Исследование и научное обоснование перспективных технологий разработки заводненных нефтяных месторождений с использованием комплекса гидродинамических процессов

Насыбуллина, Светлана Вячеславовна

Автореферат диссертации по теме "Исследование и научное обоснование перспективных технологий разработки заводненных нефтяных месторождений с использованием комплекса гидродинамических процессов"

На правах рукописи

Насыбуллина Светлана Вячеславовна

ИССЛЕДОВАНИЕ И НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОМПЛЕКСА ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма-2005

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть).

Научный руководитель - доктор технических наук,

академик АН РТ Ибатуллин Равиль Рустамович

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Тронов Валентин Петрович

Защита диссертации состоится 30 июня 2005 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института «ТатНИПИнефть». Автореферат разослан 27 мая 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук,

кандидат физико-математических наук, сих. Кубарев Николай Петрович

Ведущее предприятие Альметьевский Государственный нефтяной

институт

старший научный сотрудник

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

Одной из важнейших особенностей развития нефтяной промышленности России и Татарстана является то, что в течение последних нескольких десятков лет основным методом воздействия на пласты большинства месторождений является метод заводнения. В результате к настоящему времени проблема рациональной разработки заводненных месторождений на поздней стадии стала одной из наиболее актуальных и значимых.

Большинство крупных месторождений Урало-Поволжья вступило в третью и четвертую стадии разработки. Резко возросла обводненность добываемой продукции. За последние десять лет обводненность в среднем по Татарстану увеличилась от 57 до 83 %, при этом водонефтяной фактор составил около 5 м3/т.

В заводненных пластах содержится немалая доля остаточных извлекаемых запасов нефти, которые обеспечивают значительную часть текущей добычи. За последние 40 лет коэффициент извлечения нефти (КИН) по месторождениям России постоянно снижается: с 50 % в 60-х годах до 36 % в 2002 году, сокращаясь за каждое десятилетие на 3-4 %. Оценки показывают, что увеличение их конечного коэффициента извлечения только на 1 % сможет обеспечить прирост ежегодной добычи в России в объеме не менее 10-20 млн. т. С другой стороны, приросты добычи нефти за счет открытия и ввода в разработку новых запасов нефти уже сейчас (а тем более в будущем) связаны, как правило, с труднодоступными районами севера Западной и Восточной Сибири. При этом новые месторождения имеют сложное геологическое строение, низкие начальные дебиты, а некоторые объекты - ухудшенные качества нефти.

В этих условиях для обеспечения эффективного извлечения остаточных запасов нефти необходимо как дальнейшее усовершенствование системы разработки и режима заводнения, так и более дифференцированное регулирование отборов жидкости, интенсификация отборов из водонефтяных и высокообводненных частей залежи и др.

Опыт показывает, что на поздней стадии необходимо решать две основные задачи: обеспечение наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов и ввод в эффективную разработку невырабатываемых, как правило, трудноизвлекаемых запасов. Для решения задачи наиболее полной выработки охваченных заводнением запасов основная роль отводится регулированию разработки.

В связи с этим проблема совершенствования разработки заводненных месторождений приобретает особую актуальность.

Цель работы

Повышение эффективности разработки заводненных нефтяных месторождений на поздней стадии.

Задачи исследований

1. Изучение состояния проблемы и применяемых технологий эффективной доразработки заводненных месторождений.

2. Анализ и совершенствование системы размещения скважин и способов извлечения остаточной нефти.

3. Обоснование новых гидродинамических технологий регулирования дебита скважин с целью снижения обводненности.

4. Разработка новых принципов периодической эксплуатации скважин, использующих гравитационную сегрегацию.

5. Разработка новых способов одновременной раздельной и поочередной откачки нефти и воды.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основе обобщения отечественных и зарубежных литературных данных, анализа опыта разработки и эксплуатации заводненных месторождений Татарстана. В работе использовались программы численного математического моделирования процессов многофазного течения флюидов Desktop VIP, PDETool MatLab. При расчетах режимов работы скважин использованы программы MathCad, Excel и методы математической статистики.

Научная новизна

1. Показано, что при отклонении интервалов вскрытия от проектных точек до 50 м (при сетке скважин 400x400 м и более) происходит снижение коэффициента нефтеизвлечения (на 0,5 %). При этом попадание интервалов вскрытия в зоны с низкими коллекторскими свойствами приводит к повышению охвата пласта заводнением по сравнению с вариантом попадания интервалов вскрытия в зоны с высокими коллекторскими свойствами.

2. Определено, что в межскважинных зонах остаточная нефть сосредотачивается в верхней части пласта, причем центр скопления нефти

находится на расстоянии 60-80% расстояния от источника заводнения между нагнетательной и добывающей скважинами.

3. Дано теоретическое объяснение явлению изменения обводненности скважин при изменении ее дебита. Показана роль неравномерного поля пластового давления в промытых и нефтенасыщенных зонах, образующегося в процессе эксплуатации залежи.

4. Получена зависимость обводненности продукции от дебита добывающей скважины и динамика накопленной добычи нефти для случаев обводнения как "высоконапорной" водой (из зоны пласта с повышенным пластовым давлением относительно давления из зоны притока нефти), так и "низконапорной" водой (из зоны пласта с пониженным пластовым давлением относительно давления из зоны притока нефти).

5. Найдены условия, при которых остановки обводненной скважины будут приводить к увеличению или сокращению отбора воды из пласта, определяющие режим эксплуатации (непрерывный или периодический) с точки зрения сокращения обводненности.

6. Получена зависимость между значениями обводненности продукции в НКТ и на забое скважины, притоком жидкости в скважину в начале и конце откачки и подачей насоса при нестационарном режиме откачки.

7. Получена зависимость между забойным давлением при непрерывной эксплуатации и пластовым давлением для скважин, которые можно перевести на периодический режим без потерь в добыче нефти по сравнению с ранее установленным режимом непрерывной эксплуатации.

Защищаемые положения

1. Способы размещения, выбора профиля и направления горизонтальных стволов скважин на заводненных месторождениях.

2. Критерии подбора скважин для регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента.

3. Критерии подбора скважин для их перевода на периодическую эксплуатацию в режиме "коротких подвесок" с накоплением нефти в стволе скважины.

4. Методика выбора вида геолого-технических мероприятий на скважине путем совместного использования карт изобар, карт заводненных объемов и карт линий тока.

5. Методика расчета режимов нестационарной откачки из скважин, устраняющая условия формирования очень вязких эмульсий, с сохранением их среднесуточного дебита.

Практическая ценность

Автором исследованы и разработаны методики и способы разработки, позволяющие повысить коэффициент нефтеизвлечения, уменьшить затраты на .бурение, добычу, подготовку и перекачку продукции скважин за счет сокращения бурения добывающих скважин, совмещения в одной скважине функций нескольких скважин, выбора оптимального профиля и направления горизонтальных скважин, уменьшения количества воды в добываемой продукции, устранения условий образования очень вязких эмульсий и сокращения энергозатрат, и, в результате, позволяющие продлить эффективную разработку нефтяного месторождения на поздней стадии.

К ним относятся:

1. Способ доизвлечения остаточной нефти из прикровельных частей пласта в зонах между добывающими и нагнетательными скважинами путем забуривания горизонтального ствола;

2. Способ размещения горизонтальных скважин с синусоидальным профилем, многократно вскрывающих пласт в точках нескольких эксплуатационных рядов, адекватного сетке, создаваемой вертикальными скважинами;

3. Критерии подбора скважин для регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента;

4. Способ эксплуатации скважин, выбранных по предлагаемому критерию, на периодическом режиме с накоплением нефти в стволе скважины;

5. Проведение геолого-технических мероприятий по добывающим скважинам согласно разработанной методики с последующим изменением режимов отборов;

6. Способ эксплуатации вертикальной скважины с боковым стволом с возвратом части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления без подъема ее на поверхность;

7. Эксплуатация осложненных скважин на режиме нестационарной откачки в условиях, где другие способы борьбы с образованием эмульсий оказываются малоэффективными;

8. Методические приемы рационального проектирования режима откачки по дифференцированному тарифу оплаты за электроэнергию (по односуточному циклу).

Часть результатов, полученных автором данной работы, была использована при проектировании доразработки заводненного участка Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения. Техническая новизна предлагаемых способов разработки подтверждена 5 патентами РФ.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались автором на V межвузовской научно-методической конференции "Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона" (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, 2000 г.), на научно-практической конференции "Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений" (г. Казань, 2000 г.), на молодежных научно-практических конференциях ОАО "Татнефть" "Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале XXI века" (г. Альметьевск, 2001 г. и 2002 г.), на конференциях молодых специалистов "Мы - геологи XXI века" (г. Казань, 2001 г. и 2002 г.), на научно-практической конференции ОАО АНК "Башнефть" "Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортостан" (г. Ишимбай, 2002 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 16 работ, включая 11 статей, 5 патентов РФ на изобретения. В опубликованных работах автору принадлежит постановка задачи, сбор и обобщение материалов, вывод формул, проведение расчетов, создание гидродинамических моделей, анализ полученных результатов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа содержит введение, четыре тематические главы, основные результаты и выводы, список литературы из 110 наименований. Объем работы составляет 153 страницы, в том числе 55 рисунков и 7 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность и важность проблемы доразработки запасов заводненных месторождений, а также сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность работы и ее апробация.

