены на Удмуртском резервирующем комплексе ПХГ, объединяющем несколько независимых геологических структур сетью наземных нефтепромысловых сооружений.

Максимально допустимое давление при закачке и минимальное пластовое давление при отборе при выходе ПХГ на периодический режим являются практически неизменными и зависят от геометрических размеров хранилища, от формы и глубины залегания, пористости и проницаемости вмещающих пород, а также от технологического режима работы. Максимальное пластовое давление также может быть ограничено рабочим давлением газопромыслового оборудования на ПХГ, например, для Северо-Ставропольского ПХГ (хадумская залежь) максимальное давление составляет - 4,02 МПа. На некоторых объектах действующих ПХГ пластовое давление превышает начальное значение в залежи.

Так, например, на Северо-Ставропольском ПХГ (зеленая свита) начальное пластовое давление превышено на 18,5 %, а на Касимовском ПХГ - на 45 % [1]. Дальнейшее увеличение пластового давления и активного объема хранилища ограничивается геологическими и технико-технологическими характеристиками, в том числе возрастанием риска утечек газа.

Важным параметром, отвечающим за эффективную эксплуатацию ПХГ, является суточная производительность, как в целом хранилища, так и отдельных скважин. Генеральная схема развития газовой отрасли до 2030 г. [7] предусматривает максимальную суточную производительность ПХГ на уровне 1,0 млрд м3/сут, на текущий момент данный показатель составляет около 843,3 млн м3/сут [2] (см. рисунок 1.1).

Текущая суточная производительность действующих ПХГ обеспечивается количеством и состоянием эксплуатационных скважин. Фонд эксплуатационных скважин на ПХГ в РФ на 2020 г. по данным ПАО «Газпром» [2] составлял 2711 единиц. На рисунке 1.1 представлена динамика количества эксплуатационных скважин на ПХГ с 2005 г. по настоящее время с прогнозом до 2030 г.

с± 2 900 ш

I 2 800

55 2 700

£ 2 600

2 500

5? 2 400

2 300

х

о

■а

ттш1

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2020 2030

год

Фонд эксплуатационных скважин на всех ПХГ

Максимальная суточная производительность на начало сезона отбора

1100

1000

900

800 £ о

X X

■О Л

700 го 5

600 * о

500

Рисунок 1.1 - Динамика эксплуатационного фонда скважин ПХГ и максимальной суточной производительности с прогнозом до 2030 г.

Анализ динамики эксплуатационного фонда скважин показывает, что наблюдается положительный тренд с увеличением количества эксплуатационных скважин, обусловленный развитием системы подземного хранения газа в России. В настоящее время ведется строительство и обустройство таких объектов как Новомосковское, Арбузовское и Шатровское ПХГ, также наращиваются мощности Удмуртского резервирующего комплекса [2].

На 01.01.2010 г. оперативный резерв газа составлял 65,41 млрд м3, за счет ввода в эксплуатацию новых объектов хранения газа и реконструкции действующих, активный объем газа в системе ПХГ в 2020 году составлял около 75,07 млрд м3 [2], что является достаточным на ближайшее десятилетие. Увеличить оперативный резерв газа возможно либо созданием новых объектов ПХГ, либо расширением действующих. Однако создание новых ПХГ необходимо в первую очередь для равномерного перераспределения запасов по территории РФ. Сооружение и вывод ПХГ на стабильную работу - сложный высокозатратный и длительный процесс (5 - 10 лет) [4].

Увеличение суточной производительности действующих ПХГ при условии отсутствия геологических рисков возможно путем:

- увеличения количества новых эксплуатационных скважин;

- проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) на действующем фонде скважин [1].

На рисунке 1.2, по данным ПАО «Газпром» [2], представлена динамика законченных строительством эксплуатационных скважин на ПХГ РФ.

50

X

л д си 40

д 30

о

т т (И 20

д т

X о а: и 10

■а 0

■ III

111. _..

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 □ Эксплуатационные скважины, законченные строительством на ПХГ, ед. год

Рисунок 1.2 - Динамика ввода новых скважин на ПХГ за 2005 - 2020 гг.

Расширение действующих ПХГ путем ввода новых скважин возможно не на всех хранилищах по причине их расположения в границах населенных пунктов и на участках земель особо охраняемых природных территорий, геологических ограничений и т. п. При этом на ПХГ, где все-таки существует возможность бурения новых скважин, затраты на их строительство почти в 3 раза выше стоимости проведения ГТМ по повышению производительности скважин [8].

Повышение максимальной суточной производительности скважин и надежности функционирования объектов ПХГ при соблюдении норм промышленной безопасности и охраны окружающей среды является важнейшим направлением развития системы подземного хранения газа как в России, так и в зарубежных странах [9], что обуславливает увеличение роли процессов интеллектуализации технологических процессов. Внедрение современных информационных систем для обеспечения своевременности принятия решений и формирования программ ГТМ является общей тенденцией в развитии крупных нефтегазодобывающих компаний.

При разработке специальных алгоритмов и инструментов по комплексному мониторингу технологических режимов скважин необходимо учитывать специфические особенности и проблемы эксплуатации скважин, присущие исключительно ПХГ.

1.2. Анализ проблем эксплуатации и повышения производительности скважин на подземных хранилищах газа

Специфические особенности эксплуатации ПХГ накладывают определенные сложности при планировании и оценке ГТМ, заключающиеся в том, что каждая скважина как основной элемент в системе ПХГ характеризуется цикличностью ее

эксплуатации и проявлением знакопеременных нагрузок и процессов, протекающих в пласте, что отличает ее от скважин газовых и газоконденсатных месторождений. Так, изменение пластового давления на ПХГ может происходить в десятки, а иногда и сотни раз быстрее, чем при разработке газового месторождения. Принимая во внимание высокую нагрузку на скважины ПХГ, для повышения их производительности и эксплуатационной надежности в течение длительного времени требуется постоянный мониторинг режимов работы фонда скважин, формирование и проведение комплексных программ ГТМ [10].

Одной из ключевых задач формирования программ ГТМ является анализ проблем и осложнений, возникающих в процессе эксплуатации скважин, с целью выявления причин снижения их производительности.

