Геолого-геофизическое обоснование технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений

Якимов, Евгений Федорович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геолого-геофизическое обоснование технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геофизическое обоснование технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений"

□□34ЭО181

На правах рукописи УДК 550.832.03

ЯКИМОВ Евгений Федорович

Геолого-геофизическое обоснование технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений

Специальность 25. 00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 4 ЯНЗ ?ою

МОСКВА-2009

003490181

Диссертация выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина на кафедре Геофизических информационных систем

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Стрельченко Валентин Вадимович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Защита состоится 26 января 2010г., в 15.00 часов,вауд. 523 на заседании диссертационного совета Д 212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: Москва, В-296, ГСП-1, 119991 Ленинский проспект, дом 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан_декабря 2009 г.

Михайлов Николай Нилович

кандидат геолого-минералогических наук, Дахнов Алексей Владимирович

Ведущая организация:

ООО « Газпром геофизика»

Ученый секретарь диссертационного совета, доцент

Общая характеристика работы

1. Актуальность проблемы

Приоритетным направлением развития газовой промышленности в России, в частности в Западно-Сибирском регионе, является повышение степени извлечения газа из недр. При существующих методах разработки месторождений газоотдача составляет 50-90 %. Проблема повышения газоотдачи особенно актуальна на поздней стадии разработки месторождений.

Одной из особенностей разработки крупных газовых месторождений является то, что для обеспечения равномерной выработки запасов газа по разрезу применяется кустовое размещение скважин и дифференцированная схема вскрытия продуктивного пласта в пределах куста. Часть скважин вскрывают нижнюю толщу пласта, за исключением 10-15 м от газоводяного контакта (ГВК), часть скважин -среднюю толщу, а часть других вскрывают прилегающие к кровле интервалы. Таким образом, 60-70 % скважин при вводе их в эксплуатацию имеют запас неперфорированной газоносной толщины, которую по мере разработки месторождения и продвижения ГВК следует вводить работу.

Наиболее широко применяющаяся на практике технология вторичного вскрытия продуктивных пластов при репрессии сопровождается загрязнением и кольматацией призабойной зоны пласта (ПЗП). Это приводит к ухудшению коллекторских и фильтрационных характеристик пластов, снижению продуктивности скважины и, как следствие, к потере извлекаемых запасов газа.

Для сохранения коллекторских и фильтрационных свойств ПЗП вторичное вскрытие продуктивных пластов целесообразно проводить при депрессии на пласт или в газовой среде. Данный способ перфорационных работ исключает попадание в скважину воды и технологических жидкостей, используемых при капитальном ремонте скважин (КРС) и обеспечивает очистку ПЗП от бурового раствора и кольматанта.

Поэтому актуальными являются совершенствование и реализация технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на депрессии, особенно в период падающей добычи, что позволяет сохранить эксплуатационный фонд скважин, продлить сроки эксплуатации газовых месторождений и обеспечить более полную выработку запасов.

2. Цель и задачи работы Целью работы является:

• Разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на основе геолого-геофизического обоснования выбора способа перфорационных работ в условиях депрессии и в газовой среде, обеспечивающего сохранность коллекторских, фильтрационных и продуктивных характеристик пластов-коллекторов, а также способствующего вызову притока газа без проведения крупномасштабной операции по освоению скважины и привлечения дорогостоящей техники и оборудования.

Основные задачи исследований:

1. Выявление по данным геолого-геофизических исследований основных факторов, влияющих на эффективность вскрытия продуктивных пластов при бурении, первичном и повторном освоении скважины после ее капитального ремонта.

2. Анализ результативности применения существующих способов вторичного вскрытия пластов-коллекторов при репрессии на пласт на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений.

3. Изучение динамики изменения фильтрационных коэффициентов во времени при газодинамических исследованиях (ГДИ) скважин.

4. Разработка технологии повторного вторичного вскрытия продуктивных пластов и выбор перфорационной системы путем синтеза геолого-геофизической информации на всех этапах разведки, освоения, эксплуатации, капитального ремонта и последующего освоения скважины при депрессии и в газовой среде.

5. Апробация в производственных условиях разработанной технологии перфорационных работ при депрессии на пласт и оценка технико-экономической и геолого-промысловой эффективности предложенного и базового вариантов работ поКРС.

Защищаемые научные положения:

1. Использование геолого-геофизической информации на всех этапах разведки, освоения и эксплуатации газового месторождения позволяет повысить эффективность выбора перфорационной системы и технологии повторного(после КРС) вторичного вскрытия продуктивного пласта.

2. На поздней стадии эксплуатации газовых месторождений для интенсификации притока газа перфорационные работы необходимо проводить при депрессии на пласт или в газовой среде.

3. Методическая схема геолого-геофизического обоснования выбора технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений.

3. Научная новизна

• Выявлено несоответствие количества отобранного газа темпам падения пластового давления на поздней стадии эксплуатации месторождений и

;; определены причины этого несоответствия.

• ¡Показано, что в процессе длительной эксплуатации газоносного пласта совместный анализ зависимостей накопленной добычи газа от темпов снижения пластового давления и темпа подъема газоводяного контакта позволяет обоснованно выбирать момент перехода к вторичному вскрытию пласта на депрессии.

• Выполнено геолого-геофизическое и технологическое обоснование способа повторного вторичного вскрытия продуктивных пластов-коллекторов, включая вызов притока газа, без проведения крупномасштабных технологических операций по освоению залежи.

• .¡Разработана методическая схема геолого-геофизического обоснования выбора

технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на длительно разрабатываемых месторождениях. Ее особенностью является то, что она включает все этапы освоения газового месторождения - поисковый, разведочный и эксплуатационный, включая капитальный ремонт скважин.

• Установлена зависимость коэффициента деформации используемых перфораторов от величины депрессии на пласт. С учетом этого определены и апробированы перфорационные системы, адаптированные к условиям вторичного вскрытия при депрессии и в газовой среде. 4. Достоверность научных положений и выводов

Достоверность научных положений и выводов подтверждается результатами геофизических и газодинамических исследований (ГДИ) скважин, теоретическими расчетами и доказана выполненными в производственных условиях практическими примерами. Усовершенствованная автором технология перфорационных работ в условиях депрессии прошла апробацию на трёх газовых месторождениях Зап.Сибири. Результативность применения предложенной технологии работ подтверждена экономическими оценками и актами о внедрении.

5. Практическая значимость работы

Разработанная автором диссертационной работы методическая схема геолого-геофизического обоснования технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов при депрессии на поздней стадии эксплуатации газового месторождения может служить структурной основой построения программно-методического комплекса, включающего все этапы освоения месторождения. Указанный программно-методического комплекс должен в блоке «КРС» использовать разработанный алгоритм определения причин остановки скважин, состав мероприятий при КРС и вводе скважин в работу.

На основании данных геофизических исследований скважин (ГИС) построена модель эксплуатационной колонны в зоне перфорации и предложен комплекс ГИС для оценки её реального технического состояния.

Показано, что определение фильтрационных коэффициентов позволяет объективно контролировать процесс разработки месторождения, оценивать качество вторичного вскрытия и выявлять причины, снижающие эксплуатационные характеристики продуктивного пласта.

Технические решения, изложенные в данной работе, используются в повседневной практической деятельности ООО «Газпром добыча Ноябрьск» с положительным технико-экономическим эффектом. За счёт применения способа вторичного вскрытия продуктивных пластов при депрессии или в газовой среде добывается дополнительное количество газа, экономятся материальные средства и ресурсы, значительно сокращаются выбросы в атмосферу природного газа. Как показала промышленная апробация, разработанная технология является наиболее приемлемой при выводе скважин из бездействия на Вынгапуровском газовом месторождении, находящемся на поздней стадии эксплуатации при пластовом давлении 1,07 МПа.

6. Методы решения поставленных задач.

В работе использован комплексный метод исследований, включающий аналитические расчеты и экспериментальное изучение как в лабораторных условиях на моделях, так и при промысловых исследованиях на скважинах. Основной объём исследований выполнен на реальных скважинах в процессе их эксплуатации и ремонта, не выходя из рамок производственных задач и планов. Кроме того, широко использовался анализ промысловых материалов, накопленных практически за всё время эксплуатации месторождений. Сформирована собственная база данных,

позволяющая оперативно составлять планы проведения работ и так же оперативно их реализовывать.

7. Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на выездном заседании секции «Геологоразведочные работы, геофизические методы исследования скважин, разработка месторождений НТС ОАО «Газпром» «Контроль и мониторинг геофизическими методами технического состояния скважин на объектах углеводородного сырья и ПХГ»(г.Раменское, 18-20 апреля 2001), научной сессии Горного института Уральского отделения РАН «Стратегия и процессы освоения георесурсов»(г.ПерМь, 19-23 апреля 2004), международной научно-практйческой конференции «Проблемы добычи газа, газоконденсата, нефти»(г.Кисловодск, 11-15 сентября 2006), на научно-технических и производственных совещаниях предприятий ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «ТюменьНИИгипрогаз», ОАО «СевКавНИПИгаз».

Результаты работы докладывались на семинаре кафедры геофизических информационных систем РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Полученные в процессе выполнения диссертационной работы результаты исследований вошли в четыре научных отчета, внедрены в производство на двух длительно разрабатываемых газовых месторождениях Зап. Сибири, опубликованы в 7 печатных изданиях, 4 из которых входят в рекомендованный ВАК РФ список.

8. Объём и структура работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и приложения, содержит_

страниц, в том числе 18 рисунков, 25 таблиц и список литературы, включающий 78 наименований.

9. Благодарности

Автор выражает благодарность научному руководителю работы доктору технических наук, профессору кафедры ГНС РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина В.В. Стрельченко за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки данной работы, всем сотрудникам ВГП ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и ОАО «СевКавНИПИгаз», содействовавшим автору на различных этапах выполнения работы.

