Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Методы моделирования режимов работы скважин при разработке низкопроницаемых коллекторов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Методы моделирования режимов работы скважин при разработке низкопроницаемых коллекторов"

004608115

ГУК ВЯЧЕСЛАВ ЮРЬЕВИЧ

МЕТОДЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

1 6 СЕН 2010

004608115

Работа выполнена в лаборатории проектирования и мониторинга разработ месторождений департамента разработки месторождений ООО «НК Роснефть-НТО

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

- доктор технических наук, профессор Хасанов Марс Магнавиевич

- доктор технических наук, профессор Федоров Вячеслав Николаевич,

- кандидат технических наук Курамшин Ринат Мунирович

- Кафедра нефтегазовой и подземной гидромеханики Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина

Защита состоится 23 сентября 2010 г. в 14.00 часов на заседании диссертационнс совета ДМ 002.263.01 при Научном центре нелинейной волновой механики технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д. 4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН по адре 119334 г. Москва, ул. Бардина, 4.

Автореферат разослан 24 августа 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук

А.П. Аверьянов

ГУК ВЯЧЕСЛАВ ЮРЬЕВИЧ

МЕТОДЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

исследованиям в случае низкопроницаемых пластов может служить наблюдени параметров нормальной эксплуатации скважины. В частности, ценным источнике] информации является работа скважины на неустановившемся режиме, который пр вводе в эксплуатацию скважин при проницаемостях 1-10 мД длится нескольк месяцев, что открывает широкие возможности для сбора и обработки данны? Разработка и использование методик обработки таких данных позволит существенн повысить достоверность параметров параметров при выборе режимов работ] скважин.

Выбор наиболее эффективного режима работы скважины должен производитьс на основании модели скважины, сопряженной с пластом. При этом необходим учитывать важную особенность добычи из низкопроницаемых коллекторов длительные неустановившиеся режимы. Их учет может позволить существенн увеличить добычу нефти на начальном этапе эксплуатации скважины посредство выбора соответствующего погружного оборудования. Таким образом, для решени задачи необходимо разработать модель работы системы пласт-скважина-погружно насос на неустановившемся режиме.

Отдельного рассмотрения требует использование различных средств контрен: режимов работы скважин при разработке многопластовых месторождений с низко проницаемостью. Несмотря на широкое использование средств одновременно раздельной закачки на производстве, практически нет работ, где описывает« математическая модель и численные критерии выбора режимов работы тако1 оборудования.

Таким образом, для эффективного выбора режима работы скважин щ: разработке низкопроницаемых коллекторов требуется создание новых моделе методов и алгоритмов, позволяющих учитывать особенности их разработк повышенные требования к оценке потенциального дебита, длительнь неустановившиеся режимы, невозможность исследований скважин традиционные способами, необходимость применения средств раздельного контроля закачки.

Целью исследования является обеспечение достижения потенциала добычи и увеличение порога рентабельности разработки низкопроницаемых коллекторов посредством применения новых методов оценки их свойств и последующего расчёта и реализации наиболее эффективных режимов работы скважин.

Задачами исследования являются:

1. Разработка и верификация модели для расчета градиента давления в многофазном потоке;

2. Разработка математической модели системы «пласт-скважина» на неустановившемся режиме с учётом характеристик реальных электроцентробежных насосов для эффективного подбора режимов работы скважин на неустановившемся режимме.

3. Разработка и опробокание метода оценки продуктивных свойств низкопроницаемых коллекторов по данным работы скважины на неустановившемся режиме;

4. Создание математической модели работы нагнетательной скважины, оснащенной компоновкой одновременно-раздельной закачки для выбора режимов работы таких скважин.

Научная новизна

1. Разработка модели для расчета градиента давления в многофазном потоке с использованием подхода дрейфа и учётом движения газа в пробках жидкости.

2. Разработка модели системы «пласт-скважина» на неустановившемся режиме с учётом характеристик реальных электроцентробежных насосов и способа эффективного подбора типоразмера насоса и адаптации его частоты на неустановившемся режиме.

3. Создание модели работы нагнетательной скважины, оснащенной компоновкой одновременно-раздельной закачки и метода вькбора эффективных режимов работы таких скважин.

Практическая ценность работы

Результаты работы используются в НК Роснефть при анализе и оптимизации разработки ряда месторождений, включая Приобское месторождение. На основе результатов исследования разработаны следующие методические указания НК Роснефть:

1. «Факторный анализ причин изменения дебитов новых скважин» (действующий нормативный документ)

2. «Построение карт проницаемости с использованием данных нормальной эксплуатации» (нормативный документ проходит согласование)

Достоверность результатов диссертации обеспечивается использованием фундаментальных принципов механики жидкости и газа, корректной постановкой задач, сопоставлением полученных результатов с лабораторными данными и промысловым опробованием.

Основные положения, представляемые к защите

1. Модель расчёта градиента давления в многофазном потоке с учетом движения газа в жидкостных пробках снарядного режима потока.

2. Модель совместной работы пласта и скважины на неустановившемся режиме с учетом характеристик электроцентробежных насосов и метод подбора электроцентробежного насоса с учетом неустановившегося режима.

3. Алгоритм оценки параметров пласта по данным работы скважины на неустановившемся режиме.

4. Модель работы нагнетательной скважины, оснащённой компоновкой

одновременной раздельной закачки и метод выбора режима работы такой

скважины.

Апробация результатов работы

Основные результаты диссертационной работы были представлены на следующих конференциях:

— SPE Russian Oil & Gas Exploration and Production Technical Conference & Exhibition 2006. Moscow, Russia, 3-6 October, 2006;

— Современные технологии для ТЭК Западной Сибири. Тюмень, 18-19 апреля 2007;

— International Oil Conference and Exhibition in Mexico ЮСЕМ. Veracruz, Mexico, 27-30 June, 2007;

— VIII конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ханты-Мансийск 2-3 апреля 2008;

— Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Небуг, 15-18 сентября 2008;

— SPE Russian Oil & Gas Exploration and Production Technical Conference & Exhibition 2008. Moscow, Russia, 26-28 October, 2008;

— IX конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ханты-Мансийск 8-10 апреля 2009;

— 71st EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2009. Amsterdam, Netherlands, 8-11 June, 2009

Публикации

Основное содержание диссертационной работы отражено в 11 публикациях, в т.ч. в 3 статьях в изданиях, рекомендованных ВАК.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обосновывается актуальность диссертационной работы, цель, научная новизна и практическая значимость, формулируются цели исследования и описывается его ход.