В работах [11, 12, 13] проведен анализ и представлены основные проблемы при эксплуатации скважин на ПХГ:

1. Снижение проницаемости в призабойной зоне пласта;

2. Разрушение продуктивного пласта в призабойной зоне, вынос песка и образование песчано-глинистых пробок на забоях скважин;

3. Обводнение скважин;

4. Физический износ подземного оборудования и наземной инфраструктуры;

5. Наличие в потоке газа углеводородного конденсата;

6. Солеотложения на забое и в стволе скважины;

7. Образование газовых гидратов.

На действующих ПХГ широкое распространение получили проблемы 1 - 4, осложнения 5 - 7 характерны только для отдельных газохранилищ с особыми геолого-технологическими условиями.

На ПХГ, созданных в выработанных нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, характерны проблемы, в основном связанные с их историей создания и эксплуатации, геолого-технологическими условиями в залежи, разрушением коллектора в призабойной зоне пласта, а также техническим состоянием промыслового оборудования и действующего фонда эксплуатационных скважин [12].

Процессы выноса песка и образования песчано-глинистых пробок свойственны скважинам Северо-Ставропольского (хадумский горизонт), Пунгинского, Песчано-Уметского и Елшано-Курдюмского подземных хранилищ газа. Замена устаревшего оборудования необходима на Кирюшкинском, Пунгинском, Дмитриевском, Аманском и Михайловском ПХГ [12]. Проблемы, связанные с историей создания и эксплуатации, в основном заключаются в том, что часто фонд эксплуатационных скважин на ПХГ включает скважины, введенные в эксплуатацию еще при разработке газового месторождения, на базе которого создано хранилище. Так, например, на Северо-Ставропольском ПХГ эта доля составляет 14 % [14], что естественно сказывается на производительности всего ПХГ, так как скважинное оборудование, работающее в знакопеременных термобарических нагрузках, подвергается повышенному износу и не может обеспечивать проектные показатели.

При снижении пластового давления, чаще на завершающей стадии цикла отбора газа, происходит обводнение добывающих скважин Аманского, СевероСтавропольского (зеленая свита), Елшано-Курдюмского, Краснодарского, Пунгинского и Песчано-Уметского подземных хранилищ газа. Для скважин Северо-Ставропольского хранилища в хадумском горизонте и Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ характерно присутствие конденсационной воды в отбираемом газе. Следы углеводородного конденсата и нефти присутствуют в добываемой продукции Совхозного и Песчано-Уметского ПХГ. Образование газовых гидратов типично для скважин Северо-Ставропольского ПХГ в горизонте зеленая свита.

Проблемы и осложнения при эксплуатации ПХГ, созданных в водоносных пластах, в основном сопряжены с условиями их строительства и эксплуатации, кольматацией призабойной зоны пласта-коллектора, разрушением продуктивного пласта, а также выносом песка и воды из пласта в скважину [12].

Влияние проблем, вызванных историей создания и эксплуатации, наглядно прослеживается на Щелковском ПХГ, введённом в эксплуатацию в 1959 г. и являющемся одним из первых газохранилищ, созданных в водоносных пластах. В

связи со значительным дефицитом газа для потребителей Москвы и Московской области создание ПХГ проходило в сжатые сроки, а процесс эксплуатации в очень интенсивном режиме со значительными перегрузками скважин по производительности. Суточный отбор газа из ПХГ достигал 16 млн м3/ сут, что обеспечивало около 20 % от среднесуточного потребления г. Москва [15]. В результате многолетней циклической эксплуатации в чрезмерно интенсивном режиме в сложных геолого-технологических условиях усугубился ряд проблем, снижающих производительность скважин. Основными из них являются увеличение притока пластовой воды и обводнение эксплуатационных скважин, а также разрушение пласта-коллектора и образование песчано-глинистых пробок [16], с чем связана неустойчивая работа фонда скважин ПХГ.

Проблема обводнения эксплуатационных скважин помимо Щелковского ПХГ, также присуща и другим газохранилищам, созданным в малоамплитудных ловушках водоносных пластов [17, 18]. Так водопроявления на заключительной стадии отбора характерны для скважин Гатчинского, Невского, Увязовского и Калужского подземных хранилищ газа.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Вержбицкий Вячеслав Владимирович, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Проблемы повышения производительности скважин на подземных хранилищах газа / В. В. Вержбицкий, А. И. Щекин, В. А. Васильев и др. // Булатовские чтения: в 7-ми т. - Краснодар, 2020. - Т. 2. - С. 98-102.

2. ПАО «Газпром» [Электронный ресурс]. - URL: https://www.gazprom.ru (дата обращения 10.01.2022)

3. Современные тенденции развития подземного хранения газа в Российской Федерации / А.Е. Арутюнов, В.И. Парфенов, С.Н. Бузинов и др. // Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы. - М.: ООО ВНИИГАЗ, 2003.

- С. 21-29.

4. Вержбицкий В. В. О закачке и отборе газа при создании и разведывательно-промышленной эксплуатации подземных хранилищ газа / В. В. Вержбицкий, П. Н. Ливинцев, В. В. Вержбицкая // Булатовские чтения: в 7-ми т. - Краснодар, 2020. - Т. 2. - С. 95-97.

5. Особенности планирования геолого-технических мероприятий на подземных хранилищах газа / В. В. Вержбицкий, А. И. Щекин, Т. А. Гунькина и др. // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли. Проблемы устойчивого развития: сборник трудов Международной научно-практической конференции, (01-02 декабря 2020 г.). - Ставрополь: АГРУС, 2020. - С. 250-252.

6. Актуальные направления научных исследований в области технологий хранения газов в пластах-коллекторах / С.А. Хан, А.З. Шайхутдинов, А.В. Чугунов и др. // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». - 2019. - Спецвыпуск.

- С. 30-37

7. Интернет-портал сообщества ТЭК [Электронный ресурс]. -URL: http://www.energyland.info (дата обращения 10.01.2022).