Содержание диссертации

Во введении изложена актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследований, приведены научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе диссертации проанализировано современное состояние проблемы вторичного вскрытия продуктивных пластов в нефтегазовых скважинах. Отмечено, что теоретические, методические и практические исследования по отдельным аспектам проблемы проведения перфорационных работ в России проводили Р.Г. Абдулхаиров, A.B. Амиян, В.А. Амиян, В.А. Афанасьев, Б.М. Беляев, Н.П. Васильева, М.С. Вечерская, И.Н. Гайворонский, JI.A. Горбенко, Н.Г. Григорян, В.И. Гусев, Н.И. Гущин, B.C. Замахаев, M.JI. Золин, Н.В. Иванов, В.Ф. Калинин, В.А. Клибанец. Г.Н. Леоненко, Д.В. Коновалов, Е.А. Левин, С.А. Ловля, P.A. Максутов, A.C. Маргуис, Б.П. Минеев, Г.Т. Овнатанов, Л.А. Петрова, Л.Г.Петросян, Д.Е. Пометун, В.Ю. Розов, В.К. Федорцов, В.И. Тимченко, Л.Я.

Фридляндер, А.П. Чичварин, А.Ф.Шакиров, P.A. Шакиров, В.И. Щуров, C.B. Якимов и за рубежом P.P. Боэд, Р.С.Бэйс, Е.Ф. Бриджер, И.А. Клотц, Р.Ф. Крюгер, Д.С. Пай, Л.Д. Пэйтон, P.A. Шмидт, P.E. Шнайдер, У.А. Эботт и др.

• вскрытие максимальной площади эксплуатационной колонны с сохранением её прочностных характеристик;

• сохранение целостности цементного кольца выше и ниже интервала перфорации во избежание возникновения заколонных перетоков и, как следствие, предотвращение преждевременного обводнения продуктивного пласта;

• восстановление фильтрационно-ёмкостных характеристик ПЗП, загрязнённой в процессе бурения и вторичного вскрытия при перфорационных работах

В первой главе диссертации выполнен анализ существующих способов вторичного вскрытия. Отмечено, что йаиболее распространённым методом является перфорация при репрессии на пласт. Работы, в подавляющем большинстве случаев, выполняются при вводе скважины из бурения в эксплуатацию и при капитальном ремонте на протяжении всей истории разработки газового месторождения. Практически, 100% скважин газовых месторождений севера Тюменской области при вводе их в эксплуатацию перфорированы по данному методу.

При реализации данного метода проводят на скважинах ряд следующих операций с открытым устьем:

• спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в подошву интервала перфорации;

• спуск НКТ с элементами подземного оборудования (пакер, клапан-отсекатель, циркуляционный клапан)

Необходимость выбора перфорации при репрессии на пласт объясняется отсутствием альтернативной технологии вторичного вскрытия: практически, все крупные газовые месторождения севера Тюменской области обустраивались в 7080-е годы прошлого века

В качестве перфорационных систем используется весь арсенал имеющихся кумулятивных зарядов. Наиболее распространёнными являются ленточные ПКС-80 и корпусные ПК-105, как самые дешёвые и доступные. Последствия этой операции негативно отражаются на дальнейшей эксплуатации скважины: вследствие превышения давления в скважине над давлением в пласте создаются условия для фильтрации скважинной жидкости в пласт, в результате чего происходит кольматация ПЗП и снижение её фильтрационных характеристик. Кроме этого, при избыточном забойном давлении возрастает кратность фугасного воздействия на цементный камень и эксплуатационную колонну, что ведёт к её деформации и разрушению цементного кольца. Данный факт иллюстрируется исследованиями методом механической кавернометрии. По результатам ГИС выполнены эскизы

характерных сечений скважины и составлена объёмная модель эксплуатационной колонны в зоне перфорации (ряс.1). Как видно из рисунка, эксплуатационная колонна нарушена, имеет сужения, цементный камень разрушен или вообще отсутствует. Всё это приводит к конусным прорывам пластовой воды и обводнению скважины.

Рис. 1. Эскизы характерных сечений (а) и объёмная модель эксплуатационной колонны (б) в зоне перфорации на скважине № 196 Вынгапуровского месторождения

В диссертации рассмотрены основные причины снижения коллекторских и фильтрационных свойств призабойной зоны пласта(ПЗП) при бурении и капитальном ремонте скважин(КРС), в т.ч. и при перфорационных работах на репрессии:

• кольматация ПЗП частицами твёрдой фазы буровых растворов и технологических жидкостей;

• поглощение проницаемым пластом технической воды и технологических жидкостей или насыщение его фильтратом;

• набухание глинистых минералов пластов-коллекторов в результате взаимодействия с фильтратом используемых растворов;

• образование нерастворимых осадков в ПЗП в результате контакта технологической жидкости и пластовых вод.

Степень снижения проницаемости может достигать высоких значений вплоть до полной её потери. Следует отметить, что при бурении скважины и капитальном ремонте выполнение противофонтанных мероприятий ставилось во главу угла и зачастую шло в разрез с задачей сохранения коллекторских и фильтрационных свойств продуктивных пластов.

В первой главе также рассмотрен один из методов интенсификации притока газа, основанный на кислотной обработке ПЗП. Ее применение способно разрушить и удалить кольматант из скважины. Использование перфорационных систем с глубоким проникновением кумулятивной струи и с оптимальным количеством и пространственным расположением каналов, как показывает практика, не всегда гарантирует качественную гидродинамическую связь пласта со скважиной из-за проникновения глинистых частиц бурового раствора в расширившиеся поровые

каналы и трещины. Проникновение кумулятивного заряда в пласт при перфорации сопровождается образованием микротрещин и каналов; происходит микрогидроразрыв пласта. Однако это не способствует очистке ПЗП от кольмотанта и бурового раствора, а наоборот, происходит ухудшение фильтрационных свойств коллектора, в результате пагубного воздействия рабочей жидкости или блокирующего агента, попадающих в пласт при перфорации на репрессии.

Для интенсификации притока газа был выбран метод глинокислотной обработки (ГКО). Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной кислот. Фтористоводородная (плавиковая) кислота HF разлагает силикатные породообразующие минералы: алюмосиликаты глин бурового раствора (каолинит, бентонит) и кварцевый материал:

- каолинит + бентонит Al2Si205(0H)4 + 14HF = 2AIF3 + 2SiF4 + 9Н20

- кварц Si02 + 4HF = SiF4 + 2Н20

Второй компонент глинокислоты - соляная кислота существенно влияет на эффективность обработки. Выделившийся при реакции газообразный SiF4 с водой образует кремниевыю кислоту H4Si04, т.е.

SiF4 +4Н20 = H4Si04 +4HF В нейтральной среде кремниевая кислота выпадает в виде студнеобразного геля и может закупорить пласт. Наличие соляной кислоты в глинокислоте предотвращает выпадение геля, т.к. в кислой среде кремниевая кислота находится в растворённом виде. Кроме того, соляная кислота переводит менее растворимую соль AIF3 в хорошо растворимую соль AlCls в результате следующей реакции

AIF3 +ЗНС1 = AICh + 3HF и А1С13+ЗН20 = Al(OH)3 + ЗНС1 Технология глинокислотной обработки ПЗП была опробована в эксплуатационных скважинах Комсомольского газового месторождения. Скважины долгое время работали с малым дебитом после перфорирования на репрессии в кровельной части продуктивного пласта. Фильтрационные коэффициенты по данным газодинамических исследований (ГДИ), проведённых в разные годы эксплуатации скважин меняются незначительно (табл. 1).

Таблица 1. Результаты работ по глинокислотной обработке ПЗП на скважине

№1121 Комсомольского газового месторождения

Диаметр шайбы, мм Р тр (атм. ). Р зтр (атм.) , Р стат (атм.) ty°C Дебит, тыс. м3/сут. а b Примечание

22 45,77 48,45 49,22 14.3 328 0,255469 0,000125 До обработки

25 44,28 48,3 - : - 14,8 410

22 45,9 48,49 -:- 14,5 329 0,243811 0,00017 После обработки

25 44,46 48,29 - :- 14,8 413 0,243811 0,00017 После обработки

Значения фильтрационных коэффициентов не дают оснований полагать об очистке ПЗП от кольматанта. Таким образом, ГКО ПЗП сеноманских газоносных отложений не даёт существенного улучшения коллекторских и фильтрационных характеристик и увеличения продуктивности скважины в целом. Эффект носит скорее условный характер.

Во второй главе диссертации рассмотрены вопросы влияния условий вторичного вскрытия пластов-коллекторов на продуктивность скважин. Показано,

что по изменению коэффициентов фильтрационного сопротивления получают объективную информацию о динамике работы скважин в различные периоды эксплуатации газовых месторождений. Фильтрационные коэффициенты характеризуют свойства газа, фильтрационные характеристики и геометрию пористой среды. Значения коэффициентов зависят от:

• состава и физических свойств газа;

• литологической характеристики пластов-коллекторов;

• качества и характера вскрытия продуктивного разреза;

• истории эксплуатации и проведения ремонтно-восстановительных работ на скважинах, а так же ряда других факторов и параметров.

Анализ динамики изменения фильтрационных коэффициентов во времени позволяет определить эффективность буровых работ и вторичного вскрытия продуктивных пластов; оценить текущее состояние разработки и выбрать правильную стратегию эксплуатации месторождения на завершающей стадии.

Уравнение притока газа при его движении в однородной пористой среде имеет следующий вид:

(2.1)

где Р„,Р, - пластовое и забойное давления; () - дебит газа в стандартных условиях на данном режиме фильтрации; а и Ъ - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от несовершенства скважины, геометрии зоны дренирования, параметров пласта и свойств газа и определяемые по формулам

. м(р,т)г(р,т)рах,

лк{Р)кТст

" 1 1

лД

ь = р»ЛЛр,Т)Т

А я*

(2.2)

(2.3)

где р(Р,Т),1(Р,Т) - коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа, зависящие от давления и температуры газа; к,1 - коэффициенты проницаемости и макрошероховатости, практически, не подвержены изменениям от давления.

