Разработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопескопроявлений в нефтяных скважинах

Бочкарев, Виктор Кузьмич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопескопроявлений в нефтяных скважинах
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопескопроявлений в нефтяных скважинах"

На правах рукописи

БОЧКАРЕВ ВИКТОР КУЗЬМИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОГРАНИЧЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ВОДОПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

О 9 АП? Г-Э

Тюмень - 2009

003466360

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ГОУ ВПО «ТюмГНГУ») Федерального агентства по образованию.

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Клещенко Иван Иванович Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Защита состоится 25 апреля 2009 г. в 11.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38, ауд. 225.

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

Автореферат разослан 25 марта 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

Паникаровский Валентин Васильевич

- кандидат технических наук Саунин Виктор Иванович

Ведущая организация - Открытое акционерное общество

«Сибирский научно - исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Современное состояние разработки многих месторождений нефти в Западной Сибири характеризуется снижением дебитов скважин, повышением их обводненности, значительными водопескопроявлениями, наличием фонда простаивающих скважин и низким (до 0,4) коэффициентом извлечения нефти (КИН).

В первую очередь это относится к месторождениям, представленными залежами со слабосцементированными коллекторами, в том числе и Барсуковскому, на примере которого выполнены исследования и решены задачи, поставленные в данной диссертационной работе.

Длительные периоды эксплуатации скважин обусловили возникновение негерметичности колонн и заколонных перетоков воды, обводнение продуктивных пластов, их разрушение и образование песчаных пробок. Форсированные отборы жидкости, а иногда и бессистемное закачивание воды, создали условия для прорыва нагнетаемой воды к забоям эксплуатационных скважин.

Все эти обстоятельства приводят к значительному количеству (до 26 %) неработающих скважин по причине высокой обводненности (до 96 %) и наличия песка (до 0,5 кг / 1 м3 нефти) в продукции. Отключение этих скважин из процесса разработки не позволяет достичь проектных величин добычи и коэффициента извлечения нефти. В этой ситуации остается актуальной проблема эффективного проведения мероприятий по ограничению и ликвидации водопескопроявлений.

Цель работы

Повышение эффективности работы нефтяных скважин путем научного обоснования, разработки и внедрения технико-технологических решений по ограничению и ликвидации водопескопроявлений.

Основные задачи исследования

1. Анализ состояния разработки Барсуковского месторождения и эффективности геолого-технических мероприятий, выполняемых при эксплуатации скважин.

2. Исследование процессов нагнетания воды в пласт по данным кривых падения давления (КПД) с целью обоснования и разработки технологий и технических средств для снижения обводненности добываемой продукции.

3. Разработка технологических жидкостей для глушения скважин на углеводородной и водно-солевой основах, водоизоляционной композиции для ликвидации заколонных перетоков и технологии ограничения водопритоков в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин.

4. Разработка технологий и технических средств для ограничения и ликвидации пескопроявлений в нефтяных скважинах.

Научная новизна выполненной работы

1. Разработаны методика и программа численного моделирования процессов фильтрации двухфазных жидкостей в пласте и поступления их в , скважину при заводнении с использованием производных давления при интерпретации диаграмм КПД.

2. Научно обоснованы составы технологических жидкостей на углеводородной и водно-солевой основах для глушения скважин, водоизоляционной композиции для ликвидации заколонных перетоков, технологии ограничения водопритоков в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин и дано теоретическое объяснение эффективности их применения.

сепараторы и технологии их применения для ограничения и ликвидации пескопроявлений.

Практическая ценность и реализация

На основании обобщения и проведения теоретических, лабораторных и промысловых исследований на скважинах можно констатировать следующее.

1. Интерпретация диаграмм падения давления, записанных в обводненных скважинах, с использованием производных давления, позволит выполнить расчет оптимальных режимов и объемов закачивания водоизолирующих композиций по ликвидации прорывов нагнетаемой воды в эксплуатационные скважины.

2. Технологическая жидкость для глушения скважин на водно-солевой основе из карналлита [(КСЬК^СУ'бНгО] внедрена на многих месторождениях Надым-Пурской нефтегазоносной области (НГО), Шаимского нефтегазоносного района с высокой (более 90 %) эффективностью. По разработанным техническим условиям (ТУ 2111-01305778557-2002) осуществляется выпуск водорастворимой солевой композиции отечественной промышленностью под названием «Триасалт».

3. Разработанная полимерная водопескоудерживающая (закрепляющая) композиция на основе смолы ФР, жидкого отвердителя ОЖ и порообразователя (ИНОгСОз и технология ее применения для повышения добычи апробированы на месторождениях Надым-Пурской нефтегазоносной области, о. Сахалин, Ставропольского, Краснодарского краев с высоким (более 0,9) коэффициентом успешности. По разработанным, техническим условиям (ТУ 2257-075-26161597-2007) осуществляется выпуск водопескоудерживающей (закрепляющей) композиции отечественной промышленностью под названием «Геотерм».

4. Разработанные скважинные песочные сепараторы и устройства для ограничения и ликвидации пескопроявлений широко применяются на

месторождениях Надым-Пурской НГО и др. регионов. Песочный сепаратор (ППМС) выпускается отечественной промышленностью.

Экономический эффект от применения авторских разработок за 2001-2008 гг. составил более 130 млн. руб.

Апробация результатов исследований

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на Всероссийских научно-практических и научно-технических конференциях: «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2001 г.), «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2001, 2004 гг.), «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» (Ханты-Мансийск, 2003 г.), семинарах и симпозиумах: Международный технологический симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов» (Москва, 2002 г.). Результаты были обсуждены на заседаниях научно - технического совета ООО «Роснефть-Пурнефтегаз», 2005-2007 гг.; заседаниях кафедр «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» и «Ремонт и восстановление скважин», 2008-2009 гг.

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 11 печатных работах, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ. Получено четыре патента РФ на изобретение и два патента на полезную модель.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 173 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 33 рисунка. Состоит из введения, трёх разделов, основных выводов и рекомендаций, списка источников из 104 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, определены научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе представлены результаты анализа геолого-физических характеристик пород-коллекторов, состояния фонда скважин, добычи нефти и геолого-технических мероприятий, применяемых на Барсуковском месторождении с целью стабилизации добычи на проектном уровне.