В первой главе рассматривается задача планирования режимов работы скважин. Планирование режимов работы скважины требует предварительной оценки её добывных возможностей. Такая оценка включает в себя расчёт забойного давления при текущей эксплуатации скважины и оценка параметров пласта: проницаемости, скин-фактора и пластового давления. На основании уточнения указанных параметров оценивают потенциальный дебит скважины. После того, как параметры пласта и потенциальный дебит рассчитаны, необходимо с использованием модели «пласт-скважина» определить режим работы и требуемое оборудование для его достижения. Далее в исследовании последовательно разрабатываются модели расчета забойного давления, оценки параметров пласта и выбора режима работы скважины.

Вторая глава посвящена оценке забойного давления скважины с использованием новых методов моделирования газо-жидкостного течения в стволе скважины.

Многофазный поток является неотъемлемой составляющей скважинной добычи нефти, что необходимо учитывать при расчёте градиента давления по стволу

скважины. Дается постановка задачи о газо-жидкостногом течении в скважине. В литературном обзоре рассматриваются и анализируются упрощения точной постановки задачи, позволяющие рассчитать градиент давления в многофазном потоке в определенных предположениях. Упрощенные модели можно разделить на 3 класса:

Эмпирические корреляции (Дане и Рос (1963), Оркижевский (1967),

Мукерджи и Брилл (1985));

Модели дрейфа (Хасан и Кабир (1988));

Механистические модели (Ансари и др. (1994), Занг (2001)).

Механистические модели характеризуются наилучшей сходимостью с экспериментальными и промысловыми данными, но их использование в практических приложениях зачастую бывает затруднительным в связи с требуемыми вычислительными затратами. Модели, основанные на подходе дрейфа, позволяют производить вычисления на порядок быстрее, но характеризуются более высокой ошибкой расчётов. В особенности это характерно для снарядного режима многофазного потока - расхождение расчетов с экспериметальными данными достигает 30%. В связи с тем, что снарядный режим потока встречается в широком диапазоне условий и является доминирующим в большинстве реальных скважин, такая ошибка существенно сказывается на оценке потенциального дебита по всей нефтяной компании.

Выведена формула для расчёта объёмного газосодержания с учетом газа в пробках жидкости при снарядном режиме потока:

Л =7-2-• Л*0-25

( • V + V

4 0 ЛыЬ Ут ~ /»А

(1)

- + (1--2-)--2-,/. >0.25

где V - приведённая скорость газа, м/с; Ут - скорость смеси, м/с; л>(1 !шЬ -скорость дрейфа при пузырьковом потоке, м/с; л/ця - скорость дрейфа при снарядном потоке, м/с; С0 ЬиЬ - безразмерный параметр профиля скорости при

пузырьковом потоке; С0 - безразмерный параметр профиля скорости при

снарядном потоке. Графически зависимости объемного содержания газа от приведенной скорости газа для различных значений приведённой скорости жидкости (уз1) приведены на рис. 1.

0,90

Приведённая скорость газа, м/с

Рисунок 1

Зависимость объёмного газосодержания от приведённой скорости газа для различных значений приведённой скорости жидкости (у5)) Апробация модели проводилась на основе данных банка консорциума ТЮТ? (Проекты жидкостных течений университета Талсы) и промысловых данных НК «Роснефть». Банк ТиГРР содержит лабораторные и промысловые данные о многофазных потоках, позволяющие калибровать модели и оценивать точность их расчёта. На момент проведения оценки он содержал данные по 2052 скважинам. Этот набор охватывает широкий диапазон диаметров труб и параметров потока. Для каждой скважины расчётный перепад давления сравнивался с измеренным. Оценка модели в сравнении с механистическими моделями и моделью на основе подхода

дрейфа проводилась путем сравнения 6 статистических коэффициентов, а также относительного коэффициента эффективности, являющимся их комбинацией. Оценка адекватности модели с использованием промысловых данных производилась путем интерпретации данных отжима динамического уровня скважины. Отжим динамического уровня проводят для уточнения расчета забойного давления путем снижения влияния на расчёт режимов течения с высоким содержанием газа. В начале исследования закрываетя затрубная задвижка скважины, и газ начинает скапливаться в затрубном пространстве, увеличивая затрубное давление. Динамический уровень и содержание газа в нефти в затрубном пространстве при этом снижаются. Точность модели можно оценить, сравнивая показания манометра, установленного на приёме насоса, с расчётными величинами в ходе отжима. На рис. 2 приведены графики

Время, мин.

Рисунок 2

Сравнение расчёта забойного давления с замером в ходе отжима динамического

уровня.

показания манометра и расчётных значений в ходе отжима на одной из скважин Приобского месторождения. Из рисунка видно, что точность расчёта увеличивается с ходом отжима. Погрешность расчёта в начале процедуры отжима составляет 12 атм., в конце процедуры отжима: 2 атм. Для модели Хасана-Кабира погрешность в начале исследования составляет 22 атм, в конце исследования - 4.5 атм. Таким образом, разработанная модель позволяет предложенная модель позволяет снизить ошибку расчёта давления примерно в 2 раза.

Разработанная во второй главе модель может быть использована для расчета градиента давления в НКТ, в области между приёмом насоса и дырами перфорации и в затрубном пространстве в случае, если установлен обратный клапан. Практическая ценность формулы (1) состоит с том, что с её использованием можно получить аналитическую зависимость динамического уровня скважины от давления и затем вычислить забойное давление по известному значению динамического уровня без использования численного интегрирования. Такой подход является решением при необходимости быстрой оценки большого числа скважин - в рамках целого добывающего общества или нефтяной компании.

