Одновременно-раздельная эксплуатация пластов

Кратко о главном

Пласты с разным давлением, свойствами флюидов или контактами, разделённые выдержанными непроницаемыми пачками, разрабатывают как отдельные объекты. Одна скважина может работать на них совместно, одновременно-раздельно или поочерёдно.
При совместной эксплуатации у пластов общий забой. Каждый пласт отдаёт $J_i(\bar p_{R,i} - p_{wf})$ — пропорционально своей продуктивности и разности между своим давлением и общим забойным, приведёнными к одной глубине. Пласт с меньшим давлением при малом дебите скважины не работает, а в остановленной скважине принимает флюид других пластов — это переток через ствол.
Обводнение одного пласта утяжеляет столб в лифтовых трубах и поднимает забойное давление для всех пластов: вода одного пласта отнимает нефть у другого. При достаточно высокой обводнённости выгоднее закрыть обводнившийся пласт.
Раздельная эксплуатация возвращает управление каждым пластом — режим, исследования, ремонты, обработки, — но требует больше оборудования, меньших диаметров труб и больших затрат; каждый пакер и клапан — ещё одно место отказа.
Добычу совместной скважины распределяют по пластам расчётом, промыслово-геофизическими исследованиями (ПГИ) или по составу нефти. Распределение пропорционально $kh$ или продуктивности не видит разницы давлений и обводнённости пластов и может ошибаться в разы.
В Казахстане одновременно-раздельная эксплуатация двух и более объектов одной скважиной допускается только с оборудованием, которое обеспечивает раздельный учёт продукции и исследования каждого объекта; в обязательный комплекс исследований многопластовых объектов входят замеры давления и дебита по пластам.

Ключевые соотношения

q_i = J_i\,(\bar p_{R,i} - p_{wf})

дебит пласта $i$ при общем забойном давлении; давления приведены к одной глубине

p_{wf} = \dfrac{\sum_i J_i\,\bar p_{R,i} - q}{\sum_i J_i}

общее забойное давление при суммарном дебите $q$

p_{ws} = \dfrac{\sum_i J_i\,\bar p_{R,i}}{\sum_i J_i}

давление в остановленной скважине; пласты с давлением ниже $p_{ws}$ принимают переток $J_i(p_{ws} - \bar p_{R,i})$

f_1 = \dfrac{C_{\text{см}} - C_2}{C_1 - C_2}

доля пласта 1 в смеси по свойству-метке, которое смешивается линейно

Где чаще всего ошибаются

Сравнивать давления пластов, замеренные на разных глубинах, без приведения к одной глубине.
Считать, что сумма дебитов пластов, испытанных по отдельности, равна дебиту при совместной работе: пласты делят один подъёмник, и сумма получается завышенной.
Распределять добычу совместной скважины пропорционально $kh$ , не проверяя замерами.
Забывать о перетоке при остановке: в пласт с меньшим давлением уходят нефть, газ или вода других пластов, а с ними — несовместимые соли и частицы.
Ставить сложную многопакерную компоновку в сильно наклонный ствол, не оценив риск спуска и будущих ремонтов.

После урока вы сможете

различать совместную, одновременно-раздельную и поочерёдную эксплуатацию пластов и объяснять, что даёт каждая и чем за это платит;
рассчитать дебиты пластов при общем забойном давлении, давление в остановленной скважине и переток через ствол;
объяснить и оценить расчётом, как обводнение одного пласта снижает добычу нефти из другого при совместном подъёме и когда обводнившийся пласт выгоднее закрыть;
описать компоновки для двух и более пластов — с подъёмом по затрубью, с двумя колоннами НКТ, с одной колонной и переключением пластов — и их оборудование;
распределить добычу совместно работающей скважины по пластам разными способами и понять, где каждый способ ошибается;
рассказать, что даёт интеллектуальное заканчивание и какие требования к раздельному учёту и исследованиям пластов установлены в Казахстане.

Несколько пластов в одной скважине: три стратегии

Продуктивный разрез месторождения часто включает несколько пачек песчаника или карбоната, между которыми лежат глины или плотные породы. Связаны ли пачки между собой, решает вертикальная проницаемость этих прослоев (Неоднородность пласта и осреднение проницаемости). Если она ничтожна, пачки — по сути отдельные залежи: контакты и нефть у них могут различаться с самого начала, а при разработке каждая истощается сама по себе, и их давления расходятся (неравномерное истощение пачек).

Такие пачки объединяют в объекты разработки или разделяют — это первый этап проектирования разработки. Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр объединяют в один эксплуатационный объект пласты с одним этажом нефтеносности, близкими свойствами нефти и коллекторов, близкими режимами работы залежей и пластовыми давлениями. Если же объектов выделяют два и больше, между ними должны залегать повсеместно прослеживающиеся по площади пачки непроницаемых пород. На каждый объект можно пробурить свою сетку скважин; но если объекты лежат один над другим, заманчиво вскрыть их одной скважиной.

Совместная эксплуатация (commingled production): все пласты вскрыты и работают в общий ствол; продукция смешивается на забое и поднимается по одному каналу. Скважин нужно меньше всего, а оборудование — как у однопластовой скважины. Но регулировать, измерять и исследовать пласты по отдельности нельзя.
Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ, segregated production): пласты разобщены пакерами, и у каждого свой канал или своё управляемое забойное оборудование: можно задать режим каждого пласта, замерить его дебит, исследовать, обработать или отключить, не останавливая другие. Для добычи говорят и об одновременно-раздельной добыче (ОРД), для нагнетания — об одновременно-раздельной закачке (ОРЗ).
Поочерёдная эксплуатация (alternate completion): скважина вскрывает несколько пластов, но работает на один, а остальные отсечены пробкой или закрытым циркуляционным клапаном. Когда пласт выработан или обводнился, его изолируют и переводят скважину на следующий, обычно снизу вверх. Компоновка остаётся простой, как у однопластовой скважины, но каждый пласт ждёт своей очереди: чтобы отбирать из всех пластов с тем же темпом, скважин нужно больше, а разработка затягивается.