Значительный вклад в решение проблемы эффективной доразработки заводненных месторождений внесли К.Б. Аширов, Ю.П. Борисов, А. Т. Горбунов, В.В. Девликамов, Ю.П. Желтов, СА Забродин, А.П. Крылов, СА Султанов, М.Л. Сургучев, В.Н. Щелкачев и др. В настоящее время в данном направлении работают Р.Г. Абдулмазитов, Р.Х.Алмаев, В.Е. Андреев, Ю.В. Антипин, Б.Т. Баишев, К.С. Баймухаметов, Ю.Е. Батурин, Г.Г. Вахитов, В.Д. Викторин, А.В. Давыдов, Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, Ю.В. Желтов, С.Н. Закиров, Ю.В. Зейгман, P.P. Ибатуллин, М.М. Иванова, P.M. Курамшин, Е.В. Лозин, В.Д. Лысенко, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов, Э.Д. Мухарский, Б.М. Орлинский, М.К. Рогачев, Э.М. Тимашев, Н.Ш. Хайрединов, Р.С. Хисамов, Р.Т. Фазлыев и др.

В первой главе рассмотрены проблемы эффективной доразработки заводненных месторождений и залежей.

Проанализировано состояние остаточных запасов нефти и комплекса сил и процессов, действующих в недрах, для того, чтобы выработать новые методы и усовершенствовать известные способы регулирования процессов разработки нефтяных залежей и увеличения конечной нефтеотдачи пластов.

Эффективность доразработки заводненных нефтяных месторождений зависит от целенаправленных работ в области создания и использования рациональных технологий воздействия на пласты, техники и технологии добычи нефти, строительства скважин в осложненных геолого-промысловых условиях, экологии и др. Среди проблем, связанных с технологией доразработки заводненных месторождений, важное место занимают неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой, образование "языков" обводнения, добыча больших объемов попутной воды. Неравномерность вытеснения нефти водой во многом обуславливает неопределенность распределения остаточных запасов нефти по объему пласта. Правильная оценка их местоположения не только позволяет осуществить рациональное добуривание новых скважин, но и во многом обеспечивает эффективность конкретного метода воздействия.

Одним из эффективных методов решения этой задачи является проведение численных экспериментов с использованием геологических и гидродинамических

моделей. В этой работе такая задача решается с применением пакета программ фирмы "Landmark".

Наиболее важным естественным процессом, участвующим в перераспределении остаточной нефти на заводненных месторождениях, как показывает нефтепромысловая практика, является гравитационно-капиллярная сегрегация воды и нефти, которая ведет к консолидации остаточной нефти в повышенных частях залежи. На заводненных месторождениях наблюдается непрерывный рост запасов в водонефтяных зонах, эффективная разработка которых требует применения принципиально новых методов повышения нефтеотдачи пластов с подошвенной водой, а также способов извлечения нефти из пластов с небольшой нефтенасыщенной толщиной.

К таким методам относятся технологии эксплуатации, использующие явление сегрегации нефти и воды в пласте и скважине. Многие исследователи пытались использовать этот эффект при эксплуатации скважин для того, чтобы регулировать высоту конуса воды, снижать обводненность добываемой продукции и увеличивать продолжительность работы скважин. Был предложен целый ряд технологий, таких как способ раздельного отбора нефти и воды, как с подъемом попутной воды на поверхность, так и с ее внутрискважинным сбросом, способ создания инвертированного конуса воды, способ периодической эксплуатации "короткими подвесками" и т.д.

Во второй главе рассматриваются вопросы рационального размещения скважин на нефтяном месторождении с целью оптимизации его разработки. Исследуется возможность замены нескольких вертикальных добывающих скважин геометрически правильной сетки одной горизонтальной скважиной с синусоидальным профилем, многократно вскрывающей пласт в точках нескольких эксплуатационных рядов, с учетом возможного смещения координат точек вскрытия от проектных и попадания их в зоны с разными геологическими свойствами.

Основной проблемой эксплуатации горизонтальных скважин в Татарстане является быстрое обводнение их продукции, и, особенно, в карбонатных коллекторах. Как показывает практика, обводняются скважины или сразу после бурения, или через несколько месяцев эксплуатации, могут обводниться после солянокислотной обработки трещинных водонасыщенных интервалов. При этом трудно разрешимым вопросом является определение интервала обводнения горизонтального ствола скважины. Вода, поступившая в горизонтальный ствол,

растекается по нему, заполняя его полностью. Геофизические методы определения интервалов обводнения оказываются в этих условиях малоэффективными.

Анализ результатов эксплуатации скважин с горизонтальными стволами подтвердил важную роль геологического обоснования их местоположения на стадии проектирования. В этой связи нами было предложено усовершенствовать рядную схему размещения скважин путем замены нескольких вертикальных добывающих скважин одной горизонтальной скважиной и размещения ее в продуктивном пласте таким образом, чтобы ствол горизонтальной скважины многократно вскрывал продуктивный пласт в точках сетки, где первоначально намечалось размещение вертикальных скважин (рис.1. Здесь 1, Г, Г'-интервалы вскрытия продуктивного пласта горизонтальной добывающей скважиной, 2н -интервал вскрытия продуктивного пласта вертикальной нагнетательной скважиной). Начало горизонтального ствола при такой схеме разработки располагают в стягивающем ряду, а конец в крайнем ряду добывающих скважин, наиболее близком к линии нагнетания, либо к контуру нефтеносности при естественном водонапорном режиме. Одна горизонтальная скважина вскрывает пласт многократно путем входа и выхода ствола из продуктивного пласта в точках по намеченной сетке, заменяя собой несколько вертикальных скважин из разных эксплуатационных рядов.

Для определения эффективности усовершенствованной схемы были осуществлены численные эксперименты на гидродинамической модели залежи нефти. Исследования показали эффективность замены нескольких вертикальных скважин геометрически правильной сетки одной горизонтальной скважиной с синусоидальным профилем, многократно вскрывающей пласт в точках нескольких эксплуатационных рядов.

2н

продуктивный Пласт

Рис. 1 - Схематический вид траектории горизонтальной скважины

По мере выработки запасов и продвижения контура вытеснения обводнившиеся интервалы вскрытия последовательно отключаются, при этом происходит перемещение забоя скважины к стягивающей зоне в ту часть залежи, где будут сосредоточены остаточные запасы в конце разработки.

Таким образом, начальные удельные запасы, приходящиеся на одну горизонтальную скважину, увеличиваются и срок ее эксплуатации продлевается. Рассматриваемая схема размещения горизонтальных скважин с синусоидальным профилем ствола, многократно вскрывающим пласт, может оказаться полезной на участках с малой нефтенасыщенной толщиной, где вследствие малости запасов, приходящихся на одну вертикальную скважину, их бурение признается нецелесообразным.

При таком многократном вскрытии пласта горизонтальной скважиной с синусоидальным профилем ствола точки вскрытия в общем случае не будут совпадать с узлами геометрической сетки вследствие неточности проводки ствола, неточности прогнозирования кровли пласта и т.д. Для изучения влияния на показатели разработки геологических параметров пластов были исследованы варианты размещения координат точек вскрытия по равномерной сетке и со смещением от проектных значений. Рассмотрены варианты попадания забоев как в высокопроницаемые, так и в низкопроницаемые зоны.

Было установлено, что в условиях неоднородных пластов частичное смещение точек вскрытия пласта от проектных величин до 50 м (при сетке скважин 400x400 м и более) приводит к снижению нефтеизвлечения (на 0,5 %), что существенно. При этом охват пласта заводнением существенно улучшается, если интервал вскрытия попадает в зону низкопроницаемых коллекторов и наоборот, охват пласта уменьшается, если интервал вскрытия попадает в высокопроницаемую зону.

Анализ распределения остаточной нефтенасыщенности на различные периоды процесса вытеснения позволяет сделать вывод о том, что в конце разработки остаточная нефть сосредотачивается в верхней части пласта, причем центр скопления нефти находится на расстоянии 60-80 % расстояния от источника заводнения между нагнетательной и добывающей скважинами (рис. 2. Здесь 1 -нагнетательная скважина, 2 - добывающая вертикальная скважина, 3 - зона скопления остаточной нефти, 4 — сечение горизонтальной добывающей скважины). Результаты моделирования показали, что рациональное размещение горизонтальной скважины, эксплуатирующейся при небольшой депрессии, исключающей подтягивание воды к перфорационным отверстиям, способствует

увеличению коэффициента нефтеизвлечения. Этот факт приобретает важность в условиях истощенных месторождений, когда появляются скопления остаточной нефти в прикровельных частях залежи, разработка которых возможна с применением технологии бурения горизонтальных скважин.

^ 1 /3 и

Рис.2

Динамика коэффициента нефтеизвлечения показывает, что в случае неполного вскрытия однородных пластов, но не менее 30% от общей мощности, достигается более высокий текущий КИН при одинаковой обводненности продукции. Такое явление происходит под влиянием гравитационной сегрегации, поскольку за счет оседания нагнетаемой жидкости в подошве пласта не происходит образования конуса обводненности.

Таким образом, проведенное в данной главе изучение особенностей выработки запасов и формирования целиков нефти в гравитационном поле для заводненных нефтяных месторождений позволяет совершенствовать систему доразработки на поздней стадии эксплуатации месторождения. На примере 1 блока Абдрахмановской площади показан процесс проектирования доразработки заводненного участка месторождения горизонтальными скважинами с учетом результатов, полученных автором данной работы.

