Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование методов управления гидродинамическими режимами скважин при эксплуатации двух пластов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование методов управления гидродинамическими режимами скважин при эксплуатации двух пластов"

На правах рукописи

СОРОКИН АЛЕКСАНДР ВАЛЕРЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ РЕЖИМАМИ СКВАЖИН ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

о 2 ОКТ 2008

Тюмень - 2008

003447839

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Сибирский научно - исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Научный руководитель - кандидат технических наук

Официальные оппоненты: - доктор физико-математических наук,

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт «Сибгеотех» (ООО «НИИ Сибгеотех»)

Защита состоится 24 октября 2008 г в 12 00 часов на заседании диссертационного совета Д 212 273 01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72 а, каб 32

Автореферат разослан 24 сентября 2008 г

Ученый секретарь

диссертационного совета,

Мулявин Семен Федорович

профессор

Федоров Константин Михайлович

- кандидат технических наук Стрекалов Александр Владимирович

доктор технических наук, профессор

Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На многопластовых месторождениях, каковым является и Ван-Ега некое, имеется большое количество низкопродуктивных пластов или секторов разработки с небольшими нефтенасыщенными толщинами в 2 - 3 м, разработка которых самостоятельной сеткой скважин нерентабельна Исходя из этого, обычно два и более пласта объединяют в один объект для совместной выработки Ведение добычи из двух и более пластов одной скважиной требует более пристального внимания, постоянного инженерно-техническою сопровождения работы скважин, пластов и скважинного оборудования Бесконтрольность совместной разработки может привести к ситуации, когда будет очень сложно определить потенциалы объектов и структуру остаточных запасов углеводородов Решение данной задачи только промыслово-геофизическими исследованиями скважин потребует значительных финансовых затрат и имеет ограничения по возможному охвату фонда исследованиями Таким образом, с одной стороны, необходимо производить приобщение продуктивных пластов для продления экономически рентабельной добычи, а с другой стороны, затруднен контроль и регулирование работы скважин, что так же может привес! и к значительным потерям как добычи (в зависимости от системы разработки до 40% извлекаемых запасов), так и финансовых средств Возможным решением данной проблемы является использование технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (ОРРНЭО)

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации двух продуктивных горизонтов в совместно-раздельном и совместном режиме путем управления гидродинамическими режимами работы скважин и раздела продукции при разукрупнении объектов многопластового месторождения

Основные задачи исследования

1 Разработка одномерной гидродинамической модели для совместного вскрытия и эксплуатации двух пластов и обоснование методов оценки и контроля параметров работы пластов,

2 Разработка методики раздела добываемой продукции по скважинам, совместно эксплуатирующим два пласта,

3 Обоснование разукрупнения объектов многопластового месторождения с целью управления гидродинамическими режимами скважин при эксплуатации двух пластов,

4 Совершенствование технологии ограничения водопритока различного происхождения для скважин, совместно эксплуатирующих несколько пластов,

5 Промысловая апробация методов расчета по контролю работы пластов, а также рекомендуемые мероприятия по совершенствованию эксплуатации двух пластов

Научная новизна выполненной работы

1 Научно обоснован теоретический подход к разделу продукции по скважинам на основе созданной математической модели для определения значений дебитов, давлений, обводненности и характеристик каждого из пластов при их совместной эксплуатации

2 Предложен метод управления гидродинамическими режимами скважин при эксплуатации двух пластов одним фильтром за счет дифференцированного воздействия на них со стороны нагнетательных и добывающих скважин

3 Для условий многопластового Ван-Еганского месторождения научно обосновано разукрупнение объектов с целью повышения эффективности эксплуатации двух пластов

Практическая ценность и реализация

Результаты исследований используются на месторождениях ООО

«СП «Ваньеганнефть» и могут быть применены на большинстве месторождений, имеющих многопластовое строение, для контроля и регулирования процесса разработки двух пластов одним фильтром с применением

1 Способа расчета характеристик работы каждого из двух пластов при их совместной эксплуатации и сравнения полученных результатов с петрофизическими данными для определения скважин, работающих не в оптимальном режиме по причине возникновения скин-эффекта одного или обоих пластов,

2 Пакерных компоновок на нагнетательных и добывающих скважинах с двумя пластами для дифференцированного регулирования процесса разработки,

3 Пересмотра исторических данных по отборам каждого из пластов при их совместной эксплуатации Произведен пересчет накопленных отборов и скорректированы текущие и прогнозные объемы добычи, определены зоны остаточных запасов нефти по объектам Ван-Еганского месторождения Это позволило произвести ряд успешных переводов скважин в районы, ранее считавшиеся малоперспективными по причине малой кратности остаточных запасов На текущий момент было выполнено 18 таких переводов Входной дебит нефти составил 21 т/сут Накопленная добыча нефти составляет более 130 тыс т,

4 Комплексной технологии РИР с использованием цементирования в неконсолидированных песчаниках, существенно повышена технологическая эффективность ограничения водопритока Успешность проведения такого вида операций увеличилась с 70 до 85 %

В ООО «СП «Ваньеганнефть» с 2008 г используются такие методические указания, как «Распределение продукции скважин, совместно эксплуатирующих два продуктивных горизонта в программе «COMMINGLE», а также методические указания «Расчет и подбор

необходимых параметров при выполнении ремонтно-изоляционных работ в интервалах продуктивных пластов с использованием расчетов «SQUEEZE» Предложенные методики внедрены в учебный процесс кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ТюмГНГУ»

Апробация результатов исследований

Основные положения и результаты диссертационной работы были озвучены и обсуждались на международном технологическом симпозиуме РАГС при президенте РФ (г Москва, 2003 г), 12-м Европейском симпозиуме повышения нефтеотдачи пластов (г Казань, 2003 г), международной российской нефтегазовой конференции и выставке SPE («Мир технологий для уникальных ресурсов» г Москва, 2006 г), международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (г Тюмень, 2007 г), заседаниях ТКР по ХМАО, координационных совещаниях и научно-технических советах ООО «СП «Ваньеганнефгь» и ООО Научно-исследовательский институт «СибГеоТех» (г Нижневартовск, 2007, 2008 гг), семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ (г Тюмень, 20032008 гг)

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 12 печатных работах, в том числе, в 4 статьях в изданиях, рекомендованных ВАК РФ Получено два патента на изобретения Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 141 странице машинописного текста, содержит 26 таблиц, 45 рисунков Состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка источников из 97 наименований

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, определены научная новизна и практическая ценность Обоснована актуальность проблемы совместной и совместно-раздельной разработки пластов, которой посвящены работы Атанова Г А, Батурина Ю Е, Борисова ЮП, Желюва ЮП, Ибрагимова ГХ, Ковалева ВС, Кондратюка А Т , Крылова А П , Курбанова А К , Лысенко В Д , Максимова М И , Медведского Р И , Мищенко И Т , Мухарского Э Д , Николаевского В Н , Сазонова Б Ф , Саттарова М Л , Сургучева М Л , Ревенко В М , Телкова А П , Щелкачева В Н и др Сформулирована основная цель работы, основные задачи исследования, научные положения, отражается научная новизна и практическая ценность работы

В первом разделе рассмотрены осложнения при совместной эксплуатации пластов и проведен анализ геолого-физических особенностей объектов разработки, структуры запасов и состояния разработки Ван-Еганского месторождения Месторождение включает 52 продуктивных пласта, которые по фазовому состоянию разделяются на газовые, нефтегазоконденсатные, нефтяные и нефтегазовые Проницаемость коллекторов изменяется от 0,0005 до 2,0 мкм2, вязкости пластовой нефти от 0,45 до 300 мПа*с, нефтенасыщенностъ от 0,45 до 0,75 доли ед Литологические пласты разделены на пять групп 1- пласты ПК, 2 - пласты АВ, 3- пласты БВ, 4- ачимовская толща, 5- пласты ЮВ Исходя из объемов добычи углеводородов по скважинам с совместной эксплуатацией пластов, которая составляет около 12%, оценена возможная погрешность в подсчете запасов по различным пластам Установлено, что наибольшая вероятность некорректного подсчета отобранных запасов приходится на пласты БВ7, БВ82, БВ5 и БВб В этой связи, в первом разделе детально