В процессе разработки газовых месторождений происходит снижение пластового давления в целом по залежи и подъём ГВК; сокращается газонасыщенная мощность; изменяются параметры пласта и физические свойства газа (вязкость р, сверхсжимаемость г), что в конечном итоге приводит к изменению фильтрационных коэффициентов. Для оценки характера изменения коэффициентов а и Ъ в процессе разработки проведён анализ изменения коэффициентов // и г и отдельных параметров, входящих в структуру коэффициентов а и Ь, а так же самих коэффициентов на протяжении длительного периода разработки. Произведение /и и г, входящие в формулу определения а величина, практически постоянная; перфорированные газонасыщенные мощности эксплуатирующихся скважин, так же одинаковы или отличаются на единицы метров. Следовательно, изменение фильтрационных коэффициентов сводится лишь к изменению параметров пористой среды. На эти коэффициенты оказывают влияние так же геометрия и степень загрязнения ПЗП и зоны дренирования.

Для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и обоснования режима работы скважин проводятся газодинамические исследования

(ГДИ) скважин на стационарных режимах фильтрации при работе скважины в газосборный коллектор или с выпуском газа в атмосферу. По результатам ГДИ, проведённых в различные периоды эксплуатации месторождения, производится сравнение коэффициентов фильтрационного сопротивления и определяется их зависимость от условий вскрытия продуктивного пласта и работы скважин.

Также во второй главе рассмотрена история эксплуатации Вынгапуровского газового месторождения. По характеру изменения фильтрационных коэффициентов, выделяются три основных периода (табл.2).

Таблица 2. Динамика изменения коэффициентов фильтрационного

сопротивления на скважинах Вынгапуровского газового месторождения

Период разработки а (кг/см2)/(сут./тыс.м3) Ь (кг/см2)/(сут./тыс.м3)2

1978- 1982 0,093 0,000165

1983- 1993 0,0688 0,000138

1994-2008 0,267 0,000976

Первый период охватывает 1978 - 1982 г.г., в течение которого осуществлялось его разбуривание и ввод скважин в эксплуатацию. Вскрытие продуктивных газоносных пластов бурением велось на вязком глинистом растворе уд. веса 1,24 - 1,32 г/см3, утяжелённого баритом. Мероприятий, позволяющих предотвратить отрицательные эффекты, связанные с контактом бурового раствора и пластов-коллекторов, не производилось. Поэтому происходило загрязнение ПЗП и её кольматация, что отрицательно влияло на величины фильтрационных коэффициентов. Вторичное вскрытие продуктивных пластов кумулятивной перфорацией осуществлялось на буровом растворе в условиях репрессии на пласт, что так же способствовало его загрязнению.

Второй период включает 1983- 1993 г.г., совпадающий с периодом постоянных отборов, в течение которого собственно и велась эксплуатация месторождения с максимальными отборами газа. Период характеризуется постепенным уменьшением и стабилизацией фильтрационных коэффициентов по мере очистки ПЗП эксплуатационных скважин. Однако, улучшение фильтрационных коэффициентов, по сравнению с первым периодом, происходит незначительно - лишь на 20 - 30 %. Это говорит об эффективной очистке ПЗП уже в первые месяцы эксплуатации скважин до проведения ГДИ.

Для третьего периода, начавшегося в 1994 году и продолжающегося по настоящее время характерно значительное увеличение фильтрационных коэффициентов "а" в 3 - 5 раз, "Ь" - примерно в 4 - 6 раз относительно их средних значений для второго периода. Ухудшение фильтрационных характеристик обусловлено подъёмом ГВК до нижних отверстий интервалов перфорации и проводимыми на скважинах изоляционными работами. В 1994 году после 15-ти лет эксплуатации газового месторождения произошло обводнение ряда скважин, и были начаты крупномасштабные ремонтно-восстановительные работы, заключающиеся в изоляции обводнившегося интервала перфорации и вовлечении в разработку дополнительной газоносной части пласта. Ежегодно подобные работы проводились на 4 - 6 и более скважин бездействующего фонда. Альтернативных технологий

вторичного вскрытия продуктивных пластов фактически не существовало. Повторные перфорационные работы выполнялись в условиях репрессии на пласт, в результате чего в него попадало значительное количество воды и различных технологических жидкостей, используемых при капитальном ремонте. Под влиянием жидкостей и блокирующего агента происходило загрязнение ПЗП и снижение коллекторских и фильтрационных характеристик пласта. Процесс раскольматации или очистки призабойной зоны в условиях постоянно снижающего пластового давления происходил неэффективно или не происходил вообще; скважины работали лишь частью вскрытой газонасыщенной мощности.

На примере отдельной скважины можно проследить динамику изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления во времени и рассчитать её потенциальный дебит для разных периодов. В таблице 3 приведены результаты ГДИ в разные периоды эксплуатации скважины. Используя формулу движения газа при стационарном режиме фильтрации (2.1), можно рассчитать её потенциальный дебит для начального периода по истечении нескольких месяцев работы после ввода скважины из бурения в эксплуатацию.

Таблица 3. Динамика изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления и параметров работы скв. 216 Вынгапуровского газового

месторождения

Год Рпл, атм. Рзаб, Атм. Q, тыс.м3/сут. а Kr/cM2/cyT./Tbic.MJ b кг/см2/(суг./тыс.м3)2

1979 99,78 98,85 732 0,0728 0,000245

1986 72,49 71,62 598 0,0723 0,00023

1993 44,86 44,15 412 0,0691 0,000205

В 2002 году скважина была выведена из эксплуатации по причине обводнения, после чего были проведены ремонтно-изоляционные работы и вовлечена в разработку дополнительная часть пласта.

2003 21,24 20,45 124 0,1794 0,000726

2006 15,37 14,55 99 0,1767 0,000718

Для этого, значения фильтрационных коэффициентов а и b наиболее очищенной ПЗП (1993 год) подставим в формулу с промысловыми характеристиками 1979 года:

99,782- 98,85 2 = 0,0691 • Q + 0,000205 ■ Q2 Q = 795 тыс. м3/сут. или на 9 % больше фактического, т.е. в начальный период эксплуатации очистка ПЗП происходит достаточно быстро и эффективно. Аналогичным образом рассчитаем потенциальный дебит скважины для 2003 года после проведения работ по капитальному ремонту, когда была проведена изоляция обводнившегося интервала перфорации и вовлечена в разработку новая газоносная часть пласта.

21,242 - 20,45 2 = 0,0691 ■ Q + 0,000205 • Q2 Q = 233 тыс. м3/сут. или на 88 % больше фактического; в данном случае, ПЗП оказалась закольматированной частицами бурового раствора при первичном вскрытии и блокирующим агентом при перфорационных работах на репрессии. Результаты ГДИ в 2006 г. показали, что улучшения фильтрационных коэффициентов, по сравнению с 2003 годом, практически не произошло. Очистка

ПЗП от кольматанта в условиях АНПД происходит неэффективно или не происходит вообще.

Таким образом, обладая эффективной технологией вторичного вскрытия продуктивного пласта, которая позволяет сохранить имеющиеся фильтрационные характеристики ПЗП можно увеличить фактический дебит скважины, практически в два раза.

В 2003-04 г.г. специалистами предприятия «Ноябрьскгаздобыча» по данным истории разработки проводилась настройка 3-х мерной геолого-гидродинамической модели сеноманской газовой залежи Вынгапуровского газового месторождения. При этом выяснилось несоответствие динамики падения пластового давления количеству отобранного газа (рис. 2).

Годы разработки

1еа 1» 14В '«• 1а| ма па на ме ко ааа на м зав М( м Накопленное количество газа, мг.рд.ыЗ

Рис. 2. График соответствия накопленного количества газа темпам падения пластового давления в сравнении с высотой подъёма ГВК на Выигапуровском газовом месторождении Расчёты показали, что при текущем накопленном количестве газа пластовое давление в зоне размещения скважин должно быть больше фактического примерно на 10 кг/см2. Если принять, что расчётное пластовое давление соответствует фактическому давлению, то накопленное количество газа должно быть больше фактического на 25 - 30 млрд. м3. Происходит недобор газа в количестве 7 - 10 % от накопленного или, так называемое, защемление запасов. Данное отставание с годами становится ещё больше. По всей видимости, сложившаяся ситуация имеет место и на других газовых месторождениях севера Тюменской области, разработка которых ведётся в сходных геолого-технических и технологических условиях. Как известно, зависимость динамики падения пластового давления от накопленного количества газа Рпл=^(0) ведёт себя по разному в зависимости от режима эксплуатации залежи. Наличие определенного режима проявляется по подъёму ГВК, контролируется геофизическими методами, в том числе, по снижению пьезометрического уровня.

На Выигапуровском месторождении ситуацию с несоответствием накопленного количества газа темпам падения пластового давления нельзя рассматривать как следствие проявления упруговодонапорного режима. Снижение пьезометрического уровня на ряде наблюдательных скважин, так же как и подъём ГВК определены уже в первые годы разработки месторождения, а несоответствие накопленного количества газа темпам падения пластового давления начало отмечаться спустя 15 лет после ввода месторождения в эксплуатацию (рис.2). Как

видно из рисунка, с 1994 года отмечается интенсивный подъём ГВК, который стал причиной массового обводнения скважин и проведения на них работ по КРС.

Таким образом, одной из причин несоответствия накопленного количества газа потенциальному его количеству является неэффективное вторичное вскрытие продуктивных пластов на заключительной стадии разработки месторождения.

В третьей главе диссертации рассмотрены вопросы применения новой технологии вторичного вскрытия пластов-коллекторов в условиях депрессии. Показано, что при разработке газовых месторождений наиболее целесообразным подходом к выбору технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов является комплексирование данных разноуровневых исследований на протяжении всего жизненного цикла месторождения: детальной сейсморазведки, ГТИ, петрофизических исследований по керну и шламу, ГИС, ГДИС, ВСП, а также геофизические методы контроля технического состояния скважин.

Системный подход к решению сформулированных ранее задач реализован в разработанной автором методической схеме геолого-геофизического обоснования технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений (рис.3). Особенностью данной схемы является то, что она учитывает весь жизненный цикл освоения и эксплуатации месторождения и включает в себя все основные технологические операции, обеспечивающие работоспособность скважины в процессе ее длительной эксплуатации.