В третьей главе представлены результаты теоретического исследования явления изменения обводненности продукции при изменении дебита скважин, проведены расчеты и разработаны гидродинамические способы снижения количества попутно добываемой воды, предложены критерии подбора скважин для интенсификации отбора или применения "коротких подвесок" насосного оборудования в скважинах.

Промысловый опыт, накопленный в разных регионах и для разных месторождений, показывает, что с изменением дебита скважин обводненность их

продукции меняется, причем для одних скважин с увеличением отбора жидкости процент содержания воды уменьшается, для других — сохраняется неизменным, для третьих - увеличивается. Первые два типа поведения скважин являются основой для форсированного отбора жидкости, а последний - основой для применения метода "коротких подвесок". Задача определения реакции скважин при изменении отбора жидкости до настоящего времени не имеет точного решения, все рекомендации в этом плане сводятся преимущественно к проведению промысловых экспериментов.

Теоретические рассуждения позволяют прийти к выводу, что причиной такого явления является неравномерное поле давления в промытых и в нефтенасыщенных зонах, образующееся в процессе эксплуатации залежи. Для подтверждения этой гипотезы были проведены расчеты притока к скважине в круговом пласте. Они отличались от классического случая тем, что давление на контуре питания задавалось не равным константе, а менялось вдоль контура. Аналогичная задача была рассмотрена И.А. Чарным.

Задача в нашей постановке отличалась тем, что мы рассмотрели соотношение объемов жидкости, поступающей в скважину из двух секторов контура — сектора, имеющего высокое давление, и сектора, имеющего низкое давление. Учитывался также не только приток из контура питания в область течения, но и отток жидкости за контур питания.

Решение было получено численным методом конечных элементов в системе PDETool MatLab. Зависимость дебита и обводненности продукции от величины скин-фактора представлена на рис. 3. Видно, что дебит скважины падает с увеличением скин-фактора, и при этом обводненность продукции действительно зависит от дебита скважины по жидкости.

Далее нами были проведены исследования на сеточной модели при помощи программы трехмерного моделирования компании Landmark. Модель пласта представляла собой параллелепипед с расположенной на нем добывающей скважиной. ' Закачка производилась через левую границу, правая граница представляла собой контур нефтеносности. Давления на контуре нагнетания и контуре нефтеносности были разными, что позволило промоделировать обводнение скважины "низконапорной" и "высоконапорной" водой. Численные значения параметров модели соответствовали условиям турнейского яруса нижнего карбона, коллектор предполагался поровым.

а70 в

60

50

40

30

20

10

О -4

Рис. 3 — Зависимость дебита скважины и обводненности продукции от скин-фактора

На основе анализа динамики обводнения продукции при различных режимах работы скважин была получена зависимость обводненности от дебита добывающей скважины. Для случая обводнения "высоконапорной" водой, при котором пластовое давление в промытых зонах выше, чем в нефтяных, при уменьшении дебита жидкости наблюдается рост обводненности, а при увеличении дебита жидкости, напротив, обводненность снижается (рис. 4). Для случая обводнения "низконапорной" водой, при котором пластовое давление в промытых зонах ниже, чем в нефтяных, картина обратная (рис. 5). Причем, на фоне снижения дебита по жидкости дебит по нефти даже увеличивается.

В результате проведенных исследований разработаны и запатентованы способы разработки обводненных нефтяных залежей при непрерывном и периодическом режиме эксплуатации скважин, указаны критерии выбора скважин для увеличения и уменьшения дебитов по жидкости с целью снижения обводненности продукции.

Разработанные технологии отличаются тем, что в процессе эксплуатации залежи последовательно определяют источники поступления нефти и воды из нефте- и водоносных зон в каждую добывающую скважину, пластовые давления в этих зонах, затем сравнивают давления в этих зонах, на основании чего выбирают добывающие скважины, для которых пластовое давление в водоносных зонах превышает пластовое давление в нефтеносных зонах, и увеличивают отбор продукции относительно существующего, а в скважинах, для которых пластовое

Скин-фактор

давление в водоносных зонах ниже, чем в нефтеносных, снижают отбор продукции относительно существующего.

Рис. 4 - Зависимость обводненности от времени для случая обводнения

"высоконапорной" водой. Шифр кривых — дебит, м /сут.

10

0,05

0,1

0,15

0,2

д=100 -ш-я=85 д=70

Рис. 5 - Зависимость обводненности от времени для случая обводнения "низконапорной" водой. Шифр кривых — дебит, м3/сут.

Под периодический отбор выбирают скважины, к которым нефть поступает из зоны с давлением большим, чем в промытой зоне, причем остановку скважины производят на время, достаточное для того, чтобы язык обводнения отодвинулся от скважины и призабойная зона пласта оказалась заполненной нефтью.

Определение областей, из которых в скважину поступает вода и нефть, может проводиться как обычными геолого-промысловыми методами (фотоколориметрия нефти, определение химического состава воды, проведение индикаторных исследований), и, что весьма существенно, с помощью средств самой системы Landmark (с построением карт изобар, карт заводненных объемов и карт направлений линий тока), в которой предусмотрены опции, позволяющие прослеживать пути движения флюидов в пласте.

Приток жидкости в добывающую скважину определяется двумя ее параметрами: забойным давлением и коэффициентом продуктивности. Забойное давление устанавливается в соответствии с проектом разработки и требованиями нормальной работы насосного оборудования. Поэтому изменение забойного давления не всегда рационально, а в ряде случаев и технически неосуществимо. В таких случаях регулирование дебита скважины осуществляется изменением коэффициента продуктивности путем проведения ремонтных работ по увеличению (интенсификация притока, или стимуляция скважин) или уменьшению (изоляция или отключение обводнившихся интервалов пласта) проводимости призабойной зоны.

Апробация методики была проведена на примере разработки нефтяной залежи турнейского яруса на одном из мелких месторождений Татарстана. На залежи пробурено пять скважин, из которых четыре размещены по периферии залежи, а одна в центре.

В начале разработки все пять скважин являлись добывающими. На 9 году эксплуатации приконтурные скважины начали обводняться. Обводненность продукции залежи уже через три года после начала обводнения достигла 60 %.

Было установлено, что при этом происходит обводнение краевыми водами приконтурных скважин, при этом в центральной части залежи вследствие отбора нефти пластовое давление постепенно падает и становится ниже давления в законтурной области.

Таким образом, возникают условия обводнения приконтурных скважин "высоконапорной" водой. Поэтому было принято решение на 12 году эксплуатации провести работы по стимуляции добычи нефти. Скин-фактор в результате проведения этих работ уменьшился от первоначального значения, равного 0, до значения -2. Начиная с 13 года эксплуатации добыча воды в результате проведенного мероприятия стала снижаться, обводненность постепенно упала до 55 %.

Эффект от мероприятия длился 7 лет, и закончился на 20 году эксплуатации (вследствие выравнивания пластовых давлений в нефтяной и водяной зонах в результате закачки в центральную скважину). После этого снова начался рост обводненности продукции и темп роста водонефтяного фактора увеличился.

На 11 году эксплуатации в целях восстановления упавшего пластового давления в центре залежи центральная скважина была переведена под нагнетание. Давление в центральной части залежи на 20 году разработки восстановилось до первоначального пластового давления и стало несколько выше его. Направление линий тока изменилось. Нефть из центральной части залежи стала оттесняться к периферии, где отбиралась приконтурными скважинами. В этот период разработки обводнение закачиваемой водой еще не наблюдалось.

Так как давление в центральной зоне с оставшейся нефтью стало выше, чем давление краевых вод, то создались условия обводнения скважин "низконапорной" водой. Поэтому было принято решение провести работы по изоляции вод в приконтурных скважинах. При этом скин-фактор в скважинах возрос до значения +2. В результате проведенных работ на 26 году эксплуатации вновь началось снижение обводненности и водонефтяного фактора относительно базового варианта, которое не прекратилось и к 42 году разработки (рис. 6).

Рис. 6 - Фактическая и модельная зависимости водонефтяного фактора по годам

разработки

Таким образом, в результате проведенных мероприятий по предлагаемому способу удалось добиться снижения добычи воды по сравнению с базовым

вариантом на 13%. Добыча нефти при этом осталась на том же уровне, тем самым коэффициент нефтеизвлечения по сравнению с известным способом не уменьшился.

В четвертой главе рассматриваются вопросы эффективной эксплуатации обводненных скважин.

Наличие большого количества воды в продукции скважины становится серьезным осложнением ее работы. Затраты на подъем, подготовку и закачку в пласты попутной воды становятся при этом неоправданно большими, снижая рентабельность эксплуатации нефтяных скважин.

Автором исследован и разработан способ одновременной раздельной откачки нефти через боковой ствол со сбросом попутной воды в свой продуктивный пласт для поддержания пластового давления. Способ предполагает использование насосной системы двойного действия и ствола скважины в качестве гравитационного сепаратора, при этом одна скважина совмещает функции добывающей и нагнетательной скважин. Параметры насосной системы двойного действия определяются по величине обводненности на забое В из условия сохранения производительности скважины по жидкости на том же уровне и при том же режиме откачки. Величина обводненности продукции на устье скважины Врз определится по формуле:

Где: Д, - диаметр плунжера насоса двойного действия для нефти, мм;

Бй — то же для воды, мм.