описана их геология, PVT свойства флюидов, история и система разработки

Произведенный анализ известных технологий учета добычи из скважин с совместной эксплуатацией пластов позволил установить их преимущества и недостатки

Наиболее часто используется расчетный способ деления продукции по совместным скважинам, исходя из соотношения k*h (проводимостей, где k-средневзвешенная проницаемость работающего интервала пласта, h-мощность работающего интервала), данный способ допускает при расчетах большие неточности (из-за неизвестности фактических параметров) и не учитываются пластовые давления и скин-эффект Известный геохимический анализ добываемых нефтей по определенным маркерам имеет ограниченное применение для пластов с близкими свойствами нефтей для оценки отборов пластовых вод

Методика учета продукции с помощью периодического проведения геофизических исследований не всегда применима из-за необходимости вывода из эксплуатации скважин и большой затратности выполняемых работ

Как известно, при установке расходомеров на кровле каждого из пластов отсутствует надежный канал связи для получения оперативной информации по работе объектов

Применение технологий U-Tool или двухрядной компоновки, разработанной компаниями Baker, OTIS, Cameo и др позволяет доставлять на поверхность продукцию каждого из пластов по самостоятельному лифту, не смешивая Ограничением применения таких устройств является их дороговизна и низкая надежность, а также невозможность их использования для скважин с малыми диаметрами эксплуатационной колонны труб

Установлено, что наиболее перспективной для условий Ван-Еганского месторождения является технология одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов - технология ОРРНЭО (НИИ «СибГеоТех», г Нижневартовск), позволяющая дифференцированно воздействовать на каждый из объектов и отличающаяся относительной простотой

Во втором разделе выполнен вывод уравнения фильтрации жидкости к стволу скважины при совместной эксплуатации двух пластов одним фильтром на основе уравнения Дюпюи для плоскорадиального течения жидкости к стволу скважины В работе показано, что расчет распределения добываемой продукции с применением математических алгоритмов возможен только при определении следующих данных

1 0„(0, СЫО - динамика изменения дебита нефти и жидкости по скважине, м3/сут,

2 РплИО, Рщ,2(0 - пластового давления по каждому из эксплуатируемых объектов в зоне отбора, Па,

3 ¥1(0 - обводненность продукции хотя бы одного из эксплуатируемых объектов, доли ед,

4 Рзаб1 - прямой замер забойного давления по верхнему пласту, Р,аб2 рассчитывается по формуле (3), Па,

5 К1, 81 - характеристики пласта и призабойной зоны хотя бы по одному из эксплуатируемых объектов (проницаемость и скин-фактор)

Расчеты сводятся к решению системы уравнений притока жидкости к забою скважины, и уравнения, определяющего разность между забойными давлениями каждого из пластов Известно, что уравнение плоско-радиального течения жидкости Дюпюи по первому пласту можно записать в виде

О 1 - 2 п * И М *

в0\*(\-м\) + о¥\) + 1пМ_о75 + 51 (IX

гс

где <2Ж1 -дебит жидкости первого пласта, м3/сут,

Ж1 - обводненность продукции пласта, доли ед,

ц„1 -вязкость пластовой нефти, мПа*с,

ц„1 -вязкость пластовой воды, мПа*с,

Вц1 - объемный коэффициент пластовой нефти,

Р,ап1 - забойное давление, Па,

57, и К1 - проницаемость и скин-фактор пласта, м2,

Р„,1- пластовое давление, Па,

Ик1 радиус контура питания, м,

г[ - радиус скважины, м,

М - мощность работающего интервала пласта Для второго пласта выражение примет вид

о 2- 1п * к1Н2 * (2)

В„2*(\-т) + (№2) ¿г„2*0-1Г2) + А,„г2*1Г2 1п^2_075 + 52 к '

гс

Забойное давление по второму пласту можно выразить через уравнение расчета гидравлической разности забойных давлений между пластами

Л- 2 = Ри6\ + (Рн2*ё *(И,1Р,„ 2 - Нщт\)*1Г2) + И 1

* «?рт ■*" трт

+ (Р„2*£* ("„„, 2 - Я,ч„ 1) * (1 ■- 1Г2) (3),

где ¡¥2 - обводненность продукции нижележащего объекта, д ед, Рюс,1 - забойное давление на верхний пласт, Па,

- разница между глубинами залегания пластов по

вертикали, м,

р н1 и р н2 - плотности пластовых нефтей каждого из объектов,

кг/м3

Известно, что дебиты пластовых флюидов определяются соотношениями

0„1 = е,1*(1-ИЧ) 0.2 = 0ж2*{\-№2) (4),

а так же

е. =е-1+е. 2 Q„=^J+Q,I2 (5),

где (^^¡¿(^п - суммарный дебит жидкости и нефти, м3/сут, 0.ж1, Ож2 и Qнl, <2„2 - дебиты жидкости и нефти каждого из эксплуатируемых пластов, м3/сут

Таким образом, получаем нелинейную систему из двух уравнений с двумя неизвестными (\¥2, Б2)

/)'с1 *(1 - Il I) t (/Fl) //„!*(] - W\) + ßH\*W\ [n^l_075 + 6.,

rr

| 2 л _kl hl_» P„,2-P,„l(W2)

+ Ba2*(l-lV2) + (lV2) A„ 2 * (1 - iV2) + ¿i12*i¥2 ]n^2_075 + 52

rr

Q„ =Qal + Q„2 = Qxcl*(l-H,l) + Qw2*(l-IV2) (6)

v.

Система уравнений решается методом итераций в программе «Commingle», построенной на основе Microsoft Excel, и проверена на сходимость по забойным давлениям, полученным с использованием данного алгоритма, на основе пересчета от динамического забойного давления

Применение программы «Commingle» позволяет использовать максимум геолого-гидродинамических данных, подстраиваться под вновь полученные данные различных источников и отражать наиболее достоверное распределение продукции с учетом всей информации

С целью тестирования предложенной модели и адаптации на фактические данные были проведены специальные исследования Данные аналитического моделирования были скорректированы с применением результатов геофизических исследований (КВД, ПГИ) на скважине № 508 Ван-Еганского месторождения и отработки скважины на различных режимах Полученная информация позволила подтвердить выполненные расчеты и привести модель в соответствие с фактическими

результатами (рисунок 1) из которого видно, что доля участия пластов в работе по модели и по дебитометрии совпадают.

Сопоставление данных потокометрии с расчетами по скв.508.

100

90

ш 80

5 70

с; с * 60

S I-, 15°-

та 4¡¡ 40

>

30

е;

а 20

10

0

14.4 14.6 14.8 15.0 15.2 15.4 15.6 15.8 16.0 16.2 Забойное давление, МПа -Б5 расчет-Б6 расчет д Б5 ГИС Д 56 ГИС

Рисунок 1 - Сопоставление данных потокометрии с моделью автора

Индикаторные диаграммы по пластам Е?В5 и БВб по скв.508 Ван-Еганского месторождения.

