Сборник - Нефтегазовые технологии

Подождите немного. Документ загружается.

285

2,1310

076,014,3

10301690042,00088,08

52,1

=×

××××

×=×=

МПа.

Следовательно, прогнозное давление на устье скважины, необходимое для

разрыва пласта:

() ()

9,232,1310169081,910308,27

=+×××-=+-=

жтжрру

PgHPP

МПа.

Давление, которое необходимо поддерживать на устье скважины в процессе

развития трещины, определялось по формуле

()

тпжcу

PgHPP +-=

где

()

пж

– плотность жидкости с проппантом; P

– потери давления на трение при

нагнетании жидкости с проппантом в пласт; Р

– остаточное давление в трещине.

Для расчёта потерь на трение предварительно были найдены вспомогательные

параметры:

- число Рейнольдса

()

5746

16,0076,014,3

1306042,04

Re =

××

пж

;

- коэффициент гидравлического сопротивления

0111,0

5746

===

Согласно Ю.П. Желтову, при наличии песка в жидкости происходит ранняя

турбулизация потока. С учетом того, что Re=5746>200, в расчётные зависимости

также вводился коэффициент, увеличивающий потери на трение в 1,52 раза.

Расчётные потери давления на трение при закачке жидкости с проппантом в

пласт составили

0,2110

076,014,3

13061690042,00111,08

52,1

=×

××××

×=×=

МПа.

Давление, которое необходимо поддерживать на устье скважины в процессе

развития трещины:

() ()

5,80,2110169081,913061,9

=+×××-=+-=

тпжcру

PgHPP

МПа.

Альтернативным способом учёта особенностей турбулентного течения жидкости

без ввода повышающего коэффициента является определение коэффициентов гидрав-

лического сопротивления с использованием известных зависимостей, таких как:

- формула Колбрука:

+-=

51,2

7,3

lg2

; (1)

- формула И.А. Исаева:

286

+-=

11,1

7,3Re

8,6

lg8,1

; (2)

- формула А.Д. Альтшуля:

25,0

10046,1

1,0

; (3)

- формула Блазиуса:

3164,0

. (4)

Здесь К – эквивалентная шероховатость поверхности трубы (для обсадных и

насосно-компрессорных труб принимается равной 1,4·10

-5

м).

Перерасчёт коэффициентов гидравлических сопротивлений был выполнен для

условий скважины №376, после чего были определены потери давления на трение.

Итоговые результаты представлены в табл. 2.

Таблица 2

Результаты расчёта параметров ГРП и трещины разрыва по скважине №376

Красноленинского месторождения

Расчётные параметры Ламинарный

режим

с повышаю-

щим коэффи-

циентом

Формула

Колбру-

ка

Форму-

ла Исае-

ва

Формула

Альтшу-

ля

Форму-

ла Бла-

зиуса

Давление вертикальное горное, МПа 34,8

Давление боковое горное, МПа 8,7

Давление в трещине остаточное, МПа 9,1

Длина (полудлина) трещины, м 151

Ширина трещины у забоя максимальная, см 1,829

Эффективная длина (полудлина) трещины, м 136,1

Объёмная концентрация песка в смеси, ед. 0,148

Ширина трещины у забоя остаточная, см 0,360

Число Рейнольдса, ед. 7251

Коэффициент гидравлического сопротивле-

ния

0,0088 0,0339 0,0338 0,0344 0,0343

Потери давления на трение, МПа 13,2 33,3 33,2 33,8 33,7

Устьевое давление, МПа 23,9 44,1 44,0 44,6 44,4

Плотность транспортирующей жидкости,

кг/м

1306

Вязкость транспортирующей жидкости, Па·с 0,16

Число Рейнольдса, ед. 5746

Коэффициент гидравлического сопротивле-

ния

0,0111 0,0362 0,0362 0,0365 0,0363

Потери давления на трение, МПа 21,0 45,1 45,1 45,4 45,3

Устьевое давление, МПа 8,5 32,5 32,5 32,9 32,7

Объём продавочной жидкости, м

7,7

Сравнивая полученные значения, можно отметить, что отечественная методи-

ка, разработанная Ю.П. Желтовым, в горно-геологических условиях Красноленин-

ского месторождения позволила получить достаточно близкие к фактическим значе-

ния потерь давления на трение и устьевых давлений разрыва. Корректировка расчёта

с использованием коэффициентов гидравлических сопротивлений, характерных для

287

турбулентного режима течения, в свою очередь, привела к существенному расхож-

дению прогнозных и фактических показателей давления.