Показано, что основным критерием при выборе скважин для перевода на раздельный отбор нефти и воды должна быть стабилизация обводненности продукции скважин и знание ее точной величины. Скважины, в которых наблюдаются значительные колебания обводненности, случайные или закономерные (например, в связи с циклической закачкой), не рекомендуются для перевода на эксплуатацию с внутрискважинным сбросом воды.

По сравнению со способом сброса попутной воды в другой пласт данный способ позволяет уменьшить потери нефти и улучшить состояние охраны недр.

Наличие воды в продукции скважин приводит к образованию эмульсий, что затрудняет, а в ряде случаев и делает невозможной работу насосных установок. Образование очень вязких эмульсий происходит в интервале обводненности 45...75%. Поскольку вне этих пределов обводненности эмульсии не оказывают

столь существенного влияния на работу оборудования, предлагались различные способы поочередного отбора нефти и воды, с тем чтобы обводненность продукции, движущейся в НКТ, находилась вне указанных пределов.

Автором исследован способ создания чередующихся пробок воды и нефти в подъемной колонне, не требующий дополнительного оборудования на приеме насоса, который заключается в нестационарной откачке жидкости из скважины. Подача насоса при этом периодически изменяется, составляя Q| для первого полупериода и — для второго, причем Q¡>Q2■ Эффект изменения обводненности продукции в НКТ возникает за счет перемещения динамического уровня. Ствол скважины выше приема насоса играет при этом роль накопительной, или буферной емкости для нефти.

Получены формулы, связывающие обводненность продукции на входе В и на выходе из скважины с параметрами нестационарной откачки:

(2)

(3)

Здесь дебиты притока qi и q2 определяют нижнее и верхнее положения динамического уровня в скважине, при которых производится изменение подачи насоса. Меняя величины подачи насоса Ql и можно достичь заданных значений обводненности продукции в НКТ х] и х2.

Областью применения данного способа могут быть осложненные скважины, где другие способы борьбы с образованием очень вязких эмульсий оказываются малоэффективными.

В условиях действия тарифов на электрическую энергию, дифференцированных по зонам суток, целесообразно применение периодических или нестационарных режимов откачки, с переносом основной части электрических нагрузок на ночные часы. Получено соотношение, позволяющее выбрать скважины, в которых можно перейти на периодическую эксплуатацию без снижения того дебита жидкости, который скважина давала при непрерывной эксплуатации.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Результаты проведенной работы можно кратко резюмировать следующим образом:

1. Установлено, что применяемые технологии разработки не позволяют достаточно эффективно извлекать остаточные запасы нефти. Среди проблем, возникающих при разработке заводненных нефтяных месторождений, важное место занимают неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой, образование языков обводнения, добыча больших объемов попутной воды, а также неопределенность распределения остаточных запасов нефти по объему пласта.

2. Показана возможность создания системы разработки горизонтальными скважинами с синусоидальным профилем, многократно вскрывающими пласт в точках нескольких эксплуатационных рядов, адекватной рядной сетке, создаваемой вертикальными скважинами.

3. Показано, что при отклонении интервалов вскрытия от проектных точек до 50 м (при сетке скважин 400x400 м и более) происходит снижение коэффициента нефтеизвлечения (на 0,5 %), что существенно. При этом попадание интервалов вскрытия в зоны с низкими коллекторскими свойствами приводит к повышению охвата пласта заводнением по сравнению с вариантом попадания интервалов вскрытия в зоны с высокими коллекторскими свойствами.

4. Установлено, что в конце разработки остаточная нефть сосредотачивается в верхней части пласта, причем центр скопления нефти находится на расстоянии 60-80% расстояния от источника заводнения между нагнетательной и добывающей скважиной.

5. Установлено, что причиной зависимости обводненности от дебита скважин является неравномерное поле пластового давления в промытых и в нефтенасыщенных зонах, создающееся в процессе разработки залежи. Теоретическое объяснение этого явления подтверждено расчетами на гидродинамических моделях.

6. Установлено, что при обводнении скважины закачиваемой или смешанной водой, поступающей из области пониженного пластового давления (например, в условиях недостаточной компенсации отбора закачкой), целесообразно снижение дебита этой скважины, поскольку оно приведет к снижению обводненности ее продукции. При обводнении скважины закачиваемой или смешанной водой, поступающей из области повышенного пластового

давления (например, при превышении закачки над отбором жидкости), целесообразно увеличение дебита данной скважины.

7. Предложены способы снижения обводненности продукции залежи, основанные на регулировании дебита скважин, при сохранении отбора нефти. Выработаны критерии подбора скважин для изменения объемов отбора и закачки, разработана методика анализа и принятия решения об изменении режима их работы.

8. Проведено моделирование процесса накопления нефти или воды в стволах простаивающих скважин. Выработаны критерии и предложена методика подбора скважин, допускающих осуществление технологии "коротких подвесок" с периодическим отбором нефти.

9. Предложен критерий выбора геолого-технического мероприятия для снижения обводненности продукции скважины, основанный на анализе распределения пластового давления между источниками поступления разных флюидов в скважину, т.е. между заводненными и невыработанными участками залежи.

10. Показано, что по зависимости водонефтяного фактора от общего отбора жидкости можно определить, какой водой обводняется скважина -приходящей из зон пласта с повышенным пластовым давлением относительно давления из зоны притока нефти или приходящей из зон пласта с пониженным пластовым давлением.

11. Предложен способ разработки обводненной нефтяной залежи, позволяющий совместить функции добывающей и нагнетательной скважин с возвратом части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления (ППД) без подъема ее на поверхность.

12. Получена зависимость между значениями обводненности в НКТ и на приеме насоса, притоком жидкости в скважину в начале и конце откачки и подачей насоса. Показано, что путем изменения параметров режима периодической откачки можно вывести обводненность продукции в НКТ за пределы образования очень вязких эмульсий.

13. Показано, что путем увеличения максимальной депрессии при периодической откачке и варьирования временами откачки и накопления можно ежесуточно отбирать такое же количество жидкости, как и при непрерывной. Получено соотношение между забойным давлением при непрерывной откачке и пластовым давлением, позволяющее выявить скважины, которые можно перевести на периодическую откачку без снижения дебита.

14. Сформулированы методические приемы расчета параметров нестационарной откачки при использовании дифференцированного тарифа на электроэнергию, позволяющие сократить затраты на электроэнергию при сохранении среднесуточных отборов нефти.

15. Предложенные технические и технологические решения по совершенствованию разработки заводненных нефтяных месторождений позволили снизить обводненность продукции залежи, повысить коэффициент нефтеизвлечения. Расчеты, проведенные для опытного участка месторождения, показали, что бурение скважины с синусоидальным профилем позволит увеличить накопленную добычу нефти на 650 тыс.т, а срок эксплуатации данной скважины увеличится на 7 лет. Бурение бокового горизонтального ствола по предлагаемому способу приведет к повышению КИН, а годовая добыча этой скважины составит 1,1 тыс.т нефти. Применение способа регулирования дебитов на одном из мелких месторождений РТ позволяет снизить добычу воды на 22,2 тыс. м3 при сохранении добычи нефти на прежнем уровне по сравнению с базовым вариантом.

Предложенный способ внутрискважинного сброса попутной воды позволяет снизить обводненность продукции на устье скважины, а нестационарная откачка устраняет условия образования очень вязких эмульсий в НКТ не требует дополнительного оборудования на приеме насоса. Разработанная методика выбора скважин для периодической эксплуатации позволяет сохранить отбор нефти на том же уровне, что и при непрерывной.

Основное содержание работы отражено в следующих публикациях:

1. Насыбуллина СВ. Исследование зависимости обводненности добываемой продукции от дебита скважин// Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале XXI века: Тез. докл. молодежной науч.-практич. конф. ОАО «Татнефть». — Альметьевск, 2002. - С. 61-65.

2. Рамазанов Р.Г., Насыбуллина СВ. Вопросы размещения скважин с целью оптимизации разработки нефтяных месторождений// Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан: Тез. докл. науч.-практич. конф., посвящ. 70-летию башкирской нефти, г.Ишимбай, 15-16 мая 2002 г. - Уфа, 2002. С. 84-85.

3. Салимова (Насыбуллина) СВ., Салимов В.Г. Поочередная откачка воды и нефти при нестационарном режиме работы насоса// Нефтепромысловое дело. - 2001. - № 10. - С 12-15.

4. Салимова (Насыбуллина) СВ., Рамазанов Р.Г. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальной технологии при учете гравитационных сил// Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале XXI века: Тез. докл. молодежной науч.-практич. конф. ОАО «Татнефть». -Альметьевск, 2001. - С. 22-23.

5. Насыбуллина СВ., Рамазанов Р.Г., Низаев Р.Х. Исследование влияния гравитационных сил на систему разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами// Нефть Татарстана. - 2002. - № 1. — С. 16-18.

6. Салимов В.Г., Салимова (Насыбуллина) СВ. Эксплуатация скважин на режиме гравитационного разделения нефти и воды// Тезисы докл. V межвузовской научно-методич. конф. -Уфа, 2000 -С 28-29.