Три стратегии для нескольких пластов

Признак: Скважин на тот же отбор
Совместная: меньше всего
Раздельная (ОРЭ): столько же
Поочерёдная: больше

Признак: Управление каждым пластом
Совместная: нет
Раздельная (ОРЭ): есть
Поочерёдная: для одного пласта за раз

Признак: Учёт и исследования по пластам
Совместная: косвенные
Раздельная (ОРЭ): прямые
Поочерёдная: прямые

Признак: Сложность и риск отказов
Совместная: низкие
Раздельная (ОРЭ): высокие
Поочерёдная: низкие

Признак: Диаметр каналов
Совместная: полный
Раздельная (ОРЭ): уменьшен
Поочерёдная: полный

Признак	Совместная	Раздельная (ОРЭ)	Поочерёдная
Скважин на тот же отбор	меньше всего	столько же	больше
Управление каждым пластом	нет	есть	для одного пласта за раз
Учёт и исследования по пластам	косвенные	прямые	прямые
Сложность и риск отказов	низкие	высокие	низкие
Диаметр каналов	полный	уменьшен	полный

Сравнение качественное; в каждом проекте его проверяют расчётом добычи и затрат за весь срок.

Совместная эксплуатация: общий забой и переток через ствол

Когда пласты открыты в один ствол, у них одно забойное давление — точнее, давления в стволе против пластов отличаются только на вес столба флюида между ними. Поэтому давления пластов и забойное давление сравнивают на одной глубине, например у башмака НКТ: давление пласта пересчитывают на глубину отсчёта, вычитая вес столба флюида в колонне между пластом и этой глубиной.

Дебиты пластов при общем забойном давлении

q_i = J_i\,(\bar p_{R,i} - p_{wf}),\qquad p_{wf} = \frac{\sum_i J_i\,\bar p_{R,i} - q}{\sum_i J_i},\qquad q = \sum_i q_i

где:

$q_i$ дебит пласта $i$ в стандартных условиях; отрицательный — пласт принимает флюид, м³/сут
$J_i$ коэффициент продуктивности пласта, отнесённый к глубине отсчёта, м³/(сут·МПа)
$\bar p_{R,i}$ среднее пластовое давление пласта $i$ , приведённое к глубине отсчёта, МПа
$p_{wf}$ забойное давление на глубине отсчёта, МПа
$q$ суммарный дебит скважины, м³/сут

Единицы: метрические промысловые (подойдёт любая согласованная система)

Справедливо, если

приток каждого пласта линейный: однофазный, выше давления насыщения (Индикаторная кривая притока); при двухфазном притоке вместо прямых берут индикаторные кривые пластов и общее давление находят численно;
давления приведены к одной глубине: $\bar p_{R,i} = p_i - \rho g\,(z_i - z_0)$ , где $p_i$ — давление на глубине пласта $z_i$ , $z_0$ — глубина отсчёта, $\rho$ — плотность флюида в колонне между ними;
потери давления в стволе между пластами малы; продуктивности за время расчёта не меняются.

Общее забойное давление — средневзвешенное давление пластов с весами $J_i$ , сниженное на $q/\sum J_i$ . Пласт с высокой продуктивностью отдаёт больше даже при меньшем давлении; пласт с давлением ниже забойного не работает, а принимает флюид. Ту же задачу решает гидродинамическая модель для скважины, вскрывающей несколько слоёв сетки (скважина в нескольких слоях).

Давление в остановленной скважине и переток через ствол

p_{ws} = \frac{\sum_i J_i\,\bar p_{R,i}}{\sum_i J_i},\qquad q_x = \sum_{\bar p_{R,i} < p_{ws}} J_i\,(p_{ws} - \bar p_{R,i})

где:

$p_{ws}$ давление в стволе остановленной скважины на глубине отсчёта, МПа
$q_x$ переток через ствол: дебит, который принимают пласты с давлением ниже $p_{ws}$ ; столько же отдают остальные, м³/сут
$J_i,\ \bar p_{R,i}$ продуктивность и пластовое давление пластов, как выше, м³/(сут·МПа), МПа

Единицы: метрические промысловые

Справедливо, если

скважина закрыта на устье, но пласты сообщаются через ствол;
приёмистость пласта, принимающего переток, считают равной его продуктивности; если в него уходит вода или газ, вязкость которых иная, иной будет и приёмистость;
оценка по продуктивностям при неизменных средних давлениях пластов: в первые часы после остановки, пока восстанавливается давление у ствола, переток иной, а при долгой остановке давления пластов сближаются, и переток затухает.

Остановленная скважина с несколькими открытыми пластами продолжает работать внутри себя: пласт с бóльшим давлением отдаёт флюид, только не на поверхность, а в соседний пласт. Объём перетока растёт с длительностью остановки.

Расчётный примерДва пласта в общем стволе: дебиты, остановка и переток

Исходные данные (условные)

Пласт А (верхний): середина интервала перфорации на 2010 м, пластовое давление на этой глубине 16,58 МПа, $J_А$ = 40 м³/(сут·МПа)
Пласт Б (нижний): 2040 м, 17,83 МПа, $J_Б$ = 25 м³/(сут·МПа)
Глубина отсчёта: башмак НКТ на 2000 м; в колонне ниже башмака — нефть 0,85 г/см³
Режим: насос поддерживает забойное давление 12,0 МПа на глубине отсчёта; затем скважину останавливают на 3 сут

