Распределение дебитов и приемистости по пластам при совместной их эксплуатации Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №11-4/2016 ISSN 2410-700Х_

НАУКИ О ЗЕМЛЕ

УДК 622.276.6

Бураков Александр Анатольевич

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТОВ И ПРИЕМИСТОСТИ ПО ПЛАСТАМ ПРИ СОВМЕСТНОЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Аннотация

Задача о корректном разделении добычи в скважинах между пластами, разрабатываемые одной сеткой пока удовлетворительно не решена. Задачей написания статьи является обобщение методов деления добычи между совместно вскрытыми пластами, а также анализ этих методов.

Ключевые слова Нефть, месторождение, скважина, пласт, дебит, добыча.

Одновременно эксплуатация - это технология, позволяющая одновременно эксплуатировать два и более пласта в одной скважине [2].

Данная технология позволяет: Повысить нефтеотдачу и дебит скважины; Увеличить степень охвата и интенсивность освоения многопластового месторождения; Сократить капитальные вложения на бурение скважин; Оптимизировать процесс регулирования отборов и закачки во времени по разрезу скважины; Увеличить рентабельный срок разработки месторождений; Снизить эксплуатационные затраты

К отрицательным сторонам одновременной эксплуатации нескольких пластов можно отнести: Увеличение технологических рисков при эксплуатации, ремонте оборудования, проведения ГТМ; Ограничение в области применения технологии; Сложность определения дебита; Сложность монтажа и демонтажа; Сложность обработки призабойных зон скважины.

Существует ряд методик распределения добычи. Ю.В. Маслянцев и В.Е. Кащавцев [1] для решения задачи используют следующий подход. По скважинам, вскрывшим на отдельных участках один пласт, строится зависимость удельного дебита от эффективной перфорированной толщины

= Ч ЧУД AP*h»e рф

Где - удельный дебит жидкости на 1м толщины пласта; h^e рф - перфорированная нефтенасыщенная толщина; q - дебит жидкости; АР - депрессия на пласт.

Данная методика имеет ряд недостатков: В ее основу заложен неверный принцип - если пласт с эффективной нефтенасыщенной толщиной h имеет при самостоятельной эксплуатации дебит q, то и при совместном вскрытии с другими пластами он обеспечит такой же удельный дебит.; Между удельным дебитом и эффективной толщиной выведена линейная зависимость; Сложность определения депрессии по каждому из совместно вскрытых пластов.

Стуканогов Ю.А. считает, что в целом по объектам более правильно распределять добычу и закачка пропорционально соотношению средних значений гидропроводности пластов [3]. Минусом данного исследования является то что в нем не учитываются, что пласты с наименьшей относительной гидропроводностью не участвуют в активной выработки.

Янин А.Н. считает, что принципиальную роль должен играть следующий «постулат»: невовлечение каких-либо пропластков в разработку определяется не тем, что они имеют низкие абсолютные значения фильтрационных параметров, а тем, что они обладают «относительно» ухудшенными характеристиками по сравнению с другими совместно вскрытыми пластами [4].

Рассмотрим порядок распределения дебита по методике Янина на примере 659 скважины Нонг-Еганского месторождения, которая эксплуатируется одновременно на пластах БВ2 и БВз. Нам потребуется следующая информация (таблица 1).

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №11-4/2016 ISSN 2410-700Х_

Таблица 1

Проницаемость пропластков объектов БВ2 и БВз в зоне 659 скважины.

Пласт БВ2 БВз

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м 8,9 10,9

№ Пропластка 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 6 7 8

Проницаемость, мД 35,8 252 329,1 161,8 14,4 10,7 2,5 202,8 288 5 4,1 3 3,1

1.Расчитаем относительную проницаемость. =

Пласт БВ2 БВ3

№Пропластка 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 6 7 8

Относительная

0,11 0,77 1 0,49 0,04 0,03 0,01 0,62 0,88 0,02 0,01 0,01 0,01

проницаемость

£

£

max

2. Пропластки пласта БВ2 № 1,5 и пропластки пласта БВз № 1,2,5,6,7,8 исключаем из расчетов т.к. гидровроводность этих участков менее 0,4 и они не участвуют в активной выработке.

3. Доля производительности каждого пласта рассчитывается как:

^раб{ * ^раб{

У1 = £ ""Г!,«

^п "-раб{ "раб{ 1 1 Мж(

Где краб( - средневзвешенная по толщине проницаемость работающей части пласта, -

работающая часть эффективной нефтенасыщенной толщины, - вязкость пластовой жидкости.

Итого получаем что доля добычи для пласта БВ2, 11=0,45, а доля добычи для пласта БВз, 11=0,55. Можно сделать вывод, что пока отсутствует простой и достаточно надежный способ распределения добычи и закачки между совместно вскрытыми пластами в отдельных скважинах. Наиболее надежной является методика Янина А.Н., но и этот способ является приближенным. Список использованной литературы

1. Маслянцев Ю.В., Кащавцев В.Е. Методика разделения отбора жидкости и закачки воды по многопластовому объекту. «Нефтяное хозяйство», 1977г.

2. Ивановский В.Н. Интелектуализация скважин. «Территория нефтегаз», 2010г.

3. Кудинов, В.И. Основы нефтегазопромыслового дела - М.: ИКИ, - 2008.

4. Янин А.Н. Проблемы разработки нефтяных месторождений Западной Сибири . -« Зауралье», 2010г.

© Бураков А. А., 2016

УДК 551.5

Кузнецова Анжелика Викторовна,

Студентка 4 курса географического факультета Башкирского Государственного Университета, г. Уфа, РФ

E-mail: kuzang.1995@mail.ru

ОЦЕНКА ТЕРМИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ ВЕГЕТАЦИОННОГО ПЕРИОДА СЕВЕРО-ВОСТОКА

РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН

Аннотация

В статье рассматривается проблема, актуальная для большинства сельскохозяйственных регионов