Предложенная в схеме структура прямых и обратных и обратных информационных потоков обеспечивает постоянную взаимопроверку и корректировку получаемых результатов, повышает их достоверность.

Разработанная структура информационных потоков образует целостную, динамическую, информационно открытую систему. Структура схемы заключается в последовательной реализации шести уровней обработки информации.

Первый информационный уровень(поисковый этап) схемы включает данные разноуровневых исследований. Под термином разноуровневый подразумевается различие входящих в первый уровень данных сейсморазведки методом общей глубинной точки, геолого-технологических исследований скважин, петрофизических исследований горных пород по керну и шламу, геофизических исследований скважин, гидродинамических исследований скважин, вертикального сейсмического профилирования как по радиусу исследования геологического разреза каждым из перечисленных методов, так и по последовательности их проведения. На этом этапе в обязательный комплекс методов ГИС необходимо включать микрометоды, метод пластовой наклонометрии, спектрометрическую модификацию гамма-метода и волновой акустический метод для уточнения местоположения дизъюнктивных нарушений, особенностей литологического строения геологического разреза и генезиса отложений.

Второй уровень(разведочный этап) обработки объединяет индивдуальную и комплексную обработку данных разноуровневых исследований. На этом этапе при комплексной интерпретации данных ГИС следует использовать результаты интерпретации ГТЩдетальный механический каротаж, газовый каротаж, комплексные исследования шлама, в частности, методом инфракрасной спектросккопии).

Третий информационный(эксплуатационный этап) уровень объединяет исследования, предшествующие капитальному ремонту скважин и определения промысловых характеристик продуктивных пластов. Этот уровень содержит важный блок «определение фильтрационных коэффициентов». Этот параметр является высоко информативной характеристикой работы продуктивного пласта.

В четвертый уровень входят блоки КРС и контроля его качества перед проведением перфорационных работ. Как показано в работе, в обязательный комплекс методов контроля технического состояния скважины следует включать пассивную акустику(шумометрию, спектрометрическую модификацию гамма-метода, кавернометрию, профилеметрию, гироскопическую инклинометрию).

Пятый и шестой уровни соответствуют определению геолого-геофизических условий вторичного вскрытия пласта-коллектора и проведению контроля качества вскрытия продуктивного пласта.

По данным первого информационного уровня решают такие нетрадиционные задачи как генезис отложений, напряженное состояние массива. Совместное рассмотрение первого и последнего блоков второго информационного уровней показывает, что условия осадконакопления(генезис) отложений можно определять по данным сейсморазведки МОГТ, ГТИ, петрофизическим керна и шлама, ГИС.

Напряженное состояние геологического разреза, как следует из рассмотрения рис.3, определяют по данным ГИС и ВСП. Одним из эффективных способов определения местоположения дизъюнктивных нарушений, зон дробления породы в разрезе скважины является метод компрессионной кривой(В.М. Добрынин и др.), хорошо работающий в условиях терригенных коллекторов. Что касается азимутальной характеристики распределения напряженного состояния в околоскважинном пространстве информативными являются данные ВСП иГИС.

Необходимо отметить, что рациональный комплекс методов ГИС на поздней стадии эксплуатации месторождения, кроме обязательных барометрических, термических и газодинамических исследований, должен включать в себя волновой акустический каротаж, гамма-метод, метод СП в колонне, кавернометрию и профилеметрию.

В таблице 4 приведен рейтинг основных параметров перфорации при различных способах заканчивании скважин в случае плотных и рыхлых продуктивных пластов. Абсолютная величина балла соответствует приоритету параметра.

Таблица 4. Параметры выбора перфорационных систем

Параметр перфорации Способы заканчивания

Порода плотная Порода рыхлая

Естественное С интенсификацией притока С контролем лескопроявления

Диаметр канала 3 4 5

Глубина канала 5 4-5 2

Плотность отверстий 4 3 4

Фазировка 3 4 3

Рис. 3. Методическая схема геолого-геофизического обоснования технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии

эксплуатации газовых месторождений

В зависимости от пористости пласта-коллектора, слоистости проницаемых и непроницаемых интервалов геологического разреза, напряженного состояния массива меняются баллы и выбирается оптимальный тип перфорационной системы.

Эффективность вскрытия продуктивного горизонта при помощи перфорации остаётся острой и до конца не решённой задачей. Современные методы вторичного вскрытия не позволяют добиться полноценного притока флюида в скважину. Это обусловлено такими факторами, как загрязнение пласта во время перфорации, приводящее к снижению ёмкостных и фильтрационных характеристик пластов -коллекторов, и уплотнением зерен коллектора в зоне перфорационного канала.

В этом разделе диссертации рассматриваются результаты применения усовершенствованной технологии вторичного вскрытия пластов-коллекторов в условиях депрессии и в газовой среде.

Создание депрессии на пласт является наиболее эффективным способом оптимизации вторичного вскрытия продуктивных пластов посредством кумулятивной перфорации. При данной технологии давление на забое скважины ниже пластового. Наличие статического перепада давления в системе скважина -пласт в момент перфорирования имеет ряд преимуществ по сравнению с традиционной перфорацией при репрессии.

В качестве основных из них можно выделить следующие:

• технология позволяет извлечь из созданного канала остаточные продукты горения и осуществить дренирование ПЗП, закольматированной в процессе бурения;

• исключается попадание в ПЗП различных технологических жидкостей, применяемых при капитальном ремонте скважины, которые вызывают вспучивание глинистых минералов пород-коллекторов и снижение их коллекторских свойств;

• не требуется проведение крупномасштабных технологических операций с использованием различного оборудования для вызова притока газа; по окончании перфорации скважина самостоятельно выходит на режим факельной отработки;

• существенно снижаются потери газа, а так же загрязнение окружающей среды, связанные с отработкой скважины на факел для очистки ПЗП от технологических жидкостей и блокирующего агента.

Для проведения перфорации при депрессии необходимо соблюдение следующих условий:

• НКТ должны быть спущены в кровлю планируемого интервала перфорации; перфорирование эксплуатационной колонны через НКТ приведёт к их деформации и осложнениям при эксплуатации скважины;

• на устье скважины должна быть установлена штатная фонтанная арматура, обвязанная с технологическими трубопроводами;

• использование перфораторов, размеры которых соизмеримы с проходными сечениями НКТ, узлов подземного оборудования, а так же шлюзовой камеры с лубрикатором, устанавливаемых на устье скважины.

Перед проведением перфорации ствол скважины исследуется методом барометрии, что позволяет рассчитать и создать оптимальные условия для вскрытия пласта на депрессии. Минимальная величина статической депрессии определяется возможностью освоения скважины без использования дополнительного оборудования, а максимальная её величина ограничена высотой столба жидкости в скважине, при котором не происходит деформации и разрушений перфоратора, препятствующих его подъёму на поверхность. Данный технический параметр

перфораторов, т.е. минимально допустимое давление их использования существенно снижает диапазон создаваемой депрессии в скважине и ограничивает область применения данной технологии. По результатам работ был построен график зависимости коэффициента деформации от забойного давления и определён нижний его предел при котором не происходит деформации перфораторов и осложнений, препятствующих извлечению их на поверхность (рис.4). Минимальное значение забойного давления составляет 19 кг/см2.

Коэффициент деформации

Рис.4. Зависимость коэффициента деформации перфораторов от забойного давления при перфорации на депрессии

На заключительной стадии разработки газовых месторождений, при существующих пластовых давлениях в 14 - 18 кг/см2 и менее для достижения статической депрессии, достаточной при вызове притока газа, требуется создание крайне низких забойных давлений. Высота столба жидкости не достаточна для обеспечения целостности перфораторов при отстреле. Поэтому, в этом случае целесообразно переходить к перфорации в газовой среде. Необходимость применения данной технологии объясняется следующими факторами:

• возможность вызова притока газа при АНПД без проведения крупномасштабной технологической операции;

• вовлечение в разработку дополнительной части пласта без вывода скважины из работы;

• увеличение плотности перфорационных отверстий с целью интенсификации притока газа;

• поинтервальное вскрытие продуктивных пропластков с проведением ГДИ для оценки их промысловых характеристик;

• ввод скважины в эксплуатацию после проведения ряда технологических операций с помощью колтюбинговой установки, т.е. без глушения.

При выполнении прострелочно-взрывных работ в газовой среде выявлен существенный недостаток, ограничивающий применение данной технологии. В этом случае так же, как и при перфорации на депрессии, происходит деформация перфораторов и перфораторных лент, их обрыв при отстреле или при зацепе за воронку НКТ.

Перфорирование в условиях депрессии на пласт продолжало развиваться и расширять область своего применения. На ряде скважин перфорация продуктивных пластов была выполнена в газовой среде с помощью перфораторов ПРК-54СА. Перфоратор включает в себя сборку из тонкостенных легкоразрушаемых

алюминиевых труб, внутри которых размещены герметичные кумулятивные заряды, детонирующий шнур и взрывпатрон. Оптимальная конструкция позволяет их использовать при перфорации через НКТ диаметром не менее 73 мм с герметизированным устьем. Перфоратор после срабатывания полностью разрушается с образованием незначительных осколков, которые оседают на забой или частично выносятся струёй газа при отработке скважины на факел. На поверхность извлекается многоразовая кабельная головка. Допускается их использование при наличии жидкости в точке отстрела. Появление перфораторов данного типа коренным образом изменило отношение газодобывающего предприятия к вторичному вскрытию продуктивного горизонта в газовой среде. За короткий период времени перфорационные работы с использованием перфораторов данного типа были проведены на пяти скважинах. Во всех случаях отмечается качественное вскрытие запланированных интервалов (по данным контрольных ГИС) и отсутствие технических осложнений.

В третьей главе рассмотрен случай использования койлтюбинговой технологии, т.е. проведение в скважине технологической операции без её глушения. Зачастую для увеличения продуктивности скважины дополнительно требуется приобщить к эксплуатации нижележащий газоносный пропласток, который оказывается, пересыпан осадком. Промывка песчаной пробки, а точнее её продувка газом с помощью койлтюбинговой установки М-10 позволила очистить забой скважины и подготовить её к перфорационным работам в газовой среде.