Решение

Приводим давления к 2000 м: $\bar p_{R,А} = 16{,}58 - 0{,}00981\cdot0{,}85\cdot10 = 16{,}50$ МПа, $\bar p_{R,Б} = 17{,}83 - 0{,}00981\cdot0{,}85\cdot40 = 17{,}50$ МПа. На своих глубинах давления различались на 1,25 МПа, на одной глубине — на 1,00 МПа.
Дебиты при 12,0 МПа: $q_А = 40\cdot(16{,}50 - 12{,}0) = 180{,}0$ м³/сут, $q_Б = 25\cdot(17{,}50 - 12{,}0) = 137{,}5$ м³/сут, всего 317,5 м³/сут.
Остановка: $p_{ws} = \dfrac{40\cdot16{,}50 + 25\cdot17{,}50}{65} = 16{,}885$ МПа — выше давления пласта А. Переток из Б в А: $40\cdot(16{,}885 - 16{,}50) = 15{,}4$ м³/сут, за 3 сут — около 46 м³.
Пласт А перестаёт работать, когда забойное давление поднимается до его давления 16,50 МПа; суммарный дебит тогда равен $25\cdot(17{,}50 - 16{,}50) = 25{,}0$ м³/сут. При меньшем отборе пласт А принимает флюид.

Ответ: Пласты дают 180,0 и 137,5 м³/сут; в остановленной скважине пласт Б перетекает в пласт А со скоростью около 15,4 м³/сут, а при суммарном дебите ниже 25,0 м³/сут пласт А не работает.

Что это значит. Пласт А продуктивнее, поэтому даёт больше при меньшем давлении. Но стоит снизить отбор — и он отключается первым, а в остановленной скважине становится поглощающим. Пока перетекает нефть пласта Б, потеря невелика: большая часть вернётся при пуске. Хуже, если Б обводнён или его вода несовместима с водой А: тогда в призабойную зону А попадают вода, соли и частицы (отложения солей). Если бы давления сравнили без приведения к одной глубине, разница была бы завышена на четверть. Данные примера условные.

РасчётРасчётные индикаторные прямые пластов А и Б из примера и суммарная прямая скважины; давления на глубине 2000 м. Выше 16,5 МПа дебит пласта А отрицателен — пласт принимает флюид. В остановленной скважине давление устанавливается на 16,885 МПа, и пласт Б перетекает в пласт А.

Что меняется, если…

…давление пласта А поднять до давления пласта Б (например, закачкой) — переток исчезнет, а пласты будут делить отбор пропорционально продуктивностям;
…увеличить отбор — доля пласта с меньшим давлением растёт: при большой депрессии пласты делят дебит почти пропорционально продуктивностям;
…при каждой остановке закрывать пласт с бóльшим давлением забойным клапаном — перетока не будет, но для этого пласты нужно разобщить (разделы ниже).

Если забойное давление ниже давления насыщения, индикаторные линии пластов искривляются (уравнение Вогеля), и суммарную кривую строят по точкам: при каждом забойном давлении складывают дебиты пластов. Принцип тот же.

Как обводнение одного пласта отнимает нефть у другого

Общий у пластов не только забой, но и подъёмник. Забойное давление работающей скважины задаёт столб смеси в лифтовых трубах (Многофазный поток в лифтовых трубах, Узловой анализ добывающей системы). Если один пласт начинает давать воду, смесь в трубах тяжелеет, а газа на единицу жидкости в ней становится меньше: воды прибавляется, а нефти, которая несёт газ, — нет. Нужное для подъёма забойное давление растёт — для всех пластов сразу. Обводнившийся пласт «давит» и на сухой: тот получает меньшую депрессию и даёт меньше нефти.

Расчётный примерОбводнение нижнего пласта в фонтанной скважине

Исходные данные (условные)

Пласты: А и Б из предыдущего примера: $\bar p_{R,А}$ = 16,50 МПа, $J_А$ = 40; $\bar p_{R,Б}$ = 17,50 МПа, $J_Б$ = 25 м³/(сут·МПа) на глубине 2000 м
Скважина: фонтанная, из урока о многофазном потоке: НКТ 73 мм (внутренний диаметр 62 мм) до 2000 м, давление на устье 1,5 МПа; нефть 850 кг/м³ несёт 100 м³ свободного газа на 1 м³
Обводнение: через несколько лет пласт Б даёт 70 % воды плотностью 1100 кг/м³; пласт А по-прежнему безводный; давления пластов поддерживает закачка, продуктивности по жидкости прежние (допущение примера)

Решение

Пока оба пласта безводны, кривые притока и оттока пересекаются при забойном давлении 11,93 МПа: пласт А даёт $40\cdot(16{,}50 - 11{,}93) = 183$ , пласт Б — $25\cdot(17{,}50 - 11{,}93) = 139$ м³/сут, всего 322 м³/сут нефти.
Пласт Б обводнился. Новое пересечение — при 13,44 МПа: пласт А даёт $40\cdot(16{,}50 - 13{,}44) = 122{,}4$ м³/сут нефти, пласт Б — $25\cdot(17{,}50 - 13{,}44) = 101{,}5$ м³/сут жидкости, из них нефти $0{,}3\cdot101{,}5 = 30{,}45$ м³/сут. Доля нефти в жидкости $(122{,}4 + 30{,}45)/(122{,}4 + 101{,}5) = 0{,}6827$ : жидкость в трубах тяжелее — $850\cdot0{,}6827 + 1100\cdot(1 - 0{,}6827) = 929$ кг/м³, — а газа в ней меньше: 68 м³ на 1 м³. Нефти всего 153 м³/сут.
Если закрыть пласт Б — пробкой в ниппеле или циркуляционным клапаном, что возможно только в компоновке с разобщёнными пластами, — остаётся пласт А: пересечение при 11,03 МПа и $40\cdot(16{,}50 - 11{,}03) = 219$ м³/сут безводной нефти — больше, чем оба пласта дают вместе.
Расчёт при разной обводнённости пласта Б (рисунок ниже) показывает: закрывать его выгоднее, когда его обводнённость выше 44 %; около 90 % скважина перестаёт фонтанировать совсем.
Для сравнения — испытания пластов по отдельности до обводнения: пласт А один — 219 м³/сут, пласт Б один — $25\cdot(17{,}50 - 10{,}81) = 167$ м³/сут; сумма 386 м³/сут на 20 % больше, чем 322 м³/сут при совместной работе.