7. Салимов В.Г., Рамазанов Р.Г., Насыбуллина СВ. Выбор режима периодической эксплуатации скважин без снижения отбора нефти// Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 12. - С 27-30.

8. Салимов В.Г., Ибатуллин P.P., Насыбуллина СВ., Евсеев А.Н. Особенности расчета и применения двухскоростных режимов откачки из механизированных скважин// Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 5. — С.95-97.

9. Патент РФ № 2179234. Класс Е21 В43/00 Способ разработки обводненной нефтяной залежи// Валовский В.М., Салимов В.Г., Салимова (Насыбуллина) СВ.; Заявл. 19.05.2000, Опубл. 10.02.2002. Бюл. Изобретений №4. -10 с.

10. Патент РФ № 2208137. Класс Е21 В43/16 Способ разработки нефтяного месторождения// Хисамов Р.С, Рамазанов Р.Г., Насыбуллина СВ., Исмагилов Р.Х.; Заявл. 25.10.2001, Опубл. 10.07.2003. Бюл. изобретений № 19. -12 с.

11. Патент РФ № 2215130. Класс Е21 В43/20 Способ разработки нефтяного месторождения// Хисамов Р.С, Рамазанов Р.Г., Насыбуллина СВ., Низаев Р.Х.; Заявл. 18.03.2002, Опубл. 27.10.2003. Бюл. изобретений № 30. - 12 с.

12. Патент РФ № 2229588. Класс Е21 В43/20 Способ разработки обводненной нефтяной залежи// Салимов В.Г., Хисамов Р.С, Насыбуллина СВ., Рамазанов Р.Г.; Заявл. 07.10.2002, Опубл. 27.05.2004. Бюл. изобретений № 15. -12с.

13. Патент РФ № 2230896. Класс Е21 В43/20 Способ разработки обводненной нефтяной залежи// Салимов В.Г., Ибатуллин P.P., Насыбуллина СВ.; Заявл. 25.02.2003, Опубл. 20.06.2004. Бюл. изобретений № 17. - 18 с.

14. Файзуллин И.Н., Рамазанов Р.Г., Хисамов Р.Б., Низаев Р.Х., Хамидуллина А.Н., Хакимзянов И.Н., Лисин А.С., Кульмамиров А.Л., Салимова (Насыбуллина) С В. Изучение возможности извлечения остаточных запасов нефти путем забуривания вторых горизонтальных стволов на 1 блоке Абдрахмановской площади с использованием трехмерного пакета программ фирмы «Landmark»// Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений: Труды научно-практической конференции VII международной выставки «Нефть, газ — 2000», 5-7 сентября 2000 г. - Казань, 2000. - Т . 2. - С. 313-316.

15. Тазиев М.З., Файзуллин И.Н., Рамазанов Р.Г., Хисамов Р.Б., Низаев Р.Х., Хамидуллина А.Н., Лисин А.С., Кульмамиров А.Л., Салимова (Насыбуллина) СВ. Изучение возможности извлечения остаточных запасов нефти путем забуривания вторых горизонтальных стволов на 1 блоке Абдрахмановской площади с использованием трехмерного пакета программ фирмы «Landmark»// Геология, разработка и эксплуатация Абдрахмановской площади: - Сб. науч. трудов. - Уфа, 2000. - Выпуск 3. - С. 35-38.

16. Файзуллин И.Н., Низаев Р.Х., Рамазанов Р.Г., Фазлыев Р.Т., Лисин А.С., Кульмамиров А.Л., Хакимзянов И.Н., Салимова (Насыбуллина) СВ., Хабибуллин И.Р. Использование моделирования для решения задач по повышению эффективности доразработки месторождений нефти, находящихся на поздней стадии разработки// Георесурсы. - 2001. - № 4. - С. 12-14.

Соискатель:

СВ. Насыбуллина

11 ИЮЛ 2005

с-*».

/ г

* -

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» Подписано в печать 19.05.2005 г. Заказ № 127 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Насыбуллина, Светлана Вячеславовна

Введение.

Глава 1. Проблемы повышения эффективности разработки заводненных месторождений на поздней стадии.

Состояние проблемы разработки нефтяных месторождений на поздней стадии.

Направления развития технологии разработки заводненных залежей Проблемы разработки водонефтяных зон на поздней стадии.

Факторы, влияющие на распределение остаточных запасов нефти в пласте.

Технологии эксплуатации, использующие сегрегационные процессы.23 Факторы, влияющие на конечный КИН заводненных месторождений.

Глава 2. Исследование процессов разработки с применением горизонтальных технологий.

Основные показатели эксплуатации горизонтальных скважин в

Татарстане.

Влияние отклонения забоев скважин от проектных точек на величину КИН.

Разработка скважинами с переменными забоями.

Формирование целиков остаточной нефти и методы ее извлечения.

Извлечение остаточных запасов нефти из прикровельной части пласта.

Пример проектирования доразработки месторождения горизонтальными скважинами.

Глава 3. Исследование методов регулирования дебитов скважин.

Теоретические предпосылки изменения обводненности в зависимости от дебита скважин.

Снижение обводненности при непрерывном режиме эксплуатации скважин.

Снижение обводненности при периодической эксплуатации скважин.

Критерий выбора вида ГТМ для обводненной скважины.

Глава 4. Исследование и разработки методов эксплуатации обводненных скважин.

Одновременная раздельная откачка флюидов через боковой ствол.

Поочередная откачка воды и нефти при нестационарном режиме работы насоса.

Периодическая откачка жидкости без снижения отбора нефти.

Нестационарная откачка жидкости с применением двухскоростных двигателей.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и научное обоснование перспективных технологий разработки заводненных нефтяных месторождений с использованием комплекса гидродинамических процессов"

Актуальность проблемы

Одной из важнейших особенностей развития нефтяной промышленности России и Татарстана является то, что в течение последних нескольких десятков лет основным методом воздействия на пласты большинства месторождений является метод заводнения. В результате к настоящему времени проблема рациональной разработки заводненных месторождений на поздней стадии стала одной из наиболее актуальных и значимых.

Большинство крупных месторождений Урало-Поволжья вступило в третью и четвертую стадии разработки. Резко возросла обводненность добываемой продукции. За последние десять лет обводненность в среднем по Татарстану увеличилась от 57 до 83 %, при этом водонефтяной фактор составил около 5 м3/т [1].

В заводненных пластах содержится немалая доля остаточных извлекаемых запасов нефти, которые обеспечивают значительную часть текущей добычи. За последние 40 лет коэффициент извлечения нефти (КИН) по месторождениям России постоянно снижается: с 50 % в 60-х годах до 36 % в 2002 году, сокращаясь за каждое десятилетие на 3-4 %. Оценки показывают, что увеличение их конечного коэффициента извлечения только на 1 % сможет обеспечить прирост ежегодной добычи в России в объеме не менее 10-20 млн. т [1].С другой стороны, приросты добычи нефти за счет открытия и ввода в разработку новых запасов нефти уже сейчас (а тем более в будущем) связаны, как правило, с труднодоступными районами севера Западной и Восточной Сибири. При этом новые месторождения имеют сложное геологическое строение, низкие начальные дебиты, а некоторые объекты — ухудшенные качества нефти.

В этих условиях для обеспечения эффективного извлечения остаточных запасов нефти необходимо как дальнейшее усовершенствование системы разработки и режима заводнения, так и более дифференцированное регулирование отборов жидкости, интенсификация отборов из водонефтяных и высокообводненных частей залежи и др. [2, 3, 4, 5, 6, 7, 8].

Процесс разработки месторождения определяется влиянием большого количества факторов, но в данной работе мы ограничимся рассмотрением некоторых важных из них, таких как поле давления и поле силы тяжести.

Опыт показывает, что на поздней стадии необходимо решать две основные задачи: обеспечение наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов и ввод в эффективную разработку невырабатывае-мых, как правило, трудноизвлекаемых запасов. Для решения задачи наиболее полной выработки охваченных заводнением запасов основная роль отводится регулированию разработки [9, 10].

В связи с этим проблема совершенствования разработки заводненных месторождений приобретает особую актуальность.

Цель работы

Повышение эффективности разработки заводненных нефтяных месторождений на поздней стадии.

Задачи исследований

1. Изучение состояния проблемы и применяемых технологий эффективной доразработки заводненных месторождений.

2. Анализ и совершенствование системы размещения скважин и способов извлечения остаточной нефти.

3. Обоснование новых гидродинамических технологий регулирования дебита скважин с целью снижения обводненности.

4. Разработка новых принципов периодической эксплуатации скважин, использующих гравитационную сегрегацию,

5. Разработка новых способов одновременной раздельной и поочередной откачки нефти и воды.

Методы решения задач

Поставленные задачи решались на основе обобщения отечественных и зарубежных литературных данных, анализа опыта разработки и эксплуатации заводненных месторождений Татарстана. В работе использовались программы численного математического моделирования процессов многофазного течения флюидов Desktop-VIP, MatLab. При расчетах режимов работы скважин использованы программы MathCad, Excel и методы математической статистики.

Научная новизна

1. Показано, что при отклонении интервалов вскрытия от проектных точек до 50 м (при сетке скважин 400x400 м и более) происходит снижение коэффициента нефтеизвлечения (на 0,5 %). При этом попадание интервалов вскрытия в зоны с низкими коллекторскими свойствами приводит к повышению охвата пласта заводнением по сравнению с вариантом попадания интервалов вскрытия в зоны с высокими коллекторскими свойствами.