8. Гришин, Д.В. Комплексная технология повышения производительности скважин подземных хранилищ газа в условиях разрушения

пласта-коллектора: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Гришин Дмитрий Валерьевич. - Уфа, 2019. - 153 с.

9. Основные проблемы и пути решения интеллектуализации подземных хранилищ газа в России / А.С. Гарайшин, А.В. Григорьев, С.А. Хан и др. // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». - 2015. - №3 (23). - С. 73-78.

10. Применение методов факторного анализа для оценки эффективности геолого-технических мероприятий на скважинах подземных хранилищ газа [Электронный ресурс] / В.В. Вержбицкий, А.И. Щекин, А.В. Хандзель, и др. // Вестник Евразийской науки. - 2021. - №6. - URL: https://esj.today/PDF/45NZVN621.pdf (дата обращения 20.01.2022 г.)

11. Теория и практика эксплуатации подземных хранилищ газа в условиях разрушения пласта-коллектора / В.А. Васильев, Д.В. Гришин, Г.С. Голод и др. - М.: ТПС Принт, 2016. - 264 с.

12. Осложнения при эксплуатации подземных хранилищ газа / Д.В. Гришин, В. В. Вержбицкий, В. А. Васильев и др. // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли: материалы II Международной научно-практической конференции (25 ноября 2016 г.). - Ставрополь: ТЭСЭРА, 2016. - С. 127-133.

13. Конструкция забоя скважин подземных хранилищ газа / Д.В. Гришин, В. В. Вержбицкий, В. А. Васильев и др. // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли: материалы II Международной научно-практической конференции (25 ноября 2016 г.). - Ставрополь: ООО ТЭСЭРА, 2016. - С. 119-127.

14. Опыт внедрения технологий повышения производительности скважин Северо-Ставропольского подземного хранилища газа в условиях аномально низких пластовых давлений / В. В. Киселев, О. Ю. Епифанов, М. В. Свинцов и др. // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли: материалы Международной научно-практической конференции (20 ноября 2015 г.). - Ставрополь: ТЭСЭРА, 2015. - С. 299-304.

15. Состояние и перспективы развития подземных хранилищ газа в системе ООО «Мострансгаз» / А. А. Апостолов, Б.М. Буховцев, М.Х. Пирлиев и др.

// Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы. - М.: ООО ВНИИГАЗ, 2003.

- С. 35-42.

16. Михайловский, А.А. Проблемы и перспективы Щелковского подземного хранилища газа / А.А. Михайловский, А.Н. Соловьев // Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы. - М.: ООО ВНИИГАЗ, 2003. - С. 155-170.

17. Оценка влияния внутрипластового экрана из дисперсных систем на снижение перетоков газа // С. А. Хан, Ю.К. Дудникова, М. Ф. Каримов и др. - М.: Газовая промышленность, 2015. - № 10. - С. 8-12

18. Бузинов, С.Н. Ресурсосбережения в подземном хранении газа / С.Н. Бузинов // Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы. - М.: ООО ВНИИГАЗ, 2003. - С. 203-208.

19. Гришин, Д. В. Анализ факторов, обуславливающих процессы разрушения призабойных зон скважин Гатчинского ПХГ, и прогноз пескопроявлений / Д. В. Гришин, А. В. Петухов, А. А. Петухов // Записки Горного института. - 2010. - Т. 188. - С. 207-213.

20. Гасумов, Р. А. Современные представления о механизме разрушения призабойной зоны пласта (ПЗП) и образования глинисто-песчаных пробок / Р. А. Гасумов, Е. В. Боридько, Э. Р. Гасумов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 12. - С. 26-28.

21. Исследования влияния буровых растворов на проницаемость пород в зоне продуктивного горизонта / Р. А. Гасумов, Е. Ю. Кукулинская, В. А. Супрунов, и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2020. - № 2(82). - С. 28-35.

22. Тагиров, О. О. Технология удаления песчано-глинистых пробок из забоев многозабойных газовых скважин на депрессии / О. О. Тагиров, С. Б. Бекетов, К. М. Тагиров // Вестник Северо-Кавказского федерального университета. - 2013.

- № 2(35). - С. 56-61.

23. Проблема пескопроявлений и эффективный способ укрепления призабойной зоны пласта коллектора на скважинах месторождений и подземных хранилищ газа / Р. А. Гасумов, И. Ю. Шихалиев, И. С. Шихалиева и др. //

Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2020. - №2 2(326).

- С. 45-48.

24. Гасумов, Р. А. Технологические решения, направленные на ограничение выноса пластового песка из добывающих газовых скважин / Р. А. Гасумов, Е. Ю. Кукулинская // Наука. Инновации. Технологии. - 2016. - №2 3.

- С. 165-176.

25. Гунькина, Т. А. Критерии сохранности призабойной зоны пласта в условиях пескопроявления при циклической эксплуатации подземного хранилища газа: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Гунькина Татьяна Александровна. -Ставрополь, 2014. - 121 с.

26. Съюмен, Д. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах / Д. Съюмен, Р. Эллис, Р. Снайдер; пер. с англ. М. А. Цайгера. - М.: Недра, 1986. - 176 с.

27. Пшеничный, Д.В. Результаты и пути совершенствования технических и технологических решений по оборудованию эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа противопесочными фильтрами / Д.В. Пшеничный, Д.Л. Сорокин. - М.: Территория нефтегаз, 2012. - №8. - С. 84-90.

28. Полтавская, М. Д. Влияние увеличенного диаметра ствола на повышение производительности скважин / М. Д. Полтавская, В. В. Вержбицкий, Т. А. Гунькина // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2013. -Т. 12. - № 6. - С. 74-85.

29. Гришин, Д. В. Реконструкция скважин подземных хранилищ с целью увеличения их производительности / Д. В. Гришин, В. В. Вержбицкий, Т. А. Гунькина // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли : материалы международной научно-практической конференции (20 ноября 2015 г.). -Ставрополь: ТЭСЭРА, 2015. - С. 185-191.