Рзаб Ож БВб аж БВ6 <Эж суммарное

М па мЗ/сут мЗ/сут мЗ/сут

14.4 41.8 13.2 55

15.2 34.5 9.7 44.2

15.8 28.7 8.1 36.8

6.0 8.0 10,0 12,0 14,0 Забойное давпение, МПа

-г. Л. -суммарная линия

16.0 18,0 20,0

Рисунок 2 - Индикаторные диаграммы по скважине № 508 Ван-Еганского месторождения со струйным насосом на разных режимах эксплуатации При проведении геофизических исследований на скважине № 508 при установленном струйном насосе дополнительно получены индикаторные кривые каждого из работающих пластов (рисунок 2) путем

определения профилей притока пластов на нескольких режимах эксплуатации.

С целью получения представительных данных на скважине № 547 куст 40Б проведен полный комплекс геофизических исследований и выполнены работы по исследованию индукционного нейтрон-нейтронного каротажа пластов с закачкой солевых растворов различной минерализации. Это позволило определить интервалы остаточной нефтенасыщенности коллектора, с целью моделирования гидродинамических характеристик работы скважины № 547 с применением радиальной модели двух пластов Eclipse. Полученные результаты были сверены на сходимость с данными аналитического моделирования и данными промысловой геофизики. После построения гидродинамической модели скважины № 547 проведена адаптация по промысловым данным (рисунок 3).

Настройка модели на историю

— Дебит нефт модельный --Дебит нефт фактический

— — Обводненность модельная -Обводненность фактическая

— — Забойное давление модельное Забойное давление фактическое

Рисунок 3 - Результаты геолого-гидродинамического моделирования Eclipse по скважине № 547 Ван-Еганского месторождения С целью определения обводненности каждого из пластов без остановки скважины в работе, предлагается выполнить отработку скважины на двух режимах эксплуатации. Рекомендуемая периодичность

проведения таких исследований 1 - раз в 1 -3 месяца и зависит от каждого конкретного случая. Пример проведения таких исследований по скважинам № 676 и № 1504 отображен на рисунке 4.

Моделирование распределения обводн-та между пластами по двум тестам СКВ.676

Моделирование распределения обводн-ти между пластами по двум тестам СКВ. 1504

100

обводн-тъ пласта 1, %

--1 тест--2 тест

94 96 98 100!

обводн-тъ пласта 2, %

-1 тест - - - 2 тест

Рисунок 4 - Определение обводненности продукции каждого из пластов при совместной эксплуатации на основе отработки на двух разных режимах эксплуатации скважин № 676 и № 1504 После адаптации предложенной модели она применена для формирования уточненной базы добычи по Ван-Еганскому месторождению. Пример полученных результатов по пересчету отборов нефти по пласту БВц2 показан на рисунке 5. Из которого следует, что в целом перераспределение добычи по пласту невелико - менее 1 %.

зо

25

20

1- 15 и

£ 10

-10 -15 -20

КОРРЕКТИРОВКА ОТБОРОВ ПО СОВМЕСТНЫМ СКВАЖИНАМ ПЛАСТА Б82

............25'1 22'° . 23.2

19.Э

аИ

л>1.2

ЯГ

3,6 45

4,0

3.1 2.3

дЛ

......

¡ГУ *

тт

-13,4

Рисунок 5 - Корректировка отборов по скважинам пласта БВ8"

Однако, из рисунка 5 видно, что несмотря на незначительную суммарную корректировку отборов, по пласту БВ/ общий отбор увеличился на 98127 тонн, или 0,79 %, а по отдельным скважинам изменение отборов достигает значительных величин (рисунок 5)

В рамках работы «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пласты групп АВ, БВ и ЮВ)», выполненной совместно с ООО НПФ «Бинар» в 2003-2004 гг, построены и адаптированы трехмерные гидродинамические модели разрабатываемых пластов Ван-Еганского месторождения Для сопоставления результатов расчетов по разделу продукции скважин с результатами гидродинамического моделирования на моделях пластов БВ; и БВ82, БВ5 и БВ6 проведены расчеты настройки истории Согласно предложенной методике были пересмотрены исторические отборы по совместно-раздельно эксплуатируемым скважинам На основании скорректированной информации по отборам были перестроены геолого-гидродинамические модели пластов В более чем 80 % скважин расхождение полученных результатов моделирования с фактическими результатами составило менее 10 % Расхождение накопленной фактической добычи с данными моделирования составило менее 2 % Данные расчеты позволили скорректировать карты остаточных нефтенасыщенных толщин по площади

Корректность полученных результатов была проверена результатами исследований УКК (углерод-кислородный каротаж) и ИННК (импульсный нейтрон-нейтронный каротаж) пластов БВ5, БВб, БВ7 и БВ»2 Совпадение в оценке остаточной нефтенасыщенной мощности составило 90 % Это позволило обосновать 18 переводов в зоны максимальной плотности запасов в период 2005-2007 г Средний начальный дебит нефти составил 21 т/сут, дополнительная добыча составила более 130 тыс т

Известно, что применение геолого-гидродинамических моделей при расчете характеристики работы каждого из пластов при совместной

эксплуатации требует достоверных знаний о геологии пласта, свойствах флюидов, забойных и пластовых давлениях Такая задача не всегда может быть решена качественно без привлечения дополнительных промысловых исследований и представляет собой достаточно трудоемкий процесс

В этой связи разработана модель для прогноза показателей работы скважины в совместном режиме, в которой реализованы следующие основные уравнения подземной гидродинамики

1 Уравнение плоско-радиального притока к забою скважины Дюпюи (расчет и контроль ожидаемого дебита)

а^ЬЛ ¡>.-р- , (6)

во V 1п —-0 75 + 5 Яс

где - дебит жидкости, м3/сут, к и Ь - проницаемость и мощность работающего интервала пласта, м2, м, Рпл и Рза5 соответственно пластовое и забойное давление, Па, Як и радиус контура питания и радиус ствола скважины, м, Б - скин-фактор

2 Уравнение материального баланса (расчет изменения пластового давления)

где Ир - количество добытой нефти, тыс м3, N - количество нефти, первоначально заключенной в пласте, тысм3, - суммарная добыча воды, тыс м3, \Уе - суммарный объем поступающей в продуктивный пласт краевой воды, тыс м3, Wl - количество закачанной воды, тыс м\ В1 -коэффициент пластового объема нефти с растворенным газом, м3/м3, Ви -коэффициент пластового объема нефти при начальном пластовом давлении, м3/м3, Bg - коэффициент пластового объема газа, м

V, в81 -

коэффициент пластового объема газа при начальном пластовом давлении, м3/м3, ш - отношение объема начальной газовой шапки к начальному

объему нефти в пласте, д ед, Яр - суммарный газовый фактор, м3/м3, Яз1 -начальная растворимость газа, м3/м3, - текущая водонасыщенность пористой среды, д ед, - начальная водонасыщенность пористой среды, д ед, СГ - сжимаемость породы, 1/кРа, С\у - сжимаемость воды, 1/кРа, Др -депрессия давления в пласте, кРа, С1 - суммарное количество нагнетаемого газа, тыс м3

3 Объемный метод расчета дренируемых запасов (расчет прогнозных отборов по каждому из объектов эксплуатации)

У = И*к*кн*Б*В0*{Кох„*К„ыт), (8)

где V - расчетный объем дренируемых запасов, м3, к - пористость, %, к„ - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед, Б - площадь зоны дренирования, м2, Во - объемный коэффициент нефти, КоХВ и КВЬ1Т -соответственно ожидаемый коэффициент охвата пласта воздействием и коэффициент вытеснения

4 Уравнение гидравлической разницы забойного давления между пластами (определение ожидаемого забойного давления)

Л- 2 = Р* 1 + (Л 2 * г * (Н„рт 2 - Н^ 1) * Ш2) +

+ (р. 2 * 8 * (//,,_ 2 - Н^, 1) * (1 - ИГ!), (9)

где Рзаб1 и Рзаб2 - забойное давления каждого из пластов, Па, Н9срт1 и Нвер2 - глубина каждого из пластов по вертикали, м, § - ускорение свободного падения, м2/с, \У2 - обводненность нижнего объекта, доли ед, рн2 и рв2 - плотность нефти и воды нижнего объекта, кг/м3,

На основе моделирования процессов разработки Ван-Еганского месторождения выявлено, что совместная разработка двухпластовой залежи наиболее эффективна при небольших различиях проницаемостей (1,5-2 раза) Предпочтительно совмещать объекты с достаточно активным подпором водоносного горизонта или достаточно сформированной системой заводнения Установлено, что чем больше значение депрессии, тем больше интервалов пластов принимают участие в работе После

существенного обводнения одного из пластов необходимо использовать технологии разобщения объектов для дифференциального воздействия на объекты.