2. Определено, что в межскважинных зонах остаточная нефть сосредотачивается в верхней части пласта, причем центр скопления нефти находится на расстоянии 60-80 % расстояния от источника заводнения между нагнетательной и добывающей скважинами.

3. Дано теоретическое объяснение явлению изменения обводненности скважин при изменении ее дебита. Показана роль неравномерного поля пластового давления в промытых и нефтенасыщенных зонах, образующегося в процессе эксплуатации залежи.

4. Получена зависимость обводненности продукции от дебита добывающей скважины и динамика накопленной добычи нефти для случаев обводнения как "высоконапорной" водой (из зоны пласта с повышенным пластовым давлением относительно давления из зоны притока нефти), так и "низконапорной" водой (из зоны пласта с пониженным пластовым давлением относительно давления из зоны притока нефти).

5. Найдены условия, при которых остановки обводненной скважины будут приводить к увеличению или сокращению отбора воды из пласта, определяющие режим эксплуатации (непрерывный или периодический) с точки зрения сокращения обводненности.

6. Получена зависимость между значениями обводненности продукции в НКТ и на забое скважины, притоком жидкости в скважину в начале и конце откачки и подачей насоса при нестационарном режиме откачки.

7. Получена зависимость между забойным давлением при непрерывной эксплуатации и пластовым давлением для скважин, которые можно перевести на периодический режим без потерь в добыче нефти по сравнению с ранее установленным режимом непрерывной эксплуатации.

Защищаемые положения

1. Способы размещения, выбора профиля и направления горизонтальных стволов скважин на заводненных месторождениях.

2. Критерии подбора скважин для регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента.

3. Критерии подбора скважин для их перевода на периодическую эксплуатацию в режиме "коротких подвесок" с накоплением нефти в стволе скважины.

4. Методика выбора вида геолого-технических мероприятий на скважине путем совместного использования карт изобар, карт заводненных объемов и карт линий тока.

5. Методика расчета режимов нестационарной откачки из скважин, устраняющая условия формирования очень вязких эмульсий, с сохранением их среднесуточного дебита.

Практическая ценность

Автором исследованы и разработаны методики и способы разработки, позволяющие повысить коэффициент нефтеизвлечения, уменьшить затраты на бурение, добычу, подготовку и перекачку продукции скважин за счет сокращения бурения добывающих скважин, совмещения в одной скважине функций нескольких скважин, выбора оптимального профиля и направления горизонтальных скважин, уменьшения количества воды в добываемой продукции, устранения условий образования очень вязких эмульсий и сокращения энергозатрат, и, в результате, позволяющие продлить эффективную разработку нефтяного месторождения на поздней стадии.

К ним относятся:

1. Способ доизвлечения остаточной нефти из прикровельных частей пласта в зонах между добывающими и нагнетательными скважинами путем забуривания горизонтального ствола;

2. Способ размещения горизонтальных скважин с синусоидальным профилем, многократно вскрывающих пласт в точках нескольких эксплуатационных рядов, адекватного сетке, создаваемой вертикальными скважинами;

3. Критерии подбора скважин для регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента;

4. Способ эксплуатации скважин, выбранных по предлагаемому критерию, на периодическом режиме с накоплением нефти в стволе скважины;

5. Проведение геолого-технических мероприятий по добывающим скважинам согласно разработанной методики с последующим изменением режимов отборов;

6. Способ эксплуатации вертикальной скважины с боковым стволом с возвратом части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления без подъема ее на поверхность;

7. Эксплуатация осложненных скважин на режиме нестационарной откачки в условиях, где другие способы борьбы с образованием эмульсий оказываются малоэффективными;

8. Методические приемы рационального проектирования режима откачки по дифференцированному тарифу оплаты за электроэнергию (по од-носуточному циклу).

Часть результатов, полученных автором данной работы, была использована при проектировании доразработки заводненного участка Абдрахма-новской площади Ромашкинского месторождения. Техническая новизна предлагаемых способов разработки подтверждена 5 патентами РФ.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались автором на V межвузовской научно-методической конференции "Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона" (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, 2000 г.), на научно-практической конференции "Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений" (г. Казань, 2000 г.), на молодежных научно-практических конференциях ОАО "Татнефть" "Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале XXI века" (г. Альметьевск, 2001 г. и 2002 г.), на конференциях молодых специалистов "Мы - геологи XXI века" (г. Казань, 2001 г. и 2002 г.), на научно-практической конференции ОАО АНК "Баш-нефть" "Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортостан" (г. Ишимбай, 2002 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 16 работ, включая 11 статей, 5 патентов РФ на изобретения. В опубликованных работах автору принадлежит постановка задачи, сбор и обобщение материалов, вывод формул, проведение расчетов, создание гидродинамических моделей, анализ полученных результатов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа содержит введение, четыре тематические главы, основные результаты и выводы, список литературы из 110 наименований. Объем работы составляет 153 страницы, в том числе 55 рисунков и 7 таблиц. Считаю своим долгом выразить глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., академику АН РТ Ибатуллину P.P., руководителям и коллегам по работе д.т.н. Фазлыеву Р.Т., к.т.н. Рамазанову Р.Г., к.т.н. Низаеву Р.Х., к.т.н. Хакимзянову И.Н. за ценные консультации и содействие в выполнении работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Насыбуллина, Светлана Вячеславовна

Выводы.

Источники экономического эффекта и области применения технологии перевода добывающих скважин на периодическую или нестационарную эксплуатацию с сохранением их среднесуточного дебита:

1. Экономия затрат на электроэнергию при сохранении среднесуточного дебита скважины за счет перераспределения нагрузок по зонам суток (например, в НГДУ Бавлынефть периодическая эксплуатация малодебитных скважин по ночному тарифу за 2000-2002 годы дала экономический эффект 1245 тыс. руб, при этом удельный экономический эффект в расчете на одну скважину составил 18950 руб. Количество скважин, переведенных на ночной режим работы в данном НГДУ, превысило 130, при этом плановые задания по добыче нефти постоянно выполняются и перевыполняются).

2. Предупреждение образования стойких эмульсий, т.к. обводненность продукции, проходящей через насос, периодически меняется. Экономия: а) не нужно проводить промывки эмульсии, б) если скважины оборудуются делителями фаз - экономия на стоимости делителя фаз, стоимости подземного ремонта для его установки, в) уменьшается площадь поверхности, на которой может отлагаться парафин, так как делитель фаз представляет собой набор концентрических труб, образующих в совокупности сифон, с достаточно малыми кольцевыми зазорами.

3. Известно, что делитель фаз перестает выполнять свою функцию при дебитах, превышающих некоторые критические значения, например, для девона -28 м3/сут, для нижнего карбона 7 м3/сут, для среднего карбона 5 м3/сут [110]. Изменение же обводненности на приеме насоса при нестационарной и периодической эксплуатации происходит всегда.

4. Нестационарная эксплуатация не допускает замерзания устьев обводненных добывающих скважин и выкидных линий в зимнее время. Замерзание может происходить в случаях, где есть условия для отстоя и накопления воды неглубоко от поверхности. В таких условиях не требуется теплоизоляции выкидных линий скважин.

Заключение

Результаты проведенной работы можно кратко резюмировать следующим образом:

1. Установлено, что применяемые технологии разработки не позволяют достаточно эффективно извлекать остаточные запасы нефти. Среди проблем, возникающих при разработке заводненных нефтяных месторождений, важное место занимают неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой, образование языков обводнения, добыча больших объемов попутной воды, а также неопределенность распределения остаточных запасов нефти по объему пласта.

2. Показана возможность создания системы разработки горизонтальными скважинами с синусоидальным профилем, многократно вскрывающими пласт в точках нескольких эксплуатационных рядов, адекватной рядной сетке, создаваемой вертикальными скважинами.

3. Показано, что при отклонении интервалов вскрытия от проектных точек до 50 м (при сетке скважин 400x400 м и более) происходит некоторое снижение коэффициента нефтеизвлечения (на 0,5 %), что существенно. При этом попадание интервалов вскрытия в зоны с низкими коллекторскими свойствами приводит к повышению охвата пласта заводнением по сравнению с вариантом попадания интервалов вскрытия в зоны с высокими коллекторскими свойствами.

4. Установлено, что в конце разработки остаточная нефть сосредотачивается в верхней части пласта, причем центр скопления нефти находится на расстоянии 60-80 % расстояния от источника заводнения между нагнетательной и добывающей скважиной.

5. Установлено, что причиной зависимости обводненности от дебита скважин является неравномерное поле пластового давления в промытых и в нефтенасыщенных зонах, создающееся в процессе разработки залежи. Теоретическое объяснение этого явления подтверждено расчетами на гидродинамических моделях.

6. Установлено, что при обводнении скважины закачиваемой или смешанной водой, поступающей из области пониженного пластового давления (например, в условиях недостаточной компенсации отбора закачкой), целесообразно снижение дебита этой скважины, поскольку оно приведет к снижению обводненности ее продукции. При обводнении скважины закачиваемой или смешанной водой, поступающей из области повышенного пластового давления (например, при превышении закачки над отбором жидкости), целесообразно увеличение дебита данной скважины.