30. Analysis of the effectiveness of ways to improve the performance in underground gas storage wells [Electronic resource] / V.V. Verzhbitsky, T.A. Gunkina, V.A. Vasilyev et al. // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science:

International Conference (March 25-26, 2021). - Stavropol, IOP Publishing Ltd, 2021. -URL: https://iopscience.iop.org/article/10.1088/1755-1315/745/1/012015/pdf (data access 20.01.2022)

31. Повышение производительности скважин Калужского ПХГ за счет совершенствования характера вскрытия пласта / Д. В. Гришин, С. В. Позднухов, Д. В. Дубенко и др. // Газовая промышленность. - 2014. - № 3(703). - С. 52-55.

32. Рубан, Г.Н. Геолого-технологический контроль подземных хранилищ газа: учебник для вузов / Г.Н. Рубан. - М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016. - 207 с.

33. Вержбицкий, В.В. Планирование геолого-технических мероприятий на подземных хранилищах газа / В.В. Вержбицкий, В.В. Вержбицкая // Актуальные проблемы науки и техники - 2021: сб. материалов XIV Международной научно-практической конференции молодых ученых (15 марта - 19 марта 2021 г.): в Т. 2 -Уфа: УГНТУ, 2021. - С. 93-94.

34. Методы планирования и оценки эффективности геолого-технических мероприятий / В. В. Вержбицкий, А. И. Щекин, Т. А. Гунькина и др. // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли. Проблемы устойчивого развития территорий: Сборник трудов II Международной научно-практической конференции (09-10 декабря 2021 г.). - Ставрополь: ООО Бюро новостей, 2021. -С. 194-201.

35. Борхович, С.Ю. Формирование критериев подбора скважин для проведения геолого-технических мероприятий / С.Ю. Борхович, И.В. Пчельников, А.Л. Натаров // Нефтяное хозяйство. - 2018. - № 4 - С. 80-83.

36. Пичугин, О.Н. Деревья решений как эффективный метод анализа и прогнозирования / О.Н. Пичугин, Ю.З. Прокофьева, Д.М. Александров // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 11. - С. 69-75.

37. Kashapov, A. The Application of the Fuzzy Sets Theory for Candidate Wells Selection [Electronic resource] / A. Kashapov // SPE Russian Petroleum Technology Conference. - M., 2015. - URL: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/15RPTC/All-15RPTC/SPE-176744-MS/183875 (data access 20.01.2022)

38. Разработка алгоритмов автоматизированного подбора геолого-технических мероприятий и критериев ранжирования скважин-кандидатов на основе нечетких множеств / А.Е. Алтунин, А.О. Гордеев, Ю.В. Земцов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2016. - №9. - С. 94-99.

39. Грачев, С.И. Методика выбора скважин для проведения геолого-технических мероприятий по поддержанию действующего фонда / С.И. Грачев, А.В. Колмаков // Наука и ТЭК. - 2012. - №1. - С.15-19.

40. Гасумов, Р. А. Теоретические основы планирования геолого-технических мероприятий на газовых скважинах / Р. А. Гасумов, В. А. Толпаев, К. С. Ахмедов // Газовая промышленность. - 2021. - № 5(816). - С. 60-72.

41. Толпаев, В.А. Кластерный анализ скважинного фонда месторождения как методологическая основа планирования ГТМ / В.А. Толпаев, К.С. Ахмедов, М.Т. Петросянц // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2017. - № 3. - С. 26-35.

42. Ахмедов, К.С. Основы теории и принципы разработки системы оптимального планирования и управления работой газодобывающих предприятий: дис. ... д-ра техн. наук: 05.13.01 / Ахмедов Курбан Сапижуллаевич. - Ставрополь, 2019. - 364 с.

43. Системный подход к выбору геолого-технических мероприятий для оптимизации разработки нефтяных залежей / А. В. Тимонов, А. В. Сергейчев, И. В. Судеев и др. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 8. - С. 46-49.

44. Тимонов, А.В. Системный подход к выбору геолого-технических мероприятий для регулирования разработки нефтяных месторождений: дис. ... канд. техн. наук. 25.00.17 / Тимонов Алексей Васильевич. - Уфа, 2010. - 151 с.

45. Колтун, А.А. Оценка эффективности и оптимальное планирование геолого-технических мероприятий на нефтяных месторождениях: дис. ... канд. техн. наук: 05.13.01 / Колтун Александр Александрович. - М., 2005. - 112 с.

46. Проактивный блочный анализ разработки месторождений / А. Н. Ситников, А. А. Пустовских, А. Ю. Шеремеев и др. // PROНЕФТЬ. - 2016. -№ 1. - С. 60-67.

47. Proactive Block-Factor Analysis of Oil Field Development [Electronic resource] / A. N. Sitnikov, A. A. Pustovskikh, A. S. Margarit et al. // SPE Russian Petroleum Technology Conference. - M., 2015. - URL: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/15RPTC/All-15RPTC/SPE-

176572-MS/183745 (data access 20.01.2022).

48. Факторный анализ успешности геолого-технических мероприятий как инструмент повышения качества геолого-гидродинамических моделей / М. В. Наугольнов, Е. В. Растегаева, Р. З. Зулькарниев и др. // PROНЕФТЬ. - 2019. -№ 1. - С. 34-38.

49. Factor Analysis of Basic Production [Electronic resource] / V. Oleynikov, N. Cherkovskiy // SPE Russian Petroleum Technology Conference. - M., 2019. - URL: https://onepetro .org/SPERPTC/proceedings-abstract/19RPTC/1 -

19RPTC/D013S002R006/219119 (data access 20.01.2022)

50. Cognitive Analytical System Based on Data-Driven Approach for Mature Reservoir Management [Electronic resource] / K. Gopa, S. Yamov, M. Naugolnov et al. // SPE Russian Petroleum Technology Conference. - M., 2018. - URL: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/18RPTC/1-

18RPTC/D013S002R003/236559 (data access 20.01.2022)

51. Application of Mathematical Optimization Techniques for Well Pattern Selection [Electronic resource] / M. M. Khasanov, V. M. Babin, O. U. Melchaeva et al. // SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. - M., 2014. - URL: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/14ROGC/All-14ROGC/SPE- 171163-MS/212134 (data access 20.01.2022)

52. Особенности планирования геолого-технических мероприятий при разработке шельфовых месторождений (на примере южного шельфа Вьетнама) / А.Н. Иванов, А.И. Щекин, Е.Н. Грищенко и др. // Нефтяное хозяйство. - 2018. -№ 4. - С. 40-42.