Таким образом, обоснована необходимость проведения вторичного вскрытия пластов-коллекторов в условиях депрессии и в газовой среде. В том числе и на газовых месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Найдены технические решения для проведения этих работ в безаварийном режиме.

В четвертой главе рассмотрены вопросы оценки эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов на депрессии и в газовой среде.

Оценка эффективность новой технологии вторичного вскрытия пластов-коллекторов рассматривается в двух аспектах:

а) технико-экономическая эффективность: сокращение продолжительности работ по КРС, снижение материальных затрат;

б) геолого-промысловая эффективность: более полная выработка запасов, работа скважины с улучшенными промысловыми характеристиками, дополнительная добыча газа, снижение количества газа, выпущенного при отработке в атмосферу.

С целью оценки экономического эффекта от использования новой технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов произведён расчёт материальных затрат по двум вариантам работ по КРС: базового, когда перфорационные работы проводились по традиционной технологии на репрессии и, так называемого, технологичного - на депрессии. Для удобства сравнения, стоимость всех затрат, удорожающие коэффициенты и система налогообложения приведены по состоянию на 01.01.09r. В обоих случаях производились идентичные работы по изоляции обводнившегося интервала перфорации и вовлечении к работе новой продуктивной части пласта.

Выявлены следующие статьи затрат: заработная плата, услуги автотранспорта и спец.техники, стоимость материалов, амортизация основных средств, услуги подрядных организаций.

... Произведен анализ технико-экономических показателей ремонтно-восстановительных работ скважин и определено, что по предлагаемому технологичному варианту произошло сокращение времени производства работ на четверо суток, а именно перевод скважины на газ и факельная отработка. В конечном итоге экономия составила 670 283,58 руб.

Для оценки промыслового эффекта взяты параметры работы скважин в первый месяц после окончания работ в сравнении со средними показателями по месторождению. Так по базовому варианту дебит скважины составил 125 тыс.м3/сут с депрессией на пласт 0,82 кг/см2, а средний дебит по месторождению - 147 тыс.м /сут с депрессией 0,61 кг/см2. По технологичному варианту: дебит скважины -9.7 . тыс.м3/сут при депрессии на пласт 0,44 кг/см2, а средний дебит по месторождению - 92 тыс.м3/сут при 0,47 кг/см2.

Таким образом, при усовершенствованном варианте ремонтно-восстановительных работ произошло сокращение времени и материальных затрат, скважина работает с лучшими геолого-промысловыми характеристиками, чем при базовом варианте. Кроме того, существенно снижаются выпуски газа в атмосферу: было выпущено 19 тыс. м3 газа против 566 тыс. м3 по базовому варианту, т.е. почти в 30 раз меньше.

Проведение вторичного вскрытия пластов-коллекторов на депрессии и в газовой среде можно рассматривать как один из методов увеличения продуктивности или интенсификации притока газа малодебитных скважин.

В 2006 году перфораторные работы в газовой среде были проведены на скважинах №№ 1123 и 1124 Комсомольского газового месторождения. При текущих капитальных ремонтах обе скважины были перфорированы в условиях репрессии по кровельной части пласта и запаса газонасыщенной мощности не имели. В качестве метода увеличения продуктивности была предложена повторная перфорация имеющихся интервалов перфорации в газовой среде. Работы были выполнены без остановки скважин, кроме непродолжительной факельной отработки. Перед прострел очными работами проведены фоновые замеры манометрии, дебитометрии и термометрии. После перфорации произведена факельная отработка продолжительностью 30 мин., в течение которой произошел вынос остатков перфораторов, и проведены повторные замеры теми же методами ГИС. Сравнение их результатов с фоновыми замерами показало, что на обеих скважинах произошло увеличение промысловых характеристик работы пласта-коллектора(табл.5 и 6).

В таблицах 5 и 6 показаны параметры работы скважин до и после перфорации:

Таблица5. Параметры работы скв. 1123 Комсомольского месторождения

Режим Давление, кг/см2 Температура устья,с С Дебит газа, тыс.м3/сут.

Трубное Затрубное

До перфорации 44,05 44,5 12,2 219

После перфорации 43,4.9 44,17 14,5 337

Дополнительная добыча газа (по расчёту) в течение календарного месяца составила (337 тыс.м3/сут - 219 тыс.м3/сут) * 30 суток = 3540 тыс.м.

Таблица 6. Параметры работы скв. 1124 Комсомольского месторождения

Режим Давление, кг/см2 Температура устья, С Дебит газа, тыс.м3/сут.

Трубное Затрубное

До перфорации 41,69 42,52 12,1 162

После перфорации 40,70 41,57 14,2 259

Дополнительная добыча газа (по расчёту) в течение календарного месяца составила (259 тыс.м3/сут - 162 тыс.м /сут) * 30 суток = 2910 тыс.м3.

Таким образом, за счёт внедрения технологии повторной перфорации продуктивного пласта в газовой среде на двух скважинах Комсомольского газового месторождения за месяц дополнительно добыто 6450 тыс.м3 газа.

Заключение

По результатам проведённого анализа установлено, что на поздней стадии разработки газовых месторождений в условиях АНПД основной причиной снижения продуктивности скважин является загрязнение и кольматация пластов-коллекторов при проведении работ во время их капитального ремонта. В целом по месторождению данное явление приводит к так называемому защемлению запасов газа или к их потере. Так, по состоянию на 01.01.2009 г., на Вынгапуровском газовом месторождении добыча газа составила 332 млрд.м3, а по данным исследований, фактическая добыча отстаёт от потенциальной примерно на 25 - 30 млрд.м3.

Поскольку основные объемы вторичного вскрытия пластов-коллекторов осуществляется традиционным способом, т.е. на репрессии, в интервал перфорации попадает техническая вода и различные технологические жидкости, снижающие промысловые характеристики продуктивных пластов. Процесс вызова притока газа в этих условиях представляет собой крупномасштабную технологическую операцию с привлечением дорогостоящей техники и оборудования (бустерная установка с сепаратором, генератор азота, койлтюбинговая установка). По продолжительности освоение скважины вместе с подготовительно - заключительными работами может занимать 5-7 суток.

В указанных условиях становится целесообразным проведение прострелочных работ таким образом чтобы, фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивных пластов остались бы неизменными, а процесс освоения скважины не был бы трудоёмким и экономически затратным. В ходе выполнения диссертационной работы усовершенствована и опробована технология вторичного вскрытия продуктивных газоносных пластов при депрессии на пласт и в газовой среде, которая обладает рядом следующих преимуществ:

• исключается загрязнение пластов-коллекторов скважинной жидкостью и различными блокирующими агентами;

• происходит очистка ПЗП от бурового раствора;

• сокращается время ремонта скважины;

• после перфорационных работ скважина самостоятельно выходит на режим факельной отработки;

• снижаются потери добываемого газа за счет уменьшения количества газа,

выпускаемого в атмосферу при отработке;

• сохраняется благоприятная экологическая обстановка;

• улучшаются промысловые характеристики работы скважин;

• происходит более полная выработка запасов.

Разработанные рекомендации по проведению перфораторных работ в условиях депрессии и в газовой среде используются при проведении работ по капитальному ремонту скважин на месторождениях ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

Основные выводы

1. На примере длительно разрабатываемого Вынгапуровского газового месторождения показано, что его эксплуатация осуществляется в режиме падающей добычи, условиях активного обводнения залежи и добывающих скважин. В таких условиях становится актуальным решение проблемы контроля и управления работой каждой эксплуатационной скваэциной, отдельных кустов и шлейфов.

2. В работе обоснован системный подход к информационному обеспечению разрабатываемого газового месторождения на всех этапах разведки, проектирования его разработки, освоения и длительной эксплуатации. В диссертационной работе указанный подход реализован в разработанный автором методической схеме геолого-геофизического обоснования технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений.

3. Разработанная методическая схема может служить основой при создании информационной структуры специализированного программно-методического комплекса. В его основе лежит геолого-геофизическая информация, получаемая на поисковой и разведочной стадиях геологоразведочного процесса и использующаяся при длительной эксплуатации, капитальном ремонте скважин и повторном их вводе в эксплуатацию.

4. Установлено, что выбор перфорационной системы, используемой после капитального ремонта скважины, основывается на геолого-геофизических данных, получаемых еще до начала ввода скважины и залежи в эксплуатацию.

5. В соответствии с указанным подходом на каждом этапе формируется соответствующий комплекс методов ГИС и свой банк данных.

6. Установлено, что момент перехода на вторичное вскрытие продуктивного пласта на депрессии определятся на основе совместного анализа темпов изменения забойного давления и подъема ГВК.

7. Показано, что апробированная в производственных условиях на двух длительно эксплуатирующихся газовых месторождениях Зап.Сибири предлагаемая технология повторного вторичного вскрытия газоносных пластов приводит к увеличению продуктивности скважин и дает значительный экономический эффект.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Гасумов P.A., Минликаев В.З., Якимов Е.Ф., Сингуров A.A. Опыт проведения перфорационных работ на скважинах газовых месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча». - Ставрополь, труды ОАО «СевКавНИПИгаз, 2005, вып. 43, с. 69-77.

2. Дубровский Н.Д., Якимов Е.Ф., Сингуров A.A. Комплексный подход при проведении работ по капитальному ремонту скважин с использованием койлтюбинговой установки в ООО «Ноябрьскгаздобыча». - Ставрополь, труды ОАО «СевКавНИПИгаз», 2004, вып. 41, с. 95 - 100.

3. Якимов Е.Ф. К вопросу об эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин. - Технологии ТЭК, 2007, № 1, с. 23 - 25.

4. Якимов Е.Ф. Оптимизация ввода скважины в эксплуатацию после ремонтно-восстановительных работ. - Газовая промышленность, 2007, № 6, с. 42 - 44.