Ответ: После обводнения пласта Б скважина даёт 153 м³/сут нефти вместо 322, а сухой пласт А — 122,4 вместо 183; если закрыть Б, пласт А один даст 219 м³/сут.

Что это значит. Вода пласта Б отняла у сухого пласта А треть дебита: забойное давление выросло на 1,51 МПа, потому что в трубах стало больше тяжёлой воды и меньше газа. При этом сам по себе пласт Б с 70 % воды не фонтанировал бы — его воду поднимает газ пласта А. Закрыть обводнившийся пласт — значит отложить его нефть: решение принимают с учётом её запасов, затрат на подъём и подготовку воды и того, можно ли изолировать воду в самом пласте. Сумма раздельных испытаний завышает совместный дебит: пласты делят один подъёмник. Модель не учитывает проскальзывания воды относительно нефти; с ним столб был бы ещё тяжелее, и эффект воды — сильнее. Приток пластов, как в уроке о заканчивании скважины, взят по прямым, без учёта выделения газа в пласте, хотя газ в трубах свободный уже у башмака. Данные примера условные.

РасчётРасчётная добыча нефти фонтанной скважины из примера в зависимости от обводнённости пласта Б: всего и из пласта А при совместной работе, а также из одного пласта А, если пласт Б закрыт (штриховая линия). Правее точки пересечения закрыть обводнившийся пласт выгоднее.

Вода — не единственное, что пласты передают друг другу через общий ствол.

Газ. Газ одного пласта облегчает столб и помогает поднимать жидкость других — довод за совместную эксплуатацию. Но если в одном пласте прорвался газ газовой шапки, отсечь его можно только вместе со всей скважиной.
Агрессивные компоненты. Если хотя бы один пласт даёт сероводород или углекислый газ, стойкие к ним материалы нужны для всей лифтовой колонны и наземного оборудования: выбор делают по худшему пласту.
Песок. Слабый пласт с выносом песка заставляет защищать от эрозии весь подъёмник, а средства борьбы с песком для одного пласта в общем стволе сложнее (Методы борьбы с пескопроявлением).
Соли. Несовместимые воды разных пластов, смешиваясь в стволе и трубах, дают отложения солей (соли и несовместимые воды).
Обработки. Кислота и жидкость разрыва уходят в самый проницаемый пласт; направить их в нужный можно только временной изоляцией — пакерами, пробками, отклонителями (размещение и отклонение).
Разные нефти. Лёгкая и тяжёлая, малосернистая и сернистая нефть разных пластов смешиваются, и продать их по отдельности уже нельзя.

Компоновки для раздельной эксплуатации двух пластов

Чтобы работать с пластами раздельно, их разобщают пакерами: один пакер — между пластами, ещё один — над верхним пластом, если по затрубному пространству не должна идти продукция. Дальше выбирают, по какому каналу пойдёт продукция каждого пласта. Оборудование — те же пакеры, ниппели и циркуляционные клапаны, что в однопластовой скважине (Оборудование лифтовой колонны), плюс несколько особых узлов.

Одна колонна НКТ, верхний пласт — по затрубью: нижний пласт работает по НКТ через пакер между пластами, верхний — по кольцевому пространству. Это самая простая и дешёвая схема с полными диаметрами каналов. Но эксплуатационная колонна оказывается под давлением продукции и в контакте с ней: затрубье перестаёт быть вторым барьером и становится путём потока (система барьеров). Поэтому схема годится, если продукция верхнего пласта не агрессивна и не несёт песок; на море такому затрубью может понадобиться затрубный клапан-отсекатель (клапаны-отсекатели), а обработку верхнего пласта ограничивает прочность колонны.
Одна колонна с перекрёстным переводником (crossover): переводник меняет каналы местами: нижний пласт идёт в затрубье над верхним пакером, верхний — в НКТ. Так по затрубью направляют менее агрессивную продукцию. Компоновка сложнее, а доступ приборами к пластам ограничен.
Две параллельные колонны НКТ (двухлифтовая компоновка): длинная колонна (long string) проходит через оба пакера к нижнему пласту, короткая (short string) заканчивается в верхнем, двухканальном пакере над верхним пластом. Каждый пласт получает свой канал, свой режим, свой замер и свои исследования; обе колонны висят в одной трубной головке. Плата — трубы меньшего диаметра, сложный спуск и ремонт.
Две концентрические колонны: внутренняя колонна идёт к нижнему пласту, кольцо между внутренней и наружной колоннами — к верхнему. Кольцевой канал заполняет круглое сечение эксплуатационной колонны полнее, чем две трубы рядом, поэтому площадь потока больше; зато колонну в колонне сложнее спускать и поднимать, а приборы проходят только во внутреннюю.
Одна колонна с переключением пластов: два пакера разобщают пласты; против верхнего пласта в НКТ стоит циркуляционный клапан, под нижним пакером — ниппель для пробки. Открывая клапан и ставя или снимая пробку канатными работами (Канатные работы в скважине), скважину переводят на нижний пласт, на верхний или на оба сразу. Раздельно и одновременно два пласта так не работают, зато компоновка проста, диаметр полный, и её удобно использовать для поочерёдной эксплуатации и испытаний.

СхемаДве компоновки для двух пластов (схема, не в масштабе). Слева — две параллельные колонны НКТ: короткая колонна заканчивается в двухканальном пакере и берёт продукцию верхнего пласта, длинная проходит через оба пакера к нижнему; против перфорации верхнего пласта на длинной колонне стоят защитные патрубки. Справа — одна колонна с переключением: открытый циркуляционный клапан против верхнего пласта и пробка в ниппеле под нижним пакером, поэтому работает только верхний пласт.