Это можно объяснить следующим образом.

1. Формулы для расчёта гидравлических сопротивлений (1)-(4) справедливы

для ньютоновских жидкостей. На практике жидкость разрыва, одновременно пред-

назначенная для транспортировки проппанта в глубь пласта, обладает структурно-

реологическими свойствами, без учёта которых достоверность прогноза снижается.

2. При расчёте вязкости жидкости с наполнителем использована экспоненци-

альная зависимость, куда входят объемная концентрация проппанта в смеси и стан-

дартный числовой коэффициент 3,18. Очевидно, что в каждом конкретном случае

должна существовать своя зависимость, определяемая экспериментально и учиты-

вающая реологические параметры рабочей жидкости. При отсутствии такой зависи-

мости не исключена погрешность в расчётах.

3. Используемая методика, в том числе, с поправками на турбулентный режим те-

чения не учитывает проведение разрыва по технологии TSO (tip-screen-out), которая пре-

дусматривает постепенное увеличение концентрации проппанта в рабочей жидкости. Рас-

чёт, ориентированный на среднюю концентрацию, скорее всего, будет неточным.

4. В проведённых расчётах не учитываются потери давления на перфорации и

в призабойной зоне скважины, что также вносит элемент погрешности в определе-

ние устьевого давления разрыва.

Несмотря на перечисленные недостатки, расчёт, выполненный по методике

Ю.П. Желтова, продемонстрировал хорошую сходимость с фактическими значения-

ми. Очевидно, что в ряде случаев он может рассматриваться как дополнение к про-

цедуре трёхмерного имитационного моделирования ГРП.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Economides M., Oligney R., Valko P. Unified Fracture Design: bridging the gap between

theory and practice. – 2002.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и газ. – 2003.

3. Гидроразрыв нефтяного пласта. Теоретический обзор. – Томск, 2000.

4. Отчёт о проведённом ГРП. – Компания «CATKoneft». – 13.01.2009.

УДК 622.276

ПРОБЛЕМА СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ. ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ

НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕКТА Б

+В

ТОПОЛЕВСКОГО УЧАСТКА

Л.Н. Хромых, А.В. Корень

В статье рассмотрены основные концепции разработки многопластовых месторож-

дений и связанные с этим эксплуатационные риски. На примере одного месторожде-

ния Самарской области произведено обоснование совместно-отдельной добычи.

Проблемы рациональной разработки многопластовых месторождений в последние

годы приобретают все большую важность в связи с тем, что количество вводимых в экс-

плуатацию многопластовых залежей с ограниченными ресурсами запасов увеличивается.

В настоящее время опытом разработки многопластовых залежей обладают множество

нефтедобывающих компаний мира, но различия в геологических условиях и спектр при-

меняемого оборудование значительны. Принципиально все существующие схемы много-

пластовой эксплуатации направлены на повышение производительности путем повыше-

ния дебитов по месторождению в целом, тем самым увеличивается интенсивность про-

288

цесса нефтеизвлечения. Очевидно, что отборы нефти будут зависеть от количества вскры-

тых продуктивных интервалов, однако целесообразность одновременной многопластовой

эксплуатации может быть ограничена экономическими показателями, а в особенности –

стоимостью бурения скважин.

Существует несколько обобщенных концепций многопластовой эксплуатации

месторождения, которые позволяют производить добычу углеводородов из раздель-

ных продуктивных зон одним стволом без бурения дополнительных скважин. Каж-

дый тип имеет свои преимущества и недостатки, а следовательно, возможные экс-

плуатационные сложности как в техническом, так и в геологическом аспекте. В ко-

нечном итоге выбор предпочтительной концепции должен обеспечивать максималь-

ную выработку пластов и прибыльность проекта одновременно.

Наиболее распространенным способом многопластовой эксплуатации является

раздельная эксплуатация зон за счет последовательной выработки горизонтов путем

изоляции отработавшего интервала и дополнительной перфорации вводимого объек-

та. В данном случае используется обычный способ заканчивания скважины, и нет

необходимости в раздельной регистрации забойного притока. Главной особенностью

данного типа заканчивания скважин является упрощенный контроль за притоком и

возможность добычи химически несовместимых жидкостей.