Третья глава посвящена обоснованию метода использования данных эксплуатации скважины на неустановившемся режиме работы для оценки параметров пласта.

Параметры пласта, необходимые для оценки потенциального дебита и последующего выбора оптимального режима работы скважины, обычно определяют при помощи гидродинамических исследований. В случае низкопроницаемых коллекторов применимость гидродинамических исследований существенно снижается из-за длительности и сложностей с вызовом притока. Альтернативой гидродинамическим исследованиям, требующим специальной проработки, постановки и следования дизайну, может служить наблюдение и интерпретация параметров нормальной эксплуатации скважин. При этом для снижения неопределённости необходимо иметь параметры работы скважины более чем на одном режиме. Установившийся и псевдоустановившийся режимы работы скважины

характеризуются постоянством коэффициента продуктивности, дебита жидкости, пластового и забойного давлений в течение длительного времени. Для определения пластовых параметров эти режимы не всегда достаточно информативны.

Особенностью низкопроницаемых коллекторов являются длительные неустановившиеся режимы. Скважины, введённые в эксплуатацию, работают со снижающимся дебитом и забойным давлением в течение нескольких месяцев. Характер кривых изменения давления и дебита зависит от параметров пласта: проницаемости (к), скин-фактора (8) и текущего пластового давления (Р^). Следовательно, имея модель, описывающую поведение системы "пласт-скважина" на неустановившемся режиме, определение интересующих параметров пласта по данным добычи представляет собой обратную задачу.

Процессы, происходящие в пласте, описываются дифференциальным уравнением пьезопроводности, которое составлено из закона сохранения массы, уравнения состояния и закона Дарси. Аналитическое его решение возможно лишь для небольшого набора граничных условий. При этом решения содержат трансцендентные и специальные функции, что затрудняет применение этих решений. В связи с этим существует ряд упрощённых методов для поиска зависимости дебита и забойного давления от времени. К таким методам относится метод последовательной смены стационарных состояний, метод Пирвердяна (1950), метод Баренблатта (1954), формула Чекатока (1950) и т.д. При выводе этих методов принималось предположение постоянства дебита или забойного давления. На практике и дебит, и забойное давление скважины изменяется, в соответствии с характеристикой скважины и пласта. В связи с этим, целесообразно перейти от описания дебита и депресии к их комплексу: коэффициенту продуктивности. Агарвалом и др. (1999) показано, что условие постоянства дебита и условие постоянства забойного давления практически идентичны при анализе изменения коэффициента продуктивности на неустановившемся режиме, а их различие проявляется с началом псевдоустановившегося режима. Используя подход

псевдостационарных состояний, в диссертационном исследовании получена следующая зависимость коэффициента продуктивности пласта от времени:

2хкИ

Р1=-

/Лп

"" ' (2) ¡4- к-1

где Р1 - коэффициент продуктивности скважины, м3/с/Па; к- проницаемость пласта, м2; И- эффективная мощность пласта, м; /Л - динамическая вязкость жидкости, Па*с; К- коэффициент пьезопроводности пласта, м2/с; г^- радиус скважины, м; I- время с

Т1п* J

момента запуска скважины, с; у = — I ——ах- константа Эйлера.

е

о е

Для обоснования использования зависимости (2) проведена её верификация с использованием известных точных решений для постоянного дебита и постоянного забойного давления. На рис. 3 представлены результаты верификации. Начиная с безразмерного времени, равного 0,01 погрешность соотношения (2) составляет менее

Рисунок 3

Относительная ошибка приближенной формулы для коэффициента продуктивности в

сравнении с точным решением

2%. Длительность неустановившегося режима в терминах безразмерного времени составляет около 0,1. При параметрах, характерных для Приобского месторождения

(&=10мД, с, =3*10-5 атм'1 (полная сжимаемость системы), /¿=1,5 его, $>=0,18

(пористость)) формулой (2) можно пользоваться уже через 30 минут после запуска скважины. Необходимо отметить, что при таких характерных параметрах неустановившийся режим длится около 50 суток.

Далее в диссертационном исследовании предложен алгоритм определения параметров пласта по известной динамике коэффициента продуктивности после запуска скажины с использованием формулы (2). Поставленная обратная задача заключается в минимизации отклонения фактически наблюдаемой динамики дебита жидкости от модельной при фактически наблюдаемой динамике забойного давления скважины. В качестве критерия наилучшего приближения было принято условие минимизации функции:

где 1 (1..п)-номер временного шага; Рге5 - пластовое давление; к -проницаемость пласта; 5 - скин фактор скважины; Q - расчётный дебит; Qfact ~ фактический дебит; £ - значение относительной ошибки.

Поиск производится в первоначально заданных интервалах. Расширение интервалов поиска в пространстве искомых переменных ведёт одновременно к уменьшению минимального возможной ошибки и к увеличению неопределённости полученного решения. В связи с тем, что обратные задачи характеризуются неединственностью решения, предложено вести поиск решения в окрестности первоначальных заданных значений параметров, которые устанавливаются с учетом имеющейся промысловой информации (успешные исследования, динамика показателей после проведения мероприятий, информация по соседним скважинам и т.д.). Ширина интервалов поиска для каждого параметра определяется степенью уверенности в заданном первоначальном значении этого параметра.

(3)

190 -

170 -

&

й X 150 -

Е 130 ■

О

а 110 •

£

а

70 -

50 -

♦ о Дебит факт

Ф.............................

к*.

:ч

4 Расчёт по начальным параметрам Л Расчёт по уточнённым параметрам

.....