В третьем разделе предложены технические решения, направленные на управление гидродинамическими режимами скважин при эксплуатации двух пластов.

На Ван-Еганском месторождении проводится разобщение пластов пакерными компоновками с установкой мандрелей, что дает возможность регулировать потоки с помощью смены глубинных штуцеров. Данная технология применяется для газлифтной эксплуатации, а также для нагнетательных скважин. В таком случае смена клапанов осуществляется без привлечения бригад КРС. Весь процесс исследований и регулирования воздействия осуществляется с помощью применения канатной техники (рисунок 6, пат. № 2211311,2203386).

Добывающая Нагнетательная Добывающая

скважина скважина скважина

Рисунок 6 - Пример использования технологии ОРРНЭО 1 - УЭЦН, 2 -пакер, 3 - глубинные мандрели.

В случае использования подобных компоновок при работе скважин с помощью УЭЦН регулирование процессов эксплуатации осуществляется путем постановки на скважину бригады КРС и извлечения насосного оборудования Технологию ОРРНЭО можно использовать для временной или постоянной изоляции обводненного или загазованного пласта или интервала для одного пласта

Примером дифференцированного воздействия на пласты может служить скважина № 699/40Б, которая с помощью бескомпрессорного газлифта совместно-раздельно эксплуатировала три пласта БВ3, БВ5 и БВ6 После увеличения депрессии на пласт увеличилась обводненность продукции с 89 до 95 %, в связи с прорывом воды в скважину из пласта БВ3 Традиционно в этих случаях устанавливают цементный мост в районе обводненного пласта БВ3, при этом пласты БВ5 и БВб оказываются изолированными

Однако по данным анализа в зоне дренирования скважины остались неизвлеченные запасы нефти в пластах БВ5 и БВб Применение технологии ОРРНЭО позволило без выполнения сложных ремонтно-изоляционных работ временно изолировать пласт БВ3 и продолжить эксплуатацию по пластам БВ5+БВ6 После проведения данных операций текущая обводненность продукции снизилась с 94 до 80 % и эксплуатация скважины продолжалась еще в течение 4 лет (с 2003 по 2007 год) Кроме того, применение компоновки ОРРНЭО в данном случае оставило возможность в перспективе продолжить добычу с пласта БВ3

Примером использования данного изобретения для временной изоляции газоносного пласта может служить скважина № 529/42, где после увеличения депрессии на пласт образовался «газовый конус», и скважина перешла на фонтанирование по затрубному пространству Применение технологии позволило снизить газосодержание добываемой продукции и

оставило возможность производить контроль параметров изолированного объекта (замер давления, испытание на насыщение, КВД и т.д).

По нагнетательному фонду скважин предложенная компоновка используется с 1998 года. Применение компоновки ОРРНЭО по таким скважинам позволяет дифференцированно воздействовать на группу пластов одними и теми же скважинами. По части нагнетательных скважин в работе совместно участвуют два-три продуктивных горизонта, и объемы закачки регулируются путем смены глубинных штуцеров в штуцерных камерах. По части скважин производится периодическое подключение и отключение пластов, что обеспечивает циклическое воздействие на пласт.

Для раздела продукции с помощью математических алгоритмов достаточным является определение параметров работы верхнего из, совместно эксплуатируемых пластов. Для этого между пластами устанавливается пакерующее устройство с клапаном-отсекателем (рисунок 7). Принцип действия клапана-отсекателя основан на его закрытии при перепаде давления между двумя сторонами клапана меньше заданного.

Рисунок 7 - Принципиальная схема клапана - отсекагеля

Для проведения исследований необходимо снизить дебит скважины на величину, достаточную для срабатывания устройства Перепад давления между двумя сторонами клапана в таком случае должен быть ниже перепада давления открытия клапана

После такой манипуляции в работе скважины будет участвовать только верхний пласт, что позволит достаточно точно определить его обводненность, произвести замер пластового и забойного давления , КВД

В четвертом разделе рассматриваются технологии проведения ремонтно-изоляционных работ и ограничения водопритока различного происхождения

Актуальность темы выбора наиболее эффективной технологии ремонтно-изоляционных работ для скважин, совместно-эксплуатирующих несколько пластов, кратно вырастает с количеством эксплуатируемых скважиной объектов Риск получения воды различного происхождения для скважин, эксплуатирующих два пласта, соответственно, в два раза больше В работе предлагается усовершенствовать стандартную технологию -цементирование под давлением Способ расчета проведения РИР описан в методических указаниях «Расчет и подбор необходимых параметров при выполнении ремонтно-изоляционных работ в интервалах продуктивных пластов с использованием расчетов «SQUEEZE»

Задав расчетный объем и параметры цемента, можно моделировать его положение в стволе скважины и НКТ на каждой стадии закачки Исходя из этого, рассчитывается гидростатическое давление столба жидкости на пласт и сравнивается с ожидаемым градиентом разрыва

По результатам апробации расчетов на реальных скважинах и полученной эффективности работ была изменена технология выполнения операций по РИР Изменения заключаются в следующем

1) дренирование специальных отверстий при отсутствии достаточной для заливки приемистости, так как это носит потенциальный риск образования микротрещин,

2) предпочтение отдается небольшим объемам цемента и использованию облегченного раствора,

3) критерием успешности не является получение потери приемистости и роса давления на последней стадии закачки

Рост успешности выполнения такого вида мероприятий по ООО «СП «Ваньеганнефть» с начала использования данной методики расчетов свидетельствует об ее высокой эффективности (таблица)

Таблица 1 - Успешность выполнения ремонтно-изоляционных работ

Технология РИР 1 02 2006-1 02 2007 1 02 2007-1 02 2008

кол-во ремонтов успешность, % кол-во ремонтов успешность, %

Ликвидация заколонной циркуляции 7 57,1 8 87,5

Восстановление цементного камня заЭ/К 11 81,8 8 87,5

Ликвидация внутрипластового перетока 2 50 4 75

ВСЕГО 20 70 20 85

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Разработана одномерная гидродинамическая модель для описания совместной эксплуатации двух пластов Проведенная адаптация по результатам промысловой геофизики и гидродинамических исследований на скважинах показали хорошую сопоставимость результатов

2 На основе разработанной модели проведено уточнение и разделение добычи нефти и воды по совместным скважинам Ван-Еганского месторождения По новым данным выполнено моделирование и

построение карт текущей плотности запасов, что позволило выявить невыработанные зоны Выполнено 18 переводов скважин, дополнительная добыча составила - 130 тыс т

3 Разработаны методические указания «Распределение продукции скважин, совместно эксплуатирующих два пласта в программе Commingle», действующие в ООО «СП «Ваньеганнефть» с 2008 года

4 Предложены технические решения по управлению режимами работы совместных скважин ОРРНЭО Получены патенты № 2211311, 2203386 Описанная технология реализована на 3-х скважинах Ван-Еганского месторождения Получена дополнительная добыча нефти в объеме 50 тыс т

5 Предложена усовершенствованная технология РИР цементирование под давлением Разработаны и внедрены методические указания «Расчет и подбор необходимых параметров при выполнении ремонтно-изоляционных работ в интервалах продуктивных пластов с использованием расчетов «Squeeze» На основе методики выполнено 40 скважино-операций, успешность увеличилась с 70 до 85 %

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1 Донков П В Разукрупнение объектов разработки для повышения их нефтеотдачи / П В Донков, В А Леонов, А В Сорокин, И В Сабанчин // Интенсификация добычи нефти и газа труды Междунар технолог симпозиума РАГС при Президенте РФ - М -2003 -С 527-532

2 Леонов В В Воздействие на группу пластов одной сеткой скважин при разработке новых объектов / В В Леонов, П В Донков, О В Войтов, А В Сорокин // Нефть, газ, нефтехимия 2003 Сб науч тр, Казань -2003 -С 54-59

3 Сорокин А В Проблемы ремонтно-изоляционных работ для пластов с низким давлением разрыва / А В Сорокин, О В Войтов, И Н Зубов // Новые методы и технологии разработки месторождений газа и нефти крайнего севера Сб науч тр - Тюмень ТюмГНГУ, 2006 - Вып 3 -С 108-115

4 Сорокин А В Распределение продукции скважин совместно эксплуатирующих несколько продуктивных горизонтов / А В Сорокин, И Б Дубков, С В Минаков, К В Ярославцев, С Ф Мулявин II Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири Сб науч тр международ академ конф - Тюмень, 2007 - С 296301

5 Сорокин А В Практичный настольный инструмент для контроля и прогноза добычи жидкости, мониторинга работы скважин при добыче с одного и двух пластов / А В Сорокин, Скотт Смит // Мир технологий для уникальных ресурсов Сб науч тр нефтегазовой конференции и выставки 8РЕ-М , 2006 -С 105-108

6 Пат 2203386 РФ, МПК 7 Е 21 В 23/06, 33/12 Разъединяющее устройство Шарифова / Шарифов М 3 , Леонов В А , Егорин О А, Сорокин А В (Россия) -№2001103102/03, Заявлено 02 02 2001, Опубл 27 04 2003, Бюл № 12

7 Пат 2194152 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/12, 34/06 Скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды / Шарифов М 3 , Леонов В А , Ишмуратов И Ф , Сорокин А В (Россия) - № 2001102236/03, Заявлено 24 01 2001, Опубл 10 12 2002, Бюл № 34

8 Сорокин А В Методика контроля характеристик работы скважины / А В Сорокин, О В Войтов, С Ф Мулявин // Вестник недропользователя -2008 -№19 - С 24-27

9 Сорокин А В Аналитическая методика раздела продукции по совместным скважинам / А В Сорокин, О В Войтов, Н Р Кривова, С Ф

Мулявин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - 2008 - № 5 - С 43-47

10 Грачев СИ Применение индикаторных исследований на многоиластовом месторождении /СИ Грачев, Н Р Кривова, А В Сорокин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений -2008 - № 5 - С 13-15

11 Сорокин А В Построение карт концентрации остаточных запасов углеводородов / А В Сорокин, Н Р Кривова, О.В Войтов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - 2008 -№ 7 -

12 Семенов В Н Особенности геологического строения и проблемы разработки Ван-Еганского месторождения / В Н Семенов, И П Пуртова, А В Сорокин, С И Кирилов, Р X Гималеев, С Ф Мулявин // Бурение и нефть -2008 -№8 - С 30-33

С 32-35

Соискатель

А.В. Сорокин

Издательство «Вектор Бук» Лицензия JIP № 066721 от 06 07 99 г

Подписано в печать 22 09 2008 г Формат 60x84/16 Бумага офсетная Печать Riso Уел печ л 1,44 Тираж ЮОэкз Заказ 155

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук» Лицензия ПД № 17-0003 от 06 07 2000 г

625004, г Тюмень, ул Володарского, 45 Тел (3452)46-54-04,46-90-03

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Сорокин, Александр Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ .РАЗРАБОТКЕ ДВУХ И БОЛЕЕ ПЛАСТОВ ОДНИМ ФИЛЬТРОМ.

1.1 Геолого-промысловая характеристика эксплуатируемых залежей углеводородов.;.

1Л. 1 Описание и состояние разработки продуктивного горизонта БВ7.

1.1".20писание и состояние разработки продуктивного горизонта Б

§~.

1.2 Анализ существующих методик раздела продукции по совместным скважинам. Рассмотрение их преимуществ и недостатков.

1.3 Использование технических средств проведения исследований скважин.

1.3.1 Использование струйного насоса с возможностью выполнения исследований в режиме возбуждения скважины.

1.3.2 Использование двухрядного лифта и подвесного геофизического прибора с УЭЦН для проведения исследований.

• 1.3.3' Геофизические методы и технологии определения состав-притока-при совместной эксплуатации . двух и более пластов одной скважиной.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2. АНАЛИТИЧЕСКОЕ РЕШЕНИЕ РАЗДЕЛЕНИЯ ПРОДУКЦИИ ■ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ ОДНИМ ФИЛЬТРОМ.

2.1 Вывод уравнения фильтрации жидкости к стволу скважины при совместной эксплуатации двух пластов. 2.2 Сопоставление расчетов аналитической модели с результатами проведенных промыслово-геофизических исследований.

2.2.1 Исследования по скважине 547 Ван-Еганского месторождения.

2.2.2 Исследования по скважине 508 Ван-Еганского месторождения.

2.3 Адаптация расчетов раздела продукции с применением трехмерных геолого-гидродинамических моделей.!.

2.3.1 Расчеты по самостоятельной плоско-радиальной модели Eclipse.

2.3.2 Расчеты с использованием секторных моделей вокруг совместно-эксплуатируемых скважин на основе общих моделей пластов.

2.4 Определение необходимых минимальных депрессий для включения пласта в работу.:. 2.5 Использование материального баланса для прогнозирования изменения пластового давления.

2.6 Определение пластового давления каждого из пластов по индикаторным кривым.

2.7 Определение обводненности продукции каждого из пластов при совместной эксплуатации на основе отработки скважины на двух разных режимах эксплуатации.

2.8 Принятие решения о целесообразности объединения двух пластов в один объект эксплуатации на основе аналитического моделирования.'.

2.9 Исследование совместно эксплуатируемых пластов по кривым падения дебита при восстановлении давления.

2.10 Решение по разделу продукции совместных скважин на основе физикотхимического анализа пластовых флюидов.

2.10.1 Теоретические основы проведения работ по геохимическому разделению продукции при совместной эксплуатации.

2.10.2 Предварительные данные опытно-методических работ по геохимическому разделению продукции при совместной эксплуатации.

2.11 Результаты расчетов перераспределения добычи между пластами БВ7 и БВ82.■.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.'.

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ ДВУХ И БОЛЕЕ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ.

3.1. Использование компоновок ОРРНЭО для дифференцированного воздействия на каждый из пластов.

3.2. Использование отсекающего устройства для определения параметров работы пластов.

3.3. Расчет давления срабатывания клапана-регуляюра.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4. СОСТОЯНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИЙ ПО ПРОВЕДЕНИЮ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ И РАБОТ ПО ОГРАНИЧЕНИЮ ВОДОПРИТОКА.

4.1 Рассмотрение применяемых технологий по РИР о i сечения водопритока и ликвидации негерметичпостей эксплуатационных колонн.

4.2 Использование расчетов по ограничению максимально допустимого давления на пласт при проведении РИР.