Оборудование для двух колонн. Верхний пакер — двухканальный: через него проходят обе колонны; нижний, одноканальный, отделяет пласты друг от друга. Для третьего пласта добавляют трёхканальный пакер и промежуточную колонну. Вращать и разгружать две колонны по отдельности неудобно, поэтому многоканальные пакеры чаще сажают давлением, перекрыв трубы пробками в ниппелях (способы посадки пакеров). Выбор между извлекаемым и неизвлекаемым пакером — тот же, что в однопластовой скважине: неизвлекаемый надёжнее держит большие перепады и усилия от удлинения и укорочения труб (почему НКТ меняют длину), а извлекаемый поднимают вместе с колоннами, не разбуривая, — для скважины с двумя колоннами это заметно сокращает ремонт. На устье затрубье должна перекрыть одна подвеска, хотя колонн две, поэтому её делают разъёмной: каждая колонна садится в трубную головку на свою часть, вместе части перекрывают затрубье, а в них оставлены проходы для линий управления клапанов-отсекателей (подвеска НКТ).

Защитные патрубки (blast joints). Пласт отдаёт флюид струями из перфорационных каналов, и там, где мимо перфорации проходит длинная колонна, струи бьют прямо в неё. Газ, а тем более газ с песком, за месяцы протачивает стенку обычной трубы, поэтому участок длинной колонны напротив перфорации верхнего пласта собирают из толстостенных патрубков.

Диаметры. Две колонны НКТ с муфтами должны поместиться рядом в эксплуатационной колонне, поэтому трубы приходится брать меньшего диаметра, с муфтами уменьшенного диаметра или безмуфтовые. Если пласт может дать больше, чем пропустят узкие трубы, раздельная компоновка ограничит его дебит (диаметр лифтовых труб); поэтому для двухлифтовых скважин нередко выбирают эксплуатационную колонну большего диаметра.

Глушение и ремонт многопластовой скважины

Перед ремонтом многопластовую скважину глушат так, чтобы удержать пласт с наибольшим давлением, а пласт с наименьшим давлением при этом поглощает жидкость; поэтому пласты стараются изолировать пробками в ниппелях. В схеме с подъёмом по затрубью эксплуатационная колонна — путь потока, и её целостность контролируют особенно внимательно. Расчёты урока показывают физику и порядок величин; порядок глушения, жидкости, проверки барьеров и работы с оборудованием задают утверждённый план работ и действующие правила промышленной безопасности, а выполняет их обученный персонал.

ОРЭ с насосами и одновременно-раздельная закачка

В фонтанной скважине раздельная эксплуатация сводится к каналам и пакерам. В механизированной нужно ещё и поднимать жидкость каждого пласта. Распространены компоновки с двумя насосами: один отбирает жидкость нижнего пласта из-под пакера, другой — верхнего пласта над пакером; продукцию поднимают по отдельным каналам или замеряют раздельно (два насоса в одной скважине, Штанговые глубинные насосы). Есть и однонасосные схемы: отбор каждого пласта регулируют забойными штуцерами или клапанами, а дебиты пластов определяют поочерёдными замерами или по забойным датчикам. Чем больше в скважине насосов, пакеров и клапанов, тем дороже каждый её ремонт.

В нагнетательных скважинах одновременно-раздельная закачка (ОРЗ) распределяет воду между пластами. Пакеры разобщают пласты, а против каждого стоит регулятор — сменный штуцер или клапан, — подобранный так, чтобы пласт принимал свою норму. Без регуляторов почти вся вода уходит в самый проницаемый пласт, и он обводняет добывающие скважины раньше остальных (Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти, Вытеснение в неоднородных пластах).

Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр прямо называют эти инструменты: при разработке многопластовых объектов различие фильтрационных характеристик пластов, объединённых в объект, учитывают одновременно-раздельной эксплуатацией или закачкой — при наличии надёжного оборудования, — а норму закачки многопластового объекта распределяют между отдельными пластами.

Учёт добычи по пластам

Добычу скважины измеряют на поверхности — общим замером. Но запасы, материальный баланс, анализ и регулирование разработки ведут по пластам и объектам (Общее уравнение материального баланса нефтяной залежи). Если пласты работают раздельно, у каждого свой замер. Если совместно — дебиты пластов приходится восстанавливать; это называют распределением добычи по пластам (production allocation).

В Казахстане раздельный учёт закреплён Едиными правилами по рациональному и комплексному использованию недр (действующая редакция 2026 года). Одновременно-раздельная эксплуатация двух и более объектов одной скважиной допускается только при скважинном и наземном оборудовании, которое обеспечивает раздельный учёт добываемой продукции и промысловые исследования каждого объекта. В обязательный комплекс промысловых исследований входят замеры давления по отдельным пластам многопластового объекта и дебитов отдельных пластов глубинными расходомерами (ПГИ), а в нагнетательных скважинах — приёмистости отдельных пластов. При испытании скважин каждый продуктивный пласт испытывают отдельно; совместно — только если основные параметры каждого пласта на разных режимах замеряют раздельно (Государственное регулирование освоения месторождений).

Способы распределения добычи совместной скважины

Способ: Пропорционально $kh$ или продуктивности
Что даёт: доли жидкости по каротажу и испытаниям
Где ошибается: не видит разницы давлений, обводнённости и повреждения пластов

Способ: По индикаторным линиям при замеренном забойном давлении
Что даёт: дебит жидкости каждого пласта
Где ошибается: нужны текущие давления и продуктивности пластов; не видит, откуда вода

Способ: Поочерёдные замеры с закрытием пластов
Что даёт: дебит и обводнённость каждого пласта
Где ошибается: порознь пласты дают больше, чем вместе; нужны остановки

Способ: Промыслово-геофизические исследования
Что даёт: профиль притока и состав смеси против каждого пласта
Где ошибается: разовый замер; точность падает при малых дебитах и в наклонных стволах

Способ: Состав нефти и индикаторы
Что даёт: доли пластов в смеси
Где ошибается: нужны чистые пробы каждого пласта и заметная разница составов