Совместная эксплуатация многопластовых залежей долгое время не использо-

валась как альтернатива раздельной эксплуатации. Как известно, государственные

требования разработки месторождения углеводородов во многих странах мира за-

прещают совместную эксплуатацию пластов по причине возможного снижения ко-

нечной нефтеотдачи. Главными проблемами, имеющими место при совместной экс-

плуатации двух или более пластов, являются потеря контроля пластового давления

каждой из зон и, как следствие, возможность возникновения межпластовых перето-

ков. В настоящее время существует достаточное количество методов и технологиче-

ских решений, позволяющих реализацию совместной добычи с сохранением раз-

дельного контроля забойных параметров работы скважины.

Применение раздельной добычи нефти с использованием двух и более подъемных

колонн применяется достаточно редко и в специфичных условиях, поскольку сопряжено

с рядом технологических ограничений и возможных эксплуатационных осложнений.

Реализация совместной эксплуатации с возможностью позонного контроля па-

раметров добычи в настоящее время может стать ключевым элементом увеличения

производительности многопластовых месторождений, в особенности истощенных

залежей Поволжского региона РФ. Подобная проблема на примере Тополевского

участка Самарской области была проанализирована в данной статье.

Тополевский участок приурочен к Бариновско-Лебяжинскому месторождению

и находится на 60 км юго-восточнее г. Самара. Лицензионная площадь – 3,0 км

Структура участка представляет собой брахи-антиклиналь размером 2,4×1,8 км и

амплитудой 20 м.

В разрезе месторождения выделяются два продуктивных горизонта, пласт Б

бобриковского горизонта и пласт В

турнейского яруса, приуроченные к нижне-

меловой системе.

Пласт В

представлен переслаиванием серого, пористого, местами трещинова-

того известняка и тонких прослоев непроницаемых глин. Кровля турнейского яруса

представлена плотными карбонатами и глинами. Средняя глубина залегания пласта

– 2250 м. Общая продуктивная мощность пласта достигает 14,4-19,8 м, средняя –

16,5 м; мощность продуктивных пропластков составляет 0,6-6,2 м. Расчлененность

пласта – от 4,7 до 0,75. ВНК принят на отметке -2188,3 м. Размеры залежи –

2,2×1,7 км, высота – 18,3 м [1].

Пластовое давление – 23,3 МПа. Коллекторские свойства пласта следующие:

пористость – 14%, проницаемость – 0,034 мкм

. Вязкость пластовой нефти –

289

2,38 мПа·с, газовый фактор – 42,0 м

/т, давление насыщения – 6,6 МПа. Плотность

нефти в стандартных условиях – 0,844 т/м

. Объемный коэффициент – 1,117.

Пласт Б

сложен кварцевым, средне-зернистым, нефтенасыщенным песчани-

ком. Кровля горизонта сложена плотной карбонатной породой. Средняя глубина за-

легания составляет 2220 м. Общая продуктивная мощность пласта достигает 4,4-

5,5 м, в среднем – 5,1 м. Продуктивный горизонт представляет собой массивный

песчаный пласт, подстилаемый подошвенной водой. Абсолютная отметка ВНК рав-

на -2148,7 м. Размеры залежи – 1,8×1,5 км, высота – 5,5 м.

Пластовое давление – 20,3 МПа. Коллекторские свойства пласта следующие:

пористость – 20%, проницаемость – 0,639 мкм

. Вязкость пластовой нефти –

2,56 мПа·с, газовый фактор – 29,6 м

/т, давление насыщения – 4,4 МПа. Плотность

нефти в стандартных условиях – 0,841 т/м

. Объемный коэффициент – 1,090.

На Тополевском участке пробурено 4 разведочных и 2 эксплуатационных сква-

жины. С 1999 года и по настоящее время дренируется только пласт В

. По пласту Б

производились только промысловые испытания и пробная эксплуатация скважины

№201. Согласно решениям проектной документации на разработку месторождения

пласт Б

будет вводиться в разработку путем перевода скважин с нижележащего гори-

зонта В

по достижении критического значения обводненности продукции (96-98%),

поскольку бурение отдельной сетки скважин на пласт Б

является нерентабельным. К

бурению на участке согласно проекту рекомендуется скважина №206 [1].

Пласты являются отдельными объектами разработки, поэтому совместная экс-

плуатация посредством обычной компоновки насосного оборудования недопустима

по причине отсутствия поинтервального контроля продуктивности скважины.