5. Якимов Е.Ф., Мальцев А.И. и др. Геофизические методы контроля за техническим состоянием эксплуатационной колонны на скважинах Вынгапуровского газового месторождения. - Ставрополь, труды ОАО «СевКавНИПИгаз, 2004, вып. 41, с. 226 - 233.

6. Якимов Е.Ф., Сингуров A.A., Мальцев А.И. Методы и технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов при капитальном ремонте газовых скважин. -Технологии ТЭК, 2006, № 2, с. 46 - 49.

7. Стрельченко В.В., Якимов Е.Ф. Геолого-геофизическое обоснование перфорации коллекторов на поздней стадии разработки газовых месторождений. - Нефть, газ и бизнес, 2009, №10, с. 42 - 46.

Автор

Е.Ф. Якимов

Отпечатано на ризографе в ОНТИ ГЕОХИ РАН Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Якимов, Евгений Федорович

Введение.

Глава 1. Анализ современных методов вторичного вскрытия продуктивных пластов в газовых скважинах.

1.1. Методы проведения перфорационных работ

1.1.1. Вторичное вскрытие продуктивных пластов при репрессии.

1.1.2. Выбор перфорационных систем.

1.1.3. Особенности проведения перфорационных работ при АНПД.

1.2. Основные причины снижения проницаемости коллекторов.

1.3. Интенсификация притока газа после проведения перфорации.

1.4. Оптимизация процесса ввода скважины в эксплуатацию после проведения ремонтных работ.

1.5. Геофизические методы контроля технического состояния скважин.

Выводы к 1-й главе.

Глава 2. Влияние условий вторичного вскрытия газоносных пластов на продуктивность скважин.

2.1. Анализ динамики изменения фильтрационных коэффициентов.

2.1.1. История разработки газовых месторождений.

2.1.2. Определение потенциального дебита скважины.

2.2. Оценка соответствия динамики падения пластового давления количеству накопленного газа.

Выводы ко 2-й главе.

Глава 3. Разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин.

3.1. Краткая характеристика сеноманской газовой залежи.

3.1.1. Общие сведения о Вынгапуровском газовом месторождении.

3.1.2. Геолого-геофизическая изученность региона.

3.1.3. Характеристика ФЕС и толщин пластов.

3.2. Геолого-геофизического обоснования технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений.

3.3. Вторичное вскрытие продуктивных пластов при депрессии на пласт.

3.3.1. Проведение перфораторных работ при депрессии.

3.3.2. Проведение перфораторных работ при депрессии в условиях АНПД.

3.4. Вторичное вскрытие продуктивных пластов в газовой среде.

3.5. Использование колтюбинговой технологии для проведения перфорационных работ.

3.6. Создание необходимой депрессии на пласт.

3.6.1. Создание необходимой депрессии методом снижения уровня.

3.6.2. Технология снижения уровня в скважине с использованием пенообразующей жидкости.

Выводы к 3-й главе.

Глава 4. Эффективность технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на депрессии и в газовой среде.

4.1. Технико-экономическая эффективность применения технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов при депрессии и в газовой среде.

4.1.1. Расчёт стоимости затрат базового варианта ремонтно -восстановительных работ.

4.1.2. Расчёт стоимости затрат технологичного варианта ремонтно -восстановительных работ.

4.2. Геолого - промысловая эффективность применения новой технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов.

4.3. Интенсификация притока газа.

Выводы к 4-й главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-геофизическое обоснование технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений"

Актуальность темы: приоритетным направлением развития газовой промышленности в России, в частности, в Западно-Сибирском регионе, является повышение степени извлечения газа из недр. При существующих методах разработки месторождений газоотдача составляет 50 - 90 %. Проблема повышения газоотдачи особенно актуальна на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений.

Одной из особенностей разработки крупных газовых месторождений с суммарной эффективной газонасыщенной мощностью 60 - 80 и более метров является то, что для обеспечения равномерной выработки запасов газа по разрезу применяется кустовое размещение скважин и дифференцированная схема вскрытия продуктивного пласта в пределах куста. Часть скважин вскрывает нижнюю толщу пласта, за исключением 10 - 15 м от газоводяного контакта (ГВК), часть скважин - среднюю толщу, а часть других вскрывают прилегающие к кровле интервалы. Таким образом, 60 - 70 % скважин при вводе их в эксплуатацию имеют запас неперфорированной газоносной толщины, которую по мере разработки месторождений и продвижения ГВК следует вводить в работу.

Для сохранения коллекторских и фильтрационных свойств ПЗП вторичное вскрытие продуктивных пластов следует проводить при депрессии на пласт или в газовой среде. Данный способ перфорационных работ исключает попадание в скважину воды и технологических жидкостей, используемых при капитальном ремонте скважин (КРС) и обеспечивает очистку ПЗП от бурового раствора и кольматанта.

Поэтому актуальными являются совершенствование и реализация технологии вторично вскрытия продуктивных пластов на депрессии, особенно в период падающей добычи, что позволяет сохранить эксплуатационный фонд скважин, продлить сроки эксплуатации газовых месторождений и обеспечить более полную выработку запасов.

Теоретические, методические и практические исследования по отдельным аспектам проблемы проведения перфорационных работ в России проводили Р.Г. Абдулхаиров, A.B. Амиян, В.А. Амиян, В.А. Афанасьев, Б.М. Беляев, Н.П. Васильева, М.С. Вечерская, И.Н. Гайворонский, J1.A. Горбенко, Н.Г. Григорян, В.И. Гусев, Н.И. Гущин, B.C. Замахаев, M.JÏ. Золин, Н.В. Иванов, В.Ф. Калинин, В.А. Клибанец. Г.Н. Леоненко, Д.В. Коновалов, Е.А. Левин, С.А. Ловля, P.A. Максутов, A.C. Маргуис, Б.П. Минеев, Г.Т. Овнатанов, Л.А. Петрова, Л.Г.Петросян, Д.Е. Пометун, В.Ю. Розов, В.К. Федорцов, В.И. Тимченко, Л.Я. Фридляндер, А.П. Чичварин, А.Ф.Шакиров, P.A. Шакиров, В.И. Щуров, C.B. Якимов и за рубежом P.P. Боэд, Р.С.Бэйс, Е.Ф. Бриджер, И.А. Клотц, Р.Ф. Крюгер, Д.С. Пай, Л.Д. Пэйтон, P.A. Шмидт, P.E. Шнайдер, У.А. Эботт и др.

Показано, что одним из основных элементов подготовки скважин к эксплуатации после бурения или выполнения работ по капитальному ремонту является вторичное вскрытие продуктивных пластов, которое осуществляется в определённых гидродинамических условиях состояния скважины с использованием перфорационных систем различных типоразмеров, оснащённых, как правило, кумулятивными зарядами. Перфорационными работами решаются важнейшие задачи, эффективная реализация которых позволила бы обеспечить эксплуатацию скважин на долгие годы: « вскрытие максимальной площади эксплуатационной колонны с сохранением её прочностных характеристик; • сохранение целостности цементного кольца выше и ниже интервала перфорации во избежание возникновения заколонных перетоков и, как следствие, предотвращение преждевременного обводнения продуктивного пласта;

• восстановление фильтрационно-ёмкостных характеристик ПЗП, загрязнённой в процессе бурения и вторичного вскрытия при перфорационных работах.

С падением пластового давления растет воздействие на пласт со стороны горного давления, которое приводит к изменению структуры пород и разрушению ПЗП; аналогичным образом разрушается цементный камень в кольцевом пространстве, а так же происходит деформация эксплуатационной колонны [72]. Подъем ГВК приводит к вспучиванию глинистых минералов пластов-коллекторов и покрышек.

Данные явления способствуют осыпанию и обваливанию пород в призабойной зоне, частицы которых выносятся с газом при эксплуатации скважины. В результате образования пустот происходят перетоки и конусные прорывы пластовой воды, и как следствие - скважина обводняется. Таким образом, добыча газа по месторождению испытывает двойной спад: наряду со снижением дебитов скважин за счет естественного падения пластового давления происходит выход эксплуатационных скважин в разряд бездействующих в результате их обводнения.

Важное значение для решения задачи по обеспечению проектного уровня добычи газа имеет поддержание эксплуатационного фонда скважин в работоспособном состоянии. Большое внимание уделяется увеличению межремонтного периода работы, сокращению времени ремонта и вывода скважин на расчетный режим эксплуатации. На заключительной стадии разработки газовых месторождений особую актуальность приобретают задачи сохранения коллекторских и фильтрационных свойств продуктивных пластов; выполнения более щадящих методов воздействия на пласт, его призабойную зону и саму эксплуатационную колонну для продлевания сроков эксплуатации месторождения в целом и более полной выработки запасов.

В практике разработки обводняющихся газовых месторождений известно применение различных способов эксплуатации скважин в условиях повышенного водосодержания в продукции. Так например, по данным за 2003 год около 52 % скважин месторождений Медвежье, Уренгойское и Ямбургское эксплуатируются с осложнениями, связанными с перекрытием интервала перфорации водой, песком или их смесью [61].

Область применения каждого способа выбирается из конкретных условий эксплуатации месторождения.

Известно применение механических диспергаторов, устанавливаемых в осевом канале лифтовой колонны, для дробления частиц жидкости и их выноса на поверхность потоком газа. Данный способ исключает глушение скважины и извлечение лифтовой колонны [39].

Для обеспечения выноса жидкости с забоя скважины нашли применение химические методы - пенообразующие поверхностно-активные вещества (ПАВ), способствующие вспениванию пластовой жидкости и уменьшению плотности газожидкостной смеси [27].

С появлением колтюбинговой техники внедрены методы очистки скважин от жидкости путём спуска безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) и сухой продувки забоя газом повышенного давления от бустерной установки [18].

Одним из способов, ограничивающих поступление пластовой воды в скважину, является обработка призабойной зоны пласта гидрофобными растворами, создающими своеобразный блокирующий экран на пути поступающей жидкости [23].

В тех случаях, когда необходимый технологический режим осуществить не удается, проводят продувку скважины на различных режимах, что также способствует частичному выносу жидкости из скважины.