ё 2а аА

♦

* ё

О ° О о

10 20 30 40 50 60

Сутки с момента запуска

70

80

Рисунок 4

Опробование алгоритма оценки параметров пласта на промысловых данных Промысловое опробование метода проводилось на скважине Приобского месторождения в сравнении с анализом методом гидродинамических исследований, проведённым на соседней скважине. Скважина №5400 была выведена на режим 14 февраля 2008г. и работала непрерывно в течение нескольких месяцев (период, достаточный для анализа). На скважине №5334 с 1 по 11 апреля 2008г. было успешно проведено гидродинамическое исследование методом восстановления давления. На рис.4 показана динамика дебита и забойного давления анализируемой скважины. Первоначальные значения, принятые для расчёта оборудования следующие: Р1Ш=250 атм, к=3 мД, 8=-5.5. Значения параметров, соответствующие наилучшему приближению фактических данных: Рпл=185 атм, к=2,7 мД, $=-5,9. Значения, определённые из гидродинамического исследования: Рш= 190 атм, к= 6,5 мД. Таким образом, отмечается согласованность оценки пластового давления по предложенной методике с данными ГДИС.

Различие в оценке проницаемости с результатами ГДИС, по-видимому, обусловлено прерывистым геологическим строением: на характер притока к скважине могут влиять отдельные линзовидные пропластки.

Указанный метод может являться основой решения ряда задач мониторинга разработки месторождений. В НК «Роснефть» он реализован в расчётной форме факторного анализа (Методические Указания НК «Роснефть» «Факторный анализ причин изменения дебетов новых скважин»), а также алгоритме построения карт проницаемости с использованием данных эксплуатации скважин (Методические Указания НК «Роснефть» «Построение карт проницаемости с использованием данных нормальной эксплуатации»). Этот алгоритм основан на поиске корреляционной зависимости между значениями проницаемости по данным геофизических исследований и значениями проницаемости, определённой по данным нормальной эксплуатации скважины на неустановившемся режиме. Его реализация позволила построить актуальную карту северной части Приобского меторождения, в результате чего были скорректированы планы по очередности разбуривания кустов.

Таким образом, в третьей главе научно обоснован метод оценки пластовых параметров на основании интерпретации кривых падения дебита жидкости и забойного давления на неустановившемся режиме. Сравнение с точным решением уравнения пьезопроводности для случаев постоянного дебита и постоянного давления показало, что погрешность использования метода составляет менее 2% начиная с безразмерного времени, соответствующего примерно 1/10 части неустановившегося режима.

В четвёртой главе рассматривается задача выбора режимов работы добывающих и нагнетательных скважин и подбора оборудования с учетом особенностей разработки низкопроницаемых коллекторов. Рассматриваются задачи работы добывающей скважины при неустановившемся режиме пласта и работы нагнетательной скважины, оборудованной системой одновременной раздельной закачки (ОРЗ).

Характерной особенностью таких коллекторов является наличие длительных переходных режимов. При классическом способе подбора установки электроцентробежного насоса (ЭЦН) для скважин, вводимых в эксплуатацию после

бурения или длительного ремонта, забойное давление снижается до целевого уровн в течение всего времени длительности неустановившегося режима. Это означает, чт до момента окончания неустановившегося режима фактический дебит ниж потенциально возможного на величину, соотвествующую разнице в фактическом целевом забойном давлении. Обеспечить достижение потенциального дебита нефт можно путем подбора ЭЦН большего типоразмера и при необходимости регулиру параметры его работы (частоту вращения колес) во время неустановившегос режима. Для определения необходимого типоразмера оборудования и целевой

частоты требуется модель совместной работы на неустановившемся режим пласта и скважины с учетом характеристик ЭЦН. В диссертационной работе така модель создана на основе подхода узлового анализа.

Характеристика пласта предполагается динамической с коэффициенте продуктивности, изменяющимся по закону (2). Характеристика ствола скважины ЭЦН определяется из замкнутой системы уравнений, содержащей модель течения НКТ (1), модель течения в ЭЦН и уравнение для газового фактора в НКТ зависимости от давления на приёме насоса и коэффициента сепарации. Входным параметрами для построения характеристики скважины с ЭЦН является конструквд скважины, напорная характеристика ЭЦН, свойства добываемой жидкости давление, поддерживаемое на устье скважины. В результате решения этой систем уравнений строится зависимость давления на приёме насоса и забойного давлею скважины от дебита жидкости. Режим работы скважины определяется криво] состоящей из точек пересечения характеристики скважины и характеристики пласт в каждый момент времени.

—•—Кривая продуктивности 15 сут

Кривая продуктивности в конце !<* неустановившегося режима (40 сут)

— Лифт-насос (AlnasjM-250 - 50Hz)

-Лифт-насос (Reda_GN2500 - 50Hz)

■ ■ - Кривая лифта фонтан ——Целевое забойное давление

500

Рисунок 5

Схематичное представление модели работы пласта и скважины на неустановившемся

режиме

Модель реализована на языке Visual Basic. Составной частью модели является база ЭЦН, содержащая широко известные типы и модели ЭЦН и их параметры. Напорные характеристики оцифрованы и представлены полиномиальной зависимостью. На рис. 5 показаны характеристики скважины с двумя возможными вариантами установок ЭЦН: насос №1 - Алнас-1М, номинальная производительность 250 м3/сут и насос №2 - Reda-GN2500, номинальная производительность 350 м3/сут. Также на графике приведена кривая продуктивности пласта при выходе на установившийся режим (сороковые сутки после запуска) и кривая продуктивности на пятнадцатые сутки после запуска. Целевое забойное давление принималось равным 50 атм.