Способ: Раздельный замер (ОРЭ)
Что даёт: непрерывный учёт каждого пласта
Где ошибается: дороже и сложнее скважина

Способ	Что даёт	Где ошибается
Пропорционально $kh$ или продуктивности	доли жидкости по каротажу и испытаниям	не видит разницы давлений, обводнённости и повреждения пластов
По индикаторным линиям при замеренном забойном давлении	дебит жидкости каждого пласта	нужны текущие давления и продуктивности пластов; не видит, откуда вода
Поочерёдные замеры с закрытием пластов	дебит и обводнённость каждого пласта	порознь пласты дают больше, чем вместе; нужны остановки
Промыслово-геофизические исследования	профиль притока и состав смеси против каждого пласта	разовый замер; точность падает при малых дебитах и в наклонных стволах
Состав нефти и индикаторы	доли пластов в смеси	нужны чистые пробы каждого пласта и заметная разница составов
Раздельный замер (ОРЭ)	непрерывный учёт каждого пласта	дороже и сложнее скважина

Способы дополняют друг друга: исследования и поочерёдные замеры проверяют и уточняют расчётные коэффициенты распределения.

Расчётный примерЧей это дебит: распределение добычи после обводнения

Исходные данные (условные)

Скважина: из предыдущего примера после обводнения пласта Б; на поверхности замерено 223,9 м³/сут жидкости, из них 153 м³/сут нефти (обводнённость 31,7 %)
Продуктивности по испытаниям до обводнения: $J_А$ = 40, $J_Б$ = 25 м³/(сут·МПа)
ПГИ (пересчитано к стандартным условиям): между пластами расходомер показывает 101,5 м³/сут жидкости с обводнённостью 70 %; выше пласта А — весь дебит скважины

Решение

Распределение пропорционально продуктивностям: пласту А — $223{,}9\cdot40/65 = 137{,}8$ м³/сут жидкости, пласту Б — $223{,}9\cdot25/65 = 86{,}1$ ; при одинаковой обводнённости обоих пластов нефть А — 94,1, нефть Б — 58,8 м³/сут.
По ПГИ: пласт Б даёт 101,5 м³/сут жидкости, из них нефти $0{,}3\cdot101{,}5 = 30{,}45$ и воды 71,05 м³/сут; пласт А — $223{,}9 - 101{,}5 = 122{,}4$ м³/сут, и это вся нефть.
Ошибка распределения по продуктивностям: нефть пласта А занижена на 23 %, нефть пласта Б завышена в $58{,}8/30{,}45 = 1{,}9$ раза; за месяц на пласт Б записали бы около 850 м³ нефти пласта А.

Ответ: Пласт А даёт 122,4 м³/сут нефти, пласт Б — 30,45 м³/сут нефти и всю воду скважины; распределение пропорционально продуктивностям приписало бы пласту Б почти вдвое больше нефти, чем он даёт.

Что это значит. Ошибка не случайна: распределение по продуктивностям не знает ни разницы давлений, ни того, какой пласт обводнился. По таким данным пласт Б выглядит лучше, чем есть, а пласт А — хуже: искажаются материальный баланс каждого объекта, прогноз и решение, какой пласт изолировать. Распределение по индикаторным линиям при замеренном забойном давлении поделило бы жидкость верно (это проверка модели прошлого примера), но воду не нашло бы. Поэтому совместные скважины периодически исследуют, а для раздельной эксплуатации объектов нужен раздельный учёт. Данные примера условные.

Интеллектуальное заканчивание

Интеллектуальное заканчивание (intelligent completion, smart well) соединяет достоинства совместной и раздельной эксплуатации. Пласты разобщены пакерами, продукция идёт по одной колонне НКТ, а на входе каждого пласта стоит клапан регулирования притока (interval control valve, ICV), которым управляют с поверхности — гидравлически или по кабелю. Рядом — постоянные забойные датчики давления и температуры каждого пласта. Линии управления и кабели проходят через подвеску НКТ и через пакеры с каналами для линий.

Управление без ремонта. Пласт можно открыть, прикрыть или закрыть с пульта: ограничить пласт, куда пришла вода или газ, или на время исследования закрыть все пласты, кроме одного.
Учёт по пластам. По давлениям в пластах и перед клапанами, характеристикам клапанов и поочерёдным закрытиям рассчитывают дебиты пластов; иногда ставят и забойные расходомеры.
Защита от перетока. При остановке скважины клапаны закрывают, и пласты не сообщаются через ствол.
Цена. Оборудование дорого; число пластов, которыми можно управлять, ограничено числом линий, которые помещаются в подвеске и проходят через пакеры; отказ клапана или линии исправляют только подъёмом колонны. Поэтому интеллектуальное заканчивание окупается прежде всего там, где ремонт особенно дорог: на море, в подводных и горизонтальных скважинах (заканчивание горизонтального ствола).

Как выбирают схему

Разница пластов. Чем больше различаются давления, газовые факторы, обводнённость, содержание сероводорода и солей, тем сильнее довод за разобщение пластов.
Сколько скважин. На море и на ограниченных площадках скважин мало, и каждая должна работать на несколько пластов. На суше часто дешевле пробурить свои скважины на каждый объект или работать поочерёдно.
Профиль скважины. Две колонны НКТ и многопакерные компоновки трудно спустить и тем более поднять в сильно наклонном стволе; там чаще выбирают одну колонну с клапанами.
Диаметры. Раздельная компоновка — это трубы меньшего диаметра; если пласты высокопродуктивны, она ограничит дебит.
Способ эксплуатации. Фонтан, газлифт и насосы по-разному сочетаются с двумя каналами; насосы на два пласта заметно усложняют компоновку.
Ремонты и исследования. Сколько раз за жизнь скважины придётся изолировать воду, обрабатывать пласты, менять оборудование — и во что обойдётся каждый такой ремонт.
Требования к учёту. Если пласты относятся к разным объектам разработки, раздельный учёт и исследования каждого объекта обязательны.