Данные методы носят «экзотический» характер; они продлевают период работы скважины без серьёзного воздействия на пласт и несения больших затрат. Однако их применение требует постоянного контроля за работой скважины со стороны обслуживающего персонала достаточно высокой квалификации. Причина поступления воды в скважину не устраняется.

Возникает необходимость использования более эффективных методов восстановления продуктивности скважин.

Одним из основных факторов, способствующим реализации вышеназванной задачи, является совершенствование технологии ремонтных работ, а именно вторичное вскрытие продуктивного пласта, вызов притока газа и др.

Известно, что на продуктивность скважин в значительной мере влияет степень загрязнённости призабойной зоны пласта буровыми и технологичес -кими растворами, используемыми при бурении и капитальном ремонте. Сохранение коллекторских и фильтрационных свойств от их воздействия при вторичном вскрытии является актуальной задачей.

Данная диссертационная работа посвящена комплексным проблемам вторичного вскрытия продуктивных пластов и их освоению, которые на заключительной стадии разработки газовых месторождений становятся актуальными и злободневными.

Целью работы является разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на основе геолого-геофизического обоснования выбора способа перфорационных работ в условиях депрессии и в газовой среде, обеспечивающего сохранность коллекторских, фильтрационных и продуктив -ных характеристик пластов-коллекторов, а также способствующего вызову притока газа без проведения крупномасштабной операции по освоению скважины и привлечения дорогостоящей техники и оборудования на месторождениях Западной Сибири, выходящих на завершающую стадию разработки.

Основные задачи исследований:

2. Анализ результативности применения существующих способов вторич -ного вскрытия пластов-коллекторов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений.

4. Разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов и выбор перфорационной системы путем синтеза геолого-геофизической информации на всех этапах разведки, освоения, эксплуатации, капитального ремонта и последующего освоения скважины при депрессии и в газовой среде .

Защищемые научные положения:

1. Использование геолого-геофизической информации на всех этапах разведки, освоения и эксплуатации газового месторождения позволяет повысить эффективность выбора перфорационной системы и технологии повторного (после КРС) вторичного вскрытия продуктивного пласта.

2. На поздней стадии эксплуатации газовых месторождений для интенси -фикации притока газа перфорационные работы необходимо проводить при депрессии на пласт или в газовой среде.

Научная новизна:

1. Выявлено несоответствие количества отобранного газа темпам падения пластового давления на поздней стадии эксплуатации месторождений и определены причины этого несоответствия.

2. Показано, что в процессе длительной эксплуатации газоносного пласта совместный анализ зависимостей накопленной добычи газа от темпов снижения пластового давления и темпа подъема газоводяного контакта позволяет обоснованно выбирать момент перехода к вторичному вскрытию пласта на депрессии.

3. Выполнено геолого-геофизическое и технологическое обоснование способа повторного вторичного вскрытия продуктивных пластов-коллекторов, включая вызов притока газа, без проведения крупномасштабных технологических операций по освоению скважины.

4. Разработана методическая схема геолого-геофизического обоснования выбора технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на длительно разрабатываемых месторождениях. Ее особенностью является то, что она включает все этапы освоения газового месторождения - поисковый, разведочный и эксплуатационный, включая капитальный ремонт скважин.

5. Установлена зависимость коэффициента деформации используемых перфораторов от величины депрессии на пласт. С учетом этого определены и апробированы перфорационные системы, адаптированные к условиям вторичного вскрытия при депрессии и в газовой среде.

Достоверность научных положений и выводов

Достоверность научных положений и выводов подтверждается результатами геофизических и газодинамических исследований скважин, теоретическими расчетами и доказана выполненными в производственных условиях практическими примерами. Усовершенствованная автором технология перфорационных работ в условиях депрессии прошла апробацию на трёх газовых месторождениях Западной Сибири. Результативность применения предложенной технологии работ подтверждена экономическими оценками и актами о внедрении.

Практическая значимость работы

Указанный программно-методического комплекс должен в блоке «КРС» использовать разработанный алгоритм определения причин остановки скважин, состав мероприятий при КРС и вводе скважин в работу.

На основании данных ГИС построена модель эксплуатационной колонны в зоне перфорации и предложен комплекс ГИС для оценки её реального технического состояния.

Технические решения, изложенные в данной работе, используются в повседневной практической деятельности ООО «Газпром добыча Ноябрьск» с положительным технико-экономическим эффектом. За счёт применения способа вторичного вскрытия продуктивных пластов при депрессии и в газовой среде добывается дополнительное количество газа, экономятся материальные средства, значительно сокращаются выбросы в атмосферу природного газа. Как показала промышленная апробация, разработанная технология является наиболее приемлемой при выводе скважин из бездействия на Вынгапуровском газовом месторождении, находящемся на поздней стадии эксплуатации при пластовом давлении 1,07 МПа.

Методы решения поставленных задач

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях и семинарах:

• выездное заседание секции «Геологоразведочные работы, геофизические методы исследования скважин, разработка месторождений» НТС ОАО «Газпром» «Контроль и мониторинг геофизическими методами технического состояния скважин на объектах углеводородного сырья и ПХГ», (г. Раменское, 18-20 апреля 2001) [55];

• международная научно-практическая конференция «Перспективы разви -тия геофизических методов в XXI веке», (г. Пермь, 15-16 октября 2004) [49];

• международная научно-практическая конференция «Проблемы добычи газа, газоконденсата, нефти», (г. Кисловодск, 11-15 сентября 2006) [51];

• на научно-технических и производственных совещаниях предприятий ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ОАО «СевКавНИПИгаз», ООО «ТюменьНИИ гипрогаз».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ, 4 из которых входят в рекомендованный ВАК РФ список.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и приложений, изложена на 123 страницах машинописного текста, в том числе включает 18 рисунков, 25 таблиц и список литературы, включающий 78 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Якимов, Евгений Федорович

Основные выводы

1. На примере длительно разрабатываемого Вынгапуровского газового месторождения показано, что его эксплуатация осуществляется в режиме падающей добычи, условиях активного обводнения залежи и добывающих скважин. В таких условиях становится актуальным решение проблемы контроля и управления работой каждой эксплуатационной скважины, отдельных кустов и шлейфов.

2. В работе обоснован системный подход к информационному обеспечению разрабатываемого газового месторождения на всех этапах разведки, • проектирования его разработки, освоения и длительной эксплуатации. В диссертационной работе указанный подход реализован в разработанной методической схеме геолого-геофизического обоснования технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений.

3. Методическая схема может служить основой при создании информационной структуры специализированного программно-методического комплекса. В его основе лежит геолого-геофизическая информация, получаемая на поисковой и разведочной стадиях геолого-разведочного процесса и использующаяся при длительной эксплуатации, капитальном ремонте скважин и повторном их вводе в эксплуатацию.

7. Показано, что апробированная в производственных условиях на двух длительно эксплуатирующихся газовых месторождениях Западной Сибири предлагаемая технология повторного вторичного вскрытия газоносных пластов, приводит к увеличению продуктивности скважин и дает значительный экономический эффект.

Заключение

По результатам проведённого анализа установлено, что на заключительной стадии разработки газовых месторождений в условиях АНПД основной причиной снижения продуктивности скважин является загрязнение и кальматация пластов-коллекторов при проведении работ по капитальному ремонту скважины. В целом по месторождению данное явление приводит к т.н. защемлению запасов газа или к их потере. Так по состоянию на 01.01.2009 г. на Вынгапуровском газовом месторождении добыча газа составила 332 млрд.м3; по данным исследований, фактическая добыча отстаёт от потенциальной ~ на 25 - 30 млрд.м3.

Поскольку вторичное вскрытие продуктивных пластов осуществляется традиционным способом, т.е. на репрессии, в интервал перфорации попадает техническая вода и различные технологические жидкости, снижая промысловые характеристики продуктивных пластов. Процесс вызова притока газа в этих условиях представляет собой крупномасштабную технологическую операцию с привлечением дорогостоящей техники и оборудования (бустерная установка с сепаратором, генератор азота, колтюбинговая установка). По продолжительности освоение скважины вместе с подготовительно -заключительными работами может занимать 5-7 суток.

Возникает необходимость проведения прострелочных работ в условиях, когда фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивных пластов остались бы неизменными, а процесс освоения скважины не был бы таким трудоёмким.

Разработана технология вторичного вскрытия продуктивных газоносных пластов при депрессии на пласт и в газовой среде, которая обладает рядом преимуществ:

• исключается загрязнение пластов-коллекторов скважинной жидкостью и различными блокирующими агентами;

• происходит очистка ПЗП от бурового раствора;

• сокращается время ремонта скважины;

• после перфорационных работ скважина самостоятельно выходит на режим факельной отработки;

• снижается количество газа, выпускаемого в атмосферу при отработке;

• сохраняется экологическая обстановка;

• улучшаются промысловые характеристики работы скважин;

• происходит более полная выработка запасов.

Разработанные рекомендации по проведению перфораторных работ в газовой среде используются при проведении работ по капитальному ремонту скважин на месторождениях ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Якимов, Евгений Федорович, Москва

1. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. - Печора, Печорское время, 2002.

2. Андреев О.П. Апробация новых технологий для Ямала на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча». Газовая промышленность, 2004, №9, с. 14-18.

3. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложнённых условиях. -М., Недра, 1983.

4. Баккер Е., Берман JI. и др. Перфорирование скважин в условиях динамической депрессии на пласт. Технологии ТЭК, 2004, № 6, с. 13 - 18.

5. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. М, Недра, 1998.

6. Богг Б., Метыоз К. Расчёт деформации обсадных труб: пер. с англ. Мацохейн Б. Нефтегазовые технологии, 2001, № 3, с. 60 - 64.

7. Виноградов В.Г., Дахнов A.B., Пацевич C.JT. Практикум по петрофизике М., Недра, 1990.

8. Вицени Е.М. Кумулятивные перфораторы, применяемые в нефтяных и газовых скважинах. М., Недра, 1971.

9. Вяхирев Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. М., Недра, 2002.

10. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. М., Недра, 1999.

11. Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев B.C. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. М., ЗАО «Геоинформмарк», 2000.