53. Подземная гидромеханика / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Р.Д. Каневская и др. - М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. -448 с.

54. Щелкачев, В.Н. Подземная гидромеханика / В.Н. Щелкачев, Б.Б. Лапук. - М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2001. - 736 с.

55. Маскет, М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. - М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 628 с.

56. Лейбензон, Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде / Л.С. Лейбензон. - М.: ОГИЗ, 1947. - 244 с.

57. Полубаринова-Кочина, П. Я. Гидродинамика и теория фильтрации: избранные труды / П.Я. Кочина (П.Я. Полубаринова-Кочинова). - М.: Наука, 1991.

- 351 с

58. Ergun, S. Fluid Flow through Randomly Packed Columns and Fluidized Beds / S. Ergun, A.A. Orning // Industrial and Engineering Chemistry. - 1949. - No. 6. -P. 1179-1184.

59. Forchheimer, P.H. Wasserbewegung durch Boden / P.H. Forchheimer // Z. Ver. Deutsch. - 1901. - Ing. 45. - P. 1782-1788.

60. Требин, Ф.А. Гидромеханические методы исследования скважин и пластов / Ф.А. Требин, Г.В. Щербаков, В.П. Яковлев. - М.: Недра, 1984. - 271 с.

61. Павловский, Н.Н. Теория движения грунтовых вод под гидротехническими сооружениями и ее основные приложения: Собр. соч.: В 2-х т. / Н.Н. Павловский. - М.; Л.: Акад. наук СССР, 1956. - T. 2. - 752 с.

62. Абдулвагабов, А.И. О законе движения жидкостей и газов в пористой среде / А.И. Абдулвагабов // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1961. - № 4. - С. 83-91.

63. Алиев, З.С. Газогидродинамические исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин: Учебное пособие для вузов / З.С. Алиев, Л. В. Самуйлова. - М.: Макс Пресс, 2011. - 340 с.

64. Cornell, D. Flow of Gases Through Consolidated Porous Media / D. Cornell, D.L Katz // Industrial & Engineering Chemistry. - 1953. - Vol. 45. - P. 2145-2152.

65. Tek, M.A. The Effect of Turbulence on Flow of Natural Gas Through Porous Reservoirs / M.A. Tek, K.H. Coats, D.L. Katz, et al. // Journal of Petroleum Technology.

- 1962. - Vol. 14. - P. 799-806.

66. Firoozabadi, A. An Analysis of High Velocity Gas Flow Though Porous Media / A. Firoozabadi, D.L. Katz // Journal of Petroleum Technology. - 1979. - № 31.

- P. 211-216.

67. Cooke, C.E. Conductivity of Fracture Proppants in Multiple Layers / C.E. Cooke // Journal of Petroleum Technology. - 1973. - P. 1101-1107.

68. Jones, S.C. Using the Inertial Coefficient, ß, to Characterize Heterogeneity in Reservoir Rock [Electronic resource] / SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, 1987. - URL: https://onepetro.org/SPEATCE/proceedings-abstract/87SPE/All-87SPE/SPE-16949-MS/67233 (data access 20.01.2022)

69. Geertsma, J. Estimating the Coefficient of Inertial Resistance in Fluid Flow Through Porous Media / J. Geertsma // Society of Petroleum Engineers Journal. - 1974.

- № 14. - P. 445-450.

70. Liu, X. Correlation of the Non-Darcy Flow Coefficient / X. Liu, F. Civan, R.D. Evans // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1995. - No.10. - P. 50-54.

71. Evans, R.D. The Effect of an Immobile Liquid Saturation on the Non-Darcy Coefficient in Porous Media / R.D. Evans, C.S. Hudson, J.E. Greenlee // SPE Production Engineering. - 1987. - Vol. 2. - P. 331-338.

72. Evans, E.V. The Influence of an Immobile or Mobile Saturation Upon Non-Darcy Compressible Flow of Real Gases in Propped Fractures / E.V. Evans, R.D. Evans // Journal of Petroleum Technology. - 1986. - Vol. 40. - P. 1343-1351.

73. Coles, M.E. Non-Darcy Measurements in Dry Core and the Effect of Immobile Liquid [Electronic resource] / M.E. Coles, K.J. Hartman // SPE Gas Technology Symposium. - Calgary, 1998. - URL: https://onepetro.org/SPEGTS/proceedings-abstract/98GTS/All-98GTS/SPE-39977-MS/189869 (data access 20.01.2022)

74. Li, D. Modeling and Simulation of the Wafer Non-Darcy Flow Experiments [Electronic resource] / D. Li, R.K. Svec, T.W. Engler et al // SPE Western Regional Meeting. - Bakersfield, 2001. - URL: https://onepetro.org/SPEWRM/proceedings-abstract/01WRM/All-01WRM/SPE-68822-MS/133321 (data access 20.01.2022)

75. Wong, S.W. Effect of Liquid Saturation on Turbulence Factors for GasLiquid Systems / S.W. Wong // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1970. - №2 9. - P. 274-278.

76. Li, D. Literature review on correlation of the non-Darcy coefficient [Electronic resource] / D. Li, T.W. Engler // SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference. - Midland, 2001. - URL: https://onepetro.org/SPEPBOGR/proceedings-abstract/01 OGR/All-01OGR/SPE-70015-MS/133633 (data access 20.01.2022)

77. Friedel, T. Investigation of non-Darcy flow in tight-gas reservoirs with fractured wells // T. Friedel, H.-D. Voigt / Elsevier Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2006. - № 54. - P. 112-128.

78. Алиев, З.С. Идентификация параметров имеющихся скважин при анализе данных в процессе разработки залежи для корректировки проектных показателей / З.С. Алиев, Д.А. Марков / Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. - 2017. - №4(289). - С. 40-55.