Основной и самой крупной по запасам нефти на Барсуковском месторождении является залежь пласта ПК19-20 с извлекаемыми запасами нефти 62,3 млн. т. Текущий коэффициент извлечения нефти по объекту ПК19-20 составил 0,25 при текущей обводненности добываемой продукции более 86 %, а максимальная обводненность достигла 96 %

Эффективность применения новых технико-технологических решений должна осуществляться за счёт повышения нефтеотдачи пластов, то есть добычей от вовлеченных в разработку ранее недренируемых запасов нефти, текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации притока, ограничения водопескопроявлений и сокращения объема попутно добываемой воды.

Для оценки эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) использована обобщенная зависимость вида:

Ч„=РО,Чж), (1)

где qн - дебит нефти; I - время работы скважины; qж - дебит жидкости.

Дебит жидкости вводится для того, чтобы уменьшить ошибки в изменении дебита нефти, снизить влияние случайных остановок скважин, смены режимов и аппроксимировать непрерывную часть работы скважины данной обобщенной функцией (1).

Сводные данные по проведенным мероприятиям и распределение удельного технологического эффекта показаны на рисунке 1.

Из анализа состояния разработки установлено, что на месторождении имеется резерв увеличения отборов жидкости (нефти) оптимизацией - изменением режима эксплуатации, выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин, проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР).

др. горизонты аварии режима работы

I □ Количество скважино - операций, шт ! □ Количество успешных скважино - операций, шт • Удельный технологический эффект, т/скв

Рисунок 1 - Распределение удельного технологического эффекта от проведенных ГТМ на Барсуковском месторождении. Во втором разделе представлены результаты исследования процессов нагнетания воды в пласт по данным кривых падения давления (КПД) и даны обоснование и разработка технологий производства водоизоляционных работ и технических средств для их осуществления,

причин осложненного состояния и проблем эксплуатации водопескопрояв-ляющих нефтяных скважин.

Рядом исследователей ТюмГНГУ (Р.Я. Кучумов и др.) установлено, что заключительная стадия разработки нефтяных и газовых месторождений, сопровождающаяся значительными водо- и пескопроявлениями в зоне фильтра, с точки зрения теории надежности сложных систем, должна характеризоваться либо резким ростом количества отказов основных элементов системы, либо резким увеличением профилактических мероприятий для снижения числа отказов.

Основные причины преждевременного обводнения скважин и применяемые технологии проведения РИР рассмотрены во многих отечественных и зарубежных публикациях и наименее изученной является проблема обводненности скважин водой, участвующей в вытеснении нефти из продуктивного пласта (нагнетаемая вода).

В работе предлагается способ оценки характера вытеснения нефти водой, основанный на изучении результатов гидродинамических исследований нагнетательных скважин, так как наиболее информативным методом изучения процессов нагнетания жидкости в пласт является метод замера снижения давления в пласте после длительной закачки — метод записи КПД.

Процессы нестационарной фильтрации обычно исследуются на основе решений дифференциального уравнения (уравнения диффузии) для радиального потока, которое имеет вид

где Р - давление в пласте на расстоянии г от скважины, Па; I - время, с; х -пьезопроводность, % = к/(т/ир), м2/с; к - проницаемость, м2; т - пористость, д.ед.; //-вязкость, Пас; ¡5- сжимаемость, Па"'.

(2)

Поскольку целью данного исследования является рассмотрение процессов, сопровождаемых изменением проницаемости пласта, то при вытеснении нефти водой в тех зонах, где фильтруются водонефтяные смеси, в исходном уравнении следует записать пьезопроводность % как величину переменную, зависящую от радиуса (т.е. соответствующую той зоне пласта, в пределах которой фильтруется смесь жидкостей). Таким образом, исходное уравнение следует рассматривать в видоизмененной форме

где х= к(г)/(т(}^), м2/с; к(г) - проницаемость, зависящая от радиуса

При рассмотрении динамических процессов нестационарной фильтрации, как правило, распределение давлений в пласте рассматривается в виде логарифмических зависимостей, когда в скважине имеют место высокие градиенты давлений, а в удаленных зонах пласта градиенты давлений уменьшаются и принимают совсем малые значения. Поэтому для моделирования процессов фильтрации удобнее применять модели с переменным шагом.

Исходя из допущений о существовании различных областей фильтрации в зонах дренирования нагнетательных скважин, можно задать начальные условия для моделирования процессов снижения давления в скважине после длительного закачивания в нее воды.

Поэтому в диссертационной работе рассмотрены алгоритм и программа, на основе которых воспроизведены процессы фильтрации. Были выбраны режимы с фронтом вытеснения на расстоянии 100-140 м от скважины. Результаты моделирования процессов снижения давления в гипотетической скважине при вышеприведенных условиях фильтрации показаны на рисунке 2 (А, Б).

(3)

рассматриваемой зоны пласта, м2.

Кривые падения давления на рисунке 2 (А) отражают изменение давления после остановки скважины в виде кривых, построенных в координатах «давление-логарифм времени». Как следует из рисунка 2(A), КПД имеют «двухслойный» вид, напоминающий КВД, получаемые при исследовании скважин, вскрывших порово-трещинный коллектор.

А Р, а тм

100 80 60 40

( 1 3

4 5

* * Z

* *

А)

2 3 4 S 6 7 Igt

Рисунок 2 - Кривые падения давления при вытеснении с фронтом

вытеснения 100 - 140 м В диссертационной работе более точно выявлены границы квазиустановившихся потоков во всех трех зонах (а, б, в) по графикам производиых давления (рисунок 2 Б), то есть диагностическая КПД в билогарифмических координатах позволяет более точно выделить режимы фильтрации и запланировать меры по регулированию закачивания воды в

нужный объект. Это, например, система, сочетающая в себе циклическое (нестационарное) заводнение с переменой направления фильтрационных потоков (ИНФП) - блочное заводнение.

При реализации технологии РИР необходимо выбрать нагнетательные и добывающие скважины для ограничения водопротоков (селективная изоляция в области добывающей скважины и потокоотклоняющие технологии со стороны нагнетательной скважины)

Наиболее рациональным с гидравлической и технологической точек зрения необходимо создание между нефте- и водонасыщенной частями пласта водонепроницаемого экрана. Для оценки влияния протяженности толщины и места расположения экрана на дебит скважины и безводный период, требующей решения сложной пространственной задачи, рекомендуется воспользоваться решением А.П. Телкова, который на основе дифференциального уравнения движения подошвенной воды от начального ВНК до забоя скважины вдоль главной линии тока и решения для напорного притока к несовершенной скважине, получил аналитическое выражение для определения эффективности экрана в зависимости от его размеров и расположения в виде

г. г2 1 +_'о ___2

-т.,. -1----. (4)

где Т - время безводной эксплуатации с экраном, с; ^ - время безводной эксплуатации без экрана, с; т0 - безразмерное время безводной эксплуатации без экрана; Т1 - безразмерное время, за которое подошвенная вода достигнет экрана; х2 - безразмерное время продвижения воды от экрана до забоя; гс - радиус экрана, м; 110 - толщина пласта, м; Ь0 -расстояние от подошвы экрана до кровли пласта, м; 5 - толщина экрана, м.