Разработка пласта В

производилась без ППД, максимальный декремент дина-

мики пластового давления за весь период разработки составляет 2,6 МПа, что под-

тверждает высокую активность законтурной области.

За десятилетний период разработки месторождения (на начало 2009 года) по

объекту В

добыто 180 тыс. т нефти, текущий коэффициент нефтеотдачи – 0,052.

Накопленный отбор жидкости – 328 тыс. м

[1].

Выбор оптимального способа заканчивания скважины и насосного оборудова-

ния должен обеспечивать наименьшую стоимость при запроектированных уровнях

добычи и производиться с учетом технических и пластовых условий эксплуатации [2].

Пластовые (геологические) особенности заключаются в распределении пла-

стовых флюидов в целевом горизонте, притоке флюидов к скважине и свойствах по-

род пласта и включают в себя следующее:

– уровни отборов жидкости;

– количество продуктивных зон;

– механизм дренирования залежи;

– применение вторичных способов увеличения нефтеотдачи;

– стимуляция скважин;

– пескопроявление, отложения солей и парафинов;

– ремонтные операции;

– искусственный лифт.

Технические (механические) особенности определенного типа заканчивания

скважины влияют на эффективность дренирования пласта, возможность реализации

забойного мониторинга и возможность смены назначения скважины. Также это яв-

ляется ключевым фактором промышленной безопасности в условиях потери контро-

ля над скважинным притоком [3].

Дизайн способа заканчивания скважины и лифтового оборудования – это комплекс-

ная инженерная задача, которая обязана учитывать следующие технические особенности:

– безопасность;

– простота монтажа/демонтажа;

290

– надежность системы в целом и компонентов по отдельности;

– ожидаемые условия эксплуатации (давления и температуры);

– максимизация экономической прибыли.

Основные пункты, необходимые к определению при разработке скважинной

концепции:

– способ заканчивания скважины;

– количество элементов заканчивания и лифтовых колонн в стволе скважины;

– конфигурация обсадной колонны и НКТ;

– конфигурация насосного оборудования;

– интервал перфорации.

Существует три основных концепции заканчивания скважин при многопластовой

эксплуатации месторождения, которые имеют преимущество в определенных условиях.

Альтернативная эксплуатация предполагает бурение скважин на отдельный

горизонт и применение однопластового заканчивания.

Последовательная эксплуатация как разновидность альтернативной предпо-

лагает последовательную эксплуатацию пластов путем перевода в условиях эконо-

мической нецелесообразности бурения отдельных скважин.

Основные преимущества альтернативного заканчивания:

– эффективный контроль забойного притока и простота регулирования экс-

плуатационных параметров;

– простота ремонтных операций и мероприятий по обработке ПЗП, возмож-

ность смены назначения скважины;

– отсутствие межинтервального взаимовлияния;

– относительная механическая простота и наибольшая надежность.

Основные недостатки заключаются в следующем:

– равная степень выработки всех пластов требует увеличения количества

скважин для бурения и, следовательно, капитальных затрат;

– значительные различия в дебитах и обводненности интервалов могут повы-

шать себестоимость добычи нефти.

Раздельная эксплуатация предполагает добычу флюидов различных продук-

тивных зон по отдельным лифтовым колоннам внутри единого ствола скважины [8].

Механическая сложность ограничивает применение насосного способа эксплуата-

ции; обычно применим фонтанный и газлифтный способ. Подобные компоновки

применимы в эксплуатационной колонне с диаметром более 178 мм [6].

Для раздельной эксплуатации характерны следующие преимущества:

– регулирование отборов флюида может производиться позонно;

– изменение параметров работы одного интервала не влияет на добывные ха-

рактеристики других зон;

– часть ремонтных операций может быть произведена без влияния на соседние

горизонты;

– постоянный контроль истощения каждой из зон позволяет наиболее эффек-

тивно производить планирование разработки.

Недостатки:

– дополнительное время и затраты на монтаж/демонтаж оборудования;

– увеличенная механическая сложность обуславливает повышение вероятности

отказа отдельных компонентов оборудования и нарушение работы компоновки в целом;

– максимальный диаметр колонны подъемных труб может ограничивать про-

пускную способность колонны, а следовательно, и уровни дебитов.