79. Everdingen, A. F. The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs / A. F. van Everdingen and W. Hurst // Journal of Petroleum Technology. - 1949. - Vol. 186. - P. 305-324.

80. Yildiz, T. Assessment of Total Skin Factor in Perforated Wells [Electronic resource] / T. Yildiz // SPE European Formation Damage Conference. - Hague, 2003. -URL: https://onepetro.org/SPEEFDC/proceedings-abstract/03EFDC/All-03EFDC/SPE-82249-MS/137342 (data access 20.01.2022)

81. Hawkins, M. F. A note on the skin effect / M. F. Hawkins // Journal of Petroleum Technology. - 1956. - Vol. 207. - P. 356-357.

82. Papatzacos, P. Approximate Partial-Penetration Pseudoskin for Infinite-Conductivity Wells / P. Papatzacos // SPE Reservoir Engineering. - 1987. - Vol. 2. - P. 227-234.

83. Vrbik, J. A Simple Approximation to the Pseudoskin Factor Resulting from Restricted-Entry / J. Vrbik // SPE Reservoir Engineering. - 1991. - Vol. 6. - P. 444-446.

84. Yildiz, T. Inflow Performance and Transient Pressure Behavior of Selectively Completed Vertical Wells / T. Yildiz, Y. Cinar // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. - 1998. - Vol. 1. - P. 467-475.

85. Daltaban, T.S. Fundamental and Applied Pressure Analysis / T.S. Daltaban, C.G. Wall. - London: Imperial College Press, 1998. - 832 p.

86. Odeh, A.S. An Equation for Calculating Skin Factor Due to Restricted Entry / A.S. Odeh // Journal of Petroleum Technology. - 1980. - Vol. 2. - P. 964-965.

87. Saidikowski, R. M. Numerical Simulations of The Combined Effects of Wellbore Damage and Partial Penetration [Electronic resource] / R. M. Saidikowski // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Las Vegas, 1973. - URL: https://onepetro.org/SPEATCE/proceedings-abstract/79SPE/All-79SPE/SPE-8204-MS/134855 (data access 20.01.2022)

88. Gomes, E. Analytical Expressions for Pseudoskin for Partially Penetrating Wells Under Various Reservoir Conditions [Electronic resource] / E. Gomes, A.K. Ambastha / SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Houston, 1993. - URL: https://onepetro.org/SPEATCE/proceedings-abstract/93SPE/All-93SPE/SPE-26484-MS/55099 (data access 20.01.2022)

89. Минский, Е.М. Приближенный расчет притока газа к скважине, дренирующей одновременно несколько газоносных пластов / Е.М. Минский, JI.M. Бурштейн // Труды ВНИИГАЗ. - 1956. - Вып. 8. - С. 262-279.

90. Руководство по исследованию скважин / З.С. Алиев, А.И. Гриценко, А.И. Ермилов и др. - М.: Наука, 1995. - 523 с.

91. Коротаев, Ю.П. О форме индикаторных кривых скважины, вскрывшей несколько продуктивных горизонтов / Ю.П. Коротаев, Г.А. Зотов // Труды ВНИИГАЗ. - 1963. - Вып. 18. - С. 97-104.

92. Асланов, Ш.С., Особенности кривых восстановления давления при разработке многопластовых нефтяных и газовых месторождений / Ш.С. Асланов, И.Б. Басович, В.Н. Фогельсон // Изв. ВУЗов, Нефть и газ. - 1985. - № 1. - С. 29-33

93. Чарный, И. А. Подземная гидрогазодинамика / И. А. Чарный. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 396 с.

94. Hong, K.C. Productivity of Perforated Completions in Formations With or Without Damage / K.C. Hong // Journal of Petroleum Technology. - 1975. - Vol. 27. -P. 1027-1038.

95. Locke, S. An Advanced Method for predicting the Productivity Ratio of a Perforated Well / S. Locke // Journal of Petroleum Technology. - 1981. - Vol. 33. - P. 2481-2488.

96. McLeod, H. The Effect of Perforating Conditions on Well Performance / H. McLeod // Journal of Petroleum Technology. - 1983. - Vol. 35. - P. 31-39.

97. Karakas, M. Semianalytical Productivity Models for Perforated Completions / M. Karakas, S.M. Tariq // SPE Production Engineering. - 1991. - Vol. 6. - P. 73-82.

98. Щекин, А.И. Технология применения горизонтальных нефтяных скважин: учебное пособие / А.И. Щекин, А.В. Хандзель, В.В. Вержбицкий. -Ставрополь: СКФУ, 2021. - 87 с.

99. Морозов, П.Е. Псевдоскин-фактор и оптимальная проводимость трещины гидроразрыва в круговом пласте / П.Е. Морозов // Нефтяное хозяйство. -2019. - №3 - С. 74-77.

100. Каневская, Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта / Р.Д. Каневская. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 212 с.

101. Экономидес, М. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. От теории к практике / М. Экономидес, Р. Олайни, П. Валько. - М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. - 236 с.

102. Erarsian, S. Non-Darcy Flow Behavior in Partially Penetrating Gas Wells [Electronic resource] / S. Erarsian, C. Ayan, W.J. Lee // Middle East Oil Conference. -Bahrain, 1991. - URL: https://onepetro.org/SPEMEOS/proceedings-abstract/91MEOS/All-91ME0S/SPE-21401 -MS/53690 (data access 20.01.2022).

103. Вержбицкий, В.В. Исследование скин-фактора при стационарном притоке газа по нелинейному закону фильтрации / В.В. Вержбицкий, А.И. Щекин, Р.Е. Шестерикова // Наука. Инновации. Технологии. - 2021. - №4. - С. 7-26.

104. Вержбицкий, В. В. Влияние технологических жидкостей при бурении и капитальном ремонте скважин на состояние призабойной зоны пласта / В. В. Вержбицкий, Т. А. Гунькина // Современные технологии извлечения нефти и газа. Перспективы развития минерально-сырьевого комплекса (российский и мировой опыт): Сборник материалов Всероссийской научно-практической конференции. - Ижевск: Удмуртский университет, 2016. - С. 286-292.