12. Гасумов P.A., Минликаев В.З., Якимов Е.Ф., Сингуров A.A. Опыт проведения перфорационных работ на скважинах газовых месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча». Ставрополь, труды ОАО «СевКавНИПИгаз, 2005, вып. 43, с. 69 - 77.

13. Григорян Н.Г. Деформация корпуса кумулятивного перфоратора в жидкой среде. — В кн.: Прикладная геофизика., вып.43. М., Недра, 1965.

14. Григорян Н.Г. Вскрытие пластов стреляющими перфораторами. М., Недра, 1982.

15. Григорян Н.Г. и др. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. -М., Недра, 1980.

16. Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. М, Наука, 1995.

17. Добрынин В.М. Справочник геофизика. М., Недра, 1987.

18. Дубровский Н.Д. Капитальный ремонт скважин с использованием колтюбинговой установки М-10 совместно с бустерной установкой УБ-14. -Технологии ТЭК, 2001, № 1, с. 32 35.

19. Дубровский Н.Д., Якимов Е.Ф., Сингуров A.A. Комплексный подход при проведении работ по капитальному ремонту скважин с использованием колтюбинговой установки в ООО «Ноябрьскгаздобыча». Ставрополь, труды ОАО «СевКавНИПИгаз», 2004, вып. 41, с. 95 - 100.

20. Ермилов О.М., Алиев З.С., Чугунов В.В. и др. Эксплуатация газовых скважин. -М., Недра, 1995.

21. Ермилов В.И., Киреев В.А., Ковалёва JI.A. и др. Временная инструкция по кислотной обработке газоносных пластов. М., труды «ВНИИЭгазпром», 1970.

22. Замахаев B.C. К вопросу о геофизическом сопровождении прострелочных работ в скважинах. Каротажник, 2000, вып. 74, с. 54 - 61.

23. Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Шенбергер и др. Опыт и особенности технологии ремонта скважин и обработки пластов с помощью установок «гибкая» труба на месторождениях Западной Сибири. Нефть и газ, 2000, № 5, с. 100-106.

24. Ильченко В.П., Тимонина Л.Ю., Маршаев O.A. Условия обводнения сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Газовая промышленность, 2001, №6, с. 52-53.

25. Капырпп Ю.В, Храпова Е.И, Кашицын A.B. Использование комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для повышения дебита скважин. Нефтяное хозяйство, 2001, № 6, с. 58 - 60.

26. Касперский Б.В. Проникновение твёрдой фазы глинистых растворов в пористую среду. Нефтяное хозяйство, 1971, № 9, с. 30 - 32.

27. Кондрат P.M., Марчук Ю.В., Ковалко М.П. и др. Интенсификация выноса жидкости из газовых скважин. Газовая промышленность, 1986, № 4, с. 8-9.

28. Кононов A.B., Дубровский Н.Д., Сингуров A.A. Технология удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме с использованием колтюбинговой установки. Технологии ТЭК, 2007, № 3, с. 50 - 53.

29. Коноплев Ю.В., Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1986.

30. Корректировка технологических показателей разработки Вынгапуровского газового месторождения /Отчёт о научно-исследовательской работе ООО «ТюменьНИИгипрогаз». Тюмень, 2003.

31. Кустышев A.B., Кононов A.B., Чижова Т.И. и др. Техническое состояние и капитальный ремонт газовых скважин месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча». обз. инф. ИРЦ «Газпром», 2004.

32. Кутузов Б.Н. и др. Справочник взрывника. М., Недра, 1988.

33. Ловля С.А., Горбенко Л.А., Каплан Б.Л. Торпедирование и перфорация скважин. -М., Недра, 1971.

34. Ловля С.А. Прострелочно-взрывные работы в скважинах. М., Недра, 1987.

35. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М., Нефть и газ, 1997.

36. Масленников В.В., Ремизов В.В. Системный геофизический контроль разработки крупных газовых месторождений. М., Недра, 1993.

37. Матвеев С. Опыт применения комплексной пластической перфорации скважин перед операциями гидроразрыва. Технологии ТЭК, 2007, № 5, с. 55 -57.

38. Миндели Э.О. и др. Комплексное исследование действие взрыва в горных породах. М., Недра, 1978.

39. Минликаев В.З. Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук. СевКавГТУ, Ставрополь, 2002.

40. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов O.JL, Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. М, Недра, 2003.

41. Михайлов H.H. Изменение физических горных пород в околоскважинных зонах. М., Недра, 1987.

42. Михайлов H.H. Информативно-техногенная геодинамика околоскважинных зон. М., Недра, 1996.

43. Молчанов А.Г., Вайншток P.M., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб. М., Издательство Академии горных наук, 1999.

44. Никишов В.В., Никитин P.C. Освоение и исследование скважин после капитального ремонта на ПХГ. Газовая промышленность, 2005, № 9, с. 61 -63

45. Нифантов В.И., Тагиров K.M., Гасумов P.A. и др. Новые технологии бурения и капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин. -Газовая промышленность, 1997, № 9, с. 32-33.

46. Номенклатурный каталог продукции, поставляемый ЗАО НТФ «Перфотех». Рязань, 2005 - 2009.

47. Паникаровский В.В., Сохошко С.К., Романов В.К. и др. Кислотная обработка скважин с помощью колтюбинговой установки. /Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: обз. инф. М., ИРЦ «Газпром», 2003.

48. Перспективы развития геофизических методов в XXI веке. /Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной 50-летию кафедры геофизики Пермского государственного университета. -Пермь, 2004.

49. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. /Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности. М., НТЦ «Промышленная безопасность», 2003, вып. 4, сер. 08.

50. Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти. /Тезисы докладов ГУ международной научно-практической конференции. Кисловодск, 11-15 сентября 2006 г.

51. Проект разработки Вынгапуровского газового месторождения. ООО «ТюменьНИИгипрогаз», Тюмень, 2004.

52. Прострелочно-взрывные работы в глубоких и разведочных скважинах /Сб.науч.тр. М., ВНИИгеофизика, 1981.

53. Ремизов В.В. Анализ динамики обводнения скважин. Газовая промышленность, 1995, № 12, с. 48 - 49.

54. Решение секции НТС ОАО «Газпром» «Геолого-разведочные работы и геофизические методы исследования скважин, разработка месторождений». -Раменское, 2001, апрель.

55. Рубан Г., Янкевич В.Ф., Говдун В.В. Совершенствование технологии водоизоляционных работ на позднем этапе разработки месторождений газа. -Технологии ТЭК, 2007, № 6, с. 28 29.

56. Справочник по прострелочно-взрывной аппаратуре, /под. ред. Л.Я. Фридляндера. -М., Недра, 1983.

57. Степанов H.B. Методика обработки экспериментальных данных по кольматации кернов и их использование для моделирования коллекторских свойств пластов. Технологии ТЭК, 2006, № 6, с. 54 - 58.

58. Стрельченко В.В. Геофизические исследования скважин. М., Недра,2008.

59. Стрельченко В.В., Якимов Е.Ф. Геолого-геофизическое обоснование перфорации коллекторов на поздней стадии разработки газовых месторождений. Нефть, газ и бизнес, 2009, №10, с. 42 - 46.

60. Тер-Саркисов P.M., Степанов Н.Г. Перспективы разработки сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири. -Газовая промышленность, 2004, № 7, с. 30 33.

61. Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 2004.

62. Фридляндер Л.Я. Прострелочно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах. М., Недра ,1985.

63. Холод В. Выбор стратегии вторичного вскрытия. Технологии ТЭК, 2005, №5, с. 66-68.

64. Шакиров А.Ф. Каротаж, испытание, перфорация и торпедирование скважин. М., Недра, 1975.

65. Шакиров P.A. Определение момента срабатывания перфораторов на НКТ. Нефтяное хозяйство, № 4, 1988.

66. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. М., Недра, 1961, с. 125-130.

67. Шмельков В.Е. Технология глушения и освоения скважин с использованием трехфазных пен. Газовая промышленность, 1976, № 3, с.18 -19.

68. Шпуров И.П. Перфорационные системы: состояние и стратегия развития. Технологии ТЭК, 2003, № 6, 13 - 18.

69. Якимов Е.Ф. К вопросу об эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин. Технологии ТЭК, 2007, № 1, с.ремонтно-восстановительных работ. Газовая промышленность, 2007, № 6, с. 42-44.

70. Якимов Е.Ф., Мальцев А.И. и др. Геофизические методы контроля за техническим состоянием эксплуатационной колонны на скважинах Вынгапуровского газового месторождения. Ставрополь, труды ОАО «СевКавНИПИгаз, 2004, вып. 41, с. 226 - 233.

71. Якимов Е.Ф., Сингуров А.А., Мальцев А.И. Методы и технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов при капитальном ремонте газовых скважин. Технологии ТЭК, 2006, № 2, с. 46 - 49.

72. Яремийчук Р.С., Семак Г.Г. Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин. М., Недра 1982.

73. Harris М.Н. The effect of perforating on well productivity. J. Petrol Technology, 1966, vol.18, No 1, p. 518 - 528.

74. Pearson C.M., Bond A.J., Eck M.E. and Schmidt J.H. Results of Stress-Oriented and Aligned Perforating in Fracturing Deviated Wells. Journal of Petroleum Technology 44 (January 1992), p. 10 -18.

75. Pucknell J.K. and Behrmann L.A. An investigation of the Damaged Zone Created by Perforating. Paper SPE 22811, presented at the 66th SPE, Annual Technical Conference and Exhibiion, Dallas, Texas, USA, October 6 - 9,1991.

76. Santarelli F.J., Ouadfel H. and Zundel J.P. Optimizing the Completion Procedure to Minimize Sand Production Risk. Paper SPE 22797, presented at the 66th SPE Annual Technical Conference and Ehibition, Dallas, Texas, USA, October 6 -9, 1991.

Информация о работе

Якимов, Евгений Федорович
кандидата технических наук
Москва, 2009
ВАК 25.00.10

Диссертация

Геолого-геофизическое обоснование технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы