Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах"
005002218 СТРИЖНЕВ Кирилл Владимирович
КОМПЛЕКСНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ (НА ПРИМЕРЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)
Специальность 25.00.17 -Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
1 7 НОЯ 2011
САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2011
Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью «Газпромнефть НТЦ».
Официальные оппоненты: доктор технических наук
Газ из о в Айдар Алмазович
доктор технических наук, профессор
Ленченкова Любовь Евгеньевна
доктор технических наук, профессор
Николаев Николай Иванович
Ведущее предприятие - Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» (ГАНУ ИНТНМ).
Защита диссертации состоится 15 декабря 2011 г. в 15 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Санкт-Петербургском государственном горном университете по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.1160.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного университета.
Автореферат разослан 1 ноября 2011 г.
УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ
диссертационного совета доктор технических наук, доцент
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. В настоящее время решение проблемы ограничения объемов попутно добываемой воды остается актуальной задачей как на длительно эксплуатируемых, так и вновь вводимых в эксплуатацию нефтяных месторождениях. Это обусловлено ухудшением структуры запасов, когда вновь открываемые месторождения характеризуются значительными водонефтяными зонами, небольшой толщиной пластов и перемычек между продуктивными и водоносными пластами, низкой проницаемостью и начальной нефтенасыщенностью, высокой слоистой и зональной неоднородностью. В перечисленных условиях наблюдается частичный прорыв подошвенной воды, поступление воды из продуктивного пласта или по дефектам в эксплуатационной колонне. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет 15-20% и более. В результате этого увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации. Среднегодовая обводненность добываемой в России нефти превысила 84%, многие скважины эксплуатируются с обводненностью 98-99%.
На поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений поддержание скважин в работоспособном состоянии и осуществление мероприятий по управлению разработкой нефтяных месторождений производится путем проведения комплекса работ по капитальному ремонту скважин. Проведение определенных видов этих работ обусловлено процессом разработки месторождений: отключением выработанных и обводнившихся пластов и отдельных их пропластков, ликвидацией скважин согласно проектных решений в связи с обводнением пласта. Отдельные виды работ направлены на устранение дефектов скважин: ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн и восстановление цементного кольца за ними, доподъем цементного кольца за эксплуатационной колонной и кондуктором, ликвидация скважин по техническим причинам. В 2010г. на нефтяных месторождениях, расположенных на территории Российской Федерации, выполнено более 3 тыс. операций по ремонтно-изоляционным работам, а прогноз на 2015г. предполагает рост количества работ на 35%.
В области разработки и совершенствования технологий ремонт-но-изоляционных работ (РИР) имеются значительные достижения, в основном благодаря работам отечественных специалистов: В.А. Блаже-
вича, А.Ш. Газизова, Ю.В. Земцова, И.И. Клещенко, И.И. Кравченко, С.А. Рябоконь, В.Г. Уметбаева, E.H. Умрихиной и др. В результате проведенных исследований разработано более сотни различных изоляционных составов и десятки технологических схем проведения работ. Несмотря на это статус РИР в процессах разработки и эксплуатации месторождений не определен - работы проводятся без должного обоснования и моделирования технологий, в условиях недостаточного изучения состояния фонда скважин, отсутствия перспективного планирования. Указанная неопределенность в отношении РИР отражается на качестве их проведения, технико-экономической эффективности мероприятия.
В указанных условиях актуальность вопроса повышения эффективности РИР в скважинах на основе комплексного моделирования их технологий и свойств изоляционных составов существенно возрастает для нефтегазодобывающей отрасли Российской Федерации. Решение этой проблемы непосредственно связано с изучением процессов движения сложных реологических систем по вертикальному трубопроводу, в трещинах и пористой среде, с разработкой методик, которые бы давали возможность управления физико-химическими свойствами изоляционных составов и осуществляли достоверный прогноз пространственного расположения и прочностных свойств изолирующего экрана в зависимости от геолого-физичеких условий разработки нефтяного месторождения.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и нагнетательных скважинах на основе комплексного моделирования параметров технологий и свойств изоляционных материалов.
Идея работы. Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить их эффективность в конкретных геолого-физических условиях разработки нефтяного месторождения.
Задачи исследований. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
1. Проанализировать технологии и результаты РИР, применяемых в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений на территории РФ и за рубежом.
2. Разработать алгоритм комплексного моделирования технологий и прогноза результатов РИР для различных геолого-физических условий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений
3. Получить зависимости для определения объема и длины зоны перемешивания водорастворимых и водонерастворимых изоляционных составов при их движении по вертикальному трубопроводу.
4. Разработать математическую модель движения сложных реологических систем изоляционных растворов в трещинах и пористой матрице для наклонно направленных и горизонтальных скважин.
5. Разработать методику моделирования технологий и прогноза эффективности РИР на полномасштабных геолого-гидродинамических моделях.
6. Создать новые изоляционные составы и технологии РИР.
7. Разработать классификацию изоляционных составов, позволяющую проводить выбор изолирующего материала исходя из гидродинамической и термобарической характеристики объекта изоляции.
Научная новизна работы заключается в разработке комплексной модели планирования и реализации технологий РИР в добывающих и нагнетательных скважинах, обеспечивающей взаимосвязь между технологическими, геологическими и химическими параметрами процессов, влияющих на эффективность ремонтно-изоляционных работ в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений, на основе установления закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, образованного в конкретных условиях объекта изоляции.
Научные положения, выносимые на защиту:
1. Математическая модель распределения изоляционных составов в пласте и заколонном пространстве при проведении РИР в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, основанная на квазистационарной модели закачки изоляционных составов, позволяет прогнозировать изменение условий притока флюидов в скважину с учетом пространственного положения и свойств изоляционного материала, определяемых в условиях разбавления изоляционных составов технологическими жидкостями.
2. Управление кинетикой структурообразования, прочностными и адгезионными свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда достигается путем научно обоснованного подбора типа и концентрации «сшивателя», основанного на определении функциональных зависимостей времени структурирования изоляционных материалов в трещинах и поровом пространстве от кислотности среды и термобарических условий объекта изоляции.
3. Тампонажные составы группируются исходя из механизма изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристики объекта изоляции, которая является функцией изменения коэффициента приемистости от давления нагнетания и скорости закачивания во времени, определяемых при заданных условиях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважины.
4. Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить точность прогноза эффекта внедрения технологий и успешность проведения РИР в скважинах.
Методы исследования. Общей методологией проведенных исследований является системный подход к изучаемым процессам. При решении поставленных задач использовался комплексный метод исследований, включающий: анализ и обобщение данных технологий и результатов РИР, применяемых в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений; теоретические расчеты с использованием фундаментальных уравнений гидравлики, подземной гидродинамики и тепломассопереноса; математическое моделирование с использованием ЭВМ; экспериментальные исследования в лабораторных и промысловых условиях.
Научные результаты.
1. Разработана комплексная модель планирования и реализации РИР в скважинах, включающая в себя выбор скважин и расчет оптимального дизайна проведения РИР, основанная на использовании четырех блоков моделирования: технологического, геологического, химического и экономического.
2. Установлены закономерности совместного движения в на-сосно-компрессорных трубах изоляционных составов и технологических жидкостей при проведении РИР.
3. Разработаны математические и гидродинамические модели для обоснования технологий РИР и прогнозирования технологической эффективности РИР в нефтяных скважинах, характеризующиеся более высокой точностью расчета и возможностью их использования для вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин.
4. Определен и научно обоснован механизм управления физико-химическими свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда.
5. Разработана новая классификация изоляционных составов для проведения РИР в нефтяных и нагнетательных скважинах, основанная на механизме изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристике объекта изоляции.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована и подтверждена: теоретическими исследованиями и выводами аналитических зависимостей с использованием теории подобия; результатами лабораторных и опытно-промышленных экспериментов; сопоставлением теоретических и экспериментальных исследований с результатами промышленного внедрения технологий на скважинах; влияние отдельных факторов на исследуемые параметры и теснота связей определялась с помощью корреляционного анализа.
Практическая значимость работы:
- разработан отечественный программно-промышленный комплекс «РИР-проект», позволяющий производить выбор скважин, планировать технологии с определением оптимального изоляционного состава для решения существующей проблемы и расчетом дизайна проведения операции, экономической оценкой и прогнозом эффективности мероприятия;
- разработаны новые изоляционные составы и технологии РИР (Патенты РФ №№ 2272905, 2272892, 2167267, 2175049, 2359002, 2317412,2317399,2272904,2266312).
Реализация результатов исследований:
- разработанные изоляционные составы и технологии РИР внедрены на 250 скважинах нефтегазодобывающих предприятий: ОАО НК «Башнефть», ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», ТПП «Когалымнефте-
газ», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз», ООО «РН -Пурнефтегаз»;
- результаты исследований используются в учебном процессе при подготовке специалистов в РГУНГ им. И.М. Губкина, Уфимского государственного нефтяного технического университета, Тюменского государственного нефтегазового университета, Санкт-Петербургского государственного горного университета, по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
Личный вклад соискателя работы состоит: в создании комплексной модели и алгоритма проектирования РИР; в разработке критериального метода построения карт применимости РИР; в создании новой классификации изоляционных составов; в разработке методики и проведении расчетов технологических параметров закачки, реологических характеристик композиций, прочностных свойств гелевых экранов, определении заблокированных слоев при моделирование технологий РИР на полномасштабных геолого-гидродинамических моделях; в отработке методики выбора отвердителей для изоляционных составов в промысловых условиях при проведении РИР на месторождениях Западной Сибири; в постановке и выполнении теоретических и экспериментальных исследований по разработке новых изоляционных составов и технологий РИР для высокотемпературных пластов, защищенных авторскими свидетельствами и патентами, а также во внедрении результатов работ в промысловых условиях.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на 48-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 1997г.); XVIII творческой научной конференции ученых и специалистов АНК «Башнефть» (Уфа, 1999г); IV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 70-летию со дня рождения С.Ф. Люшина (Уфа, 2000г.); VI научно технической конференции молодых ученых и специалистов ДООО «Башнипинефть» (Уфа, 2001г.); научно-технической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти, «Роль отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли», (Уфа, 2002г.); Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений», (Казань, 2007г.); на VII международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышении нефтеотдачи (Москва, 2008г.); на втором Междуна-
родном научного симпозиума ОАО «ВНИИнефть» (Москва, 2009r), X Научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», НК «Роснефть», (Геленджик 20 Юг).
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 49 печатных работ, в том числе 36 научных статей (из перечня ВАК Ми-нобрнауки РФ - 16), 11 патентов на изобретения, 2 монографии.
Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, выводов и рекомендаций. Содержит 375 страниц машинописного текста, 150 рисунков, 65 таблиц, список использованных источников из 252 наименований.
Автор выражает глубокую признательность и искреннюю благодарность: |Н.И. Акимову! Л.Д. Емалетдиновой, JI.M. Козупице, И.Ю. Ломакиной, В.Н. Павлычеву, Е.Г. Прокшиной, Е.А. Румянцевой, В.Г. Уметбаеву
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении сформулированы актуальность темы, цель и задачи исследований, представлена научная новизна и практическая значимость диссертационной работы.
В первой главе выполнен анализ исследований в области разработки и классификации изоляционных составов, технологий и результатов РИР в Западной Сибири и за рубежом. Изучению проблем водоизо-ляции посвящены работы многих ученых как в России, так и за рубежом. Среди них Алтунина Л.К., Блажевич В.А., Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Газизов A.A.., Горбунов А.Т., Кадыров P.P., Клещенко И.И., Кошелев А.Т., Крупин В.В., Курочкин Б.Н., Ленченкова Л.Е., Поддубный Ю.А., Рябоконь С.А., Скородиевская Л.А., Старковский A.B., Телин А.Г., Уметбаев В.Г., Daneshy A., Eoff L., Lakatos I., Lane R.H., Seright R.S. и др.
В настоящее время и последующие пять лет основным нефтегазодобывающим регионом России останется Западная Сибирь, в котором по статистике выполненных ремонтов скважин в среднем около 10% направлены на РИР. К примеру, анализ результатов контроля добывающих скважин на 25 месторождениях одного из крупнейших объединений Западносибирского региона - ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» (рисунок 1), показал на необходимость проведения РИР в
1138 добывающих скважинах, что при общем фонде скважин 9400 ед. составляет 12 %.
До последнего времени основным материалом, применяемым на месторождениях Западной Сибири при проведении водоизоляционных работ, остается цементный раствор. Общим недостатком цементных растворов является низкая способность к фильтрации в пористой среде.
Низкая успешность РИР по селективной изоляции, ликвидации заколонных перетоков и отключению пластов на месторождениях Западной Сибири с пластовой температурой 60-120°С обусловливает поиск более эффективных изоляционных материалов и способов их доставки в интервал изоляции. При этом главное внимание акцентируется на принципе изоляции и изоляционных материалах, составляющих основу технологий РИР. Вследствие этого наряду с улучшением свойств цементных растворов необходимо проведение исследований по разработке легкофильтрующихся, отверждаемых в полном объеме изоляционных составов.
Рисунок 1 - Результаты промыслово-геофизического контроля добывающих скважин ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз»
Анализ зарубежного опыта показывает иной подход к планированию и реализации РИР, в основном это связано с тем, что зарубежные специалисты проводят полноценные подготовительные работы, направленные на всестороннюю диагностику проблемы, разработку вариантов дизайна технологии РИР и, наконец, предложенные варианты оценива-
60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%
48%
ются не по минимальной стоимости, а по максимальной прогнозной эффективности. Указанный подход хорошо иллюстрируется тем, что средние объемы закачки полимерных изоляционных составов за рубежом составляют 100-160 м3 на одну операцию, тогда как в РФ при решении аналогичных проблем средние объемы составляют 40-50м . В качестве основных технологий РИР используются гелеобразующие системы на основе полимеров акрилового ряда, силикатные гели, микроцементные растворы.
Анализ отечественного опыта проведения РИР показывает отсутствие системного подхода к планированию технологий, обоснованию объема, вида и характеристик изоляционных составов. В связи с чем поставлены соответствующие цель и задачи исследований.
Вторая глава посвящена разработке комплексной методики планирования, моделирования, реализации и контроля технологического процесса РИР.
Существующее многообразие технологических приемов, технологий, изоляционных составов и оборудования для решения задач ре-монтно-изоляционных работ на сегодняшний день определяет необходимость разработки комплексной методики моделирования процесса РИР для различных геолого-физических условий разработки месторождений.
Среди симуляторов РИР в первую очередь необходимо отметить программный продукт компании Halliburton QuikLook. Особенностью QuikLook является то, что это трехмерная, трехфазная четырехкомпо-нентная неизотермическая модель коллектора, численными методами решающая дифференциальные уравнения многомерного движения флюидов и термопереноса в пористой среде.
Несмотря на детальную проработку отдельных вопросов в области изучения и разработки расчетных методик процессов РИР, можно сказать, что целостного алгоритма проектирования дизайна РИР не существует, а также не учитывается ряд важных параметров.
В этой связи, автором, при создании алгоритма разработки технологии проведения РИР формализованы все технологические процессы, начиная с этапов выбора скважин для проведения РИР и заканчивая непосредственно проведением операции на скважине (рисунок 2).
Разработанный алгоритм представляет собой пять последовательных шагов:
Шаг 1. Анализ разработки и выбор скважин-кандидатов для проведения РИР. В результате получается первоначальный список скважин, требующих проведения ремонта. Действия систематизируются в зависимости от информационной подготовленности месторождения (объекта), а именно:
1.1 При наличии актуальной геолого-гидродинамической модели (ГГДМ), исторической базы данных эффективности проведенных геолого-технических мероприятий (ГТМ). С помощью ГГДМ рассчитываются параметры, определяющие эффективность применения ГТМ в следующей последовательности: установление геолого-промысловой зональности; выделение обособленных геологических тел; анализ структуры запасов нефти; определение зависимости дополнительной добычи нефти от геолого-промысловой зональности; выбор вида мероприятия для конкретных условий; прогноз эффективности применения ГТМ.
1.2 При отсутствии ГГДМ и базы данных эффективности ГТМ. Первоначальный список скважин, перспективных для проведения изоляционных работ, формируется пересечением множества скважин с высоким значением функции ожидания запасы-обводненность и множеством скважин с высоким значением функции ожидания запасы-кратность. Дополнительным критерием для надежного определения преждевременно обводнившихся скважин является анализ истории добычи каждой конкретной скважины. Прорыв воды по высокопроницаемым пропласткам, системе трещин, возникновение заколонных перетоков, конусообразование напрямую отражаются в динамике обводнения добывающих скважин. Причем, по характерному виду кривой обводнения, и ее производной можно, в первом приближении, идентифицировать причину водопритока.
Шаг 2. Ранжирование полученного списка скважин по источнику обводнения и классификация по задаче РИР проводятся на основании результатов промыслово-геофизических исследований скважин (ПГИ).
Шаг 3. Исходя из полученной задачи РИР и коэффициента приемистости объекта изоляции для конкретных геолого-физических условий месторождений выбирается группа изоляционных составов.
Шаг 4. Проектирование дизайна РИР с выбором лучшего варианта по результатам технико-экономического обоснования, для чего проводятся расчеты по четырем блокам, каждый из которых представляет
собой массив информации и зависимостей, в совокупности отвечающих за корректный расчет оптимального объема изоляционного состава.
а
3
Анализ разработки месторождения. Выбор скважин-кандидатов
Выбор скважин на основании модели
Выбор скважин на основании промысловых данных
ранжирование списка скважин-кандидатов
Ликвидация заколомной циркуляции Отключение отдельных интервалов пласта Отключение пластов Устранение негерметичности колонн Ликвидация конуса воды
Выбор тампокажных составов
Технологический блок
Геологический блок
Проектирования дизайна РИР
Химический блох
Оптимальный проект РИР
Получение оперативной информации
Экономическая модель
Рисунок 2 - Алгоритм разработки технологии ремонтно-изоляционных работ в скважинах
Шаг 5. Проведение РИР на скважине с корректировкой дизайна по результатам получения оперативной информации по скважине в ходе проведения ремонта. Анализ полученных результатов с накоплением базы знаний для обучения программного комплекса.
Ниже приводятся основные положения расчетных блоков, являющихся методологической основой работы.
Геологический блок
От создания адаптированной модели объекта изоляции зависят корректный выбор типа и объема изоляционного состава, соответствие прочностных свойств и пространственного положения экрана планируемым депрессионным нагрузкам, точность прогноза дополнительной добычи и ограничения объемов попутно-добываемой воды.
Среди математических моделей РИР в первую очередь необходимо отметить работы Сирайта, где представлены критерии применения «сильных» и «слабых» гелеобразующих составов при водоизоляци-онных работах в пористых и трещиноватых коллекторах, описываются механизмы действия полимерных гелей на основе полиакриламида, приводится ряд простых формул и правил, позволяющих проводить экспресс-расчет необходимого объема полимера, радиусов проникновения геля, восстановления продуктивности скважины после закачки гелеобразующих составов.
Так как практика применения осадкогелеобразующих реагентов получила наибольшее распространение в России, то наибольшее число публикаций в этом направлении сделано российскими исследователями (А.И. Никифоров, Р.И. Нигматулин), в которых рассматривается плоскорадиальная задача гелевой изоляции водонасыщенных пропластков в многослойном пласте со слабой гидродинамической связью и различными фильтрационными характеристиками.
Наиболее полно описывает процесс закачивания гелеобразующих составов в слоистонеоднородный пласт методика (программа) Н.И. Акимова и E.H. Кожевникова, позволяющая проводить расчет объемов закачки гелеобразующих реагентов для водоизоляционных работ в случае изоляции обводненных интервалов и ликвидации зако-лонных перетоков. При этом пласт предполагается состоящим из десяти пропластков, из которых требуется изолировать заданное количество. Из недостатков программы можно отметить следующее: в качестве изоляционного материала рассмотрен только вязко-упругий состав; наличие заколонной циркуляции учитывается только введением коэффициента трещиноватости; расчет продвижения фронта изоляционного состава по системе трещин в цементном кольце не ведется; дебит нефти до РИР вычисляется по задаваемым параметрам пласта.
Областью совершенствования известной методики является решение квазистационарной задачи, которая предусматривает, что распределение давления в процессе закачки постоянно, а реагенты проникают в нефтенасыщенный пласт и трещину (рисунок 3).
В водонасыщенных пропластках течение жидкости будем рассматривать как однофазное, в нефтенасыщенных пропластках вытеснение нефти водой моделируется как поршневое (с учетом остаточной нефтенасыщенности). Жидкости ввиду незначительных депрессий принимаются несжимаемыми, а матрица пласта недеформируемой. Ввиду низкой концентрации реагентов используется простейший закон адсорбции Генри. Диффузионные процессы развиваются в течение значительно большего времени, чем время закачки растворов реагентов в пласт (несколько часов), поэтому вкладом диффузионных процессов при моделировании процессов фильтрации изоляционных составов в призабойной зоны скважин пренебрегаем.
При этом расходы жидкостей, поступающих в нефтенасыщенный пласт и трещину (или водонасьиценный пласт), при заданном контурном и забойном давлении определяются (при скин-фактор нефтена-
сыщенного пласта îj = 0 ) из соотношений:
Q 2Я*»А ~ Pfl ) (1)
' /J0(lii(rc/rw) + si +s. -0.5)
(2)
ц (1п(г /г )+s -0,5)
г а с w 2 '
где Qi- расход реагента в нефтенасыщенном пласте, м /с; Л; - толщина нефтенасыщенного пласта, м; Qi - расход реагента в водонасыщенном пласте, м3/с; ki0l к2а - проницаемость нефтенысыщенного и водонасы-щенного пласта соответсвенно, м2; pci, рС2 - давление на контуре питания в нефтенасыщенном и водонасыщенном пласте соответственно, Па; Pwi, Pw2 - давление на забое в нефтенасыщенном и водонасыщенном пласте соответственно, Па; /х0, ца - вязкость нефти и воды соответственно, Па-с; rc, rw - радиус контура питания и скважины соответственно, м; si, s2 - скин-факторы для потоков нефти и воды соотвественно, д.ед; s* — «интегральный» скин-фактор, включающий в себя загрязнение призабойной зоны пласта, несовершенство вскрытия и т.д.
||||| Нефтяной пласт
Глинистая перемычка
Водоносный пласт
Система трещин
Рисунок 3 - Схема закачки изоляционного материала через имеющийся интервал перфорации
Теперь рассмотрим квазистационарную модель закачки, в которой с течением времени фильтрационные сопротивления пластов и трещины изменяются так, что изменяются характеристические скорости продвижения изоляционных материалов, а также распределение давлений в пластах и цементном кольце. При этом при постоянном расходе
закачки происходит перераспределение расходов реагентов ^ и в
пропластках:
е,(о=е-02(о
о =
а + Ъ,
1
а = —1п
МО
Ь,=
чо \
г, (О
Л, к
"10
2 яй,
'20
__/£2
5 к
(/,-хД о)-
2яй, ^(0
х,(Г).
'30
4 30
(3)
где к!а, - фазовая проницаемость по воде нефтенысыщенного пласта, м ; к2о, - фазовая проницаемость по нефти водонасыщенного пласта, м ; к}, - проницаемость системы трещин в цементном кольце, м ; к3о, - фразовая проницаемость по нефти системы трещин в цементном кольце, м -давление на фронте изоляционного состава в соответствующем пропла-стке.
Изученные особенности притока жидкости к горизонтальным скважинам (ГС) позволили создать математический алгоритм для компьютерной программы моделирования процесса ограничения водоприто-ка в зонально-неоднородном пласте.
Модель основана на пошаговом расчете гидродинамических сопротивлений, возникающих при закачивании изоляционных составов с известными реологическими характеристиками в ГС, которая разбивается на участки с собственными фильтрационно-емкостными характеристиками. Расходы закачиваемой жидкости по участкам пропорциональны их гидропроводности:
ЦЛ'гЛ'; ____-с.
Н А А И На (4)
где (по участкам) ^ - расход, к; - проницаемость, /, - длина, е; -гидропроводность.
При выделении N кольцевых зон (в пределах каждого участка) средняя гидропроводность участка будет определяться через гидропроводности соответствующих кольцевых зон следующим образом:
иА Шф Шф Ъф
* £ е (5)
где бср - средняя гидропроводность участка, е1 - гидропроводность кольцевой зоны, И, - внешний радиус зоны.
Значения гидропроводности каждой кольцевой зоны при фильтрации полимерных растворов, обладающих неньютоновскими свойствами, рассчитываются пошаговым методом с учетом функциональной зависимости динамической вязкости растворов от скорости сдвига, полученной экспериментально, и значений скорости сдвига на каждом шаге, пропорциональной линейной скорости фильтрации на определенном удалении от скважины. Изложенный принцип расчетов позволяет определять профиль проникновения полимерной композиции в пласт, а также рассчитывать дебит скважины по жидкости и нефти после формирования гелевых
экранов.
Необходимо отметить, что возможности для моделирования процессов РИР имеются и в симуляторе ECLIPSE Blackoil. ECLIPSE Blackoil является универсальным симулятором нелетучей нефти, который использует полностью неявный метод моделирования для трех фаз в трех направлениях.
Моделирования технологий выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением технологии закачивания сшито-полимерных систем (СПС) проводились автором при следующих допущениях: остаточный фактор сопротивления, который характеризует степень снижения подвижности воды при фильтрации в зоне установки гелевого экрана - моделировался изменением проницаемости пласта в зоне распределения СПС нагнетательных скважин; учет прорыва гелевого экрана при закачке воды моделировался открытием высокопроницаемых прослоев, через 250 суток.
Моделирование выполнялось по следующему алгоритму: расчет технологических параметров закачки и реологических характеристик композиций СПС; расчет прочностных свойств гелевых экранов, определение заблокированных слоев; построение зависимости остаточного фактора сопротивления от времени; гидродинамический расчет варианта заводнения и варианта с закачкой СПС.
В результате моделирования (рисунок 4) получена детальная модель распределения гелевой системы в слоисто-неоднородном пласте, с определением заблокированных пропластков и интервалов прорыва воды при возобновлении работы нагнетательной скважины.
Большой интерес представляет моделирование технологии СПС на полномасштабной модели, но проведение расчетов с использованием локального измельчения сеток приводит к увеличению времени счета и требуемого объема оперативной памяти, ограничивая сложность решаемых задач вплоть до принципиальной невозможности их решения данным методом. Поэтому для экспресс-оценки эффекта при моделировании технологии СПС на полномасштабной модели предложено моделировать процесс отключением перфорационных отверстий в интервалах образования гелевых систем, прочность которых превышает величину репрессии.
Результаты расчетов показали, что снижение трудозатрат на моделирование технологий выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах достигается путем замены технологии расчетов
прогнозный показателей разработки участков с локальным измельчением сетки вокруг скважин и послойным расчетом фронтов и прочности экранов на отключение перфорационных отверстий в нагнетательных скважинах. При этом погрешность расчета по накопленной добыче нефти составила менее 1%, по накопленной добыче воды - менее 5%. Для сравнения результатов расчеты был выбран базовый вариант с локальным измельчением сетки вокруг нагнетательных скважин.
Технологический блок
В рамках технологического блока основными исходными параметрами являются: параметры насосного оборудования; конструкция скважины и геометрия канала доставки (труб, инструмента); последовательность и объемы вспомогательных (буферных, продавочных) жидкостей; физические параметры вспомогательных жидкостей; варианты технологии закачки реагентов.
Известно, что в процессе последовательного движения жидкостей в трубах, в зоне контакта жидкостей происходит их перемешивание. При этом процесс массообмена характеризуется следующими механизмами: конвективной диффузией, обусловленной различными скоростями слоев жидкости по сечению трубы, и турбулентной диффузией, происходящей из-за возникновения вихрей на поверхности контакта при течении, а также естественной диффузией.
Уравнения для определения параметров зоны перемешивания получены разными авторами при различных допущениях. Так, в работе В.А. Блажевича и В.Г. Уметбаева длина и объем зоны перемешивания определяются с учетом конвективной и турбулентной диффузии, тогда как в работе А.И. Булатова, рассмотрен вопрос смесеобразования только при турбулентном режиме течения, исходя из предположения об отсутствии внедрения одной жидкости в другую вследствие неодинаковых скоростей по сечению потока. В данной работе исследовалось смешение изоляционного и глинистого растворов в процессе цементирования скважин при турбулентном режиме. Авторами поставлен эксперимент, основываясь на теоретических предпосылках, на установке, моделирующей режим течения в 146-мм трубе. В результате исследований определен коэффициент турбулентной диффузии при смешении цементного и глинистого растворов и получено конечное выражение для определения длины зоны перемешивания.
Вместе с тем результаты РИР показывают на различие расчетной и фактической глубины установки моста из изоляционного состава в
стволе скважин. Как правило, мост располагается ниже расчетной глубины, а в ряде случаев отсутствует вообще. Одной из причин этого является потеря изолирующих свойств в результате разбавления верхней части закачиваемого изоляционного состава. Последнее послужило основанием для проведения специальных лабораторных, промысловых и
теоретических исследований.
В процессе лабораторных исследований автором было выполнено более 100 замеров длины и объема верхней и нижней зон смешения изоляционного состава на основе смолы КФЖТ и технологической жидкости, для чего изменялись расходы жидкости в пределах от 2,5-10 до Ю^м'/с, что соответствует средней скорости нисходящего потока 0,5...2,0 м/с и ае=10000... 16000. Параметры модели рассчитывались из равенства обобщенных чисел Рейнольдса. Получены следующие конечные выражения для определения длины и объема зоны смешения двух последовательно движущихся жидкостей с динамической вязкостью, изменяющейся в пределах от 1,8 до 1100мПа-с: (уравнения 6, 7 - для определения параметров верхней зоны и 8, 9 - для определения параметров нижней зоны):
К =а-4-г-Ре-°-5-У, (6)
СМ
1см=а-4-2-Ре^-Ь, С?)
V =4.г.Ре-°-5-Г, (8)
см
1см=4.г-Ре-°'5.Ь, (9)
где Ре - параметр Пекле; к - коэффициент диффузии, м2/с; V - кинематическая вязкость 50 %-ной смеси, м2/с; Яе - число Рейнольдса; Ь -длина трубопровода, м; V- внутренний объем трубопровода, м ;
а_2 Vвытесняемой - эмпирический коэффициент, который ис-
№ вытесняющей
пользуется при определении параметров верхней зоны смешения, если плотность и вязкость вытесняющей жидкости больше, чем у вытесняемой;
а=0 ^вытесняющей _ эмпирический коэффициент, который ис-V вытесняемой
пользуется для определения параметров верхней зоны смешения, если
Условные обозначения
заблокированный слой
I—^ слой с прорывом гелезого экрана
ф открытая перфорация 0 закрытая перфорация
Рисунок 4 - Распределение по глубине нагнетательной скважины 101 заблокированных слоев и интервалов прорыва воды при закачивани СПС: 1-вид скважины в гидродинамическом симуляторе Eclipse 2-послойная детализация распространения геля и движения воды.
вязкость вытесняющей жидкости больше, а плотность меньше, чем вязкость и плотность вытесняемой.
В качестве примера на рисунке 5 представлены кривые изменения плотности во времени: слева - рассчитанная с использованием известных уравнений; в центре - рассчитанная с использованием уточненных автором уравнений (6-9); справа - зарегистрированная прибором ГГП-4 при закачивании по НКТ 1,5 м3 водного раствора хлористого кальция с объемной скоростью 3,3-1 О*3 м3/с. Длина зон смешения определялась путем измерения длины наклонного участка кривой; прямая, параллельная оси времени, характеризует длину чистого вещества с постоянной плотностью. Интерпретация фактических данных измерения плотности во времени дает следующие результаты: объем верхней зоны смешения (на рисунке 5 вверху) составляет 1,3 м , чистого вещества - 1 м3, нижней зоны (на рисунке 5 внизу) - 0,2 м .
Изменение плотности жидкостей при движении их по НКТ по расчетам с использованием известных уравнений
1000
900
800
700
и 600
Е 500
о.
т 400
300
200
100
0
г=
800 1000 1200 Плотность, кг/м
Изменение плотности жидкостей при движении их по НКТ по расчетам с
использованием уточненных уравнений
800 1000 1200 Плотность, кг/м3
Фактическое изменение плотности жидкостей при движении их по НКТ по результатам измерения плотности прибором 1111-4
1000
900 800 700 600 500 400 300 200 100 0
800 1000 1200 Плотность, кг/м3
Рисунок 5 - Результаты расчета и определения плотности прибором ГГП-4 жидкостей, движущихся по НКТ к забою скважины
Расчеты, проведенные по формулам (6-9), показывают совпадение в пределах погрешности измерений плотности смеси в верхней зоне (на рисунке 5 в центре и справа). Однако существует различие в характере изменения плотности жидкости во времени в области верхней зоны смешения, определенной по уточненной методике и путем измерения прибором ГГП-4. На этом основании было изучено распределение концентрации во времени в области верхней зоны смешения и получена система уравнений, позволяющая установить, что степень разбавления водорастворимого состава в верхней зоне смешения на первом участке изменяется от 100 до 80%, на втором от 80 до 15% и на третьем от 15 до 0%. Как видно, перемешивание жидкостей происходит неравномерно по мере приближения к чистому веществу. Этот фактор необходимо учитывать ввиду того, что фактический объем водорастворимого вещества в 2 раза меньше, чем суммарный объем зоны смешения.
Таким образом, в результате проведенных промысловых и теоретических исследований установлено, что математическая модель распределения изоляционных составов в пласте и заколонном пространстве при проведении РИР в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, основанная на квазистационарной модели закачки изоляционных составов, позволяет прогнозировать изменение условий притока флюидов в скважину с учетом пространственного положения, изолирующей способности и прочности изоляционного материала, определяемых в условиях разбавления изоляционных составов технологическими жидкостями.
В третьей главе представлен химический блок моделирования технологий РИР, включающий результаты лабораторных исследований по разработке рецептур изоляционных составов и классификацию изоляционных материалов.
В рамках данного блока изучается информация:
• о химических реакциях, протекающих в процессе приготовления, закачки и гелеобразования полимерных изоляционных составов, реологических и тиксотропных свойств составов, их зависимости от различных факторов, а также корреляции их с фильтрационными свойствами;
• о прочностных и адгезионных свойствах отверждающихся изоляционных материалов, а также основных параметрах их закачки в пласты.
С точки зрения изучения гелеобразующих составов, наиболее важными являются их вязкостные свойства (вязкость, темп ее набора), параметры устойчивости гелей в пористой и трещиноватой среде (предельное напряжение сдвига, критический градиент), кинетические и адсорбционные свойства. Наиболее распространенными изоляционными составами, применяемыми для закачки в обводненные пласты, являются водные растворы полиакриламида с различными сшивателями.
Изучению вязкостных свойств гелеобразующих составов посвящено большое количество работ. В качестве примера можно привести работу A. Stavland, где вязкость состава определяется как функция от вязкости воды и концентрации полимера. Также в модели учитывается скорость реакции гелеобразования в зависимости от концентрации полимера и сшивателя и процессы адсорбции компонентов реакции.
Что касается изучения поведения сшитых гелей в трещиноватой и пористой среде, как правило, исследования сводятся к определению критического градиента давления, при котором начинается разрушение и вынос геля из пласта. Так, в работе Van J.E. der Hoek показано, что для пористой среды с большей проницаемостью критический градиент выноса геля выше, причем он практически не зависит от пластовой температуры. Отмечено, что по достижении критического перепада давления режим фильтрации воды через сшитую гелевую структуру сменяется режимом выноса частиц разрушенного геля из пористой среды.
Композиции на основе гибкоцепных полимеров акриламида представляют собой истинные растворы, являющиеся неньютоновскими жидкостями. Под действием химических превращений за счет взаимодействия функциональных групп полимера с т.н. «сшивателями» образуются поперечные межмолекулярные связи, и композиция приобретает эластические свойства, характерные для вязкоупругих тел. В качестве сшивателей используется широкий спектр неорганических и органических соединений. В последнее время безусловным лидером в качестве сшивателя полимеров акриламида является ацетат хрома Сг(СНзСОО)з благодаря возможности гибкого регулирования времени гелеобразования, доступности реагента и хорошей растворимости ацетата хрома в воде.
В проведенных экспериментах изучалось влияние на кинетику гелеобразования молекулярных характеристик полимера, концентрации полимера и сшивателя, минерализации растворителя, температуры.
Кинетика гелеобразования оценивалась двумя методами:
- по изменению вязкости композиций в процессе образования микро -и макрогеля;
- по изменению т.н. «времени жизни» полимерных нитей.
На рисунке 6 приведены типичные кинетические кривые, характеризующие динамику изменения «времени жизни» полимерных нитей. На кинетической кривой 1 для полимера со средней молекулярной массой начальный участок отражает индукционный период, характеризующийся медленным нарастанием «времени жизни» за счет появления микрогелевых частиц. Затем происходит укрупнение микрогеле-вых частиц, и более быстрый рост «времени жизни», завершающийся образованием структуры геля во всем объеме.
90 60
0 70 э"
е во §
5 60 §
* 40
1 30 <0
20 10 О
О 30 60 90 120 150
Время, час
Рисунок 6 - Кинетика гелеобразования систем полиакриламид - ацетат хрома (минерализация воды - С8=15 г/л; 1=20°С): 1 -полимер РОА-1004 (концентрация полимера - Спаа=0,3%; концентрация сшивателя -Сах=0,03%); 2 -полимер АК-642 (Спаа=1,5%; Сах=0,3%); 3 -полимер ОР9-8177 (Спаа=0,15%; Сах=0,015%).
Для низкомолекулярных полимеров (кривая 2) на рисунке 6 переход от индукционного периода к образованию геля во всем объеме более резкий. Кривая 3 на рисунке 6 отражает случай, когда концентрация полимера меньше критической концентрации гелеобразования и
} / 2 )
3
происходит только внутримолекулярная сшивка. При этом время жизни нитей сохраняется на первоначальном уровне или уменьшается.
На основании известных молекулярных характеристик полимеров, состава композиции, водно-солевого состава растворителя, водородного показателя среды и интенсивности воздействия гидродинамическими полями возможен теоретический расчет времени гелеобразо-вания, с использованием математической модели вида:
гг{к,СсгИ )=/(М,аг,Ср,Ссш ,Т,],рН,Ся), (Ю)
где тг - время гелеобразования; к - кажущаяся константа скорости преобразования; С"' - критическая концентрация полимера; М - молекулярная масса полимера; аг - степень гидролиза; Ср - концентрация полимера; Ссш - концентрация сшивателя; Т - температура; у - градиент скорости сдвига; рН - водородный показатель; С5 - минерализация растворителя.
Анализ литературы и наши исследования показали, что в качестве высокотемпературных отвердителей смолы КФЖТ применяются сильные неорганические кислоты и их соли в смеси с веществами, снижающими их кислотность, а также заведомо слабокислые вещества неорганического и органического происхождения. В ходе лабораторных исследований доказано доминирующее влиянии кислотности, а не природы отвердителя на кинетику процесса отверждения смолы КФЖТ в интервале температур 60-100 °С (рисунок 7). В качестве отвердителей были использованы уксусно-ацетатные буферные растворы.
Как видно из рисунка 7 все кривые указанной зависимости имеют пологий участок - «плато», соответствующий одинаковому времени отверждения смолы КФЖТ (60-150 мин), но разным значениям рН буферных растворов и температуры. Так, например, при 60 °С смола КФЖТ отверждается в течение 60-120 мин при рН буферных растворов 3-4. С увеличением температуры на 10 °С значение рН «плато» возрастает на единицу, а сами анализируемые кривые становятся более пологими, и при 110°С переходят в «точку», что соответствует времени термоотверждения исходной смолы КФЖТ со значением рН=8.5.
Таким образом, получено пять групп отвердителей, отличающихся значениями рН и соответствующих разным температурам (60,70, 80, 90 и 100 °С) и изменению времени отверждения смолы КФЖТ в одном и том же диапазоне - 60-120 мин (рисунок 8). Выявленные закономерности позволяют выбирать отвердитель по значению рН в зависимости
от температуры объекта изоляции. Предложенный подход ускоряет выбор отвердителей для смолы КФЖТ при высокой температуре и расширяет их ассортимент.
20 п
4 5 6 7 рН гелеобразующгго состава
Рисунок 7 - Зависимость времени отверждения гелеобразующих составов на основе смолы КФЖТ при 60-100 °С от рН буферных растовров
9 8 -7 -6 5 4
3 -2
50 60 70 80 90
Температура, °С
100
110
Рисунок 8 - Зависимость рН отвердителя от температуры и времени отверждения смолы КФЖТ
В результате проведенных лабораторных исследований установлено, что управление кинетикой структурирования, прочностными и адгезионными свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда достигается путем научно обоснованного подбора типа и концентрации «сшивателя», основанного на определении функциональных зависимостей времени структурирования изоляционных материалов в трещинах и поровом пространстве от кислотности среды и термобарических условий объекта изоляции.
Одним из основных элементов технологии РИР является изоляционный материал. К последнему предъявляется ряд требований: хорошие изолирующие свойства в различных пластовых условиях; стойкость образующегося изоляционного материала в агрессивной среде; технологичность, определяемая его растворимостью в различных растворителях и воде; санитарная и экологическая безопасность; достаточные ресурсы производства, стоимость. К сожалению, не все известные и вновь создаваемые изоляционные материалы одновременно отвечают перечисленным требованиям поэтому работы по поиску новых и совершенствованию уже известных изоляционных материалов являются обоснованными.
Лабораторные исследования проводились с учетом особенностей протекания реакции радикальной полимеризации, а именно - зависимости скорости реакции от природы мономера и инициатора. Сущность исследований заключалась в обосновании качественных и количественных соотношений исходных компонентов с целью достижения, во-первых, достаточной продолжительности полимеризации смеси для обеспечения закачивания ее в интервал изоляции и, во-вторых, изолирующей способности образующегося полимера. В качестве полимери-зующейся жидкости использовался стирол, 6,5%-ный раствор каучука СКД-ПС в стироле и 20%-ный раствор пенополистирола в стироле, а инициатора полимеризации - порофор (азоизобутиронитрил), лилодокс (дицетилпероксидкарбонат), пероксид лауроила и ТБНК (третбутил-пербензоат). В результате проведения лабораторных исследований разработаны рецептуры трех изоляционных составов на основе стирола, которые, полимеризуясь в полном объеме при пластовой температуре 60-120°С, образуют изоляционный материал в виде твердого или упругого полимера.
Проведены лабораторные исследования по разработке рецептур изоляционных составов на основе карбамидоформальдегидных и аце-тоноформальдегидных смол. Показано, что применение смол для РИР в скважинах с высокой пластовой температурой возможно в присутствии отвердителей, обеспечивающих заданное время ее отверждения. Определены прочностные и адгезионные характеристики изоляционных составов, получаемых при температуре 60-100°С с использованием различных отвердителей. В результате выполненных лабораторных исследований разработаны новые изоляционные составы (Таблица 1)
Таблица 1 - Разработка новых изоляционных составов и технологий
Основа изобретения Технический результат
Карбамидоформальдегидная смола (КФЖ), кислотный отвердитель и растворитель (Патент №2167267). Тампонажный состав, отверждаемый в полном объеме в интервале пластовых температур 20-80 град. С, с регулируемыми сроками схватывания (2-6 ч.). Оптимален для отключения терригенных пластов в условиях низкой приемистости.
Стирол, 6,5-10% раствор каучука в стироле или 10-20% раствор пенополистирола, инициатор полимеризации (Патент №2175049). Тампонажный состав, отверждаемый в полном объеме в интервале пластовых температур 60-120 град. С, с регулируемыми сроками схватывания (2-12 ч.). Оптимален для отключения терригенных пластов в условиях низкой приемистости и высоких температур.
Карбамидоформальдегидная смола (КФМХ), кислотный отвердитель и растворитель (Патент №2272892). Тампонажный состав, отверждаемый в полном объеме в интервале пластовых температур 40-80 град. С, с регулируемыми сроками схватывания (2-6 ч.). Оптимален для отключения терригенных пластов в условиях низкой приемистости.
Ацетоноформальдегидная смола, щелочной отвердитель, наполнитель (Патент №2272905). Тампонажный состав, отверждаемый в полном объеме в интервале пластовых температур 40-80 град. С, с регулируемыми сроками схватывания (0,5-4 ч.). Оптимален для отключения терригенных пластов и устранения негерметичности в условиях низкой приемистости.
Обратная гидрофобная эмульсия (Патент №2359002). Тампонажный состав для селективной изоляции в низкопроницаемых коллекторах. Жидкий пакер с регулируемыми сроками жизни.
Полиуретановый предполи-мер, инициатор полимеризации (Патент № 2317399). Технический (двухпакерный) комплекс по закачке состава в скважину. Тампонажный состав нового поколения, с повышенной адгезией ко всем поверхностям.
Разработанный изоляционный состав «Маг-2К» и технология его использования предназначены для проведения работ по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн (резьбовых, стыковых, муфтовых соединений и небольших нарушений в самой колонне). Состав «Маг-2К» это двухкомпо-нентная композиция, состоящая из базового реагента (гидрофобный уретановый форполи-мер) и отвердителя, который является одновременно пластификатором. Самым характерным и наиболее ценным свойством уретано-вых каучуков является их высокая стойкость в условиях абразивного, эрозионного и коррозионного износа, а также высокая адгезия к металлу, цементу и горным породам, что особенно важно при проведении работ по ликвидации негерменичности эксплуатационных колонн. Для оценки способности состава вытеснять воду с поверхности дефекта и закрепляться на ней проводились эксперименты по закачиванию состава в дефект обсадной колонны, заполненной водой.
Доставка состава в зону изоляции, по разработанной технологии (Патент № 2317399), осуществляется с использованием технологического внутрискваженного комплекта КГЭК-146/102, который оснащен герметичным контейнером для транспортировки состава в зону изоляции без преждевременного контакта его с водой (рисунок 9). Технологический процесс изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине осуществляют следующим образом.
Предварительно уточняют местоположение негерметичности колонны геофизическими или промысловыми исследованиями, определяют гидродинамическую обстановку в
Рисунок 9 - Комплекс КГЭК-146/102 (Патент № 2317399): 1-переводник; 2-
контейнер трубчатый для тампонажного состава; 3-пробка про давочная; 4-клапан продавочный; 5-узел установочный пакера; 6-узел пакерный; 7-стабилизирующее устройство; 8- пакер-пробка.
скважине - приемистость, наличие движения жидкости по межтрубному пространству, проводят шаблонирование и скреперование колонны в интервале установки элементов КГЭК-146/102.
Спуск КГЭК-146/102 в скважину осуществляют на насосно-компрессорных трубах. На первом этапе работ по устранению негерметичности колонны производят спуск и установку мостовой пробки на 3-5 м ниже нижнего интервала негерметичности обсадной колонны, после чего установочный узел и инструмент поднимают на поверхность.
Затем на устье скважины производят монтаж узла закачки, узла установки и всех секций контейнера. Контейнер, спущенный в скважину, через открытый верхний конец заполняют заранее рассчитанным и приготовленным объемом тампонажнош состава и устанавливают про-давочную пробку. Собранный комплект спускают на инструменте в скважину и устанавливают на кровле интервала негерметичности. Производят посадку и опрессовку пакера-ретейнера. Путем создания избыточного давления на устье скважины от насосного агрегата происходит срезание штифта и открытие канала для движения тампонажного состава в подпакерную зону и зону негерметичности. Закачка продолжается до посадки продавочной пробки на конусное седло и получения сигнала «стоп». Стравливанием давления в инструменте на устье производят закрытие обратного клапана. После уравновешивания трубного давления с атмосферным производят расстыковку и подъем контейнера и установочного узла. Тампонажный состав оставляют на отверждение в межпакерной зоне и зоне негерметичности под избыточным давлением.
Актуальной темой на сегодняшний день остается вопрос классификации изоляционных материалов, т.к. основным недостатком существующих классификаций является трудность сравнения изоляционных составов между собой с учетом проведения различных видов РИР. В основном изоляционные составы классифицируются в зависимости от механизма изоляции и применяемого изоляционного материала на неселективные и селективные.
Методы первой группы основаны на одновременной или последовательной закачке в пласт нескольких реагентов, способных в результате химического взаимодействия между собой или физико-химических превращений получаемых смесей образовывать осадок, нерастворимый ни в воде, ни в нефти.
Методы второй группы основаны на использовании селективных свойств самих изоляционных реагентов, технологии проведения работ и характере насыщенности породы.
При всем кажущемся многообразии решаемых задач при проведении РИР, принципиально функции изоляционных работ сводятся к следующему (Таблица 2):
• пристеночная изоляция - восстановление герметичности цементного кольца за колонной;
• внутрипластовая изоляция - послойная (избирательная) изоляция обводненной части пласта или пласта в целом.
В этой связи разработана новая классификация изоляционных составов для РИР (таблица 3), основанная на механизме изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристике объекта изоляции, в соответствии с которой все изоляционные составы можно разделить на две группы по типу изоляции - пристеночная и внутрипластовая.
Таблица 2 - Классификация РИР по типу изоляции
Критерии Пристеночная изоляция Внутрипластовая изоляция
Каналы движения трещины в цементном камне, пустоты, каверны трещина ГРП, естественные трещины, поры, каверны
Размеры каналов от 1 мм до 1м от 0,01 мм до 5 см
Контактирующие флюиды пластовая вода, нефть, газ, жидкости глушения, технологические жидкости КРС, буровой раствор, производные смешения флюидов пластовая вода, нефть, газ, жидкости глушения, технологические жидкости КРС, буровой раствор, производные смешения флюидов
Контактирующие материалы цемент, металл, порода цемент, металл, порода
Исходя из разделения процесса РИР на две задачи, сформулированы следующие требования к изоляционным составам:
• при восстановлении герметичности цементного кольца за колонной - вибро- и ударо-прочность, долговечность, высокая адгезионная способность к различным поверхностям, инертность к химическим составам, создание непроницаемой корки на стенке скважины;
• при послойной (избирательной) изоляции - селективность (химическая или гидродинамическая), управляемый механизм создания гидродинамического сопротивления, управляемая деструкция.
Таблица 3 - Классификация изоляционных составов для РИР
Кпр, м'/су т*МП а Пристеночная изоляция Внутрипластовая изоляция
<20 Составы на основе синтетических смол: карбамидоформалъдегид-ных; фенолформальдегидных; резорциноформальдегидных; фенолорезорциноформальдегид-ных; ацетоноформальдегидных или их смеси (КФ-Ж, СТАТОЛИТ, Пластик КС, ТК «Гранит», ТСД-9, ТС-10, ФР-101, ФРФ; ТОТАЛ; САФИТ); полиуре-тановые композиции (МАГ-2К); гидрофобный тампоиажиый материал (ГТМ-3); микроцементы; полимерцементиые составы (КС-И). Составы на основе фенолоспиртов (ФС); нефтесернокислотной смеси (НСКС); этилсиликатов (ЭТС-40, ЭТС-16); микроэмульсии (СНК-1, СНК-2).
20-50 Составы на основе неорганического вяжущего (магнезиального цемента, портландцемента, шла-коцемента); портландцемента и полимера (Монолит-Р); портландцемент с комплексной добавкой (КРК-75, КРК-100, КРЕПЬ); Карбон Био; гидрофобный полимерный тампонажный состав (ГПТС). Гидрофобизующие составы на основе кремнеорганических соединений (ГКЖ-10, ГКЖ-11, ГФС,); высоковязкие нефтепродукты (гудрон, битум); вязкоупругие системы (ВУС); кремнеорганиче-ские гидролизуюшиеся соединения (КОС, АКОР разных марок, Продукт 119-204); неорганические гелеобразующие составы (ГОС-2, силикаты, алюмосиликаты); высокотемпературные гели (ГАЛКА); органические гели на основе сшитых отечественных и импортных полимеров (ПАА, VEC, Back Stop); дисперсии: латексы (СКМС-30 АРК, СКС ГП и др.), пены, ВЭДС; водорастворимые полимерные составы (Гипан, Гивпан, ПВВ); карбамидофоримальдегидная смола и кислый отвердитель (ЛИНК).
>50 Цементы с неорганическими наполнителями, ТСА-1, водонабу-хающий полимер (ВНП). Полимердисперсные системы, гельдисперсные системы.
Важно отметить, что большинство факторов, влияющих на технологию РИР, предопределяются областью эффективного применения отдельных изоляционных составов уже в процессе их разработки, когда
разработчики технологии опираются на определенные механизмы изоляции. Поэтому гидродинамическая характеристика объекта изоляции, эффективно описывающаяся коэффициентом приемистости (Кпр), определяемым на псевдоустановившемся режиме фильтрации а также тип изоляции (пристеночная или внутрипластовая) являются доминирующими параметрами в классификации изоляционных составов (таблица 3).
Тампонажные составы группируются исходя из механизма изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристики объекта изоляции, которая является функцией изменения коэффициента приемистости от давления нагнетания и скорости закачивания во времени, определяемых при заданных условиях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважины.
В четвертой главе проведен анализ технологической эффективности внедрения разработанных технологий РИР, а также практические примеры полного комплекса моделирования технологий с применением геолого-гидродинамического моделирования.
Проведен анализ эффективности внедрения технологий РИР, начиная 1986г., в скважинах Талинской площади Красноленинского месторождения и показано, что успешность РИР в среднем не превышает 55-60%, а дополнительная добыча от мероприятия - 1 тыс. т на скважину. На примере внедрения разработанных технологий РИР по отключению нижнего обводненного пласта КЖ-11 и переходу на верхний пласт КЖ-10 в 50 скважинах Талинской площади, с использованием установленных закономерностей управления зоной смешения изоляционных составов с технологическими и промывочными жидкостями, показаны возможности увеличения успешности РИР до уровня 74 %, что обеспечило достижение дополнительной добычи нефти в количестве 1,3 тыс.т на одну скважину.
Результаты внедрения технологий моделирования по устранению негерметичности скважин с низкой приемистостью и управления свойствами вязко-упругих составов для частичного и полного отключения обводненных интервалов пластов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», показали увеличение успешности РИР с 60 до 75%, при суммарной дополнительной добыче нефти на уровне 115 тыс. т по 114 обработанным скважинам.
Описан комплексный проект по разработке и моделированию технологий РИР в горизонтальных скважинах Яраинерского и Еты-
Пуровского месторождений. Показано, что в результате опытно-промышленных работ по селективной водоизоляции на горизонтальных скважинах 1019Г и 101Г достигнуто перераспределение фильтрационных потоков и создание сопротивлений на пути фильтрации основного потока - обводняющей скважины воды. Выявлено, что факт формирования полимерного геля в пласте является объективным, однако возможным также является его формирование не во всех водонасьпценных интервалах. Выработаны рекомендации по увеличению объема закачки ВУС, с возможной модификацией технологии в виде последующей закачки подкрепляющей полимерной оторочки со сшивателем быстрого действия, обеспечивающего формирование отдельных гелевых частиц и повышенный уровень сопротивлений при фильтрации, что позволит насытить один принимающий интервал и воздействовать на следующую менее проницаемую область горизонтального ствола скважины.
Представлен комплексный проект моделирования технологий выравнивания профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин Романовского месторождения с использованием установленных зависимостей и геолого-гидродинамического моделирования. Сравнительный анализ результатов работ, проведенных в 2006 г., без моделирования процесса выравнивания профиля приемистости с результатами работ при моделировании процесса показали, что:
• в результате проведения выравнивания профиля приемистости прямой эффект интенсификации добычи нефти отмечается на 5 скв, в которых произошло увеличение дебита нефти по отношению к периоду до реализации технологий ВПП в среднем на 10% (дополнительная добыча нефти - 2557 т);
• в результате проведения ВПП эффект по снижению темпов падения базовой добычи нефти отмечается на 7 скв. где при сравнении результатов прогноза путем экстраполяции и фактических данных эксплуатации скважин видно, что падение добычи нефти сдержано в среднем на 42%(дополнительная добыча нефти - 17762т), а в целом по участку процент падения базовой добычи нефти снижен с 26% до 8%.
Таким образом, комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить точность
прогноза эффекта внедрения технологий и успешность проведения РИР в скважинах.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ
1. Разработана комплексная модель планирования и реализации РИР в скважинах, включающая в себя выбор скважин и расчет оптимального дизайна проведения РИР, основанная на использовании четырех блоков моделирования: технологического, геологического, химического и экономического.
2. В результате проведенных теоретических, экспериментальных исследований и промысловых испытаний установлено, что математическая модель распределения изоляционных составов в пласте и заколон-ном пространстве при проведении РИР в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, основанная на квазистационарной модели закачки изоляционных составов, позволяет прогнозировать изменение условий притока флюидов в скважину с учетом пространственного положения, изолирующей способности и прочности изоляционного материала, определяемых в условиях разбавления изоляционных составов технологическими жидкостями.
3. Управление кинетикой структурирования, прочностными и адгезионными свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда, достигается путем методически обоснованного подбора типа и концентрации «сшивателя», основанного на определении функциональных зависимостей кислотности среды и термобарических условий объекта изоляции на время структурирования изоляционных материалов в трещинах и пористой среде.
4. В результате выполненных лабораторных исследований разработаны новые изоляционные составы и технологии РИР (Патенты РФ №№ 2272905, 2272892, 2167267, 2175049, 2359002, 2317412, 2317399, 2272904,2266312).
5. Установлено, что для оптимизации процесса выбора изоляционных составов последние должны быть сгруппированы исходя из механизма изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристики объекта изоляции, которая является функцией изменения коэффициента приемистости от давления нагнетания и скорости закачивания во времени, определяемых при заданных условиях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважины.
6. Разработанная комплексная модель выбора скважин и расчета оптимального дизайна позволила повысить точность прогноза технологической эффективности на 30% и обеспечить успешность РИР на уровне 75%, что подтверждается результатами внедрения в 50 скважинах Талинской площади Красноленинского месторождения ОАО «ТНК-Нягань» и 114 скважинах месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».
7. Проведенные научно-исследовательские работы по секторному моделированию технологий выравнивания профиля приемистости на Романовском месторождении позволили разработать научно-методические подходы к моделированию аналогичных технологий на полномасштабной геолого-гидродинамической модели и обеспечили повышение эффективности работ на 15%.
8. Результаты исследований внедрены в 250 сважинах нефтегазодобывающих предприятий: ОАО «Башнефть», ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз», ООО «РН - Пурнефтегаз» и используются в учебном процессе при подготовке специалистов в РГУНГ им. И.М. Губкина, Уфимского государственного нефтяного технического университета, Тюменского государственного нефтегазового университета, Санкт-Петербургского государственного горного университета, по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
Содержание диссертации отражено в следующих основных работах:
Публикации в научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России
1. Стрижнев К.В. Классификация тампонажных материалов для ре-монтно-изоляционных работ // Нефтяное хозяйство. - 2010.- № 12.- С. 63-65
2. Стрижнев К.В. Разработка научно-методических основ для создания отечественного программного комплекса «РИР - проект» // Нефтяное хозяйство. - 2011.- № 1.- С. 92-94
3. Стрижнев K.B. Тампонажные составы для восстановления герметичности эксплуатационных колонн. // Нефтяное хозяйство. - 2007,- № 12.- С.49-52
4. Стрижнев К.В. Совершенствование технологий РИР в условиях отсутствия непрерывной приемистости интервала изоляции// Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - №3 - 2011. - С.72-76
5. Стрижнев К.В., Стрижнев В.А. Выбор тампонажного материала для обоснования технологии ремонтно-изоляционных работ. // Нефтяное хозяйство. - 2006.-№ 9.- С. 108-111
6. Стрижнев К.В., Акимов Н.И., Чернов A.B., Павлов И.В. Влияние фильтрата бурового раствора на продуктивность горизонтальных скважин. // Бурение и нефть. - 2006.- № 3.- С. 15-17
7. Стрижнев К.В., Нигматуллин Т.Э. Разработка рецептур композиций на основе синтетических смол для изоляции водопритока в нефтяные скважины. // Башкирский химический журнал. - 2011. - 18/1. - С. 42-48
8. Стрижнев К.В. Научно-методические основы разработки отечественного программного комплекса «РИР-ПРОЕКТ» // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - №7 - 2011.
9. Джафаров И.С., Нуриев М.Ф., Рожков А.П., Стрижнев К.В., Ковалева A.A. Влияние технологий выравнивания профиля приемистости скважин на показатели разработки месторождений ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. - 2009.-№ 12.-С. 33-36.
10. Джафаров И.С., Савельев В.А., Стрижнев К.В., Зацепин В.В. Качественная оценка коэффициента охвата по латерали на основе анализа результатов фильтрационных исследований при вытеснении нефти водой и газом // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №11. С. 82 - 86.
11. Мухаметзянов Р.Н., Фахретдинов Р.Н., Стрижнев К.В., Ковалева A.A. Аспекты применения геолого-гидродинамического моделирования для проектирования и мониторинга геолого-технических мероприятий. // Нефтяное хозяйство. - 2006.-№ 9.-С. 108-111.
12. Рогачев М.К., Зейгман Ю.В., Гарифуллин Ф.С., Волочков Н.С., Хусаинов Н.Р., Стрижнев К.В.. Разработка и выбор гидрофобизирую-щих составов для глушения скважин при текущем ремонте. // Нефтяное хозяйство. - 2006.-№ 4.-С. 116-118.
13. Рогачев М.К., Мардашов Д.В., Стрижнев К.В., Зейгман Ю.В. Разработка технологий глушения и стимуляции нефтяных скважин при
подземном ремонте // Нефтегазовое дело. - 2007. - Т.5. - № 2. - С.55-58.
14. Стрижнев К.В., Гумеров P.P., Алексеев ЮЗ., Сатарова JI.P., Су-лейманов А.Г., Зуевский И.А. Влияние деструктированного гуарового геля на механизм формирования отложений кальцита в высоконапорных водоводах Южного участка Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2009.- №12.- С.56-58.
15. Рогачев М.К., Мавлиев А.Р., Стрижнев К.В., Мардашов Д.В. Исследование антикоррозионных свойств технологических жидкостей для скважинной добычи нефти// Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011. №3.
16. Рогачев М.К., Мавлиев А.Р., Стрижнев К.В., Мардашов Д.В. Разработка эмульсионных составов для регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны нагнетательных скважин// Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011. №3.
Авторские свидетельства и патенты
17. Патент - RU № 2272905, МПК Е1В43/32. Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины/ Румянцева Е.А., Козупица JI.M., Стрижнев К.В. - №2004119694/03; Заяв. 28.06.2004; Опубл. 27.03.2006, бюл. №9.
18. Патент - RU № 2272892, МПКЕ21В 33/138. Способ изоляции пласта/ Румянцева Е.А., Козупица Л.М., Стрижнев К.В. №2004125309/03; Заяв. 18.08.2004; Опубл. 27.03.2006, бюл. №9.
19. Патент - RU №2167267, МПКЕ21ВЗЗ/138. Полимерный тампонаж-ный состав/ Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г., Емалетдинова Л.Д., Про-кшина Н.В., Назметдинов P.M., Стрижнев К.В., Прокшина Е.Г., Стрижнев В.А., Камалетдинова P.M., Габдрахманов Н.Х. -№2000121311/03; Заяв. 08.08.2000; Опубл. 20.05.2001.
20. Патент - RU №2175049, МПКЕ21ВЗЗ/1Э8. Способ изоляции продуктивного пласта/ Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г., Емалетдинова Л.Д., Прокшина Н.В., Стрижнев К.В., Камалетдинова P.M., Стрижнев В.А., Назметдинов P.M., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. - №2000122109/03; Заяв. 18.08.2000; Опубл. 20.10.2001.
21. Патент - RU №2359002, МПК С09К8/42. Способ приготовления обратной эмульсии для технологий глушения и интенсификации нефтегазовых скважин / Рогачев М.К., Румянцева Е.А., Стрижнев К.В., Акимов Н.И., Лысенко Т.М., Мардашов Д.В., Безменов М.В. -
№2007142132/03; Заяв. 14.11.2007; Опубл. 20.06.2009, бюл. № 17.
22. Патент - RU № 2317399, МПК Е21В29/10. Способ изоляции негерметичности обсадной колонны в скважине / Румянцева Е.А., Козупица Л.М., Стрижнев К.В. - №2006124725/03; Заяв. 10.07. 2006; 0публ.20.02.2008, бюл. № 5.
23. Патент - RU №2414290, МПК B01F17/34. Эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий / Рогачев М.К., Никельбаум С.Я., Стрижнев К.В., Мардашов Д.В., МавлиевА.Р. СПГТУ, ООО «Синтез ТИП» - №2009133562/04; Заяв. 07.09.2009; Опубл. 20.03.2011, бюл. №8.
Монографии
24. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика. - СПб.: «Недра», 2010. - 560 с.
25. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2006. -295с.
Статьи в журналах, материалы конференций
26. Стрижнев К.В. К возможности селективной изоляции обводненных пластов в аномальных термобарических условиях Талинского месторождения// г. Уфа. Труды Башнипинефть. -2000. - № 105. - С. 93-98
27. Стрижнев К.В. Применение физико-химических методов ПНП на месторождениях ОАО «Газпром нефть»// Материалы Международной научно-практической конференции: Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, г. Москва ВНИИнефть. 2007. - С. 555-559
28.Стрижнев К.В. Теоретическое обоснование параметров технологии закачивания полимеризующегося тампонажного состава в обводненные пласты с температурой 100-120 °С. - г. Уфа. Труды Башнипинефть. - 2001. -№107,- С.56-62
29. Стрижнев К.В. Уточненная методика расчета параметров зоны смешения взаиморастворяющихся жидкостей в вертикальном трубопроводе. -г. Уфа. Труды Башнипинефть. - 2002. - № 110. - С.38-48
30. Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Лысенко Т.Н. Селективное воздействие на призабойную зону пласта. - г. Самара. Интервал. - 2005. - № 4-5. -С. 64-71
31. Козупица Л.М., Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Назметдинов P.M. Совершенствование технологий устранения негерметичности колонн в
условиях отсутствия непрерывной приемистости. - г. Самара. Интервал. 2005. - № 4-5. - С. 44-53
32. Ломакина И.Ю., Корнилов А.В., Стрижнев К.В. Особенности модел! рования водоизоляционных работ. Проблемы геологии, геофизики, 6ypi ния и добычи нефти, экономика и управление. Сборник статей аспиранте и молодых специалистов. - Уфа - 2009. - №6. - С.71 -79.
33.Назметдинов P.M., Стрижнев К.В. Состояние и проблемы РИР по ус ранению негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах Запа; ной Сибири. - г. Уфа. Труды Башнипинефть. -2000. - № 100. - С.143-147.
34.Савельев В.А., Шаламов М.А., Стрижнев К.В. Роль современных mi тодов повышения нефтеотдачи в освоении нефтяных месторождений OA «Газпром нефть»// Материалы II Международного научного симпозиук ОАО «ВНИИнефть». - М. - 2009. - С. 15-24 (том 1)
35.Уметбаев В.Г., Назметдинов P.M., Стрижнев К.В. Испытание, анаш технологий отключения обводненного нижнего пласта и их эффективна сти в скважинах Талинского месторождения ОАО «ТНК-Нягань». - г. Уф Труды Башнипинефть. - 2001.- №106. - С.40-47
36.Уметбаев В.Г., Павлычев В.Н., Емалетдинова Л.Д., Стрижнев К.] Исследования каталитического отверждения карбамидоформальдегидне смолы при температурах 20-100 °С.- г. Уфа. Труды Башнипинефть. - 200 -№106. -С.33-40
37.Уметбаев В.Г., Прокшина Н.В., Павлычев В.Н., Стрижнев К.В. и д Новый тампонажный состав для РИР в условиях пластовой температур 60-100 °С.- г. Уфа. Труды Башнипинефть. - 2000.- №100. часть 2. - C.50-f
38.Фахретдинов Р.Н., Стрижнев К.В., Будилин М.Н. Повышение эффе тивности технологий ПНП с использованием гидродинамического мод лирования// Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемь запасов нефти и газа и повышения нефтеотдачи/ Труды VII Междунаро, ного технологического симпозиума. - г. Казань - 2008г. - С 227-234
39.Шелепов В.В., Назметдинов P.M., Стрижнев К.В., Булыгин Д.В. И пользование модели для обоснования геолого-технических мероприят! на Урьевском месторождении. - г.Самара. Интервал. - 2005. -№ 4-5.- i 21-29
РИЦ СПГГУ. 04.10.2011. 3.586 Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д. 2
Содержание диссертации, доктора технических наук, Стрижнев, Кирилл Владимирович
ВВЕДЕНИЕ.
1. АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И РЕЗУЛЬТАТОВ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ.
1.1. Анализ технологий и результатов их применения на месторождениях Западной Сибири. ^
1.2.Анализ технологий и результатов их применения за рубежом. 32 Выводы к разделу 1.
2. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ МОДЕЛИ ПЛАНИРОВАНИЯ И РЕАЛИЗАЦИИ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ.
2.1.Геологический блок моделирования.
2.2.Технологический блок моделирования.
2.3 Экономический блок моделирования.
Выводы к разделу 2.
3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ И ТЕХНОЛОГИЙ РИР.
3.1 Химический блок моделирования.
3.2 Разработка рецептур тампонажных составов на основе карбамидоформальдегидной смолы КФЖТ. ^^
3.3 Разработка рецептур тампонажных составов на основе стирола.
3.4 Новые тампонажные составы и технологии для восстановления герметичности эксплуатационных колонн.
3.5 Классификация тампонажных составов.
Выводы к разделу 3.
4. ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ И ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ РИР.
4.1 Практические результаты внедрения технологий РИР на
Талинском месторождении.
4.2 Анализ эффективности ремонтно-изоляционных работ, проведенных на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».
4.3 Моделирование и реализации РИР в горизонтальных скважинах.
4.4 Моделирование работ по выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах Романовского месторождения.^ ^
Выводы к разделу 4.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах"
Актуальность темы. В настоящее время решение проблемы ограничения объемов попутно добываемой воды остается актуальной задачей как на длительно эксплуатируемых, так и вновь вводимых в эксплуатацию нефтяных месторождениях. Это обусловлено ухудшением структуры запасов, когда вновь открываемые месторождения характеризуются значительными водонефтяными зонами, небольшой толщиной пластов и перемычек между продуктивными и водоносными пластами, низкой проницаемостью и начальной нефтенасыщенностью, высокой слоистой и зональной неоднородностью. В перечисленных условиях наблюдается частичный прорыв подошвенной воды, поступление воды из продуктивного пласта или по дефектам в эксплуатационной колонне. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет 15-20% и более. В результате этого увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации. Среднегодовая обводненность добываемой в России нефти превысила 84%, многие скважины эксплуатируются с обводненностью 98-99%.
На поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений поддержание скважин в работоспособном состоянии и осуществление мероприятий по управлению разработкой нефтяных месторождений производится путем проведения комплекса работ по капитальному ремонту скважин. Проведение определенных видов этих работ обусловлено процессом разработки месторождений: отключением выработанных и обводнившихся пластов и отдельных их пропластков, ликвидацией скважин согласно проектных решений в связи с обводнением пласта. Отдельные виды работ направлены на устранение дефектов скважин: ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн и восстановление цементного кольца за ними, доподъем цементного кольца за эксплуатационной колонной и кондуктором, ликвидация скважин по техническим причинам. В 2010г. на нефтяных месторождениях, расположенных на территории Российской Федерации, выполнено более 3 тыс. операций по ремонтно-изоляционным работам, а прогноз на 2015г. предполагает рост количества работ на 35%.
В области разработки и совершенствования технологий ремонтно-изоляционных работ (РИР) имеются значительные достижения, в основном благодаря работам отечественных специалистов: В.А. Блажевича, А.Ш. Газизова, Ю.В. Земцова, И.И. Клещенко, И.И. Кравченко, С.А. Рябоконь, В.Г. Уметбаева, E.H. Умрихиной и др. В результате проведенных исследований разработано более сотни различных изоляционных составов и десятки технологических схем проведения работ. Несмотря на это статус РИР в процессах разработки и эксплуатации месторождений не определен - работы проводятся без должного обоснования и моделирования технологий, в условиях недостаточного изучения состояния фонда скважин, отсутствия перспективного планирования. Указанная неопределенность в отношении РИР отражается на качестве их проведения, технико-экономической эффективности мероприятия.
В указанных условиях актуальность вопроса повышения эффективности РИР в скважинах на основе комплексного моделирования их технологий и свойств изоляционных составов существенно возрастает для нефтегазодобывающей отрасли Российской Федерации. Решение этой проблемы непосредственно связано с изучением процессов движения сложных реологических систем по вертикальному трубопроводу, в трещинах и пористой среде, с разработкой методик, которые бы давали возможность управления физико-химическими свойствами изоляционных составов и осуществляли достоверный прогноз пространственного расположения и прочностных свойств изолирующего экрана в зависимости от геолого-физичеких условий разработки нефтяного месторождения.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и нагнетательных скважинах на основе комплексного моделирования параметров технологий и свойств изоляционных материалов.
Идея работы. Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить их эффективность в конкретных геолого-физических условиях разработки нефтяного месторождения.
Задачи исследований. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
1. Проанализировать технологии и результаты РИР, применяемых в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений на территории РФ и за рубежом.
2. Разработать алгоритм комплексного моделирования технологий и прогноза результатов РИР для различных геолого-физических условий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений
3. Получить зависимости для определения объема и длины зоны перемешивания водорастворимых и водонерастворимых изоляционных составов при их движении по вертикальному трубопроводу.
4. Разработать математическую модель движения сложных реологических систем изоляционных растворов в трещинах и пористой матрице для наклонно направленных и горизонтальных скважин.
5. Разработать методику моделирования технологий и прогноза эффективности РИР на полномасштабных геолого-гидродинамических моделях.
6. Создать новые изоляционные составы и технологии РИР.
7. Разработать классификацию изоляционных составов, позволяющую проводить выбор изолирующего материала исходя из гидродинамической и термобарической характеристики объекта изоляции.
Научная новизна работы заключается в разработке комплексной модели планирования и реализации технологий РИР в добывающих и нагнетательных скважинах, обеспечивающей взаимосвязь между технологическими, геологическими и химическими параметрами процессов, влияющих на эффективность ремонтно-изоляционных работ в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений, на основе установления закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, образованного в конкретных условиях объекта изоляции.
Научные положения, выносимые на защиту:
1. Математическая модель распределения изоляционных составов в пласте и заколонном пространстве при проведении РИР в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, основанная на квазистационарной модели закачки изоляционных составов, позволяет прогнозировать изменение условий притока флюидов в скважину с учетом пространственного положения и свойств изоляционного материала, определяемых в условиях разбавления изоляционных составов технологическими жидкостями.
2. Управление кинетикой структурообразования, прочностными и адгезионными свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда достигается путем научно обоснованного подбора типа и концентрации «сшивателя», основанного на определении функциональных зависимостей времени структурирования изоляционных материалов в трещинах и поровом пространстве от кислотности среды и термобарических условий объекта изоляции.
3. Тампонажные составы группируются исходя из механизма изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристики объекта изоляции, которая является функцией изменения коэффициента приемистости от давления нагнетания и скорости закачивания во времени, определяемых при заданных условиях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважины.
4. Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить точность прогноза эффекта внедрения технологий и успешность проведения РИР в скважинах.
Методы исследования. Общей методологией проведенных исследований является системный подход к изучаемым процессам. При решении поставленных задач использовался комплексный метод исследований, включающий: анализ и обобщение данных технологий и результатов РИР, применяемых в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений; теоретические расчеты с использованием фундаментальных уравнений гидравлики, подземной гидродинамики и тепломассопереноса; математическое моделирование с использованием ЭВМ; экспериментальные исследования в лабораторных и промысловых условиях.
Научные результаты.
1. Разработана комплексная модель планирования и реализации РИР в скважинах, включающая в себя выбор скважин и расчет оптимального дизайна проведения РИР, основанная на использовании четырех блоков моделирования: технологического, геологического, химического и экономического.
2. Установлены закономерности совместного движения в насосно-компрессорных трубах изоляционных составов и технологических жидкостей при проведении РИР.
3. Разработаны математические и гидродинамические модели для обоснования технологий РИР и прогнозирования технологической эффективности РИР в нефтяных скважинах, характеризующиеся более высокой точностью расчета и возможностью их использования для вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин.
4. Определен и научно обоснован механизм управления физико-химическими свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда.
5. Разработана новая классификация изоляционных составов для проведения РИР в нефтяных и нагнетательных скважинах, основанная на механизме изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристике объекта изоляции.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована и подтверждена: теоретическими исследованиями и выводами аналитических зависимостей с использованием теории подобия; результатами лабораторных и опытно-промышленных экспериментов; сопоставлением теоретических и экспериментальных исследований с результатами промышленного внедрения технологий на скважинах; влияние отдельных факторов на исследуемые параметры и теснота связей определялась с помощью корреляционного анализа.
Практическая значимость работы:
- разработан отечественный программно-промышленный комплекс «РИР-проект», позволяющий производить выбор скважин, планировать технологии с определением оптимального изоляционного состава для решения существующей проблемы и расчетом дизайна проведения операции, экономической оценкой и прогнозом эффективности мероприятия;
- разработаны новые изоляционные составы и технологии РИР (Патенты РФ №№ 2272905, 2272892, 2167267, 2175049, 2359002, 2317412, 2317399, 2272904, 2266312).
Реализация результатов исследований:
- разработанные изоляционные составы и технологии РИР внедрены на 250 скважинах нефтегазодобывающих предприятий: ОАО НК «Б зшнсфть» ? ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз», ООО «РН - Пурнефтегаз»;
- результаты исследований используются в учебном процессе при подготовке специалистов в РГУНГ им. И.М. Губкина, Уфимского государственного нефтяного технического университета, Тюменского государственного нефтегазового университета, Санкт-Петербургского государственного горного университета, по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
Личный вклад соискателя работы состоит: в создании комплексной модели и алгоритма проектирования РИР; в разработке критериального метода построения карт применимости РИР; в создании новой классификации изоляционных составов; в разработке методики и проведении расчетов технологических параметров закачки, реологических характеристик композиций, прочностных свойств гелевых экранов, определении заблокированных слоев при моделирование технологий РИР на полномасштабных геолого-гидродинамических моделях; в отработке методики выбора отвердителей для изоляционных составов в промысловых условиях при проведении РИР на месторождениях Западной Сибири; в постановке и выполнении теоретических и экспериментальных исследований по разработке новых изоляционных составов и технологий РИР для высокотемпературных пластов, защищенных авторскими свидетельствами и патентами, а также во внедрении результатов работ в промысловых условиях.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на 48-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 1997г.); XVIII творческой научной конф еренции ученых и специалистов АНК «Башнефть» (Уфа, 1999г); IV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 70-летию со дня рождения С.Ф. Люшина (Уфа, 2000г.); VI научно технической конференции молодых ученых и специалистов ДООО «Башнипинефть» (Уфа, 2001г.); научно-технической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти, «Роль отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли», (Уфа, 2002г.); Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений», (Казань, 2007г.); на VII международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышении нефтеотдачи (Москва, 2008г.); на втором
Международном научного симпозиума ОАО «ВНИИнефть» (Москва, 2009г), X Научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», НК «Роснефть», (Геленджик 20 Юг).
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 49 печатных работ, в том числе 36 научных статей (из перечня ВАК Минобрнауки РФ - 16), 11 патентов на изобретения, 2 монографии.
Автор выражает глубокую признательность и искреннюю благодарность:
Н.И. Акимову|, Л.Д. Емалетдиновой, Л.М. Козупице, И.Ю. Ломакиной, В.Н. Павлычеву, Е.Г. Прокшиной, Е.А. Румянцевой, В.Г. Уметбаеву
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Стрижнев, Кирилл Владимирович
Выводы к разделу 4
1. Проведен анализ эффективности внедрения технологий РИР, начиная 1986г., в скважинах Талинской площади Красноленинского месторождения и показано, что успешность РИР в среднем не превышает 5560%, а дополнительная добыча от мероприятия - 1 тыс. т на скважину. На примере внедрения разработанных технологий РИР по отключению нижнего обводненного пласта ЮК-11 и переходу на верхний пласт ЮК-10 в 50 скважинах Талинской площади, с использованием установленных закономерностей управления зоной смешения изоляционных составов с технологическими и промывочными жидкостями, показаны возможности увеличения успешности РИР до уровня 74 %, что обеспечило достижение дополнительной добычи нефти в количестве 1,3 тыс.т на одну скважину.
2. Результаты внедрения технологий моделирования по устранению негерметичности скважин с низкой приемистостью и управления свойствами вязко-упругих составов для частичного и полного отключения обводненных интервалов пластов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», показали увеличение успешности РИР с 60 до 75%, при суммарной дополнительной добыче нефти на уровне 115 тыс. т по 114 обработанным скважинам.
3. Описан комплексный проект по разработке и моделированию технологий РИР в горизонтальных скважинах Ярайнерского и Еты-Пуровского месторождений. Показано, что в результате опытно-промышленных работ по селективной водоизоляции на горизонтальных скважинах 1019Г и 101Г достигнуто перераспределение фильтрационных потоков и создание сопротивлений на пути фильтрации основного потока -обводняющей скважины воды. Выявлено, что факт формирования полимерного геля в пласте является объективным, однако возможным также является его формирование не во всех водонасыщенных интервалах. Выработаны рекомендации по увеличению объема закачки ВУС, с возможной модификацией технологии в виде последующей закачки подкрепляющей полимерной оторочки со сшивателем быстрого действия, обеспечивающего формирование отдельных гелевых частиц и повышенный уровень сопротивлений при фильтрации, что позволит насытить один принимающий интервал и воздействовать на следующую менее проницаемую область горизонтального ствола скважины.
4. Представлен комплексный проект моделирования технологий выравнивания профиля приемистости (В1Ш) нагнетательных скважин Романовского месторождения с использованием установленных зависимостей и reo лого-гидродинамического моделирования. Сравнительный анализ результатов работ, проведенных в 2006 г., без моделирования процесса выравнивания профиля приемистости с результатами работ при моделировании процесса показали, что:
• в результате проведения выравнивания профиля приемистости прямой эффект интенсификации добычи нефти отмечается на 5 скв, в которых произошло увеличение дебита нефти по отношению к периоду до реализации технологий ВПП в среднем на 10% (дополнительная добыча нефти - 2557 т);
• в результате проведения ВПП эффект по снижению темпов падения базовой добычи нефти отмечается на 7 скв. где при сравнении результатов прогноза путем экстраполяции и фактических данных эксплуатации скважин видно, что падение добычи нефти сдержано в среднем на 42%(дополнительная добыча нефти - 17762т), а в целом по участку процент падения базовой добычи нефти снижен с 26% до 8%.
5. Таким образом, комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить точность прогноза эффекта внедрения технологий и успешность проведения РИР в скважинах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Разработана комплексная модель планирования и реализации РИР в скважинах, включающая в себя выбор скважин и расчет оптимального дизайна проведения РИР, основанная на использовании четырех блоков моделирования: технологического, геологического, химического и экономического.
2. В результате проведенных теоретических, экспериментальных исследований и промысловых испытаний установлено, что математическая модель распределения изоляционных составов в пласте и заколонном пространстве при проведении РИР в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, основанная на квазистационарной модели закачки изоляционных составов, позволяет прогнозировать изменение условий притока флюидов в скважину с учетом пространственного положения, изолирующей способности и прочности изоляционного материала, определяемых в условиях разбавления изоляционных составов технологическими жидкостями.
3. Управление кинетикой структурирования, прочностными и адгезионными свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда, достигается путем методически обоснованного подбора типа и концентрации «сшивателя», основанного на определении функциональных зависимостей кислотности среды и термобарических условий объекта изоляции на время структурирования изоляционных материалов в трещинах и пористой среде.
4. В результате выполненных лабораторных исследований разработаны новые изоляционные составы и технологии РИР (Патенты РФ №№ 2272905, 2272892, 2167267, 2175049, 2359002, 2317412, 2317399, 2272904, 2266312).
5. Установлено, что для оптимизации процесса выбора изоляционных составов последние должны быть сгруппированы исходя из механизма изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристики объекта изоляции, которая является функцией изменения коэффициента приемистости от давления нагнетания и скорости закачивания во времени, определяемых при заданных условиях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважины.
6. Разработанная комплексная модель выбора скважин и расчета оптимального дизайна позволила повысить точность прогноза технологической эффективности на 30% и обеспечить успешность РИР на уровне 75%, что подтверждается результатами внедрения в 50 скважинах Талинской площади Красноленинского месторождения ОАО «ТНК-Нягань» и 114 скважинах месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».
7. Проведенные научно-исследовательские работы по секторному моделированию технологий выравнивания профиля приемистости на Романовском месторождении позволили разработать научно-методические подходы к моделированию аналогичных технологий на полномасштабной геолого-гидродинамической модели и обеспечили повышение эффективности работ на 15%.
8. Результаты исследований внедрены в 250 сважинах нефтегазодобывающих предприятий: ОАО «Башнефть», ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», ТПП «Когалымнефтегаз», Т1111 «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз», ООО «РН - Пурнефтегаз» и используются в учебном процессе при подготовке специалистов в РГУНГ им. И.М. Губкина, Уфимского государственного нефтяного технического университета, Тюменского государственного нефтегазового университета, Санкт-Петербургского государственного горного университета, по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Стрижнев, Кирилл Владимирович, Санкт-Петербург
1. A.c. 1170119 Россия, Е 21В 21/06. Тампонажный состав «ГИКОС 1»/Б.С. Лядов, А.Т. Кошелев, C.B. Усов, В.И. Мартынюк, B.C. Свиридов и Ю.Н. Вершинин.-З662690/22-03; Заявлено 27.09.83; Опубл. 30.07.85. Бюл. №28.
2. A.c. 1317099 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритоков в скважине / О.В. Поздеев, Э.Д. Пасхина и др.
3. A.c. 1588860 СССР, МКИ Е 21 В 33/138-4439925/24-03(064636) Тампонажный состав. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Легостаева И.В., Стрижнев В.А.; Заявлено 25.04.88. Опубл. 90, Бюл.№32// Открытия и изобретения.-1990.-№32.-С. 126.
4. A.c. 1602975 Россия, Е 21В /138. Тампонажный состав для изоляции пластовых вод/Н.И. Крысин, М.Р. Мавлютов, Т.А. Скороходова, Ю.М. Сухих, P.M. Минаева, С.А. Гершенев.-4450915/24-03; Заявлено 28.06.88; Опубл. 30.10.90. Бюл. №40.
5. A.c. 1620610 Россия. Е 21В 33/138. Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения/Н.А. Абдурахимов, А.Т. Джалилов, Ш.Г. Файзиев, H.A. Самигов, A.C. Эркинов и E.H. Лыков.-4477552/03; Заявлено 29.08.88; 15.01.91. Бюл. №2.-С.
6. A.c. 1629483 Россия, 5 Е21 В 33/138. Состав для изоляционных работ в скважине/В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, И.В. Легостаева, М.Е. Алексеева, В.А. Стрижнев.-4498430/-03; Заявлено 20.09.88; Опубл. 23.02.91. Бюл. №7//Изобретения.-1991 .-№7.-С. 112.
7. A.c. 1629483 СССР, МКИ Е21 В 33/138 4498430/24 - 03(0136764). Состав для изоляционных работ в скважине. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Хисаева Д.А.; Заявлено 20.09.88.Опубл. 91, Бюл.№7//Открытия и изобретения.-1991.-№ 7.
8. A.c. 1668633 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный состав. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Хисаева Д.А.; По заявке № 4702710/2403/078320 от 06.06.89.
9. A.c. 1668634 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный состав. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Хисаева Д.А.; По заявке № 4731633/2403/112906 от 28.08.89.
10. A.c. 1730434 Россия, Е 21В 33/138. Полимерный состав для проведения изоляционных работ в скважинах/Б.С. Лядов.-4691260/03; Заявлено 16.05.89; Опубл. 30.04.92. Бюл. №16/1 //Изобретения.
11. A.c. 1763638 Россия, Е 21В 33/138. Полимерный тампонажный состав/Д.А. Хисаева, В.Г. Уметбаев, В.А. Блажевич, И.В. Легостаева.-4866917/03; Заявлено 14.09.90; Опубл. 23.09.92. Бюл. №35,- С. 36.
12. A.c.1739005 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный состав. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Хисаева Д.А.; По заявке № 4752033/03(130910) от 24.10.89.0публ. 07.06.92, Бюл.№21// Открытия и изобретения.- 1992.-№ 21.-С.
13. A.c.1763638 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный состав. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Хисаева Д.А., Легостаева И.В.; По заявке № 4866917/03(095222) от 14.09.90. Опубл. 23.09.92, Бюл.№35// Открытия и изобретения.- 1992.-№ 35.-С.
14. A.c. 1776762 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Хисаева Д.А.; По Приоритет 24.10.89. Опубл. 23.11.92, Бюл. №43// Открытия и изобретения,- 1992.-№ 43.-С.
15. Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Геология и разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений России.-М.:ВНИИОЭНГ, 1996.-Т.2.-352 с.
16. Акимов Н.И., Стрижнев К.В., Чернов A.B., Павлов И.В. Влияние параметров пласта на продуктивность горизонтальных скважин. // Интервал. 2006.-№ 4.-С. 38-43.
17. Асан-Заде А.Т. Результаты экспериментальных работ по изоляции водопритоков в глубоких нефтяных скважинах // Азерб. нефт. хоз-во.-1984.-№ б,- С. 34-36.
18. Баймухаметов К.С. и др. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана (Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш.)-Уфа:РИЦ АНК Башнефть, 1997.-424с.
19. Баранов Ю.В., Маликов М.А., Нигматуллин И.Г., Чугунов C.B. О некоторых аспектах повышения эффективности водоизоляционных работ// Нефтяное хозяйство. 2000. -№11. - С.34-35.
20. Басниев К.С., H.H. Кочина, В.М. Масимов Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. М.: Недра, 1993. - 416 с.
21. Батунер JI.M., Позин М.Е. Математические методы в химической технике. -Д.: «Химия».-1968.-824 с.
22. Белонин М.Д., Подольский Ю.В. Нефтегазовый потенциал России и возможности его реализации (оценки и прогнозы на основе имитационных технологий).- СПб.: Недра, 2006.-376 с.
23. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Состояние и задачи проблемы ремонтных работ в скважинах.-Тр/Башнипинефть.-1977,- Вып. 50.- С.97-104.
24. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.-М.: Недра, 1985.-208 с.
25. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Асмоловский B.C. Оценка технологической эффективности селективной изоляции обводненных интервалов пласта.-Тр./Башнипинефть.-1989.-Вып.80.- С.52-58.
26. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. Тампонажные (изоляционные) материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах.-Уфа, РИО Госкомиздата БАССР, 1992.-88 с.
27. Блажевич В.А., Умрихина E.H. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины.-М.: Недра, 1974.-212 с.
28. Блажевич В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г. Применение синтетических смол на основе сланцевых фенолов при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах.-Нефт. хозяйство,-1976.-№ 8.-С.52-56.
29. Блажевич В. А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений.-М.: Недра, 1981.-232 с.
30. Блажевич В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г., Большаков J1.A. Ограничение водопритоков в скважинах при заводнении.-М.:ВНИИОЭНГ,-1977.-56 с.
31. Блажевич В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах с помощью фенолоформальдегидного материала.-РНТС. Сер.Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ,- 1976.-№ 7,- С.28-32
32. Блох С.С., Бродский A.JL, Иоффе О.П. и др. Физико-геологические особенности разработки Талинского месторождения // Нефт. хоз-во.-1990.-№4.-С. 46-50.
33. Бойко B.C., Савинков Г.Д., Дорошенко В.Н. Технологические основы и опыт применения внутрипластовых термохимических обработок // Нефтяная и газовая промышленность.-1982.-№ 2.-С. 35-38.
34. Бретшнайдер С. Свойства газов и жидкостей (инженерные методы расчета): Пер. с польского / Под ред. П.Г. Романкова.-Jl.: «Химия».-1966.-536 с.
35. Брилл Дж. П., X. Мукерджи Многофазный поток в скважинах. Пер. с англ. Ю. В. Русских. Москва-Ижевск: Ин-т компьютерных исследований, 2006. - 384 с.
36. Буевич A.C. Технологический комплекс для геофизических исследований обсаженных скважин. Каротажник, 1998, № 43, с.31-39.
37. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин.-М.: Недра.-1991.-336 с.
38. Булатов А.И., Обабко Г.А., Рутберг Э.Л. Смешение тампонажного и глинистого растворов в процессе цементирования скважин при турбулентном режиме течения // Нефтяное хозяйство .-1969.-№ 2.-С. 2629.
39. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины.-М.: Недра, 1976.-174 с.
40. Вашуркин А.И. О нецелесообразности гидрофобизации призабойных зон эксплуатационных скважин // Нефть и газ Тюмени.-1971.-№ 10.-С. 3841.
41. Газизов А.Ш. Результаты исследований физико-химических свойств некоторых кремнийорганических соединений применительно к изоляции закачиваемых вод // Труды ТатНИПИнефть.-1983.-№4.-С. 89-93.
42. Газизов А.Ш., А.И. Никифоров, A.A. Газизов Математическая модель вытеснения нефти водой с применением полимердисперсных систем. Инженерно-физический журнал. 2002. - Т. 75. - Вып. 1. - С. 91-94.
43. Газизов А.Ш., Баранов Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающих скважинах // Обзор, информ. Сер. Нефтепрмысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1982,- 47 с.
44. Гафаров Ш.А. Физика нефтяного пласта (типовые расчеты).-Уфа: УГНТУ,-1998.-141 с.
45. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта.-М.: Гостоптехиздат.-1963.-274 с.
46. Глазова В.М., Стрижевский Л.И. Основные достижения при применении полимеров в нефтедобыче // Обзор зарубежной информации. Сер. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1976.-С.53.
47. Глумов И.Ф. Применение нефте-сернокислотной смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1985.
48. Григорьева В.А., М.М. Иванова, В.Д.Лысенко, В.Ф.Чарыков Сложности разработки Талинского месторождения // Нефт. хоз-во.-1995,-№ 5/6.-С. 36-38.
49. Гурова Т.И., Казаринов В.П., Литология и палеонтология Западно Сибирской низменности в связи с нефтегазоносностью. -М.: Гостоптехиздат, 1962.
50. Долгосрочная государственная программа изучения недр и воспроизводства МСБ России на основе баланса потребления и воспроизводства минерального сырья. М.: МПР РФ, 2005 ,144 с.
51. Журавлев А. Чем богаты?- «Нефть России», № 10, 2006, с. 12-15.
52. Земцов Ю.В., Белогуров В.В., Ротакова O.A. Исследование свойств тампонажного материала на основе полифенилэтоксисилоксана // Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири.-Тюмень: СибНИИНП.-1982.-С. 53-55.
53. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям.-М.: Госэнергоиздат.-1960.-464 с.
54. Измерение дебита скважин по флуктуациям давления. Браго E.H., Царев A.B., Ермолкин О.В. Нефтяное хозяйство, 1983, №10, с.45-49.
55. Инструкция по селективной изоляции обводненных интервалов пласта в скважинах месторождений АНК «Башнефть».-Уфа: Башнипинефть, 2000.-11с.
56. Инструкция по устранению негерметичности эксплуатационных колонн и селективной изоляции обводненных интервалов пласта в скважинах Хохряковского и Пермяковского месторождений.-У фа: Башнипинефть, 2000,-14с.
57. Ионов В.И., Блажевич В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г. Об отключении обводненных интервалов монолитного пласта. -Тр./Башнипинефть.-1978.-Вып.52,- С.77-80.
58. Караганов В.В., Л.Г. Кульпин, P.P. Мурзин, Ю.А. Симонов Шельф России: прогноз добычи углеводородов до 2030 г. и инфраструктура технико-технологического обеспечения. Н/Х. №6 2006г. С.-76-78.
59. Киселев П.Г. Справочник по гидравлическим расчетам.-М.: Госэнергоиздат.-1957.-352 с.
60. Клещенко И.И. Лабораторные исследования по применению кремнийорганичеких жидкостей для водоизоляционных работ //
61. Совершенствование строительства глубоких разведочных скважин на новом этапе развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса.-Тюмень, 1987.- С. 44-46.
62. Клегценко И.И., Григорьев A.B., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин.-М.: ОАО «Издательство Недра», 1998.-267 с.
63. Козупица JI.M., Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Назметдинов P.M. Совершенствование технологий устранения негерметичности колонн в условиях отсутствия непрерывной приемистости // Интервал. 2005.-№ 4-5.-С. 44-53.
64. Колганов В.И., Сургучев М.Л., Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов.-М.: Недра, 1965.-262 с.
65. Коноваленко В.В. и др. Реакции в полимерных системах (Коноваленко В.В., Иванчев С.С., Хайблайн Г., Павлюченко В.Н., Куганов С.И., Рэтг М., Арнольд М., Дьячковский Ф.С., Дмитренко A.B., Рот Х.К., Вюнше Р., Таплик Т.).-Л.¡Химия, 1987.-304с.
66. Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных сред ах.-М.: Недра,- 1987.- 190 с.
67. Кравченко И.И., Иманаев Н.Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах.-М.:Гостоптехиздат, 1960.-186 с.
68. Крайнов С.Р., Б.Н. Рыженко, В.М. Швец Геохимия подземных вод. Теоретические, прикладные и экологические аспекты. М.: Наука 2004 г.
69. Лаптев В.В. Развитие нефтегазового сервиса России. Н/Х. №6 2006г. С.-71-75.
70. Ломакина И.Ю., А.В.Корнилов, А.М.Ильясов, Ю.А. Поддубный, В.А. Стрижнев Построение математической модели селективной изоляции водопритока // ОАО НПФ «Геофизика». Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. Вып. 5. Уфа: Новый стиль, 2008. -308 с.
71. Ломакина И.Ю., Корнилов A.B., Стрижнев К.В. Особенности моделирования водоизоляционных работ. Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти, экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. Вып. №6. Уфа 2009 С.71-79.
72. Лурье Ю.Ю. Справочник по аналитической химии, 5-е изд., перераб.-М.:Химия, 1979.-480с.
73. Макаров A.B. Экономические вопросы проектирования и разработки нефтяных месторождений. СПб.: «Недра», 2009. - 196 с.
74. Маковей Н.Гидравлика бурения. Пер. с румынского. М.: Недра, 1986. -536 с.
75. Максимов С.П. Нефтяные и газовые месторождения СССР.-М.: Недра, 1987.-Т.2.-303 с.
76. Маляренко A.B., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири // Обзор. информ. Сер. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1987.-34 с.
77. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949. 628 с.
78. Маслов И.И., Янковский Ю.Н., Словодневская Л.А. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основекремнийорганических соединений // Азерб. Нефт. хоз-во.-1983.-№9.-С. 22-25.
79. Методические указания по планированию технологии РИР для ликвидации заколонной циркуляции жидкости в скважинах. Москва 2007.
80. Мищенко И. Т., Кондратюк А. Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Под редакцией И. Т. Мищенко.-М.: Нефть и газ.-1996.- 190 с.
81. Муравьев А., Шумаков Я. Применение современных технологий для гидродинамических исследований скважин. В кн. «Труды международного форума исследователей скважин, 1618.12.2003». М., с.251-256.
82. Мухаметзянов Р.Н., Фахретдинов Р.Н., Стрижнев К.В., Ковалева A.A. Аспекты применения геолого-гидродинамического моделирования для проектирования и мониторинга геолого-технических мероприятий. // Нефтяное хозяйство. 2006.-№ 9.-С. 108-111.
83. Назметдинов P.M., Стрижнев К.В. Состояние и проблемы РИР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах Западной Сибири. Тр./Башнипинефть.-2000.-Вып.100.- С.143-147.
84. Назметдинов P.M., Стрижнев К.В., Сайфутдинов Ф.Х. Результаты опытно-промышленных работ по повышению нефтеотдачи пластов на Коттынском нефтяном месторождении // Интервал. 2005.-№ 4-5.-С. 8492.
85. Недропользование в Ханты-Мансийском АО в 2004 году. Гос. предприятие ХМАО «Научно-аналитический центр рациональногонедропользования им. В.И.Шпильмана», Тюмень-Ханты-Мансийск, 2005,116 с.
86. Никифоров А.И. и др. О моделировании потокоотклоняющих технологий воздействия на нефтяные пласты Изв. РАЕН. Серия МММИУ. 2003 -Т. 7.-Вып. 3-4.-С. 25-43.
87. Оказание услуг по испытанию технологий РИР в скважинах месторождений АНК Башнефть и Западной Сибири: Книга 2. Отчет/Башнипинефть; рук. темы В.Г. Уметбаев.-Уфа.-1999.-94с.
88. Патент 1804548 МКИ Е 21 В 33/13. Способ изоляции проницаемых пластов, сложенных терригенными породами. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А.; Приоритет 22.02.91.Опубл. 23.03.93, Бюл.№11//Открытия и изобретения.- 1993.-№ 11.-С.
89. Патент 1838583 МКИ Е 21 В 33/13. Тампонажная смесь. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Хисаева Д.А.; Приоритет 24.07.91. Опубл. 30.08.92, Бюл.№32//Открытия и изобретения.- 1992.-№ 32.-С.