Известно, что большинство РИР производится с предварительным блокированием продуктивного пласта и глушением скважины. Наиболее важными технологическими параметрами блокирующих растворов при

глушении скважин с сильно дренированной ПЗП являются эффективная вязкость, концентрация и размеры коркообразующих частиц, от которых зависят остальные свойства: показатель фильтрации, СНС и др. В развитие этого направления разработан состав для глушения нефтяных и газовых скважин (решение на выдачу патента по заявке № 2007132047), который включает в себя дизельное топливо, эмульгатор -эмультал, минерализованную воду, наполнитель - алюмосиликатные микросферы (АСМ), термостабилизатор - гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость (ГКЖ-11Н), при этом минерализованная вода готовится на основе соли одновалентного металла-хлорида натрия (NaCl).

В соавторстве с профессором А.Т. Горбуновым и другими сотрудниками ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова дано обоснование возможности применения для глушения скважин, вскрывших апт-альбские отложения месторождений севера Западной Сибири, технологической жидкости на водно-солевой основе, получаемой из природной водорастворимой карналлитовой руды [(KCl MgCl2)-6H20]. На основе этого раствора с добавками понизителя фильтрации (загустителя) и кислоторастворимого кольматанта разраработана технологическая жидкость для блокирования пластов.

Взаимное влияние ингредиентов друг на друга, их синэргетическое действие придает технологической жидкости псевдопластичные свойства -низкую вязкость при высоких скоростях сдвига, характерную для течения в трубах, а также высокую вязкость при низких скоростях сдвига, характерную для течения в пластах. Графические зависимости, построенные по результатам исследований эффективной вязкости (т|) и динамического напряжения сдвига (т), измеренных на ротационном вискозиметре ФЭНН при различных скоростях сдвига (у), показаны на рисунке 3.

Рисунок 3 - Зависимость эффективной вязкости (1) и динамического напряжения сдвига (2) от скорости сдвига (у) для технологической жидкости на основе минеральной смеси «Триасалт»

Для ликвидации заколонных перетоков и ремонта эксплуатационных колонн разработано несколько композиций на основе смол, отвердителей, дисперсно-эмульсионного расширителя и др., а также разработана технология изоляции притока пластовых вод при сложной конструкции забоя горизонтальных скважин как с обсаженным или открытым забоем, так и с хвостовиком-фильтром на забое с помощью колтюбинговой установки (рисунок 4).

Рисунок 4 - Схема проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с помощью колтюбинговой установки. 1 — гибкая труба; 2 - блокирующая жидкость; 3 - жидкость глушения; 4 -водоизолирующая композиция; 5 - обводненный фильтр; 6 -необводненный фильтр; 7 - центратор.

В третьем разделе дано обоснование применению методов и технологий для ограничения и ликвидации пескопроявлений и технических средств для их осуществления.

В мировой практике для предупреждения выноса песка в ствол скважины применяют как механические, так и химические методы.

В период падающей добычи в связи с закономерными проявлениями обводнения и разрушения коллекторов в ПЗП, растет число скважин, эксплуатация которых осложнена наличием забойных песчаных и псевдоожиженных пробок, выносом жидкости и мехпримесей.

Рассмотрение проблемы влияния высоты песчаной пробки на дебит скважины и на вынос песка из пласта, и решение задачи о дебите несовершенной скважины по степени вскрытия осуществлено Н. Кристеа. Точное решение задачи было получено М. Маскетом и позволило количественно оценить влияние песчаной пробки на дебит скважины.

Методы борьбы с выносом пластового песка из скважин можно подразделить на механические (установка фильтров различных конструкций) и химические (закачивание химических реагентов для искусственной цементации зерен коллектора в ПЗП).

Предпочтение отдается механическим способам задержания песка, поскольку они обеспечивают прогнозируемую техническую политику и удовлетворяют требованиям безопасности.

Гидравлические характеристики фильтров различных конструкций исследовались Д. Клотцем, который построил графики зависимости проницаемости (потери напоров) фильтров от их скважности. Эти графики приведены на рисунке 5 и из них следует, что наилучшей проницаемостью обладают каркасно-проволочные фильтры. Причем, проницаемость изменяется в зависимости от скважности в широком диапазоне (корпусный фильтр ФСК).

При эксплуатации скважин на новых месторождениях и при бурении и эксплуатации новых скважин на давно разрабатываемых месторождениях, необходимо в процессе заканчивания оборудовать скважины фильтрами с гравийной набивкой, поскольку мероприятия по предотвращению пескопроявлений из апт-альб-сеноманских отложений, предпринятые с самого начала эксплуатации, будут более эффективными, чем последующие ремонтно-восстановительные работы.

Рисунок 5 - Распределение потерь напора фильтров различных

Как было показано выше, основной причиной разрушения коллекторов в ПЗП апт-альб-сеноманских залежей углеводородов является резкое снижение прочностных свойств коллекторов в результате размывания глинистого цемента и переувлажнения песчаников при обводнении нефтегазонасыщенных интервалов. Поэтому очевидно, что основным методом борьбы с образованием песчаных пробок на таких месторождениях необходима изоляция водопритоков.

В работе исследован универсальный состав и технология его применения для ограничения водопескопроявлений и повышения добычи

1 - каркасно-проволочные фильтры;

2 - фильтры с мостообразными отверстиями;

3 - щелевые фильтры с открытой перфорацией;

4 - сетчатые фильтры с сетками галунного плетения.

10 20 30 40 50 60 Скважность, %

конструкций от скважности (по Д. Клотцу)

нефти, причем в скважинных условиях они одновременно выполняют функции ограничения притока пластовых вод и закрепления пород-коллекторов в ПЗП, что препятствует обводнению и разрушению коллекторов и образованию песчаных пробок в стволе скважины, и способствует увеличению проектных дебитов, повышению добычи нефти. Оптимальная композиция для закрепления ПЗП и повышения нефтеотдачи пласта (патент РФ № 2246605) состоит из смолы, жидкого отвердителя и порообразователя. Для установления оптимальной (наиболее эффективной) концентрации химических реагентов были проведены масштабные лабораторные экспериментальные исследования с использованием теории математического планирования эксперимента.