7. Предложены способы снижения обводненности продукции залежи, основанные на регулировании дебита скважин, при сохранении отбора нефти. Выработаны критерии подбора скважин для изменения объемов отбора и закачки, разработана методика анализа и принятия решения об изменении режима их работы.

8. Проведено моделирование процесса накопления нефти или воды в стволах простаивающих скважин. Выработаны критерии и предложена методика подбора скважин, допускающих осуществление технологии "коротких подвесок" с периодическим отбором нефти.

9. Предложен критерий выбора геолого-технического мероприятия для снижения обводненности продукции скважины, основанный на анализе распределения пластового давления между источниками поступления разных флюидов в скважину, т.е. между заводненными и невыработанными участками залежи.

10. Показано, что по зависимости водонефтяного фактора от общего отбора жидкости можно определить, какой водой обводняется скважина — приходящей из зон пласта с повышенным пластовым давлением относительно давления из зоны притока нефти или приходящей из зон пласта с пониженным пластовым давлением.

11. Предложен способ разработки обводненной нефтяной залежи, позволяющий совместить функции добывающей и нагнетательной скважин с возвратом части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления (ППД) без подъема ее на поверхность.

12. Получена зависимость между значениями обводненности в НКТ и на приеме насоса, притоком жидкости в скважину в начале и конце откачки и подачей насоса. Показано, что путем изменения параметров режима перио дической откачки можно вывести обводненность продукции в НКТ за пределы образования очень вязких эмульсий.

13. Показано, что путем увеличения максимальной депрессии при периодической откачке и варьирования временами откачки и накопления можно ежесуточно отбирать такое же количество жидкости, как и при непрерывной. Получено соотношение между забойным давлением при непрерывной откачке и пластовым давлением, позволяющее выявить скважины, которые можно перевести на периодическую откачку без снижения дебита.

14. Сформулированы методические приемы расчета параметров нестационарной откачки при использовании дифференцированного тарифа на электроэнергию, позволяющие сократить затраты на электроэнергию при сохранении среднесуточных отборов нефти.

15. Предложенные технические и технологические решения по совершенствованию разработки заводненных нефтяных месторождений позволили снизить обводненность продукции залежи, повысить коэффициент неф-теизвлечения. Расчеты, проведенные для опытного участка месторождения, показали, что бурение скважины с синусоидальным профилем позволит увеличить накопленную добычу нефти на 650 тыс.т, а срок эксплуатации данной скважины увеличится на 7 лет. Бурение бокового горизонтального ствола по предлагаемому способу приведет к повышению КИН, а годовая добыча этой скважины составит 1,1 тыс.т нефти. Применение способа регулирования де-битов на одном из мелких месторождений РТ позволяет снизить добычу воды на 22,2 тыс. м3 при сохранении добычи нефти на прежнем уровне по сравнению с базовым вариантом.

Предложенный способ внутрискважинного сброса попутной воды позволяет снизить обводненность продукции на устье скважины, а нестационарная откачка устраняет условия образования очень вязких эмульсий в НКТ не требует дополнительного оборудования на приеме насоса. Разработанная методика выбора скважин для периодической эксплуатации позволяет сохранить отбор нефти на том же уровне, что и при непрерывной.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Насыбуллина, Светлана Вячеславовна, Бугульма

1.В. Проблемы применения передовых методов нефтеизвлечения в нефтегазодобывающей отрасли. Нефтяное хозяйство, 2003 г., № 4, С. 17-18.

2. Хисамов Р.С. Анализ добычи жидкости на поздней стадии разработки. Нефтяное хоз-во, 1994, № 1, С. 52-54.

3. Проблемы обустройства и эксплуатации высокообводненных нефтяных месторождений. Тр. Гипровостокнефть, Куйбышев, 1985.-193 с.

4. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа, Башкнигоиздат, 1987, 152 с.

5. Лозин Е.В. и др. Интенсификация выработки запасов нефти в поздней стадии разработки. Обзор, инф. ВНИИОЭНГ, Сер. Нефтепромысловое дело, 1982, №25/49, 30 с.

6. Ахмедсафин К.Ш. и др. Анализ разработки залежей, подстилаемых водой, Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения. НТЖ Нефтепромысловое дело, 1981, № 9, С. 12-13.

7. Казаков А.А., Казаков В.А. Пути повышения эффективности разработки водонефтяных зон. М.: ВНИИОЭНГ, Обзор, инф., Сер. Нефтепромысловое дело, 1982,-39 с.

8. Опыт ограничения закачки и отбора воды на поздней стадии разработки месторождений. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. и др. Обзор, информ. ВНИИОЭНГ, вып. 2, 1990 г. 59 с. Сер: Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений.

9. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие. Казань: Изд-во КГУ, 2002.-596 с.

10. Аширов К.Б. К вопросу о направлениях совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений. Тр. Гипровостокнефть, Вып. XVIII, 1973 г.-С. 211-217.

11. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2004. - 584 с.

12. Методы извлечения остаточной нефти / Сургучев M.JL, Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др.-М.: Недра, 1991.-347 с.

13. Мирзаджанзаде А.Х. Принятие решений в нефтедобыче.-М.: Изд. ЦП НТО НГП, 1987.-47 с.

14. Перспективы системного подхода к разработке Локосовского месторождения / Шахвердиев А.Х., Бунькин А.В., Ситдыков А.Ш., Зазирный В.А. // Нефтяное хозяйство.-1992.-№ 3.-С. 17-20.

15. Жданов С.А., Бученков J1.H. Повышение эффективности доразработки заводненных месторождений. Нефтяное хозяйство, № 3, 1993 г. С. 26-29.

16. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. — М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. 516 с.

17. Landmark Graphics Corporation, VIP-EXECUTIVE Technical Reference, Version 4.0. 4.1-4.36 pp.

18. Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов P.C. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 292 с.

19. Муслимов P. X. и др. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинско-го нефтяного месторождения. Т. 1-2. Москва, ВНИИОЭНГ, 1995 г.

20. Муслимов Р.Х. и др. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, 1996 г.

21. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. /Абдулмазитов Р.Г. и др. т. 1, М.: ВНИИОЭНГ, 1996 г.

22. Муслимов Р.Х. Совершенствование разработки залежей с трудноизвле-каемыми запасами нефти на месторождениях Татарии. М., НТО НГП им. И.М. Губкина, 1983 г.

23. Выгодский Е.М. Экспертная оценка форм залегания остаточной нефти в пласте. Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ, 1984, № 8.

24. Сургучев M.JL, Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных коллекторах. — Нефтяное хозяйство, 1988, № 9.

25. Willhite G. Paul. Waterflooding. SPE Textbook Series Volume 3, Richardson, TX, 1986.

26. Мулявин С.Ф., Медведский Р.И. Метод прогноза добычи нефти и воды с учетом их гравитационного разделения при движении по пласту. — Изв. ВУЗов. Сер. нефть и газ, 1999, № 3.

27. Butler R.M., Jiang Q. Effect of gravity on movement of water-oil interface for bottom water driving upwards to a horizontal well. JCPT, sept. 1996, vol. 35, № 7.

28. Woitanowicz A.K., Hui X.U., Bassoiouni Z. Segregated production method for oil with active water coning. Journal of petroleum science and engineering, 1995, №3.

29. Woitanowicz A.K., Xu H. Downhole water loop — a new completion method to minimize oil well production watercut in bottom-water-drive reservoirs, JCPT, oct. 1995.

30. Bowlin K.R., Chea C.K., Wheeler S.S., Waldo L.A. Field application of in-situ gravity segregation to remediate prior water coning, JPT, oct. 1997, vol.49, № 10.

31. Клещенко И.И., Кузнецов Р.Ю., Сухачев Ю.В. Способ управления водяным конусом при добыче нефти в условиях двухфазной фильтрации. Изв. ВУЗов, сер. Нефть и газ, 1998, № 6.

32. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1975. 534 с.

33. Токарев М.А. Изучение геологического строения и подсчет запасов нефти и газа// Учебное пособие. Уфа, 1980 — 96 с.

34. Аширов К.Б., Боргест Т.М., Анисимов П.А. О необходимости внедрения новых технологий разработки залежей углеводородов. Геология, геофизика и разработки нефтяных месторождений, 1997, № 12.

35. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М, Недра, 1977.

36. Аширов К.Б. О целесообразности разработки нефтяных залежей платформенного типа на гравитационном режиме на конечной стадии / Геология и разработка нефтяных месторождений. Тр. Гипровостокнефти, Куйбышев, 1976, вып. XXVII, с. 130-132.

37. Отчет по теме: «Разработка способа увеличения коэффициента нефтеизвлечения с использованием силы тяжести», рук. Абдулмазитов Р.Г., ТатНИ-ПИнефть, 1998 г.

38. Отчет по теме: «Мониторинг применения горизонтальной технологии в ОАО Татнефть», рук. Фазлыев Р.Т., .Миронова JI.M., ТатНИПИнефть, 2004г.

39. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Новые способы стимуляции работы скважин с горизонтальными стволами. Нефть Татарстана, № 1, 2002 г.

40. Дияшев Р.Н. Некоторые принципиальные вопросы оценки эффективности применения горизонтальных скважин. В сб: Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. Материалы семинара-дискуссии, г. Казань: Нов. Знание, 1998.-е 72-81.

41. Хамидуллина А.Н., Башкирцева Н.С., Петров В.Н. Применение горизонтальных технологий при разработке нефтяных месторождений республики Татарстан. Нефть Татарстана, № 1, 2002 г.

42. Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P., Дияшев Р.Н. Применение горизонтальной технологии при разработке нефтяных месторождений Татарстана. Нефть и капитал, 2002, № 5, Спец. приложение, с. 67-71.

43. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1979.-254 с.

44. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений, М, Недра, 1977 г.

45. Фазлыев Р.Т. О размещении скважин на нефтяном месторождении. // Нефт. хоз-во, № 2, 1979 г. с. 23-26.

46. Бакиров И.М., Бакирова Г.Х. Обоснование сетки скважин при проектировании разработки нефтяных месторождений. Тр. ТатНИПИнефть, 1988.-№ 62, с. 49-52.

47. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, М, Недра, 1985 г.

48. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Учебное пособие.-Казань: Изд-во КГУ, 2003, 596 с.

49. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений.-М.: Недра, 1991.-296 с.

50. Патент РФ № 2215130, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения. Авторы: Хисамов Р.С., Рамазанов Р.Г., Насыбуллина С.В., Низаев Р.Х. 27.10.2003 Бюл. № 30.

51. Патент РФ №2057913. Класс Е 21 В 43/20, 43/30. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения/ Рамазанов Р.Г. Заявл. 06.08.93, опубл. 10.04.96. Бюл. № 10. -7 с.

52. Насыбуллина С.В., Рамазанов Р.Г., Низаев Р.Х. Исследование влияния гравитационных сил на систему разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами. НТЖ Нефть Татарстана, № 1,2002 г.

53. Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Ишханов В.Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти. Краснодар: Советская Кубань, 2000 г.

54. Патент РФ № 2208137, Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяного месторождения. Авторы: Хисамов Р.С., Рамазанов Р.Г., Насыбуллина С.В., Исма-гилов Р.Х. 10.07.2003 Бюл. № 19.

55. Авт.свид. СССР №925147. Класс Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи/ Вафина Н.Г. Заявл. 22.08.80, опубл. 23.12.83. Бюл. № 47. -13 с.

56. Unated States Patent № 4718485. Int. CI. E 21 В 43/24, 43/30. Patterns having horizontal and vertical wells/ Brown et al. Filed Oct.2, 1986. Date of Patent Jan. 12, 1988.-p. 8.

57. Овнатанов С.Т. Форсированный отбор жидкости из сильно обводненных пластов и скважин. Баку, Азнефтеиздат, 1954, 44 с.

58. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Форсированный отбор жидкости.-М.: Недра, 1967.-132 с.

59. Зюрин В.Г. Особенности эксплуатации высокообводненных скважин Ар-ланского месторождения // Нефтепромысловое дело, № 1, 1981, с. 13-15.

60. Басниев К.С., Власов A.M., Кочина И.Н. и др. Подземная гидравлика// Учебник для ВУЗов М.: Недра, 1986. - 303 с.

61. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963, 396 с.

62. Патент РФ № 2230896, Е 21 В 43/20, "Способ разработки обводненной нефтяной залежи", авторы Салимов В.Г., Ибатуллин P.P., Насыбуллина С.В. 20.06.2004, Бюл. № 17.

63. Патент РФ № 2052082 Класс Е 21 В 43/20, 43/30. Способ разработки нефтяной залежи/ Баишев Б.Т., Подлапкин В.И., Просвирин А.А., Блох С.С. За-явл. 11.06.93, опубл. 10.01.96. Бюл. №1.-6 с.

64. Патент РФ № 2077663 Класс Е 21 В 43/20. Способ разработки сложнопо-строенной нефтяной залежи в поздней стадии/ Рамазанов Р.Г. Заявл. 23.09.93, опубл. 20.04.97. Бюл. № 11. -8 с.

65. Патент РФ № 2229588, Е 21 В 43/20, "Способ разработки обводненной нефтяной залежи", авторы Салимов В.Г., Хисамов Р.С., Насыбуллина С.В., Рамазанов Р.Г. 27.05.2004, Бюл.№ 15.

66. Авт. Свид. СССР № 1693233 Е 21 В 43/20. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения с высоковязкой нефтью/ Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Муслимов Р.Х., Ахметзянов Р.Х., Нафиков А.З. Заявл. 31.05.89, опубл. 23.11.91. Бюл. № 43. -8 с.

67. Методическое руководство по выбору объектов для проведения методов воздействия на призабойную зону. М., ВНИИ, 1974 г.

68. Авторское свидетельство СССР № 1631166, кл. Е 21 В 43/24, 1991 г., бюл. №8.

69. РД 39-0147035-254-88р. Руководство по применению системной технологии разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, М., ВНИИ, 1987 г.

70. Патент РФ № 2072033 Класс Е 21 В 43/20. Способ доразработки нефтяного месторождения/ Латыпов А.Р., Потапов A.M., Манапов Т.Ф., Хисамутди-нов Н.И., Телин А.Г., Хасанов М.М. Заявл. 26.06.94. Опубл. 20.01.97, бюл. №2 -22 с.

71. Peachey B.R., Solanki S., Zahacy Т., Piers К. Downhole Oil/Water Separation Moves Into High Gear. Report at the 48 Annual Technical Meeting of the Petroleum Society in Calgary, Alberta, Canada, 1997.

72. Veil J.A., Langhus B.G., Belieu S. Downhole Oil/Water Separators: An Emerging Produced Water Disposal Technology. Report at the SPE/EPA Exploration and Production Environmental Conference, Austin, Texas, 1999.

73. Харьков B.A. Эксплуатация обводненных скважин. Таткнигоиздат, Казань, 1967.

74. Stuebinger L.A., Elphingstone G.M. New Opportunities Offered By Downhole Oil/Water Separation. World Oil, Vol. 219, December 1998, № 12.

75. Патент РФ № 2038464 Класс E 21 В 43/00, 43/12. Способ разработки многопластового нефтяного (газового) месторождения/ Шевченко А.К., Евтушенко Ю.С. Заявл. 04.02.93. Опубл. 27.06.95, бюл. № 18 -10 с.

76. Патент РФ № 2095551, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения массивного типа/ Абдулмазитов Р.Г., Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т. Заявл. 19.07.95. Опубл. 10.11.97, бюл. № 31 -Юс.

77. Патент РФ № 2034132, Е 21 В 43/00. Способ добычи нефти из горизонтальных скважин/ Зрелкин В.А. Заявл. 10.03.92. Опубл. 30.04.95, бюл. № 12 -6 с.

78. Патент РФ № 2179234, Е 21 В 43/00. Способ разработки обводненной нефтяной залежи/ Валовский В.М., Сапимов В.Г., Салимова (Насыбуллина) С.В. Заявл. 19.05.00. Опубл. 10.02.02, бюл. №4-10 с.

79. Колганов В.И., Сургучев М.Л., Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М., Недра, 1965.

80. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов. Казань, Фэн, 2002 г.

81. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Уфа, Башк. Кн. Изд-во, 1992 г.

82. Чудин В.И., Попов В.И. Патент РФ №1782294. Входное устройство сква-жинного насоса. 1992 г

83. Салимова (Насыбуллина) С.В., Салимов В.Г. Поочередная откачка воды и нефти при нестационарном режиме работы насоса. НТЖ "Нефтепромысловое дело", ВНИИОЭНГ, г. Москва, № 10, 2001 г., с. 12-15.

84. Вирновский А.С., Татейшвили О.С. Периодическая эксплуатация насосных скважин. Труды ВНИИ, вып. ХШ. Вопросы техники добычи нефти. Гос-тотехиздат, 1958 г.

85. Апакаев Ж.А. и др. Определение рационального уровня забойного давления в добывающих скважинах месторождения Узень // НТЖ Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-№ 7.

86. Лысенко В.Д., Буторин О.И., Шавалиев A.M. Учет зависимости коэффициента продуктивности скважины от забойного давления // Нефт. хоз-во.-М.: Недра, 1980.-№ 8.

87. Дияшев Р.Н., Мусабирова Н.Х., Иктисанов В.А. Методическое руководство по определению оптимальных пластовых и забойных давлений. — Бу-гульма, 1997.

88. Салимов В.Г., Рамазанов Р.Г., Насыбуллина С.В. Выбор режима периодической эксплуатации скважин без снижения отбора нефти. НТЖ "Нефтепромысловое дело", ВНИИОЭНГ, г. Москва, № 12, 2002 г., с. 27-30;

89. Чаронов В.Я. Экономичные электроприводы для станков-качалок мало-дебитных скважин. М., Нефтяное хозяйство, №12, 1996 г., с. 47-48.

90. Чаронов В.Я. Двухскоростной электропривод для станков-качалок нефтяных скважин. Нефть Татарстана, №1, 1998 г., с. 78-81.

91. Салимов В.Г., Ибатуллин P.P., Насыбуллина С.В., Евсеев А.Н. Особенности расчета и применения двухскоростных режимов откачки из механизированных скважин. Нефтяное хозяйство, г. Москва, 2003 г., № 5, с. 95-97.

92. Руководство по эксплуатации скважин штанговыми насосами./Под ред. Липерта А.И., т. 1,2, г. Альметьевск, 1992 г.

93. Салимов В.Г. Теоретическое исследование работы сифонных делителей фаз с учетом геолого-промысловых условий. Нефть Татарстана, г. Бугульма, РТ, №1,2002 г.