Из графика видно, что насос №1 подобран классическим способом: номинальный расход соответствует установившемуся режиму (точка В). Насос №2 подобран так, чтобы на момент выхода на установившийся режим, рабочая точка находилась в крайней «левой» зоне рабочей области, а номинальный расход соответствует продуктивности пласта на 15 сутки работы (точка D). При дальнейшей эксплуатации скважины с насосом №2 без корректировки параметров работы забойное давление станет меньше целевого, что может привести к деградации напорной характеристики из-за газа и последующей остановке насоса. Для предотвращения такого развития

100 200 300 400 Дебит жидкости, мЗ/сут

I

s

x &

о *

Ч

l-s

500 : 450 ;

400 :

l

350 I 300 250 : 200 ■

-*-Alnas_1M-250-50Hz — Потенциал

Reda GN2500-50Hz

5 10 15 20 25 30 35 40 Время с момента запуска скважины, суток

45

событий необходимо изменять частоту вращения колёс ЭЦН, поддерживая давление на приёме насоса на целевом уровне (участок D-B). На рис.6 изображена динамика дебита жидкости для двух установок ЭЦН, а также динамика жидкости, соответствующая целевому забойному давлению. Работа насоса №1 соответствует участку А-В (рис. 6). Работа насоса №2 с учетом адаптации частоты - участку C-D-B. Штриховкой обозначена дополнительная добычи нефти на неустановившемся режиме при использовании насоса большей производительности и адаптации его частоты. В приведенном примере такая дополнительная добыча составила около 850

м жидкости.

Рисунок 6

Динамика дебита для двух установок ЭЦН и потенциально возможный дебит (расчёт

на целевое забойное давление)

Таким образом, при выборе режима работы добывающей скважины и подбора оборудования целесообразно использовать дополнительный потенциал добычи. После оценки дополнительной добычи нефти с использованием разработанной модели необходимо провести анализ экономической эффективности с учетом разницы в стоимости насосов и снижения межремонтного периода скважины за счет выхода рабочей точки в крайнюю «левую» область напорной характеристики ЭЦН.

Среди задач подбора режимов работы нагнетательных скважин интерес представляет система одновременно-раздельной закачки (ОРЗ). В исследовании показано, что технологическая эффективность регулирования может быть достигнута в двух случаях:

- Добыча из определенных интервалов нежелательна (например, добыча воды или газа);

- Штуцирование одного интервала может привести к увеличению расхода флюида по другим интервалам.

Последняя ситуация может возникнуть в случае, если система характеризуется существенными ограничениями: диаметр скважины, устьевое давление, инфраструктура, и т.д. Эти ограничения могут оказывать существенное влияние на производительность системы, особенно при высоких расходах флюида. Поэтому, уменьшение суммарного расхода путем штуцирования одного из интервалов может привести к увеличению расхода других интервалов, которые характеризуются, например, меньшим значением обводнённости продукции. Разработанная модель основывается на методе узлового анализа, который был адаптирован для описания работы многопластовых скважин. Схематично влияние регулирования на производительность скважины, пересекающей два пласта, в соотвествии с моделью, показан на рис.7. Диаграммы, аналогичные изобрженной на рис.7, показывают соотношение режимов работы каждого из пластов, который может обеспечить

скважина. Наиболее эффективный режим выработки залежи с учетом этих ограничений и геологических особенностей можно определить, используя гидродинамический симулятор.

--ПифгАСЮ после ограничения

Рисунок 7

Схематическое представление регулирования режима работы нагнетательной скважины, оснащенной компоновкой ОРЗ.

В ряде случаев перед началом гидродинамического моделирования имеет смысл сузить круг поиска решения с использованием более простых и наглядных моделей. Так, зная водонасыщенность пласта, можно оценить дебит нефти после реализаци регулирования по каждому из продуктивных интервалов. На практике, однако, н водонасыщенность, ни обводнённость каждого интервала неизвестны: соответствующие исследования в добывающих скважинах проводятся крайне редк< а их точность невысока. Обычно известна только обводнённость продукци суммарно по всем пластам. В качестве способа оценки водонасыщенности п пластам был использован метод типовых кривых, которые строятся п относительным фазовым проницаемостям каждого из слоёв как функции времен или накопленной добычи нефти. Используя свойство масштабируемости, типовь кривые модифицировались с учетом значения абсолютной проницаемости.

Описанный подход был реализован на Приобском месторождении. Для остроения характеристик пласта были спланированы и проведены исследования агнетательных скважин методом установившихся закачек. Характеристики кважины были построены теоретически. Для каждой скважины были определены её озможные режимы работы с учетом ограниченный и построены типовые кривые бводнённости по пластам. В результате расчета было выявлено, что критериям спешного регулирования удовлетворяет область на севере месторождения, а на ставшейся площади регулирование закачки может привести к негативным оследствиям. Основываясь на выводах исследования, была пересмотрена стратегия правлением заводнением на месторождении и программа оснащения скважин борудованием раздельного контроля.

Таким образом, в четвёртой главе разработаны модели работы добывающей кважины, оборудованной электроцентробежным насосом, на неустановившемся ежиме и модель работы нагнетательной скважины, оснащенной системой современной раздельной закачки.

заключении приводятся основные результаты и выводы диссертации Основные результаты и выводы диссертации В диссертационном исследовании разработаны модели работы скважин при азработке низкопроницаемых коллекторов. В ходе исследования получены тедующие результаты:

Для уточнения расчёта забойного давления и последующего расчёта производительности скважины создана модель для расчёта градиента давления в условиях многофазного потока. Промысловая апробация показала, что модель позволяет снизить ошибку расчёта по сравнению с аналогом почти в 2 раза. Разработана модель совместной работы скважины с реальной характеристикой ЭЦН и пласта на неустановившемся режиме. Модель реализована в виде программы на языке Visual Basic, которая позволяет прогнозировать параметры работы скважины с заданным ЭЦН во время неустановившегося режима.

Показан способ выбора установки ЭЦН и адаптации частоты таким образо! чтобы обеспечить дополнительную добычу за счёт потенциал неустановившегося режима.

3. Научно обоснован и экспериментально подтверждён метод оценки параметре пласта по данным нормальной эксплуатации скважины на неустановившемс режиме работы.

4. Создана модель работы нагнетательной скважины, оснащенной компоновке одновременной раздельной закачки. На основе модели показан спосс регулирования режимов нагнетания по пластам.

Предложенные методы опробованы на скважинах НК «Роснефть». Модел

реализованы в виде расчетных форм и используются в регулярной работе. F

основании результатов работы созданы два нормативных документа НК «Роснефть».

Список публикаций по теме диссертации:

1. Краснов В.А., Пашали A.A., Хабибуллин P.A., Гук В.Ю. Анализ и адаптация задачам ОАО «НК «Роснефть» универсальной механистической модели да расчета градиента давления в многофазном потоке в стволе скважины Роснефть, научно-технический вестник «Энергия развития». М.: 2006 №3. С.: 1 16

2. Гук В.Ю. Модель для расчёта газосодержания и градиента давления при течеш газо-жидкостной смеси в стволах скважин // Современные проблем фундаментальных и прикладных наук - аэрофизика и космические исследовани Сборник трудов 49-й научной конференции МФТИ, Т. III / МФТИ - М.: 2006. -С.: 172-173.

3. Гук В.Ю., Хасанов М.М., Краснов В.А., Хабибуллин P.A., Пашали А.; Разработка модели перепада давления в многофазном потоке ствола скважины её применение для оптимизации нефтяного фонда НК «Роснефть» // Сборш научных трудов 1-ой Всероссийской научно-практической конференщ Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при Тюменскс

государственном нефтегазовом университете Society of Petroleum Engineers (SPE)., Тюмень, 2007 С.: 72-78.

4. Гук В.Ю. Модель для расчёта объёмного газосодержания и градиента давления в многофазном потоке для вертикальных труб // Сборник работ победителей XV Конкурса научно-технических разработок среди молодёжи предприятий и организаций топливни-энергетического комплекса. М.: 2007, С.: 17-21

5. Судеев И.В., Тимонов A.B., Гук В.Ю., Асмандияров Р.Н. Факторный анализ изменения добычи новых скважин с использованием метода нестационарного узлового анализа // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - М.: 2008. - № 11. - С. 58-61.

6. Khasanov М., Krasnov V, Guk V. Reservoir Parameters Evaluation Based on Production Data Analysis // http://www.spe.org, SPE-117406

7. Гук В.Ю., Асмандияров P.H., Краснов B.A. Определение параметров пласта по данным добычи на неустановившемся режиме работы скважина // Сборник материалов VIII конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры. Новосибирск: Параллель, 2008. С.: 135-138

8. Гук В.Ю., Асмандияров Р.Н., Маркин А.И., Нигматуллин A.M. Применение технологии одновременно-раздельной закачки на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Тезисы докладов VIII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», Россия, Небуг, 2008 С.: 19.

9. Khasanov М., Khabibullin R., Krasnov V, Pashaii A, Guk V. A simple mechanistic model for void fraction and pressure-gradient prediction in vertical and inclined gas/liquid flow // SPE Production & Operations, Volume 24, Number 1, February, 2009, pp. 165-170

10. Гук В.Ю., Асмандияров P.H., Маркин А.И., Слабецкий A.A., Габдуллов P.P., Никишов В.И. Стратегия адресного управления многопластовыми месторождениями // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - М.: 2009. - №6. - С.: 58-62.

11. Pasynkov A., Slabetskiy A., Asmandiyarov R., Markin A., Guk V., Strategy multipay fields address management // http://www.spe.org, SPE-13821

Соискатель

В.КХГук

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гук, Вячеслав Юрьевич, Москва

61 11-5/264

Общество с ограниченной ответственностью «НК «Роснефть»-НТЦ»

На правах рукописи

ГУК ВЯЧЕСЛАВ ЮРЬЕВИЧ

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор

Хасанов Марс Магнавиевич

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание учёной степени кандидата технических наук

Москва 2010

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение..............................................................................................................- 4 -

Глава 1. Анализ производительности системы «пласт-скважина»...............- 8 -

1.1. Введение................................................................................................-81.2. Построение кривых притока к добывающим скважинам.................- 9 -

1.3. Построение кривых производительности скважин.........................- 101.4. Выводы.................................................................................................-12-

Глава 2. Расчёт градиента давления в многофазном потоке в стволе скважины

.............................................................................................................................- 13 -

2.1. Введение..............................................................................................-132.2. Основные параметры..........................................................................- 14 -

2.3. Классификация режимов течения.....................................................- 16 -

2.4. Расчёт объёмного газосодержания и градиента давления..............- 20 -

2.5. Формула для расчёта объёмного газосодержания при снарядном режиме потока...............................................................................................- 28 -

2.6. Зависимость забойного давления механизированной скважины от динамического уровня..................................................................................- 30 -

2.7. Верификация модели лабораторными данными.............................- 33 -

2.8. Промысловое опробование................................................................- 34 -

2.9. Выводы.................................................................................................-39-

Глава 3. Анализ производительности добывающей скважины во время неустановившегося режима пласта.................................................................- 40 -

3.1. Введение..............................................................................................-403.2. Постановка задачи..............................................................................- 40 -

3.3. Решения задач нестационарной фильтрации в пласте....................- 41 -

3.4. Модель работы системы «пласт-скважина» во время неустановившегося режима пласта.............................................................- 49 -

3.5. Способ подбора типоразмера ЭЦН с учётом неустановившегося режима пласта................................................................................................- 50 -

3.6. Оценка параметров пласта по данным работы скважины во время неустановившегося режима.........................................................................-543.7. Примеры практического использования..........................................- 57 -

3.8. Выводы.................................................................................................-64-

Глава 4. Математическая модель работы нагнетательной скважины при

одновременно-раздельном способе эксплуатации........................................- 65 -

4.1. Введение..............................................................................................-654.2. Моделирование...................................................................................- 68 -

4.3. Пример практического использования.............................................- 75 -

4.4. Выводы....................................... ..........................................................- 76 -

Заключение........................................................................................................- 77 -

Приложения.......................................................................................................- 78 -

Список обозначений.........................................................................................- 80 -

Список индексов...................................... .........................................................-81 -

Список публикаций по теме диссертации...................... ................................-82-

Список цитируемых источников............................ .........................................-84-

Введение

В последние годы все большая доля промышленной добычи нефти ведётся из низкопроницаемых пластов. В такой ситуации для обеспечения экономической рентабельности производства необходимо добиваться максимального использования добывного потенциала каждой скважины. Выполнение этого условия предполагает оценку величины потенциального дебита с последующим подбором оптимального оборудования и оптимального режима работы скважин. Решение этих задач требует определения текущих параметров работы скважины, в частности, забойного давления. В случае низкой проницаемости подавляющее большинство скважин эксплуатируются с использованием средств механизированной добычи, поэтому прямой замер забойного давления затруднителен, и необходимо использование методов оценки забойного давления через замеры устьевых параметров.

Выбор наиболее эффективного режима работы скважины должен производиться на основе системного анализа работы скважины и пласта. При этом необходимо учитывать важную особенность добычи из низкопроницаемых коллекторов - длительные неустановившиеся режимы. Учёт неустановившегося режима при выборе погружного оборудования может позволить существенно увеличить добычу нефти на начальном этапе эксплуатации скважины. Промысловые данные во время выхода скважины на стационарный режим могут быть использованы для уточнения параметров пласта без её остановки для проведения исследования.

Для увеличения рентабельности разработки месторождений с низкой проницаемостью практикуется объединение в один объект разработки нескольких продуктивных пластов. При этом для обеспечения равномерной выработки запасов нагнетательные скважины оснащаются компоновками одновременно-раздельной закачки. Поэтому приобретают актуальность методики проектирования и анализа работы такого оборудования.

Целью исследования является создание новых математических моделей для учёта особенностей разработки низкопроницаемых коллекторов: длительных неустановившихся режимов, повышенных требований к точности оценки потенциального дебита, использования средств контроля закачки на многопластовых месторождениях.

Задачами исследования являются:

1. Разработка и верификация модели для расчета градиента давления в многофазном потоке в стволе скважины.

2. Создание методики анализа системы «пласт-скважина» на неустановившемся режиме работы пласта с учётом характеристик электроцентробежных насосов.

3. Разработка модели нагнетательной скважины, оснащенной компоновкой одновременно-раздельной закачки, для выбора наиболее эффективных режимов работы таких скважин.

Научная новизна

1. Выведена формула для расчета объёмного газосодержания в смеси при снарядном режиме многофазного потока с учётом движения газа в пробках жидкости.

2. Разработана математическая модель совместной работы пласта и скважины во время неустановившегося режима пласта с учетом характеристик электроцентробежных насосов.

3. Разработаны математическая модель и метод выбора режима работы скважины, оснащённой компоновкой одновременно-раздельной закачки.

Практическая ценность работы

Результаты работы используются в НК «Роснефть» при оптимизации разработки ряда месторождений, включая гигантское Приобское

месторождение. На основе результатов исследования разработаны следующие методические указания НК Роснефть:

1. «Факторный анализ причин изменения дебитов новых скважин»

2. «Построение карт проницаемости с использованием данных нормальной эксплуатации»

Достоверность результатов диссертации обеспечивается использованием фундаментальных принципов механики жидкости и газа и сопоставлением полученных результатов с промысловыми данными. Основные результаты диссертационной работы были представлены на следующих конференциях:

— SPE Russian Oil & Gas Exploration and Production Technical Conference & Exhibition 2006. Moscow, Russia, 3-6 October, 2006;

— Современные технологии для ТЭК Западной Сибири. Тюмень, 18-19 апреля 2007;

— International Oil Conference and Exhibition in Mexico IOCEM. Veracruz, Mexico, 27-30 June, 2007;

— VIII конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ханты-Мансийск 2-3 апреля 2008;

— Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Небуг, 15-18 сентября 2008;

— SPE Russian Oil & Gas Exploration and Production Technical Conference & Exhibition 2008. Moscow, Russia, 26-28 October, 2008;

— IX конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ханты-Мансийск 8-10 апреля 2009;

— 71st EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2009. Amsterdam, Netherlands, 8-11 June, 2009

Основное содержание диссертационной работы отражено в 11 публикациях, в т.ч. в 3 статьях в изданиях, рекомендованных ВАК.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, приложений, списка использованных источников.

Первая глава посвящена литературному обзору математических моделей работы пласта, скважины и их совместного анализа.

Вторая глава посвящена задаче оценки забойного давления добывающих скважин. Выведена формула для оценки объёмного содержания газа в многофазном потоке в стволе скважины при снарядном режиме потока.

В третьей главе разрабатывается математическая модель работы пласта и скважины во время неустановившегося режима пласта с учетом характеристик электроцентробежных насосов (ЭЦН). Предлагается способ эффективного подбора ЭЦН с использованием модели с учётом работы скважины на неустановившемся режиме работы пласта. Также в третьей главе поставлена и решена обратная задача: определение параметров пласта по данным работы скважины во время неустановившегося режима пласта.

В четвёртой главе разрабатывается математическая модель работы нагнетательной скважины, оснащённой компоновкой одновременно-раздельной закачки и приводится метод выбора режимов работы таких скважин.

Глава 1. Анализ производительности системы «пласт-скважина»

1.1. Введение

Выбор наиболее эффективных режимов работы скважин для достижения потенциального дебита требует проведения системного анализа производительности скважин и пласта. Идеи системного анализа в области добычи нефти и газа впервые были сформулированы У. Гильбертом в 1954г [1]. Было предложено использовать т.н. характеристики притока: зависимости между дебитом и забойным давлением. В связи с активным развитием вычислительной техники, позволяющей проводить быстрые вычисления по сложным алгоритмам, идеи системного анализа в области нефтедобычи получили развитие в 1980х годах [2,3,4].