В качестве параметра, характеризующего процесс закрепления песка в ПЗП, принята степень отверждения («Y» —>100%) композиции по объему, влияющая на прочность вновь образуемого коллектора; X), Х2, Хэ - концентрации, соответственно, в составе композиции смолы, отвердителя и порообразователя.

Обработка результатов экспериментов проведена с использованем метода наименьших квадратов и при помощи регрессионного анализа. Проведение регрессионного анализа осуществлялось при помощи модуля Multiple Regressions программного пакета «Statistica - 6» компании StatSoft.

В результате проведенного регрессионного анализа получено уравнение регрессии (5) - взаимосвязи между коэффициентом «Y», характеризующим степень отверждения . разработанной

пескозакрепляющей композиции по объему с обеспечением оптимальной прочности и проницаемости коллектора в ПЗП, и концентрацией каждого компонента состава (Х|, Х2, Х3):

Y = -1,651+0,526 Х,+ 1,213 Х2 + 0,517 Х3. (5)

Разработаны составы крепящих и изолирующих композиции на основе смол и отвердителей под товарным названием «Геотерм - 01; 02; 03» и выпускаемые отечественной промышленностью по ТУ 2257-07526161597-2007 для различных термобарических условий нефтяных и газовых залежей.

Решение проблемы выноса песка в ствол скважины связано с необходимостью предотвращения пробкообразования при освоении и эксплуатации скважин, повышении их производительности. Для этих целей разработан и выпускается отечественной промышленностью, скважинный многосекционный песочный сепаратор (ППМС, патент РФ №2191261), (рисунок 6). Выполнение скважинного песочного сепаратора многосекционным с подключением секций в работу последовательно обеспечивает максимальное удаление песка из продукции скважины. Предлагаемое устройство решает задачу очистки добываемой жидкости из скважины от песка, повышает надежность работы глубинного скважинного насоса и обеспечивает добычу нефти в осложненных условиях.

Разработанный скважинный песочный сепаратор относится к обращенному типу сепаратора, когда скорость восходящего потока в ловильной камере в несколько раз меньше, чем скорость нисходящего потока жидкости, что обеспечивает осаждение песка.

На рисунке 7 приведены данные по скважинам Барсуковского месторождения (дебит жидкости, концентрация выносимых частиц и средняя наработка на отказ) до установки односекционных и многосекционных песочных сепараторов и после установки. Из рисунка следует, что применение многосекционных песочных сепараторов эффективнее односекционных в части уменьшения концентрации выносимых частиц и увеличения наработки на отказ.

1 - патрубок насоса;

2 - корпус песочного сепаратора;

3 - переводник;

4 - двухсторонний переводник; 5,6 - трубки;

7 - корпус ловильной камеры; 8, 9 - ловильные камеры; 10,11 - поперечные каналы; 12, 13 - продольные каналы.

Рисунок 6 — Схематический разрез скважинного песочного сепаратора

Односенцион а), ный сепаратор ^ 256 ___________ >6) 110 , 22 $

Многосекиионный сепаратор з ___ 282

185.

А43 >б)

Ьв 1 25

■■

1) --V. - дебит жидкости (Ож)\ м/сут;

2) 0---С - концентрация выносимых частиц (КВЧ). мг/л;

3) с---с - средняя наработка на отказ (СНО), сут.

Рисунок 7 - Данные по скважинам до установки песочных сепараторов (а) и после установки (б)

При эксплуатации нефтяных скважин и проведении ремонтных работ происходит накопление твердых сыпучих материалов (песок, глина) и механических примесей (окалина, куски металла, кабеля и др.) на забое и в ПЗП. Это приводит к перекрытию фильтрационных отверстий, через которые нефть поступает в скважину, снижению продуктивности скважин и уменьшению добычи нефти. Существуют различные способы и устройства, служащие для удаления механических примесей.

В работе предложены устройства, с помощью которых можно многократно создавать депрессию до полного заполнения контейнера-накопителя твердыми частицами без подъема устройств на поверхность, а давление на забое скважины понижать постепенно. Кроме того, они позволяют извлекать крупные частицы, размер которых ограничен только внутренним диаметром труб. Устройства для очистки скважин защищены патентами Российской Федерации на изобретение и свидетельствами на полезную модель (№№ 2268353,2280759 и №№ 33396, 33397).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. По результатам анализа ГТМ, выполняемых на Барсуковском месторождении, установлено наличие значительного резерва увеличения добычи нефти за счет оптимизации режима эксплуатации и проведения мероприятий по ограничению и ликвидации водопескопроявлений.

2. Разработаны методика и программа численного моделирования процессов фильтрации двухфазных жидкостей в пласте и поступления их в скважину при заводнении. Интерпретация КПД, записанных с использованием производных давления, позволяет более точно, в сравнении с решением на основе численного моделирования, фиксировать фактическое наличие и глубину зоны заводнения и вычислить (спрогнозировать) появление закачиваемой воды в добывающих и рядом

расположенных, скважинах, т.е. регулировать закачивание воды по времени и объемам.

3. Разработаны технологические жидкости для глушения скважин на углеводородной основе (дизельное топливо, эмультал, хлорид натрия и АСМ - решение о выдаче патента по заявке № 20071332047) и на водно -солевой основе из карналлита [(KCl-MgCl2)-6H20] (выпускается по ТУ 2111-013-05778557-2002), а также водоизоляционная композиция для ликвидации заколонных перетоков и технология ограничения водопритоков в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин. За счет взаимного влияния ингредиентов технологических жидкостей друг на друга, их синергетического действия в разработанных составах, обеспечивается минимальная фильтрация в ПЗП при глушении скважин и высокая адгезия к породе и металлу обсадной колонны при РИР. Внедрение этих разработок на месторождениях Надым - Пурской НГО осуществлено с высокой эффективностью (более 90 %).