105. Михайлов, Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах / Н.Н. Михайлов. - М.: Недра, 1987. - 152 с.

106. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта: Обзор. информ. сер. Нефтепромысловое дело / С.А. Рябоконь, А. А. Вольтерс, А. Б. Сурков и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - Вып. 19. -42 с.

107. Живаева, В.В. Кольматационные процессы при бурении скважин / В.В. Живаева, О.А. Нечаева // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. - 2009. - №5. - С. 75-76.

108. Усовершенствованный подход к проведению блочно-факторного анализа разработки / О.Ю. Савельев, А.А. Бородкин, М.В. Наугольнов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2015. - №10 - С. 74-77.

109. Application of Machine Learning Methods for Modeling the Current Indicators of Operating Wells Stock of PJSC Gazprom Neft [Electronic resource] / N. Teplyakov, A. Slabetskiy, N. Sarapulov et al // Society of Petroleum Engineers. - M., 2018. - URL: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/18RPTC/1-18RPTC/D013S027R005/236539 (data access 20.01.2022)

110. Application of Mathematical Optimization Techniques for Well Pattern Selection [Electronic resource] / M. M. Khasanov, V. M. Babin, O. U. Melchaeva et al. // SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. - M., 2010. - URL: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/14ROGC/All-14ROGC/SPE- 171163-MS/212134 (data access 20.01.2022)

111. Применение факторного анализа при управлении технологическими процессами эксплуатации скважин на подземных хранилищах газа / А. И. Щекин,

B. В. Вержбицкий, Т. А. Гунькина и др. // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли. Проблемы устойчивого развития территорий: Сборник трудов II Международной научно-практической конференции (09-10 декабря 2021 г.). - Ставрополь: ООО Бюро новостей, 2021. - С. 320-325.

112. Адамов, В.Е. Факторный индексный анализ (Методология и проблемы) / В.Е. Адамов. - М.: Статистика, 1977. - 200 с.

113. Блюмин, С.Л. Экономический факторный анализ: Монография /

C.Л. Блюмин, В.Ф. Суханов, С.В. Чеботарев. - Липецк: ЛЭГИ, 2004. - 148 с.

114. Трухаев, Р.И. Факторный анализ в организационных системах / Р.И. Трухаев, И.С. Горшков. - М.: Радио и связь, 1985. - 184 с.

115. Баканов, М.И. Теория экономического анализа: учебник / М.И. Баканов, А.Д. Шеремет. - 4-е изд., доп. и перераб. - М.: Финансы и статистика, 2002. - 416 с: ил.

116. Шеремет, А.Д. Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности предприятия: учебник / А.Д. Шеремет. - 2-е изд., доп. - М.: ИПФРА-М, 2017. - 374 с.

117. Голопузов, Е.Н. Математическое обоснование при экономическом анализе дробных функций / Е.Н. Голопузов, А.И. Шадринцев // Экономический анализ: теория и практика. - М.: Финансы и кредит, 2006. - № 20 (77). - С. 44-54.

118. Голопузов, Е.Н. Факторный анализ и математическое обоснование в его реализации // Е.Н. Голопузов, А.И. Шадринцев // Экономический анализ: теория и практика. - М.: Финансы и кредит, 2006. - №16(73). - С. 19-28.

119. Свинцов, М.В. Технология и методика оценки эффективности ремонта скважины подземного хранилища газа в режиме отбора газа с использованием промысловых данных / М.В. Свинцов, П.С. Беленко, А. В. Хандзель // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли: материалы всероссийской научно-практической конференции. - Ставрополь: ТЭСЭРА, 2017. - С. 283-289.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Формулы факторного анализа по методу полных подстановок для количественной оценки влияния параметров

на изменение дебита при нелинейном законе фильтрации газа

Таблица А. 1 - Формулы по методу полных подстановок при различных комбинациях перестановок влияющих факторов

ДQ(2,2,3,4) 1 2 3 4

1 ШРпл. Рзаб, А, В) ДQpпл ^Рзаб ДQА ДQв

-А1+ VА1+4В1(Рп2л2-Р?аб1) -А1 + VА\ + 4В1(Рп2л2 - Р32аб2) —А2 + VА\ + 4В1(Рп2л2 — Р2аб2) —А2 + V А\ + 4В2(Рп2л2 — Р1б2)

2В1 2В1 2В1 2В2

-А1 + VА\ + 4Е>1 (РП2л1 - Р^б! ) -А1+ V А\ + 4Е>1 (Рп2л2 — Рзаб! ) —А1 + V А\ + 4В1(Р12 — Р1б2) —А2+ VA22+4Bl(Pп2л2—Pз2аб2 )

2В1 2В1 2В1 2В2

2 Д<3(Рпл, Рзаб, В, А) См. п.1.1 См. п. 1.2 ДQв —А1+ VA2l+ 4В2(РПл2 — Р1б2 ) ДQА —А2 + V А^2 + 4В2(РПл2 — Р?аб2)

2В2 —А1+ VAl2+4Bl(Pп2л2—PL2 ) 2В2 —А1+ VA2l+ 4В2(РПл2 — Р1б2 )

2В1 2В2

3 Д<3(Рцл, А, Рза6, В) См. п.1.1 ДQA —А2 + VA22 + 4В1(Рп2л2 — Р?аб1) ^Рзаб —Л 2 + VA22 + 4В1(Рп2л2 — Р1б2 ) См. п. 1.4

2В1 —А1 + VА\ + 4В1(Рп2л2 — Рз2аб1 ) 2В1 —Л 2 + VA22 + 4В1(Рп2л2 — Р1б!)