4.3 Использование УЭЦН с остекающим пакером на колонне НКТ

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование методов управления гидродинамическими режимами скважин при эксплуатации двух пластов"

Фактор многопластовости является одним из основных, центральных в проблематике ПСС-КИН. Во-первых, немалое число месторождений являются многопластовыми. При этом на отдельных месторождениях число продуктивных пластов доходит до нескольких десятков. Значительное количество пластов многоуровневых месторождений не имеют достаточного, для рентабельной эксплуатации самостоятельной сеткой скважин, объема запасов углеводородов и нефтедобывающие предприятия вынуждены производить совместную разработку таких объектов. Поэтому всегда встает проблема выделения числа эксплуатационных объектов, количества пластов включаемых в каждый эксплуатационный объект [1, 2, 3, 4, 5]. Так же существенное значение имеет довыработка запасов в одновременно-раздельном режиме.по высокообводненным участкам пластов, когда каждый из объектов экономически не выгодно разрабатывать отдельно, по совместная или одновременно-раздельная выработка еще рентабельна. Наряду с экономическими преимуществами, ведение добычи с двух и более пластов одной скважиной сложно-регулируемый процесс ■ и требует проведения значительно большего количества расчетов и постоянного инженерно-технического сопровождения работы скважин, пластов и скважинного оборудования [6,7,8]. Необоснованное объединение продуктивных горизонтов в один общий эксплуатационный объект может привести к неблагоприятным последствиям технологического характера и потере извлекаемых запасов [9]. ■Бесконтрольность совместной разработки приводит к возникновению ошибок в списании запасов, определении энергетического состояния объектов, и может привести к состоянию, когда будет очень сложно определить потенциалы объектов и структуру остаточных запасов углеводородов [10,11]. Факты неравномерного (непропорциональной гидропроводности) притока к добывающим скважинам и неравномерной приемистости нагнетательных были установлены инструментально на скважинах Туймазинского, Ромашкинского и др. месторождений [12,13,14,15]. Решение же данной задачи с помощью только промыслово-геофизических исследований скважин потребует значительных финансовых затрат. Технически и технологически это сложно-выполнимая задача и имеет ограничения по охвату фонда исследованиями, что может значительно ухудшить полученный эффект от применения совместной или совместно-раздельной разработки пластов. Возникает ситуация когда: с одной стороны необходимо производить приобщения продуктивных горизонтов для продления экономически рентабельной добычи, а с другой это может привести • к' утрате контроля за характеристиками работы объектов' и значительным потерям добычи и финансовых средств. Особенность разработки мпогопластовых месторождений состоит в следующем:

• При объединении нескольких пластов в один объект разработки нарушается прямая связь между добычей жидкости и гидропроводностыо пластов. В скважинах, где совмещаются пласты со значительной разностью в проницаемостях низкопропицаемые объекты, как правило, не работают;

• Аналогичное явление происходит и в нагнетательных скважинах. Приемистость низкопропицаемых пластов значительно хуже или полностью отсутствует;

• С увеличением депрессии (репрессии) на пласт число работающих интервалов пластов возрастает;

• При совместной разработке нескольких пластов происходит более быстрое обводнение эксплуатационного фонда скважин, чем при раздельной;

• Недоучет особенностей фильтрационных течений в многопластовых объектах приводит к завышению расчетной эффективности совместной разработки по сравнению с раздельной системой [16].

Возможным решением данной проблемы является использование технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (технология ОРРНЭО), разработанная в НИИ «СибГеоТех». при непосредственном участии автора, в частности при расчетах . по контролю за работой пластов, и выработке мероприятий по совершенствованию эксплуатации при добыче с двух объектов.

Цель работы:

Повышение эффективности эксплуатации двух продуктивных горизонтов в совместно-раздельном и совместном режиме путем управления гидродинамическими режимами работы скважин и раздела продукции при разукрупнении объектов многопластового месторождения.

Основные задачи исследования

1. Разработка анализа одномерной гидродинамической модели для совместного вскрытия и эксплуатации двух пластов и обоснование методов оценки и контроля ключевых параметров работы пластов;

2. Разработка методики раздела добываемой продукции по. скважинам, совместно эксплуатирующим два пласта;

3. Обоснование разукрупнения объектов многопластового' месторождения с целью управления гидродинамическими режимами скважин прй эксплуатации двух пластов;

4. Совершенствование технологии ограничения водопритока различного происхождения для скважин совместно эксплуатирующих несколько пластов;

5. Промысловая апробация методов расчета по контролю за работой пластов и мероприятий по совершенствованию эксплуатации при добыче из двух объектов.

Научная новизна

1.-Научно обоснован теоретический подход к разделу продукции по-скважинам на основе созданной математической модели для определения значений дебитов, давлений, обводненности и характеристик каждого из пластов при их совместной эксплуатации.

2. Предложен метод управления гидродинамическими режимами скважин при эксплуатации двух пластов одним фильтром за счет дифференцированного воздействия на них со стороны нагнетательных и добывающих скважин.

3. Для условий многопластового Ван-Еганского месторождения научно обосновано разукрупнение объектов с целыо повышения эффективности эксплуатации двух пластов.

Практическая ценность и реализация результатов исследований

Результаты исследований используются на месторождениях ■ ООО «СП «Ваиьеганнефть» и могут быть применены на большинстве месторождений, имеющих многоуровневое строение для контроля и регулирования процесса разработки двух пластов одним фильтром с применением:

1. способа расчета характеристик работы каждого из двух пластов при их совместной эксплуатации и сравнения полученных результатов ' с петрофизическими данными для определения скважин, работающих не в оптимальном режиме по причине возникновения скин-эффекта одного или обоих пластов; •

2. пакерных компоновок на нагнетательных и добывающих скважинах с двумя пластами для дифференцированного регулирования процесса разработки;

3. ' пересмотра исторических данных по отборам каждого из пластов при их совместной эксплуатации произведен пересчет накопленных отборов и скорректированы текущие и прогнозные объемы добычи, определены места скопления остаточных запасов углеводородов по объектам разработки Ван-Еганского месторождения. Это позволило произвести ряд успешных переводов скважин в зоны, ранее считавшиеся малоперспективными по причине малой кратности остаточных запасов. На начало 2008 года выполнено 18 таких переводов. Средний стартовый дебит нефти составил 21 т/сут. Накопленная добыча на начало 2008 года более 130 тыс.т;

4. комплексной технологии РИР с использованием цементирования в неконсолидированных песчаниках существенно повышена технологическая эффективность ограничения водопритока. Успешность проведения такого вида операций увеличилась с 70 до 85 %.

Применение в ООО «СП «Ваньегагшефть» с 2008 г методические указания «Распределение продукции скважин совместно эксплуатирующих два продуктивных горизонта в программе «COMMINGLE» и методические указания «Расчет и подбор необходимых параметров при выполнении ремонтно-изоляционных работ в интервалах продуктивных пластов с использованием расчетов «SQUEEZE». Предложенные методики внедрены в учебный процесс кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ТюмГНГУ».

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Сорокин, Александр Валерьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработана одномерная гидродинамическая модель для описания совместной эксплуатации двух пластов. Проведенная адаптация по результатам промысловой геофизики и гидродинамических исследований на скважинах показали хорошую сопоставимость результатов.

2. На основе разработанной модели проведено уточнение и разделение добычи нефти и воды по совместным скважинам Ван-Еганского месторождения. По новым данным выполнено моделирование и построение карт текущей плотности запасов, что позволило выявить невыработанные зоны. Выполнено 18 переводов скважин, дополнительная добыча составила - 130 тыс.т.

3. Разработаны методические указания «Распределение продукции скважин, совместно эксплуатирующих два пласта в программе Commingle», действующие в ООО «СП «Ваньегаииефть» с 2008 года.

4. Предложены технические решения по управлению режимами работы совместных скважин: ОРРНЭО. Получены патенты № 2211311, 2203386. Описанная технология реализована на 3-х скважинах Ван-Еганского месторождения. Получена дополнительная добыча нефти в объеме 50 тыс. т.

5. Предложена усовершенствованная технология РИР - цементирование под давлениём. Разработаны и внедрены методические указания «Расчет и подбор необходимых параметров при выполнении ремонтно-изоляционных работ в интервалах продуктивных пластов с использованием расчетов «Squeeze». На основе методики выполнено 40 скважино-операций, успешность увеличилась с 70 до 85 %.'

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сорокин, Александр Валерьевич, Тюмень

1. Бадьянов В. А. Совершенствование систем разработки месторождений Западной-Сибири. / Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е., Ефимов Е.П., Пономарева И.А., Праведников Н.К. Свердловск, Сред.Урал, с 175.

2. Каналин В.Г. Проектирование разработки многопластовых месторождений с учетом неоднородности / Каналин В.Г., Стасенков В.В. // Изд. ВНИИОЭНГ. 1975.- С. 45.

3. Крылов А.П. О возможности повышения добычи и снижения капитальных затрат при разработке нефтяных месторождений. / Крылов А.П., Борисов Ю.П., Бучин А.Н., Вирновский А.С., Розенберг М.Д., Эрфос Д.А. С. 21-30.

4. Лысенко В.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений / Лысенко В.Д., Мухарскйй Э.Д. // Изд.Недра,1971.-С. 175. " • » '

5. Саттаров ' М.М. Выбор системы разработки • многопластовых месторождений / Саттаров М.М., Саттаров Д.М. // Обз. инф. -М ВНИИОЭНГ, -1983.-№Ю. С.с 43.

6. Давиташвили Г.И. Внедрение одновременно-раздельной закачки на Приобском месторождении / Давиташвили Г.И. Гарипов О.М. // Техника и технология добычи нефти, 2006 №12 С.73-76.

7. Дияшев Р.Н. Исследование приемистости малопроницаемых пластов, находящихся в одном объекте с высокопроницаемыми, при закачке в них воды. // Нефтяное хозяйство. 1978.- №11. С. 22-26.

8. Рамазанов Р.Г. Совместная эксплуатация пластов залежей высоковязкой нефти в карбонатных и терригенных коллекторах нижнего и среднего карбона // Нефтяное хозяйство 2007 №07 С. 54-57.

9. Лысенко В. Д. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений / Лысенко В.Д., Грайфер В.И. //. М-Недра. С. 51-59.

10. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин -"нефтеотдача» / Москва. «Грааль». -2002- С. 166-167.

11. Дияшев Р.Н. Некоторые причины негативных последствий " совместной разработки многопластовых месторождений и учет их при формировании эксплуатационных объектов // Нефтяное хозяйство -2005.-№7 С. 110-115.

12. Баймухаметов К.С. О количественной оценке влияния расчлененности пластов на их приемистость в нагнетательных скважинах. // Нефтяное хозяйство. 1978.- №12. С. 44-46.

13. Дияшев Р.Н. Динамика разработки многопластовой залежи и выделение объектов эксплуатации. / Дияшев Р.Н., Мухарский Э.Д., Николаев В.А. // Нефтяное хозяйство. 1973. - №3 С. 35-40.

14. Ефимов Е.П. Влияние совместной разработки на нефтеотдачу многопластовых объектов. / Ефимов Е.П., Янин А.Н., Халимов Э.М. // Нефтяное хозяйство. — 1981- №8 С 32-36.

15. Муслимов Р.Х. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. // Изд ВНИИОЭНГ. -1995,- т.1 С. 407, т-2, С. -286.

16. Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пласты групп АВ, БВ и ЮВ) 2003-2004 г.: Отчет о НИР / Научно-производственная фирма «Бинар»; Руководитель Адамчук Д.О.

17. Авторский надзор за разработкой Ван-Еганского месторождения / Сибирский науч.-исслед. ин-т нефтяной пром-сти (СибНИИНП); Руководитель М.Е. Долгих; 1997 1999.г.

18. БашиевБ.Т. Технико-экономическое исследование эффективности раздельно-совместной разработки двухпластовой залежи. / Башиев Б.Т., Глебова Т.А.,' Дергунов П.В., Тер-Оганесова B.C. // Ежегодник Теория и практика добычи нефти. -1968, С. 239-252.

19. Семенов В.Н: Особенности геологического строения и проблемы разработки Ван-Еганского месторождения / Семенов В.Н., Пуртова И.П., Сорокин А.В., Кирилов С.И., Гималеев Р.Х., Мулявин С.Ф. // Бурение и нефть -№-2008. С 30-33.

20. Сазонов Б.Ф.: Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме // Изд.Недра. -1973.- С. 240. '

21. Гйматудинов Ш.К. Механизм вытеснения нефти водой из неоднородных пористых сред / Гиматудинов Ш.К., Муравьев И.М., Евгеньев А'.Е. У/ Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат. 1963.- С. 359-364.

22. Грайфер В.И. Эффективность объединения нефтяных пластов в эксплуатационный объект на Енорусскинском месторождении. / Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Нефтяное хозяйство. 2001.- №5 С. 56-60.

23. Якимов- А.С. Принципы разработки многопластовых месторождений высоковязких нефтей / Якимов А.С., Успенский Б.В. // Научно-практическая конференция. Казань -1998.- С. 302-308.

24. Колганов В.И. Обводнение нефтяных скважин и пластов / Колганов

25. B.И., Сургучев МЛ., Сазонов Б.Ф. // Недра. -1965.- С. 264.

26. Сургучев ' М. Л. О регулировании процесса разработки неоднородных пластов. / Нефтяное хозяйство. 1964- №4. С. 31-37.

27. Белоус В.Б. Новая технология мониторинга нефтяных скважин, эксплуатирующих совместно несколько пластов / Белоус В.Б., Мажар В.В., Гуляев Д.Н., Ипатов И.А., Кременецкий М.И. // Нефтяное хозяйство -2006- №121. C. 62-67.

28. Тахаутдинов Ш.Ф. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов в ОАО «Татнефть», / Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Тарифов К.М., Кадыров А.Х. // Нефтяное хозяйство 2006- №3 С. 58г61.

29. Gallice F. and Wiggins "A comparison of Two-Phase Inflow Performance Relationships", SPE paper number 88445, SPE Production and Facilities Journal,.Volume 19, Number 2 May, pages 100-104

30. Kamkom R. and D Zhu "Evaluation of Two-Phase IPR Correlations for Horizontal Wells", SPE paper 93986 presented at the 2005 Production Operations Symposium, 16-19 April, Oklahoma City, Oklahoma

31. Патент. 2296213 РФ, C2 7 E 21 В 43/14. Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины / М.З. Шарифов, В.А. Леонов, О.М.-Гарипов и.др (Россия). № 2005112794/03; Заявлено 27.04.2005; Опубл. 27.03.2007, Бюл. №9.

32. Федорцов' В.К. Временные технические условия на освоение скважин струйными аппаратами / Федорцов В.К., Ягафаров А.К., Горностаев С.Г., Шлеин Г.А. // Тюмень. -2006.

33. Сорокин А.В. Методика контроля характеристик работы скважины / Сорокин А.В., Войтов О.В., Мулявин С.Ф. // Вестник недропользователя -№19 -2008. -С 24-27.

34. Сорокин А.В., Войтов О.В. Методические указания «Распределение продукции скважин совместно эксплуатирующих два продуктивных горизонта в программе «COMMINGLE», ООО «СП ■Ваньеганнефть», 2008.

35. Отчет о результатах геофизических и гидродинамических исследований скв. 547 Ван Ёганского месторождения при совместной эксплуатации пластов БВ7 и BBg / ЗАО «Нефтегеотехпология»:" Руководитель

36. B.И. Саулей; Нижневартовск, 2002.

37. Ипатов А.И, Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов / Ипатов А.И., Кременецкий М.И. //1. C. 107-152.

38. Юсупов К.С. Практическое руководство по гидродинамическим исследованиям пластов / Юсупов К.С., Мишарин В.А. // Тюмень, СибНИИНП, 1992.

39. Home R.N/ Modem Well Test Analysis Petroway/ Inc/ Palo Alto,1995.

40. Earloiigher R.S. Advances in well test analysis// Manogr.Ser.Petrol.Eng Dallas- 1977.Vol.5/

41. Чоловский И.П. Спутник нефтегазопромыслового геолога // М. Недра.-1989.-С. 235-238.

42. Шагиев Р:Г. Исследование скважин по КВД. //-М. Наука. -1998.- С.53.69.

43. Schlumberger GeoQuest, техническое руководство и описание «Eclipse 100», 714с.

44. Колганов В.И. Опыт разработки Герасимовского нефтяного месторождения в период перестройки и реформ. // Геология, геофизика и разработка месторождений, 1997- №6. С. 31-33.

45. Закиров G.H. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. / Закиров С.Н., Брусиловский, А.И., Закиров Э.С., Огнев А.А. и др. // Грааль, 2001, с 643.

46. Гиматутдинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта // М-Недра. 1971.- С.207-214.

47. Фукс Г.И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов // Москва-Ижевск. Институт компьютерных исследований 2003.- С. 112-157.

48. Нагарев О.В. К выбору технологических жидкостей для вскрытия пластов и капитального ремонта скважин // Проблемы геологии и разработки нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр. ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр». Тюмень, 2006. - С. 287-297.

49. Мищенко И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи / Мищенко И.Т., Сахаров В.А. и др. Учебное пособие //-М. Недра -1984.

50. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти // М.: Недра,1983.

51. Бочаров В.А. Разработка нефтяных пластов в условиях проявления начального градиента давления // М.: ОАО ВНИИОЭНГ -2000.- С. 104-142.

52. Gregory В. Hueni. «Petro Skills», Reservoir Engineering Course, «Материальный баланс» 2004.

53. Борисов В.П. Приближенный метод расчета добычи нефти и воды при площадном заводнении. / Борисов В.П., Орлов B.C. // Труды ВНИИ, 1962-вып. 37. С. 47:58.

54. Баймухаметов К.С. О количественной оценке влияния расчлененности .пластов на их приемистость в нагнетательных скважинах. // Нефтяное хозяйство -1978- №12. С. 44-46.

55. Баймухаметов К.С. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения / Баймухаметов К.С., Еникеев В.Р., Сыртланов A.LLL, Якупов Ф.М. // -Уфа. Изд. Китап. -1993- С.280.

56. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами // Диссертация кандидата технических наук. ИПНГ РАН. 1996.

57. Блинов А'.Ф. Исследование совместно эксплуатируемых пластов / Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. // Недра 1976 - С. 122-127.

58. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных плаочэв. // Недра. -1984-.' С.208. • :

59. Базив В.Ф. О проектировании совместной разработки многопластовых объектов // Нефтяное хозяйство. 2002.- №3. С. 46-47.

60. Файзуллин М.Х. К выбору геохимических параметров при контроле за выработкой совместно эксплуатируемых нефтеносных пластов / Файзуллин М.Х., Каримов М.Ш., Чеботарев В.В. // Нефть и газ.- 1986.- № 6.- С. 20-23.

61. Девликамов В.В. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений / Девликамов В.В., Мархасин И.Л., Бабалян Г.А. — М. Недра, -1970.-С.160.

62. Файзуллин М.А. Обобщенное уравнение геохимического определения концентраций нефтепромысловых жидкостей в смеси / Файзуллин М.А., Карцев А.А., Лозин Е.В. // Нефть и газ 1988.- № 1.- С. 3-6.

63. Валеев М.Д. Метод определения притока нефти при одновременно-раздельной эксплуатации скважин / Валеев М.Д., Белоусов Ю.В., Калугин А.В. // Нефтяное хозяйство. 2006.- № 10.- С. 62-63.

64. Доломатов М.Ю. Метод определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов / Доломатов М.Ю., Телин А.Г., Хисамутдинов'Н.И., Латыпов А.Р., Манапов Т.Ф., Баринова Л.Н. // Нефтяное, хозяйство. 1994.- №2.- С. 28-31.

65. Телин А.Г. и др. Исследование микроэлементного состава нефти как косвенный метод контроля разработки совместно эксплуатируемых пластов // Технологи ТЭК. — 2004.- №5. С. 74-79.

66. Сорокин А.В. Построение карт концентрации остаточных запасов углеводородов / Сорокин А.В., Кривова Н.Р., Войтов О.В. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений № 7 - 2008 - С 32-35. '

67. Григорьев С.Н. Методика подсчета извлекаемых запасов нефти по обводненности добываемой жидкости // Нефтяное хозяйство. 1979.- №4.- С. 34-36.

68. Проектирование и разработка нефтяных месторождений // Материалы научно-практической конференции (г. Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999г.'). ВНИИОЭНГ. -1999,- С. 401.

69. Крылов А.П. Проектирование разработки нефтяных месторождений / Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П., Бучин А.Н., Воинов В.В., Глоговский М.М., Максимов М.И., Николаевский Н.М., Розенберг М.Д. // Гостоптехиздат.-1962.-С.430.

70. Щ.К. Гиматудинов. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. // Недра. -1983.- С.58.

71. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / Муравьев И.М., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К., Говорова Т.П., Полозков В.Т. // Недра. 1970.- С.448.

72. Грачев С.И. Применение индикаторных исследований на многопластовом месторождении / Грачев С.И., Кривова Н.Р., Сорокин А.В. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений №5 -2008.-С 13-15.

73. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы) // ВНИИОЭНГ. 2004.-С.178.

74. Леонов В.А. Одновременно раздельная эксплуатация нескольких объектов разработки на Вапьеганском месторождении / Леонов В.А., Донков П.В. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. -2001.- С.442-448.

75. Лысенко В.Д.- Аналитическая методика проектирования разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. -2000.- № 7, и № 8.

76. Гумерский Х.Х. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологий воздействия / Гумерский Х.Х., Горбунов А.Т., Жданов С.А. и др. // Нефтяное хозяйство. -2000.-№ 12.

77. Леонов В.А. Одновременно раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной на Ван Ёганском месторождении / Леонов В.А., Донков П.В. // 4-я научно техническая конференция РГУНГ им. И.М. Губкина. -Москва, 2001. С. 442-448.

78. Колганов В.И. Обводнение нефтяных скважин и пластов / Колганов В.И., СургучевМ.Л., СазоновБ.Ф. //Изд. Недра. -1965.- С. 264.

79. Сул'ейманов А.Б. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин / Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. // М. Недра.-1984.- С. 70-77.

80. Рахимкулов Р. Ш. Увеличение добычи нефти на обводняющихся месторождениях методами глубокого обратимого тампонирования призабои-ной зоны скважин // Нефтяное хозяйсто.- 1991.- № 2.- С. 41-45.

81. Комиссаров А. Применение силикатных составов для ограничения • водопритоков / Комиссаров А. И., Газиев К. Ю. // Нефтяное хозяйство.- 1992.-№5,-С. 3-15.

82. Джапаридзе А.Ю., Сампиев М. X., Вайгель А. А. Результаты применения компанией «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» интегрированных подходов при проведении ремонтно-изоляционных работ на месторождениях Западной Сибири // Отчет. -2002.- 26с.