4. Дано обоснование и разработаны технологии и технические средства для ограничения и ликвидации пескопроявлений:

- полимерная водопескоудерживающая (закрепляющая) композиция на основе смолы ФР, жидкого отвердителя ОЖ и порообразователя (МН4)2СОз (патент РФ № 2246605) и технология ее применения. Выпускается отечественной промышленностью под товарным названием «Геотерм» по ТУ 2257-075-256161597-2007 (внедрена на месторождениях Западной Сибири, о. Сахалин, Ставропольского и Краснодарского краев с эффективностью более 90 %);

- противопесочный многосекционный сепаратор с размещением секций друг над другом (ППМС), обеспечивающий максимальное удаление песка из продукции (патент РФ №2191261), выпускается отечественной промышленностью;

- устройства для очистки скважин (свидетельства № 33396, № 33397, патенты РФ № 2268353, № 2280759).

5. Применение авторских научно - технических и технологических разработок в области ограничения водопескопроявлений, только на месторождениях Надым - Пурской НГО, дало экономический эффект болле 100 млн. рублей. Разработки нашли применение также на месторождениях Шаимского ИГР, Среднеобской НГО Западно-Сибирской НГП, о. Сахалин, Ставропольского и Краснодарского краев и рекомендуются к более широкому внедрению на нефтяных и газовых месторождениях России.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Горбунов А.Т. Некоторые важные аспекты применения растворов для глушения скважин / А.Т. Горбунов, Э.Ю. Тропин, В.К. Бочкарев // Интервал. - 2002. - № 10. - С. 70-76.

2. Пат. №2191261 РФ, С 1 Е 21 В 43/38. Скважинный песочный сепаратор / В.К. Бочкарев, Ю.И. Тропин, Э.Ю. Тропин, В.Ф. Бульба (Россия) // № 2001105605/03; Заявлено 03.03.2001; Опубл. 21.09.2002., Бюл. № 17.

3. Свидетельство РФ на полезную модель № 33396, 7 Е 21 В 37/00. Устройство для очистки скважин / В.К. Бочкарев, В.Ф. Дроков, П.В. Лубяко (Россия) // №2001203701/10; Заявлено 03.03.01; Опубл. 21.09.02, Бюл. № 17.

4. Свидетельство РФ на полезную модель № 33397, 7 Е 21 В 37/00. Устройство для очистки скважин ! В.К. Бочкарев, В.Ф. Дроков, П.В. Лубяко (Россия) // №2002301604/11; Заявлено 28.11.02; Опубл. 11.07.03, Бюл. № 18.

5. Карнаухов М.Л. Исследование нагнетания воды в пласт по данным кривых падения давления / М.Л. Карнаухов, А.Ю. Николаев, H.H.

Даниленко, В.К. Бочкарев // Сб. трудов кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». — Тюмень, ТюмГНГУ. Вып. 1,2004. - С. 11-25.

6. Пат. РФ № 2246605, Е 21 В 33/138. Состав для повышения нефтеотдачи пласта / С.С. Демичев, К.А. Баздуков, А.И. Багров, В.К. Бочкарев. (Россия) // №2003104383; Заявлено 13.02.03; Опубл. 20.02.05. Бюл. № 13.

7. Демичев С.С. Актуальность работ по ограничению пескопроявлений в нефтяных скважинах / С.С. Демичев, О.Г. Отрадных,

B.К. Бочкарев // В кн.: Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. — Тюмень, ТюмГНГУ, 2005.-244 с.

8. Пат. РФ № 2268353, С2Е21В37/00. Устройство для очистки скважин / В.К. Бочкарев, В.Ф. Дроков, П.В. Лубяко (Россия) // № 2003124014/03; Заявлено 08.04.2003; Опубл. 20.01.2006; Бюл. № 19.

9. Пат. РФ № 2280759, С2Е21 В 37/00. Устройство для очистки скважин / В.К. Бочкарев, В.Ф. Дроков, П.В. Лубяко (Россия) // № 2003124014/03; Заявлено 08.04.2003; Опубл. 27.07.2006; Бюл. № 22.

10. Клещенко И.И. Технология изоляции притока пластовых вод в горизонтальных нефтяных и газовых скважинах с помощью колтюбинговой установки / И.И. Клещенко, В.К. Бочкарев, С.К. Сохошко,

C.С. Демичев // Известия вузов. Нефть и газ. - № 6. - 2007. - С. 66-69.

11. Клещенко И.И. Технологическая жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин / И.И. Клещенко, В.К. Бочкарев, С.С. Демичев // Известия вузов. Нефть и газ. - № 1. - 2009. - С. 16-19.

Соискатель ( ^ В.К. Бочкарев

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 19.03.2009 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 135.

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, Бочкарев, Виктор Кузьмич

ВВЕДЕНИЕ.

1 КРАТКОЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ БАРСУКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН.

1.1 Геолого-физическая характеристика коллекторов, состояние фонда скважин и добычи нефти.

1.2 Анализ геолого-технических мероприятий, выполняемых на Барсуковском месторождении.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2 ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ, РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ

ВОДОПРИТОКОВ.

2.1 Состояние и проблемы эксплуатации водопескопроявляющих скважин.

2.2 Исследование причин осложненного состояния нефтяных скважин.

2.3 Краткая характеристика пластовых вод и условия их залегания.

2.4 Общие представления об обводненности скважин.

2.5 Исследование процессов нагнетания воды в пласт по данным кривых падения давления.

2.6 Геолого-промысловое обоснование методики и технологий ограничения водопритоков в нефтяных скважинах.

2.6.1 Выбор технологии производства водоизоляционных работ.

2.6.2 Разработка технологической жидкости на углеводородной основе для глушения нефтяных и газовых скважин.

2.6.3 Теоретическое и экспериментальное обоснование и разработка жидкости глушения на водно-солевой основе.

2.6.4 Разработка водоизоляционной композиции и технологии для ликвидации межпластовых перетоков и ремонта колонн.

2.6.5 Разработка технологии изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ, РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ

И ЛИКВИДАЦИИ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ.

3.1 Анализ работ по ограничению и ликвидации пескопроявлений и изучению механизма выноса пластового песка в скважины.

3.2 Анализ теоретических исследований по влиянию песчаной пробки на дебит нефтяной скважины.

3.3 Анализ методов борьбы с пескопроявлениями при заканчивании и эксплуатации скважин.

3.4 Анализ применяемых противопесочных фильтров на нефтяных и газовых месторождениях.

3.5 Обоснование выбора типов и конструкций противопесочных фильтров для оборудования нефтегазовых скважин.

3.6 Обоснование и проектирование установки противопесочных фильтров.

3.7 Обоснование и разработка физико-химического метода и технологии закрепления прискважинной зоны пласта и ограничения пескопроявлений.

3.7.1 Обоснование оптимальной рецептуры пескозакрепляющей композиции методом математического планирования эксперимента.