Основными задачами проведения системного анализа являются

1. Оценка параметров пласта и текущего режима работы скважины

2. Оценка потенциального дебита скважины

3. Выбор системы эксплуатации и параметров работы скважины

Применение метода системного анализа пласта и скважины

предполагает построение двух кривых: кривой притока из пласта и кривой течения в скважине. Схематично эти кривые для случая добывающей и нагнетательной скважин представлены на рис. 1 и рис. 2. Кривая пласта зависит от геометрии области дренирования, пластовых параметров и способа заканчивания скважины. Кривая скважины зависит от её конструкции, физико-химических свойств добываемой жидкости и системы эксплуатации.

Добывающая скважина

Нагнетательная скважина

Дебит, мЗ/сут

Рисунок 1

Схематичное предствление метода системного анализа для добывающей скважины

Приёмистость, мЗ/сут

Рисунок 2

Схематичное прсдствлсние метода системного анализа для нагнетательной скважины

1.2. Построение кривых притока к добывающим скважинам

Кривую притока из пласта строят по уравнению притока, которое

является решением задачи фильтрации в пласте с заданными граничными условиями. В качестве таковых выступают геометрия и размер зоны дренирования скважины и величина давления на границе этой зоны, а также тип заканчивайия и давление на забое скважины.

При установившемся режиме работы пласта для вертикальных скважин уравнением притока является формула Дюпюи с поправками для эффекта разгазирования нефти. Для учёта разгазировапия применяются функция Христиановича [5], поправка Вогеля [6] или Фетковича [7]. Для горизонтальных скважин в качестве уравнения притока обычно используют уравнение Джоши [8]. Возможно два способа построения кривых притока на установившемся режиме:

1. С использованием параметров пласта: проницаемости (к), эффективной мощности (Ь), радиуса контура питания (ге), пластового давления (Рп„) и скин-фактора скважины (8), и т.д., которые определяют из результатов исследований скважин.

2. При построении кривой притока для скважин, находящихся в эксплуатации, в общем случае нет необходимости в знании

вышеперечисленных параметров: достаточно иметь общий вид уравнения притока, а также данные эксплуатации скважины на одном или нескольких режимах.

Системный анализ работы скважины и пласта на неустановившемся режиме предполагает использование решений нестационарных задач фильтрации. Основополагающие результаты были получены в работах JI.C. Лейбензона [9,10], В.Н. Щелкачёва [11,12], М. Маскета [13,14], У. Хёрста [15] и др. Точные решения в общем случае возможны лишь для небольшого набора граничных условий, и при этом они содержат трансцендентные и специальные функции, что затрудняет их применение. В связи с этим, разработан ряд упрощённых методов описания нестационарной фильтрации, к которым относится метод последовательной смены стационарных состояний, метод A.M. Пирвердяна [16], метод Г.И. Баренблатта [17], Э.Б. Чекалюка [18] и т.д. Применение таких методов позволяет при системном анализе пользоваться явной зависимостью коэффициента продуктивности пласта от времени.

1.3. Построение кривых производительности скважин

В данной работе предполагается, что добывающие скважины

эксплуатируются механизированным способом с использованием электроцентробежных насосов (ЭЦН). При таком способе эксплуатации добываемая из пласта смесь воды и нефти попадает в обсадную колонну, по которой поднимается до приема насоса. В том случае, если в процессе подъема смеси давление в ней падает ниже давления насыщения, из нефти выделяется растворенный в ней газ. На приеме насосной установки происходит частичная сепарация свободного газа. Далее газо-жидкостная смесь поступает в ЭЦН и через насосно-компрессорные трубы (НКТ) поднимается им на поверхность, а сепарированный газ направляется в межтрубное пространство и через столб нефти поступает в свободное (заполненное газом) межтрубное пространство, поднимается на поверхность и отводится в выкидную линию. Необходимо отметить, что выделение

свободного газа может происходить непосредственно на забое в том случае, если забойное давление опускается ниже давления насыщения.

Кривой производительности добывающей скважины является зависимость давления на забое скважины от дебита жидкости при фиксированном давлении на устье и газовом факторе. В данных условиях забойное давление скважины, оснащённой электроцентробежным насосом (ЭЦН) рассчитывается как

Рзаб Руст

+ Арнкг+Арэцн+Ар

эк > О)

где рзаП - забойное давление, руст - устьевое давление, - перепад

давления в насосно-компрессорных трубах (от устья скважины до выхода из

последней ступени насоса), - перепад давления в ЭЦН (между приёмом первой ступени и выходом из последней ступени), Арэк - перепад давления в газо-жидкостной смеси в эксплуатационной колонне между приёмом насоса и перфорацией.

В случае механизированной эксплуатации замер забойного давления скважин, которое необходимо для оценки текущего режима работы, становится затруднительным. В отсутствие глубинных датчиков давление скважины, эксплуатируемой ЭЦН, пересчитывают через значение динамического уровня, определяемого акустическими методами [19,20,21]. Забойное давление складывается из затрубного давления на устье скважины -

Рштр, давления столба газа давления газированного столба нефти в

межтрубье , и давления Арэк газожидкостного столба от приёма насоса до перфорации:

Р,ао = Рэащ, + АА) + ДА + &РЭК . (2)

В большинстве случаев не превышает 0,1-0,2 МПа в силу малой плотности газа, поэтому обычно принимают ~ 0.

Расчёт перепада давления насосно-компрессорных трубах Л/?/жт, перепада давления между приёмом ЭЦН и верхними дырами перфорации

Арэк и перепада давления в межтубном пространстве требует учёта многофазного характера движения смеси в трубах. Несмотря на существенные результаты в достижении точности расчёта двухжидкостных моделей [22-25], при решении ряда задач их сложно применять в связи с высокими временными затратами. Альтернативой таким моделям являются модели, основанные на псевдогомогенном подходе [26,27], которые обычно применяют на практике для экспресс расчётов. Анализ промысловых и лабораторных данных показывает [28], что такие модели характеризуются более низкой точностью в области снарядного режима потока. Поэтому первоочередной задачей исследования является разработка модели для расчёта градиента давления при снарядном режиме потока.

1.4. Выводы

Для выбора наиболее эффективных режимов работы сважин �