Совместная (либо СРЭ – совместно-раздельная) эксплуатация предполагает

эксплуатацию нескольких зон по одной лифтовой колонне. Это помогает реализо-

вать максимальный потенциал скважины, поскольку диаметр НКТ не является огра-

ничивающим фактором. Совместная эксплуатация изначально применялась на ис-

тощенных месторождениях, где дебиты отдельных продуктивных интервалов явля-

291

лись экономически нерентабельными. Однако последнее время данная концепция

применяется довольно часто в следующих условиях:

– добыча по пластам близка к экономической рентабельности;

– при необходимости улучшение баланса компенсации, для отсрочивания про-

рыва воды либо газа, без снижения общего дебита скважины;

– при необходимости контроля скорости притока отдельных зон в случае ве-

роятного конусообразования и пескопроявления.

Совместная (совместно-раздельная) эксплуатация имеет следующие преиму-

щества:

– ускорение темпов отборов остаточных запасов, и, как следствие, увеличение

прибыльности проекта;

– сниженный риск механических отказов или повреждений компоновки;

– увеличение рентабельного срока эксплуатации скважины за счет дренирова-

ния нескольких зон;

– улучшенные эксплуатационные условия насосного оборудования, так как от-

сутствуют ограничения на диаметр лифтовой колонны.

Ограничения совместной (совместно-раздельной) концепции:

– невозможность эксплуатации пластов с химически несовместимыми флюидами;

– возможность возникновения межпластовых перетоков, если пластовое дав-

ление одной из зон упадет ниже забойного;

– необходимость использования забойного контроля при значительно разли-

чающихся параметрах притока каждой из зон;

– незначительно усложненные ремонтные операции по сравнению с альтерна-

тивной эксплуатацией.

Совместная эксплуатация может быть реализована как без использования за-

бойных контролирующих устройств, так и с использованием, в последнем случае

совместная эксплуатация может называться совместно-раздельной (СРЭ). Забойные

контролирующие устройства позволяют производить регулирование притока от-

дельно взятого интервала. Принцип работы всех устройств заключается в создании

дополнительного перепада давления при прохождении флюида сквозь штуцирующее

отверстие. По своему принципу различаются:

– нерегулируемые (пассивные) устройства, настраиваемые на поверхности при

проведении работ на скважине либо устанавливаемые стационарно в хвостовике ко-

лонны. К ним относятся мандрельные клапаны, неизвлекаемые штуцера, а также ин-

тервальные штуцирующие устройства различных конструкций (ICD);

– регулируемые (активные) устройства, позволяющие производить регулировку

притока дистанционно с поверхности без необходимости остановки скважины (ICV) [4].

Основным требованием применения СРЭ является необходимость разделения

добычи по эксплуатируемым интервалам. Существует множество методов, которые

делятся на две основные группы – аналитическая оценка и непосредственный инст-

рументальный замер. Для достижения наибольшей достоверности измерений методы

должны, по возможности, использоваться в совокупности.

Индекс продуктивности каждой из зон позволяет адекватно оценивать при-

ток только при наличии адекватной информации о пластовом давлении и является

наиболее общим методом оценки [10]:

ri wfi

где Q

– приток i-той зоны, м

/сут;

– индекс продуктивности i-той зоны, м

/сут/атм;

– пластовое давление в i-той зоне, атм;

292

wfi

– забойное давление в интервале колонны i-той зоны, атм.

Метод «Fuzzy Logic» представляет собой математическое приближение разделе-

ния добычи на основе распределения свойств пластов. Метод заключается в последова-

тельном применении логических операций над количественными, качественными и

субъективными характеристиками продуктивных горизонтов, таких как: удельная про-

дуктивность, прогнозируемая обводненность, петрофизические свойства пластов (про-

ницаемость, пористость, насыщенность, глинистость), геометрия пласта (площадь,

мощность), геологические особенности пластов (распределение литофаций, тип порово-

го пространства, тип глин) и гидродинамические характеристики пласта (пластовое дав-

ление, забойные давления, физико-химические свойства флюидов) [9].

Профилеметрия (термометрия) является наиболее распространенным инст-

рументальным методом замера притока по стволу скважины. Данный способ осно-

ван на фиксации изменения температурного поля, зависимого от интенсивности

притока пластового флюида в ствол скважины. Измерения производятся вдоль ин-

тервала перфорации как на добывающих, так и на нагнетательных скважинах.

Газохроматография – метод, основанный на хроматографическом анализе

добываемых углеводородов. Данный способ применим, если составляющие общую

смесь флюиды имеют достаточные различия в химическом составе. Предваритель-

ным условием для проведения хроматографического анализа является необходи-

мость исследования нефтей каждого из пластов в отдельности.

Пассивное акустическое прослушивание основано на эффекте усиления

акустического возмущения внутри колонны пропорционально интенсивности прито-

ка в скважину. Замер звуковой активности производится вдоль перфорированного

интервала колонны или хвостовика.

Забойные приборы, к которым относятся датчики давления и расходометры,

являются инновационными оборудованием для регистрации забойного притока, ус-

танавливаемые снизу лифтовой компоновки и измеряющие параметры работы пла-

ста непосредственно в забойных условиях. Наиболее распространенными типами

забойных расходометров являются тип Вентури и оптоволоконный тип [3].

Расходомеры, основанные на принципе Вентури, представляют собой последова-

тельность входного конического сужения, соединенного с цилиндрической горловиной и

расширяющейся конической секцией, которая позволяет замерять падение давления в ап-

парате. Затем производится пересчет перепадов давления в массовый расход жидкости.

Оптоволоконные расходомеры состоят из массива высокочувствительных датчиков

давления, соединенных оптоволоконным каналом. Турбулентный поток внутри трубы соз-

дает когерентные завихрения, которые являются причиной характерных пульсаций давле-

ния, регистрируемых датчиками. Данные типы расходомеров могут быть многофазными.

Для реализации на Тополевском участке можно выделить компоновки двух типов:

без забойных регулирующих устройств и с возможностью регулировки притока (рис. 1).

Первый вариант компоновки предоставляет возможность забойного замера де-

бита нижней зоны посредством волоконно-оптического расходомера. Для данной

компоновки характерны следующие основные узлы:

– изоляционный пакер;

– трехфазный оптоволоконный расходомер, конструкция которого включает

датчик давления;

– установка ЭЦН, колонна НКТ и дополнительные колонные элементы.

293

Рис. 1. Типовые варианты двухзонной совместно-раздельной компоновки ЭЦН

Регулируемый вариант компоновки с применением дистанционно-

управляемых штуцирующих клапанов (ICV). Данный тип обеспечивает возможность

регулировки удельного притока из каждой зоны в широком диапазоне дебитов и об-

водненностей [11] и состоит из следующих основных узлов:

– изоляционный пакер (2 единицы);

– гидравлический клапан (2 единицы);

– оптоволоконный датчик расхода и давления;

– установка ЭЦН, колонна подъемных труб и дополнительные колонные элементы.

В целом данные компоновки различаются наличием дополнительного пакера и

двух гидравлических клапанов.

Для расчета вариантов эксплуатации была использована гидродинамическая

модель объектов Б

+В

Тополевского участка на основе симулятора нелетучей нефти

(рис. 2). Размерность сетки – 54×44×30 ячеек. Размерность ячеек сетки по латерали –

50 м, по вертикали – 0,5-2 м. Расчетная добыча по пласту В

данного месторождения

была садаптирована согласно фактическим отборам нефти за 10-летний период раз-

работки с 1999 по 2009 годы.

294

Рис. 2. Сетка распределения насыщенности

Согласно плану разработки Тополевского участка ввод в эксплуатацию объек-

та Б

должен состояться после 2028 года, что является базовым вариантом. Как аль-

тернатива были рассчитаны два дополнительных варианта эксплуатации с примене-

нием совместно-раздельной добычи на скважинах объекта.

Базовый вариант включает в себя перевод 5 добывающих скважин с пласта В

(по мере его обводнения до 97%) на пласт Б

. Перевод скважин предполагается с

2028 по 2050 годы. Расчет произведен на 60-летний срок. В 2010 году запланирована

к бурению эксплуатационная скважина №206. Данное мероприятие рассматривалось

во всех эксплуатационных вариантах.

Совместно-раздельная эксплуатация с использованием нерегулируемых ком-

поновок предполагает дострел горизонта Б

во всех 5 скважинах в 2010 году и буре-

ние скважины №206 с одновременным освоением обоих горизонтов в 2010 году, а

также внедрение компоновок для СРЭ без регулирующих клапанов в том же году по

всем скважинам. Вариант был рассчитан на 40 лет.

Вариант СРЭ с использованием регулируемых клапанов отличается от преды-

дущего варианта отключением высокообводненного пласта Б

на поздних стадиях

разработки по всем скважинам, тем самым повышаются рентабельность добычи

нефти и конечная степень выработки пласта Б