Термины и обозначения

Объект разработки: пласт или группа пластов, разрабатываемых одной сеткой скважин; разные объекты разделяют выдержанные непроницаемые пачки.
Совместная эксплуатация: работа нескольких пластов в общий ствол со смешением продукции на забое.
Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ): работа нескольких пластов одной скважиной с разобщением пакерами и раздельным регулированием, замером и исследованием; ОРЗ — то же для закачки.
Поочерёдная эксплуатация: скважина вскрывает несколько пластов, но работает на один; остальные отсечены до своей очереди.
Переток через ствол: течение флюида из пласта с бóльшим давлением в пласт с меньшим через общий ствол, прежде всего в остановленной скважине.
Длинная и короткая колонны: колонны НКТ двухлифтовой компоновки: длинная — к нижнему пласту, короткая — к верхнему.
Защитные патрубки (blast joints): толстостенные патрубки длинной колонны против перфорации верхнего пласта, принимающие эрозию от струй.
Распределение добычи по пластам: восстановление дебитов пластов совместной скважины по общему замеру, исследованиям и расчёту.
Интеллектуальное заканчивание: разобщённые пласты с управляемыми с поверхности клапанами регулирования притока и постоянными забойными датчиками.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Остановленная скважина ничего не добывает — значит, с пластами ничего не происходит».

На самом деле

Если пласты сообщаются через ствол, пласт с бóльшим давлением перетекает в пласт с меньшим: в примере урока — около 15 м³/сут. С перетоком в пласт попадают чужая вода, соли и частицы.

Неверно

«Сумма дебитов пластов по отдельным испытаниям — это дебит скважины при совместной работе».

На самом деле

Пласты делят один подъёмник: при совместной работе забойное давление выше, чем у каждого пласта в отдельности. В примере урока сумма раздельных испытаний на 20 % больше совместного дебита.

Неверно

«Обводнился нижний пласт — верхнего это не касается».

На самом деле

Вода утяжеляет столб в трубах и поднимает забойное давление для всех пластов: в примере урока сухой пласт потерял треть дебита, а при обводнённости нижнего пласта выше примерно 44 % его выгоднее закрыть.

Неверно

«Добычу совместной скважины можно делить пропорционально $kh$ пластов».

На самом деле

Так делят жидкость, только если давления и состояние призабойной зоны пластов одинаковы, а откуда вода, такое деление не видит вовсе. Распределение проверяют исследованиями, поочерёдными замерами или по составу нефти.

Неверно

«Чем больше пластов на одну скважину, тем выгоднее».

На самом деле

С каждым пластом растут число пакеров и клапанов, вероятность отказа и стоимость ремонта, а диаметры каналов уменьшаются. Число пластов на скважину ограничивают тем, что компоновка надёжно выдержит за весь срок.

Подробно: для продвинутых

Распределение по составу нефти

Нефти разных пластов часто различаются составом: содержанием серы и металлов, соотношениями углеводородов на хроматограмме. Если есть свойство, которое при смешении складывается пропорционально долям, долю каждого пласта находят по пробе смеси — как в задаче о смешении двух растворов. Пробы нефти каждого пласта берут заранее, когда пласт работает один, например при испытании.

Доля пласта в смеси по свойству-метке

f_1 = \frac{C_{\text{см}} - C_2}{C_1 - C_2},\qquad \delta f \approx \frac{\delta C}{\lvert C_1 - C_2\rvert}

где:

$f_1$ доля пласта 1 в смеси — по массе, если свойство задано на единицу массы (как содержание серы), или по объёму, —
$C_{\text{см}},\ C_1,\ C_2$ значения свойства в смеси и в нефти пластов 1 и 2, единицы свойства
$\delta C,\ \delta f$ погрешность определения свойства в смеси и получающаяся погрешность доли, единицы свойства, —

Единицы: любые, одинаковые для всех трёх значений свойства

Справедливо, если

два пласта; свойство смешивается линейно;
пробы нефти пластов представительны и с тех пор не изменились;
погрешность доли учитывает только погрешность пробы смеси; погрешности проб пластов добавляют к ней.

Чем сильнее различаются нефти, тем точнее способ: погрешность доли обратно пропорциональна разнице $C_1 - C_2$ . Для трёх пластов нужны хотя бы два независимых свойства, а надёжнее — много свойств сразу и подбор долей методом наименьших квадратов.

Расчётный примерДоли двух пластов по содержанию серы

Исходные данные (условные)

Нефть пласта 1: сера 1,42 % по массе, плотность 0,87 г/см³
Нефть пласта 2: сера 0,86 %, плотность 0,83 г/см³
Смесь на устье: сера 1,21 %; погрешность анализа ±0,03 %

Решение

Доля пласта 1 по массе: $f_1 = (1{,}21 - 0{,}86)/(1{,}42 - 0{,}86) = 0{,}625$ .
По объёму: $\dfrac{0{,}625/0{,}87}{0{,}625/0{,}87 + 0{,}375/0{,}83} = 0{,}614$ .
Погрешность доли: $\delta f \approx 0{,}03/0{,}56 = 0{,}054$ , то есть доля по массе — от 0,57 до 0,68.
Если бы нефти различались по сере лишь на 0,1 %, та же погрешность анализа дала бы $\delta f \approx 0{,}03/0{,}1 = 0{,}3$ — способ стал бы бесполезным.

Ответ: Пласт 1 даёт около 61 % смеси по объёму; доля по массе, 0,625, известна в пределах ±0,054.

Что это значит. Способ дешёв — нужна только проба на устье, — но точность целиком зависит от контраста нефтей. Поэтому одну метку проверяют другими, а результаты сверяют с ПГИ или поочерёдными замерами. Данные примера условные.