3.7.2 Разработка крепящего состава и технологии для ограничения пескопроявлений в скважинах.

3.8 Разработка технических средств и технологий ликвидации пескопроявлений.

3.8.1 Разработка скважинного песочного сепаратора.

3.8.2 Разработка устройств для очистки скважин.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопескопроявлений в нефтяных скважинах"

Все эти обстоятельства приводят к значительному количеству (до 26 %) неработающих скважин по причине высокой обводненности (до 96 %) и наличия песка (до 0,5 кг / 1 м нефти) в продукции. Отключение этих скважин из процесса разработки не позволяет достичь проектных величин добычи и коэффициента извлечения нефти. В этой ситуации остается актуальной проблема эффективного проведения мероприятий по ограничению и ликвидации водопескопроявлений.

Цель работы

Основные задачи исследования

1. Анализ состояния разработки Барсуковского месторождения и эффективности геолого-технических. мероприятий, выполняемых при эксплуатации скважин.

Научная новизна выполненной работы

1. Разработаны методика и программа численного моделирования процессов фильтрации двухфазных жидкостей в пласте и поступления их в скважину при заводнении с использованием производных давления при интерпретации диаграмм КПД.

3. Обоснован состав полимерной водопескоудерживающей (закрепляющей) композиции, объяснен механизм снижения пескопроявлений при ее применении и разработаны скважинные песочные сепараторы и технологии их применения для ограничения и ликвидации пескопроявлений.

Практическая ценность и реализация

2. Технологическая жидкость для глушения скважин на водно-солевой i » основе из карналлита [(КСЬМ^Су-бНгО] внедрена на многих месторождениях Надым-Пурской нефтегазоносной области (НТО), Шаимского нефтегазоносного района с высокой (более 90 %) эффективностью. По разработанным техническим условиям (ТУ 2111-013-05778557-2002) осуществляется выпуск водорастворимой солевой композиции отечественной промышленностью под названием «Триасалт».

3. Разработанная полимерная водопескоудерживающая (закрепляющая) композиция на основе смолы ФР, жидкого отвердителя ОЖ и порообразователя (ЫН4)2СОз и технология ее применения для повышения добычи апробированы на месторождениях Надым-Пурской нефтегазоносной области, о. Сахалин, Ставропольского, Краснодарского краев с высоким (более 0,9) коэффициентом успешности. По разработанным, техническим условиям (ТУ 2257-075-261615972007) осуществляется выпуск водопескоудерживающей (закрепляющей) композиции отечественной промышленностью под названием «Геотерм».

4. Разработанные скважинные песочные сепараторы и устройства для ограничения и ликвидации пескопроявлений широко применяются на месторождениях Надым-Пурской НТО и др. регионов. Песочный сепаратор (ППМС) выпускается отечественной промышленностью.

Экономический эффект от применения авторских разработок за 20012008 гг. составил более 130 млн. руб.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Бочкарев, Виктор Кузьмич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.По результатам анализа ГТМ, выполняемых на Барсуковском месторождении, установлено наличие значительного резерва увеличения добычи нефти за счет оптимизации режима эксплуатации и проведения мероприятий по ограничению и ликвидации водопескопроявлений.

3. Разработаны технологические жидкости для глушения скважин на углеводородной основе (дизельное топливо, эмультал, хлорид натрия и АСМ -решение о выдаче патента по заявке № 20071332047) и на водно - солевой основе из карналлита [(KCl-MgCl2>6H20] (выпускается по ТУ 2111-013-05778557-2002), а также водоизоляционная композиция для ликвидации заколонных перетоков и технология ограничения водопритоков в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин. За счет взаимного влияния ингредиентов технологических жидкостей друг на друга, их синергетического действия в разработанных составах, обеспечивается минимальная фильтрация в ПЗП при глушении скважин и высокая адгезия к породе и металлу обсадной колонны при РИР. Внедрение этих разработок на месторождениях Надым - Пурской НТО осуществлено с высокой эффективностью (более 90 %).

- полимерная водопескоудерживающая (закрепляющая) композиция на основе смолы ФР, жидкого отвердителя ОЖ и порообразователя (КН4)2СОз (патент РФ № 2246605) и технология ее применения. Выпускается отечественной промышленностью под товарным названием «Геотерм» по ТУ 2257-075256161597-2007 (внедрена на месторождениях Западной Сибири, о. Сахалин, Ставропольского и Краснодарского краев с эффективностью более 90 %);

- противопесочный многосекционный сепаратор с размещением секций друг над другом (ППМС), обеспечивающий максимальное удаление песка из продукции (патент РФ № 2191261), выпускается отечественной промышленностью;

- устройства для очистки скважин (свидетельства № 33396, № 33397, патенты РФ № 2268353, № 2280759).

5. Применение авторских научно - технических и технологических разработок в области ограничения водопескопроявлений, только на месторождениях Надым - Пурской НТО, дало экономический эффект болле 100 млн. рублей. Разработки нашли применение также на месторождениях Шаимского НГР, Среднеобской НТО Западно-Сибирской НГП, о. Сахалин, Ставропольского и Краснодарского краев и рекомендуются к более широкому внедрению на нефтяных и газовых месторождениях России.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Бочкарев, Виктор Кузьмич, Тюмень

1. Белевич Г.К. и др. Отчет о НИР: «Авторский надзор за разработкой месторождений ОАО «НК «Роснефть»-Пурнефтегаз». Тюмень, ООО «НВФ» «Минерал», 2005.

2. Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. -Уфа, 2000.-219 с.

3. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998. 267 с.

4. Демичев С.С., Отрадных О.Г., Варварук Ю.М. и др. Выбор технологии водоизоляционных работ / В кн.: Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Тюмень, ТюмГНГУ, № 2, 2005.

5. Патент РФ № 2246605. М.: ФИПС, 2005.

6. Королев С.И., Бояркин А.А. Высокоэффективная технология глушения скважин с применением блокирующих жидкостей на углеводородной основе. М.: Бурение и нефть, № 2, 2006.

7. Патент РФ № 2213762. М.: ФИПС, 2003.

8. Бояркин А.А. Повышение эффективности глушения газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД.//Нефтяное хозяйство, № 5,2005.- С. 49.

9. Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. — М.: Недра, 1969.

10. Cinco Ley, Н., Presendoskin Factors for Partialey Penetrating Directionally Drilled Wells, SPE paper 5589, 1975.

11. Тагиров K.M., Гноевых A.H., Лобкин A.H. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. М.: Недра, 1996. - С. 339.

12. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949.-298 с.

13. Клещенко И.И., Бочкарев В.К., Демичев С.С. и др. Технологическая жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин. // Известия вузов «Нефть и газ». — Тюмень, ТюмГНГУ, № 1, 2008. С. 53-56.

14. Горбунов А.Т., Тропин Э.Ю., Бочкарев В.К. Некоторые важные аспекты применения растворов для глушения скважин. М.: /Интервал, № 10, 2002. — С.70-76.

15. Групповые проекты на строительство скважин № 731 Южно-Харамкурского месторождения, № 706 Барсуковского месторождения, № 730 Южно-Тарасовского месторождения. Тюмень, 1985.

16. Оценка качества залежи. Западно-Сибирский бассейн. Тарасовское месторождение. Санбурион Тема. Исследовательский центр компании Би Пи, 1992.

17. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н., Лерман Т.А. Использование обратных эмульсий в добыче нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

18. Перспективы разработки, комплексного использования и переработкизалежей бишофита. М.: НИИТЭХИМ, ВНИИГ, 1976.

19. Разработка методических руководств проведения физико-химических исследований и контроля качества добываемого рассола бишофита с инструментальным контролем за камерами выщелачивания. Волгоград: ВолгоградНИПИнефть, 1990.

20. Муслимов Р.Х. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство, № 2, 1996. С. 12.

21. Лысенко В.Д. Проблемы разработки месторождений горизонтальными скважинами. // Нефтяное хозяйство, № 7, 1997. С. 19.

22. Калинин В.Ф. Освоение скважин с горизонтальным прохождением ствола в продуктивный пласт. // Нефтяное хозяйство, № 11, 1991. С.7.

23. Вальтер Кроу. Применение гибких труб при ремонте фильтра горизонтальных скважин. // Нефтяные технологии, 1996.

24. Патент РФ № 2188429. М.: ФИПС, 2002.

25. Патент РФ № 2114990. М.: ФИПС, 1996.

26. Патент РФ № 2055156.-М.: ФИПС, 1996.

27. Клещенко И.И., Бочкарев В.К., Сохошко С.К. и др. Технология изоляции притока пластовых вод в горизонтальных нефтяных и газовых скважинах с помощью колтюбинговой установки. // Известия вузов «Нефть и газ», Тюмень, ТюмГНГУ, № 6, 2007. С. 66-69.

28. Шантарин В.Д., Войтенко B.C. Физико-химия дисперсных систем. М.: Недра, 1990.-С. 14-34.

29. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. М.: Недра, 1967. - С. 272-298.

30. Кристеа Н. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, т. 1, 1961. 344 с.

31. Якубов Б.М., Хасаев P.M. Обработка экспериментальных данных по псевдосжижению зернистого материала вязкопластичной средой. // Нефть и газ. 1968, №8.-С. 28-31.

32. Якубов Б.М., Вартумян Г.Т., Юсифов Ю.Н. Применение экстремального планирования для определения скорости уноса твердых частиц из псевдосжиженного слоя аэрированной жидкостью с полимерными и жидкими добавками. // Нефть и газ. 1975, № 2. - С. 32-36.

33. Алибеков Б.И., Пирвердян A.M., Чубанов О.В. Гидравлические методы защиты глубинных насосов. М.: Недра, 1972. - 226 с.

34. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. М.: Недра, 1965.-245 с.

35. Мирзаджанзаде А.Х., Пирвердян A.M., Чубанов О.В. и др. Методическое руководство по эксплуатации скважин при интенсивном пескопроявлении и откачке неньютоновских жидкостей. — Уфа, 1977. — 182 с.

36. Мирзаджанзаде А.Х., Алескеров С.С., Алиев С.М. и др. // Нефть и газ, № 1, 1967.-С. 22-25.

37. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. — М.: Недра, 1989.-228 с.

38. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф. и др. Теория и практика заканчивания скважин. М.: Недра, 1998. - 410 с.

39. Зозуляк М.И., Федяшин В.А. О критических депрессиях при опробовании трещиноватых и песчаноглинистых пластов. // Нефтяная и газовая промышленность, № 2, 1987. С. 33-37.

40. Коротаев Ю. П., Геров Л.Г., Закиров С.П. и др. Фильтрация газов в трещиноватых коллекторах. М.: Недра, 1979. - 223 с.

41. Яремейчук Р.С. К оценке напряженно деформированного состояния призабойной зоны, ослабленной трещиной гидроразрыва. // Нефть и газ, № 4, 1980.-С. 40-43.

42. Байдюк Б.В., Шрейнер Л.А. Расчет устойчивости горных пород при бурении. // В кн.: Вопросы деформации и разрушения горных пород при бурении Сер.: Бурение. М.: ГОСИНТИ, 1980. - С. 48-74.

43. Зотов Г.А., Власенко А.П. // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1983, вып. 10.- 44 с.

44. Арестов В.В., Корнилов А.Е., Лебеденков A.M. и др. Предупреждение выноса песка из скважин подземных хранилищ газа. // Обз. информ. Сер. : Транспорт и хранение газа. -М.: ВНИИЭгазпром, 1982, вып. 5. 39 с.

45. Болели У. Техника и технология подземного хранения газа в пористых несцементированных песках. // Экспресс-информ. Сер. Транспорт, переработка и использование газа. М.: ВНИИЭгазпром, 1988, вып. 13. - 20 с.

46. Stein N. Calculate drawdown that will onuse sand production/ World Oil, 1988,V. 206, n.4, pp. 48-49.

47. Penberthy W.L. Cravel placement though perforations and perforation cleaning for gravel packing. Journal for Petroleum Technology, 1988, Febr., v. 40, n 2, pp. 229236.

48. Горбунов B.E и др. Экспериментальные исследования процесса пробкообразования и его влияния на производительность газовых скважин. //

49. Реф.сб. ВНИИЭгазпрома, 1977, вып. 4. С. 21 27.

50. Черепанов Г.П. Механика хрупкого разрушения. М.: Наука, 1974. - 640 с.

51. Черепанов Г.П., Ершов J1.B. Механика разрушения. М.: Машиностроение, 1977.-224 с.

52. Регель В.Р., Слуцир А.И., Томашевский Э.И. Кинетическая природа прочности и твердости тел. М.: Наука, 1974. - 560 с.