2В1 2В1

4 Д0.(Рпл, А, в, Рзаб) См. п.1.1 См. п.3.2 ДQв —А2 + V А\ + 4В2(Рп2л2 — Р?аб1) ^Рзаб —А2 + V А~2 + 4В2(РПл2 — Р?аб2)

2В2 —А2+ VA22+4Bl(Pп2л2—Pз2аб1) 2В2 —А2+ VA22+4B2(Pп2л2—Pз2аб1)

2В1 2В2

5 Дд(Рвл, в, Рзаб, А) См. п.1.1 ДQв —А1+ VAl+4B2(P2a—Plбl) ^Рзаб —А1+ VAll+4B2(Pl2 — PLб2 ) См. п.2.4

2В2 —А1 + VА\ + 4В1(Рп2л2 — Р32аб1 ) 2В2 —А1+ VA2+4B2(Pп2л2 —Р1б1)

2В1 2В2

6 А(КРПЛ,В, А,РЗЯ5) См. п.1.1 См. п.5.2 А((А —А2+ 4 А2 + 4В2(РП2л2 — Р'2аб1) 2Вг —А1 + + 4В2 (РП2л2 — Рз2аб1) 2Вг См. п.4.4

7 Ь<КРзаб.Рпл. А, В) А (Рзаб -Ах+ ^А21+4В1(Рп2л1-Р2а52 ) А (Рпл -А1+ ^А22+4В1{Рп1л2-Р31аб2 ) См. п. 1.3 См. п. 1.4

2В1 —А\ + ^А21+4В1(РП2Л1-Р32я51) 2В1 —А\ + + 4В1 (Рп1л1 — РЦаб2)

2В1 2В1

8 А(((Рза5,Рпл,В, А) См. п.7.1 См. п.7.2 См. п. 1.3 См. п.2.4

9 А(((Рза5, А,РПЛ ,В) См. п.7.1 А((А —А1+ ^А'1 + 4В1(РП1Л1 — Р32аб2) А (Рпл —А2 + 4А^, + 4В1(рПл2—Рзаб2 ) См. п. 1.4

2В1 —А1+ ^2 + 4В1(РПл1 — Рз2аб2) 2В1 —А2+ М + 4В1(Р12л1 — Рз2аб2)

2В1 2В1

10 А(((Рза5, А, В, Рпл) См. п.7.1 См. п.9.2 А((В —А2+ ^ А2 + 4В2(РП2л1 — Р2аб2) АЧРПЛ —А2 + 4Al + 4Вl(Рп1л2—Рз1аб2 )

2Вг —А2 + 4А2 + 4В1(РП2л1—Р2аб2 ) 2Вг —А2+ 4А'2 + 4В2(Рп2л1 — Рз2аб2)

2В1 2Вг

11 АОРзаб, В, Рпл, А) См. п.7.1 А((в —А1+ + 4В2 (РП2л1 — Р3аб2) А (Рпл —А1 + ^А'1 + 4В2(Рп2л2 — Рз2аб2) См. п.8.4

2Вг —А1+ ^А'2 + 4В1 (РП2л1 — Р32аб2 ) 2Вг —А1+ 4Al+4Вl(Р2лl—Р2аб2 )

2В1 2Вг

12 Д<кр^в, а,рпл) См. п.7.1 См. п.11.2 д(а —а2+ 4а22 + 4в2(рп2л1 — рз2аб2) 2в2 —а1+ 4а2+4в2 (рПл1 — рз2аб2 ) 2в2 См. п.10.4

13 Д (ка.рпл.рзаб.в) д(1а -а2+ 4а22 + 4в1(рп2л1 - рз2аб!) Д ((рпл —а2+ 4а22 + 4в1(рп2л2 — рз2аб1) См. п.3.3 См. п. 1.4

2в1 -а1+ 4 а1 + 4е>1 (рп2л1 — р32аб1) 2 в1 —а2+ 4а2+4в1(рПл1—рз2аб1)

2 в1 2 в1

14 д (ка,рПл,в,р3аб) См. п.13.1 См. п.13.2 См. п.4.3 См. п.4.4

15 д (2(а,р3аб,рПл,в) См. п.13.1 д (Рзаб —а2+ 4а22+ 4в1(рП2л1— рз2аб2 ) 2в1 —а2+ 4а2+4в1(рп2л1—рз1б1) 2 в1 См. п.10.3 См. п. 1.4

16 д (2(а,р3аб,в,рПл) См. п.13.1 См. п.15.2 См. п.9.3 См. п.10.4

17 д (¡(а.в.рзаб ,рпл) См. п.13.1 д(2в —а2+ 4а2+4в2(рп2л1—рз2аб1) д (Рзаб —а2+ 4а22 + 4в2(рп2л1 — рз2аб2) См. п.10.4

2в2 —а2+ 4а22+4в1(рп2л1—рз1б1) 2в2 —а2+ 4а2+4в2(рп2л1—рз2аб1)

2в1 2в2

18 д (ка,в,рПл,рзаб) См. п.13.1 См. п. 17.2 д (¡Рпл —а2+ 4а2+4в2(рПл2—р32аб1) 2в2 —а2+ 4а2+4в2(рп2л1—рз2аб1) 2в2 См. п.4.4

19 aq(b, рил, а, р3а6) Мв -а1 + ^а21+4в2(рп2л1-р32аб1) щрпл -а1+ Vа\+4в2 (рп2л2 - р?аб1) См. п.6.3 См. п.6.4

2в2 -а1+ ^а2+4в1(рп2л1-рз2а61) 1в2 -а1+ v а\ + 4в2 (рп2л1-р3а51)

2в1 2в2

20 щ(в, рпл, р3аб, а) См. п.19.1 См. п.13.2 См. п.5.3 См. п.5.4

21 ^(в, а, рПл, рзаб) См. п.19.1 ща -а2+ va22 +4в2 (рп2л1-р3аб1) 2вг -а1 + vaÍ+4b2 (рпПл1 - р'3а51) 2вг См. п.18.3 См. п.4.4

22 а, рзаб, рПл) См. п.19.1 См. п.21.2 См. п.17.3 См. п.10.4

23 щ(в, р3аб, рпл, а) См. п.19.1 ^Рзаб -а1 + va2+4bl(pn1лl-p?!¡б2) 2вг -а1+ va¡+4bl(pп1лl-p?!¡6l) 2вг См. п.11.3 См. п.8.4

24 ^(в, р3аб, а, рпл) См. п.19.1 См. п.23.2 См. п.12.3 См. п.10.4