Связь с другими темами

Оборудование лифтовой колонны — пакеры, ниппели, циркуляционные клапаны и клапаны-отсекатели, из которых собирают многопластовые компоновки.
Заканчивание скважины: вскрытие пласта и лифтовая колонна — конструкция забоя, канал для потока, диаметр НКТ и барьеры скважины.
Индикаторная кривая притока — индикаторные линии пластов и их сумма.
Узловой анализ добывающей системы — рабочая точка совместной скважины: приток всех пластов против одного подъёмника.
Многофазный поток в лифтовых трубах — почему вода утяжеляет столб и поднимает забойное давление.
Замеры давления в разрабатываемых пластах: барьеры и точность — давления пачек в разрабатываемой залежи и неравномерное истощение.
Модель скважины в ячейке сетки — та же задача распределения дебита между слоями в гидродинамической модели.
Электроцентробежные насосы — два насоса на два пласта и другие особые схемы УЭЦН.
Источники повреждения пласта — соли и повреждение пласта чужой водой при перетоке.
Государственное регулирование освоения месторождений — проектные документы и контроль разработки в Казахстане.
Многоствольные скважины — ответвления в разных пластах работают на общий забой — та же задача.

Проверьте себя

1
Два пласта открыты в общий ствол. Пласт А: давление 15,0 МПа, $J$ = 30 м³/(сут·МПа); пласт Б: 18,0 МПа, $J$ = 10 м³/(сут·МПа) (давления на одной глубине). Скважину остановили. Что происходит?
1. А.Ничего: скважина закрыта
2. Б.Пласт Б перетекает в пласт А со скоростью около 22,5 м³/сут
3. В.Пласт А перетекает в пласт Б
4. Г.Давление в стволе равно 18,0 МПа
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Пласт Б перетекает в пласт А со скоростью около 22,5 м³/сут
$p_{ws} = (30\cdot15{,}0 + 10\cdot18{,}0)/40 = 15{,}75$ МПа. Пласт А, давление которого ниже, принимает $30\cdot(15{,}75 - 15{,}0) = 22{,}5$ м³/сут — столько же отдаёт пласт Б: $10\cdot(18{,}0 - 15{,}75) = 22{,}5$ м³/сут.
2
Давление пласта А замерено на глубине 1800 м — 17,10 МПа, пласта Б на 1850 м — 17,50 МПа; в колонне между ними нефть 0,85 г/см³. В какую сторону пойдёт переток в остановленной скважине?
Показать ответ
Приведём давление Б к 1800 м: $17{,}50 - 0{,}00981\cdot0{,}85\cdot50 = 17{,}08$ МПа. На одной глубине давление А (17,10) чуть выше, поэтому слабый переток пойдёт из А в Б. Сравнение «17,10 против 17,50» без приведения к одной глубине указало бы обратное направление.
3
Почему два пласта, испытанные по отдельности в фонтанной скважине, при совместной работе дают меньше суммы своих дебитов?
1. А.Из-за перетока между пластами в самом пласте
2. Б.Из-за погрешности замеров
3. В.Пласты делят один подъёмник: при большем суммарном дебите забойное давление выше, и депрессия на каждый пласт меньше
4. Г.Так не бывает: дебиты складываются
Показать ответ
Правильный ответ: В. Пласты делят один подъёмник: при большем суммарном дебите забойное давление выше, и депрессия на каждый пласт меньше
Кривая оттока одна на все пласты. Суммарный приток больше, рабочая точка смещается к большему дебиту и, на восходящей ветви кривой оттока, к большему забойному давлению, поэтому каждый пласт работает при меньшей депрессии, чем на отдельном испытании. В примере урока сумма раздельных испытаний на 20 % больше совместного дебита.
4
В интеллектуальной скважине насос держит забойное давление 12,0 МПа. Пласт Б (17,50 МПа, $J$ = 25 м³/(сут·МПа); давления на одной глубине) обводнился, и его отбор решено ограничить 60 м³/сут клапаном регулирования притока. Какой перепад давления должен создавать клапан?
Показать ответ
Без клапана пласт дал бы $25\cdot(17{,}50 - 12{,}0) = 137{,}5$ м³/сут. Для 60 м³/сут депрессия на пласт должна быть $60/25 = 2{,}4$ МПа, то есть давление перед клапаном — $17{,}50 - 2{,}4 = 15{,}1$ МПа. Клапан должен срезать $15{,}1 - 12{,}0 = 3{,}1$ МПа. Перепад на клапане растёт примерно как квадрат расхода, поэтому положение клапана подбирают по его характеристике и уточняют по забойным датчикам.
5
Где одновременно-раздельная эксплуатация с двумя колоннами НКТ оправдана больше всего?
1. А.Морская платформа с небольшим числом скважин; пласты с разным давлением, в одном — сероводород
2. Б.Два пласта с одинаковым давлением и одинаковой нефтью на суше, где скважины дёшевы
3. В.Сильно наклонный ствол малого диаметра
4. Г.Высокопродуктивный пласт, который даст больше, чем пропустит узкая НКТ
Показать ответ
Правильный ответ: А. Морская платформа с небольшим числом скважин; пласты с разным давлением, в одном — сероводород
Две колонны дают полное разделение, и оно нужнее всего, когда пласты сильно различаются, а скважин мало. Одинаковые пласты проще эксплуатировать совместно; в наклонном стволе малого диаметра две колонны трудно спустить; высокопродуктивному пласту узкие трубы ограничат дебит.
6
Обводнённость скважины, работающей на два пласта, выросла с 5 до 40 %. Как узнать, какой пласт обводнился, не поднимая оборудования?
Показать ответ
Если ниже НКТ есть доступ — провести ПГИ: расходомер и датчики состава смеси покажут приток и обводнённость против каждого пласта. Можно поочерёдно закрывать пласты пробкой или циркуляционным клапаном и замерять продукцию; в интеллектуальной скважине — поочерёдно прикрывать клапаны. Помогает и химия воды: если воды пластов различаются солевым составом, по пробе на устье видно, чья вода пришла.

Обновлено: 18 октября 2026 г.