53. Отчет о НИР: «Научно-техническое обоснование параметров конструкций противопесочных фильтров и расстановка их в продуктивном пласте горизонтальных скважин Федоровского и Лянторского месторождений». ОАО «Роснефть-Термнефть», Краснодар, 1994. 166 с.

54. Джавадян А.А. Совершенствование вскрытия и освоения нефтяных и газовых скважин / Сб. трудов ВНИИ «Добыча недр». М.: ВНИИнефть, 1977, вып. 62.

55. Заканчивание глубоких скважин за рубежом. // Обз. информ. Сер.: Бурение. — М.: ВНИИОЭНГ, 1972.

56. Zoback V.D. Permeability and effective stress. AAPG Bull, 1975, vol. 59, n 1, pp. 154-158.

57. Xapp M.E. Основы теории механики грунтов. М.: Стройиздат, 1971. - 300 с.

58. Janes F.A. Laboratory stady of the effects and storage capacity in carbonate racks. J. Petrol. Technol., 1975, vol. 27, pp. 21-27.

59. Remson D. Applying sail mechanics to well repair completions. // Oil and gas, 1970.-vol. 9, n 10, pp. 54-57.

60. Suman G.O. Sand control, World Oil, 1975, vol. 180, n 2, pp. 33-39.

61. Ибрагимов Э.М., Мелик-Асланов Jl.С. Методика прогнозирования состояния призабойных зон эксплуатационных скважин по заданному режиму работы. // Тр. АзНИИДН, Баку, 1972, вып. 18. С. 399-408.

62. Maly George P. Minimasing formation. Damage J. Proper fluid selection helps avoid damage. // Oil and gas J., 1976. vol. 74, n 12, pp. 68-70; 75-76.

63. Klotz F.A., Krueger R.F. Effect of perforation damage on well productivity. J. Petrol. Technol., 1974, vol. 26, n 11, pp. 1303-1314.

64. Гаврилко B.M., Алексеев B.C. Фильтры буровых скважин. М.: Недра, 1996. -333 с.

65. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. -М.: Гостоптехиздат, 1959. 462 с.

66. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. М.: Гостоптехиздат, 1963. -396 с.

67. Бочевер Ф.М., Гармонов И.В., Лебедев А.В., Шестаков В.Н. Основы гидрогеологических расчетов. М.: Недра, 1965. - 306 с.

68. Пилатовский В.П. Влияние призабойной микронеоднородности пласта на дебит скважины. /Докл. АН СССР, т. XCIII, 1953, № 3. С. 417-420.

69. Приближенная теория установившегося притока жидкости и газа к несовершенным скважинам с меридионально-симметричной конструкцией забоев. / Труды ВНИИГАЗ, вып. VIII, 1956. С. 91-94.

70. Klotz D. Hydrauliche Eigen cshaften der schlizfilter Bohrtechnir, Brunnet Rahr leitungsban. 1971, vol. 22, n 8-9, pp. 283-286; 323-328.

71. Гаврилко B.M., Абрамов C.K. Подбор и расчет фильтров водозаборных скважин. М.: Водгео, 1956. 47 с.

72. Гаврилко В.М. Фильтры водозаборных, водопонизительных и гидрологических скважин. М.: Гостоптехиздат, 1968.

73. Выбор гравия для гравийных фильтров лабораторные исследования. // Экспресс-информ. Сер.: «Нефте- и газодобывающая промышленность» - М.: ВИНИТИ, 1975, вып. 19. С. 34.

74. Регулирование выноса песка // Экспресс-информ. Сер.: «Нефтегазодобывающая промышленность». М.: ВИНИТИ, 1975, вып. 29. - С. 31.

75. Современные методы борьбы с выносом песка из скважин. // Сер.: «Нефтепромысловое дело».- М.: ВНИИОЭНГ, 1978, вып. 5.

76. Аржанов Ф.Г., Маслов И.И., Ренин В.И., Свиридов B.C. Применение противопесочных фильтров в скважинах IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения. // Сер.: «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1981, вып. 10.

77. Володько И.Ф. Гравийные фильтры буровых скважин. М.: Государственное изд-во литературы по строительству и архитектуре, 1952. - 247 с.

78. Башкатов А.Д. Современное состояние и тенденция развития методов и технических средств сооружения гидрогеологических скважин. М.: ВИЭМС, 1988.-268 с.

79. Чарыев О.М. Скважинный фильтр. Авторское свидетельство СССР № 1177460, 1985.

80. Арестов Б.В., Макеев В.В., Пресолов М.Ф., Дрозд JI.A. Скважинный фильтр / А.с. СССР № 1645470, 1991.

81. Reeves J.B. Laboratory evaluation of relative flow characteristics of grave pacing for sand control. SPE Student Journal, Fall, 1965.

82. Съюмен Д., Эллис P., Снайдер P. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. Перевод с англ. / Перев. и' редакция Цайгера М.А. -М.: Недра, 1986 . - 176 с.

83. Coberly C.J. Selection of sereen openings for unconsolidated sands APJ Drilling and Production Practice, 1937.

84. Цайгер M.A., Арестов Б.В., Назаров С.И. Эксплуатация газовых скважин и ПХГ в условиях рыхлых пород. // Газовая промышленность, 1992, № 3 . -С. 30-31.

85. Stein N. Designing gravel packs for unconsolidated sands. World Oil, Feb. 1, 1983.

86. Sparlin D.D. Sand and gravel a study of their permeabilities. Paper SPE 4772, Symposium of Formation Damage, New Orleans, La, Feb. 7-8, 1974.

87. Hutchinson S.O. and Anolerson G.W. Directionally controlled hydraulic energy effectively cleans downhole perforations. Paper SPT 4887, Annual California

88. Regional Meeting of SPE, San Francisco, April 4-5, 1974.

89. Hutchinson S.O. Impression tool defines downhole equipment failures World Oil, nov, 1974.-pp. 74-81.

90. А.с. СССР № 1073436. М.: ВНИИГПЭ, 1984.

91. А.с. СССР № 1059146. М.: ВНИИГПЭ, 1983.

92. Патент РФ № 2191261.-М.: ФИПС, 2002.

93. Патент РФ № 2160825. М.: ФИПС, 2000.

94. Патент США № 4940092, 1990.

95. Патент РФ № 2268353. М.: ФИПС, 2006.

96. Патент РФ № 2280759. М.: ФИПС, 2006.

97. Свидетельство РФ на полезную модель № 33396. М.: ФИПС, 2003.

98. Свидетельство РФ на полезную модель № 33397. М.: ФИПС, 2003.

Информация о работе