90. Патент 2017936 Россия, Е 21В 33/138. Изолирующий состав/Валеева Т.Г., Вердеревская Ю.Л., Попова В.Л., Михеева И.В., Кобяков Н.И., Арефьев Ю.Н., Галимов Р.Р.-4922373/03; Заявлено 28.03.91; Опубл. 15.08.94. Бюл. №15.
91. Патент 2106478 Россия, МПК6 Е21 В 33/138. Способ изоляции зон поглощения/Н.И. Кошторев.-№95117365/03-95; Заявлено 06.10.95; Опубл. 10.03.98, Бюл. №7//Изобр. Открытия.-1998.-№7.-С.258.
92. Патент 2167267 Россия, Е 21В 33/138. Полимерный тампонажный состав/Павлычев В.И., Уметбаев В.Г., Емалетдинова Л.Д., Прокшина
93. Н.В., Стрижнев К.В., Камалетдинова P.M., Стрижнев В.А., Назметдинов P.M., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С.-2000121311/03; Заявлено 08.08.2000; Опубл. 20.05.2001. Бюл. №14.-С. 33.
94. Патент №2139411. Тампонажный состав. Павлычев В.Н., Уметбаев.В.Г., Прокшина Н.В., Емалетдинова Л.Д.; Опубликовано 10.10.99, БИ №28, 1999.
95. Патент №2143543. Способ изоляции неоднородного по проницаемости пласта. Прокшина Н.В., Уметбаев.В.Г., Павлычев В.Н., Емалетдинова Л.Д.; Опубликовано 27.12.99, БИ №36, 1999.
96. Патент №2149255. Способ селективной изоляции обводненных интервалов пласта в скважинах. Уметбаев.В.Г., Павлычев В.Н., Прокшина Н.В.; Опубликовано 20.05.2000, БИ №14, 2000.
97. Патент №2154728. Тампонажный состав. Прокшина Н.В., Уметбаев.В.Г., Павлычев В.Н., Емалетдинова Л. Д.; Опубликовано 20.08.2000, БИ №23, 2000.
98. Патент №2167267. Полимерный тампонажный состав. Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г., Прокшина Н.В., Назметдинов P.M., Емалетдинова Л.Д., Стрижнев К.В., Прокшина Е.Г., Стрижнев В.А., Камалетдинова P.M., Габдрахманов Н.Х.; Опубликовано 20.05.01, БИ №14, 2001.
99. Патент № 2272904 Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин. Румянцева Е.А., Стрижнев К.В., Лапшина М.В.
100. Патент № 2272905 Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины. Румянцева Е.А., Козупица Л.М., Стрижнев К.В.
101. Патент № Состав, способ приготовления и применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин. Позднышев Г.Н., Шелепов В.В., Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Лысенко Т.М.
102. Патент № Способ изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине. Румянцева Е.А., Стрижнев К.В., Козупица Л.М.
103. Патент № Способ изоляции пласта. Румянцева Е.А., Козупица Л.М., Стрижнев К.В.
104. Патент (заявка № 2272892 от 04.07.2005г.) Способ разработки неоднородных пластов. Румянцева Е.А., Стрижнев К.В., Козупица Л.М.
105. Патент № Способ удаления жидкости из скважины. Румянцева Е.А., Стрижнев К.В., Акимов Н.И., Лысенко Т.М., Волков В.А.
106. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.-653 с.
107. Раковский Н.Л. Методика определения потерь тепла в нагнетательных скважинах при закачке в пласт теплоносителей Тр. ВНИИ, вып. 15, М.: Недра, 1970, с. 82-93.
108. Румянцева Е.А. «Оптимизация параметров потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением гелеобразующих композиций», Диссертация на соискание степени кандидата технических наук, Уфа, 2004г.
109. РД 03-00147275-077-2002 Технология обработки призабойной зоны пласта гидрофобизатором.-Уфа: Башнипинефть, 2002.-11с.
110. РД 39-0147009-532-87 Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ.-Краснодар: ВНИИКРнефть, 1987.-88 с.
111. Рогачев М.К., Зейгман Ю.В., Гарифуллин Ф.С., Волочков Н.С., Хусаинов Н.Р., Стрижнев К.В. Разработка и выбор гидрофобизирующих составов для глушения скважин при текущем ремонте. // Н/Х. 2006.-№ 4.-С. 116-118.
112. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2006.-295с.
113. Руководство к программе расчета объемов закачки гелеобразующих реагентов для водоизоляционных работ (изоляция обводненных интервалов и ликвидация заколонных перетоков) / E.H. Кожевников. Самара, 2002. - 9 с.
114. Рябоконь С.А., Скородиевская JI.A. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ. // Нефт. хоз-во.-2002.-№7.-С. 120-125.
115. Рябоконь С.А., Усов С.А., Уметбаев В.Г. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении PHP в скважинах.-Нефт. хоз-во,- 1989,-№4,- С.44-47.
116. Савельев В.А., Шаламов М.А., Стрижнев К.В. Роль современных методов повышения нефтеотдачи в освоении нефтяных месторождений ОАО «Газпром нефть». Материалы II Международного научного симпозиума ОАО «ВНИИнефть» М.2009г С. 15-24 (том 1).
117. Сахаров В.А., Мохов М.А. Определение вязкости водонефтяных эмульсий //Нефтепром. дело, 1972. №8 - с. 16-19.
118. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике.-М.: Наука.-1965.-388 с.
119. Современные методы поточного измерения расхода и количества жидкости и газа в трубопроводе. Браго E.H., Коротков М.К., Царев A.B.
120. М.ВНИИОЭНГ, Обзорная информация, 1987, 36с.
121. Справочник по добыче нефти / K.P. Уразаков, A.B. Дашевский, С.Е. Здольник и др.; под ред. K.P. Уразакова. СПб: ООО «Недра», 2006. -448 с.
122. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова М.: Недра, 1983, 455 с.
123. Стрижнев В. А., А.В.Корнилов, В.И. Никишов, В.Г. Уметбаев Анализ мирового опыта применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах Нефтепромысловое дело. 2008. - № 4. - С. 28-34.
124. Стрижнев В.А. Исследования и ликвидация перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах: Дис. канд. техн. наук: 05.15.06.-Уфа: Башнипинефть.-1980.-135 с.
125. Стрижнев К.В. К возможности селективной изоляции обводненных пластов в аномальных термобарических условиях Талинского месторождения.- Тр./Башнипинефть.-2000.-Вып. 105.- С.93-98.
126. Стрижнев К.В. Повышение эффективности ликвидации гидрато-парафиновых отложений в скважинах Талинского месторождения. Сборник докладов молодых ученых и специалистов на XVIII творческой конференции Башнефть, 2000 г.-С. 93-98.
127. Стрижнев К.В. Прогресс с затянутым поясом. // Нефть России -2005. -С. 6-7
128. Стрижнев K.B. Тампонажные составы для восстановления герметичности эксплуатационных колонн. // Нефтяное хозяйство. 2007.-№ 12.-С. 49-52.
129. Стрижнев К.В. Теоретическое обоснование параметров технологии закачивания полимеризующегося тампонажного состава в обводненные пласты с температурой 100-120 °С.- Тр./Башнипинефть.-2001.-Вып. 107.-С.56-62.
130. Стрижнев К.В. Уточненная методика расчета параметров зоны смешения взаиморастворяющихся жидкостей в вертикальном трубопроводе.- Тр./Башнипинефть.-2002.-Вып.110,- С.38-48.
131. Стрижнев К.В., Акимов Н.И., Чернов A.B., Павлов И.В. Влияние фильтрата бурового раствора на продуктивность горизонтальных скважин. // Бурение и нефть. 2006.-№ З.-С. 15-17.
132. Стрижнев К.В., Ипатов А.И., Хасаншин Р.Н. и др. К вопросу ограничения водопритока в горизонтальных скважинах. // Нефтяное хозяйство. 2009.-№ 12.-С. ???.
133. Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Акимов H.H., Лапшина М.В. Новые технологии ОАО «ОТО» в области интенсификации добычи нефти // Интервал. 2005.-№ 4-5.-С. 58-64.
134. Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Лапшина М.В. Сухая кислотная смесь для обработки труднодоступных скважин // Интервал. 2005.-№ 4-5.-С. 53-58.
135. Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Лысенко Т.Н. Селективное воздействие на призабойную зону пласта // Интервал. 2005.-№ 4-5.-С. 64-71.
136. Стрижнев К.В., Стрижнев В.А. Выбор тампонажного материала для обоснования технологии ремонтно-изоляционных работ. // Нефтяное хозяйство. 2006.-№ 9.-С. 108-111.
137. Сулейманов А.Б., Асан-Заде А.И. Ограничение водопритоков в скважинах месторождения Сангачалы море - Дуванный - море - о. Булла // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело.- М.: 1984.-№5,- С. 18-20.
138. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин A.C. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин.-М.: Недра.- 1984.- 224 с.
139. Сургучев. M.JL, Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах.-М.: Недра.-1984.-216 с.
140. Султанов Б.З., Орекешев С.С. Вопросы выноса песка в процессе эксплуатации нефтяных скважин. Нефтегазовое дело, №7,2005.
141. Тяпов O.A. , А.Г. Михайлов, A.B. Корнилов, O.A. Лознюк, В.И. Никишов, В.А. Стрижнев Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ // Бурение и нефть. № 9. - 2008 г. - С. 44-47.
142. Уметбаев В.Г. , B.H. Павлычев, Л.Д. Емалетдинова, K.B. Стрижнев Исследования каталитического отверждения карбамидоформальдегидной смолы при температурах 20-100°С. Тр. Башнипинефть. - 2001. - Вып. 106.-С. 33-40.
143. Уметбаев В.Г., Емалетдинова Л.Д., Стрижнев К.В. Методика поиска отвердителей смолы КФЖТ для условий пластовой температуры 60-100 °С.- Тр./Башнипинефть.-2002.-Вып. 110.- С.5-12.
144. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф. Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин.-Уфа: Башнипинефть, 1995.-251 с.
145. Уметбаев В.Г., Назметдинов P.M., Стрижнев К.В. Испытание, анализ технологий отключения обводненного нижнего пласта и их эффективности в скважинах Талинского месторождения ОАО «ТНК-Нягань» .- Тр./Башнипинефть.-2001.-Вып. 106.- С.40-47.
146. Уметбаев В.Г., Павлычев В.Н., Емалетдинова Л.Д., Стрижнев К.В. Исследования каталитического отверждения карбамидоформальдегидной смолы при температурах 20-100 °С.- Тр./Башнипинефть.-2001.-Вып.106.-С.33-40.
147. Уметбаев В.Г., Плотников И.Г., Сафонов E.H. Отключение обводненных интервалов продуктивных пластов отверждающимися тампонажными материалами.-М.:НТЖ "Нефтепромысловое дело".-1995.-№6,-С. 18-21.
148. Уметбаев В.Г., Прокшина Н.В., Павлычев В.Н., Стрижнев К.В. и др. Исследование синтетических латексов как основы изоляционного материала.-Тр./Башнипинефть.-2000.-Вып. 100.- С. 136-143.
149. Уметбаев В.Г., Прокшина Н.В., Павлычев В.Н., Стрижнев К.В. и др. Новый тампонажный состав для РИР в условиях пластовой температуры 60-100 °С .-Тр./Башнипинефть.-2000.-Вып. 100. часть 2,- С.50-53.
150. Уметбаев В.Г., Прокшина Н.В., Павлычев В.Н., Стрижнев К.В. и др. Новый тампонажный состав для РИР в условиях пластовой температуры 60-100°С .-Тр./Башнипинефть.-2000.-Вып. 100. часть 2,- С.50-53.
151. Уметбаев В.Г., Прокшина Н.В., Павлычев В.Н., Стрижнев К.В. и др. Исследование синтетических латексов как основы изоляционного материала.-Тр./Башнипинефть.-2000.-Вып. 100.- С.-136-143.
152. Уметбаев В.Г., Прокшина Н.В., Шувалов A.B., Стрижнев К.В., Камалетдинова P.M., Прокшина Е.Г. Технология и предварительныерезультаты обработки призабойной зоны высокообводненных скважин гидрофобизатором.- Тр./Башнипинефть.-2001.-Вып.106.- С.-79-88.
153. Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А., Павлычев В.Н. Проблемы в области технологий РИР, направления и некоторые результаты их исследования.-НХ, №11, 2001.-С.32-34.
154. Умрихина E.H., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах.-М.: Недра, 1966.-164 с.
155. Федоров K.M. Аналитические исследования процесса гелеобразования в призабойной зоне скважин. Изв. РАН, сер. МЖГ. -№4.- 1997.-С. 80-87.
156. Хувинк Р., Ставерман А. Химия и технология полимеров.-JI.: Химия, 1965,- Т.2.-512 с.
157. Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах.-М.: Недра, 1975.-296 с.
158. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика.-М.: Гостоптехиздат,-1963.-396 с.
159. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965.238 с.
160. Шапатин A.C. Кремнийорганические водоизолирующие составы для нефтяной промышленности // Новые области применения металлорганических соединений.- М.: ГНИИХТ ЗОС, 1983.-С. 83-84.
161. Шелепов В.В., Назметдинов P.M., Стрижнев К.В., Булыгин Д.В. Использование модели для обоснования геолого-технических мероприятий на Урьевском месторождении // Интервал. 2005.-№ 4-5.-С. 21-29.
162. Шелепов В.В., Позднышев Г.Н., Стрижнев К.В., Румянцева Е.А. Способ повышения нефтеотдачи пластов методом заводнения // Интервал. -2005.-№4-5.-С. 33-39.
163. Шерман Ф. Эмульсии.: Пер. с английского / Под ред. A.A. Абрамзона.-JI.: «Химия».-1972.-448 с.
164. Шумилов В.А. О задачах и возможностях селективной изоляции вод // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело.-М., 1973,- №10,- С. 36-39.
165. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография: в 2 ч М.: Нефть и газ, 1995. - Ч. 1 - 586 с. Ч. 2. - 493 с.
166. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для ВУЗов. М.: Альфа-Пресс, 2005. 510 с.
167. Юмадилов А.Ю. Изоляция пластовых вод.-М.: Недра, 1976.-111 с.
168. Юрчук A.M., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти.-М.: Недра.-1979.-272 с.
169. Яблонский B.C. О турбулентной диффузии в трубах,- ИФЖ, 1960.-№3.
170. Яблонский B.C., Юфин В.А., Бударов Н.П. Последовательная перекачка нефтепродуктов и нефтей по магистральным трубопроводам. Гостоптехиздат.-1959.-346 с.
171. Bai, B.; Han, M. et al.: "Selective Water Shutoff Technology Study and Application of W/O Emulsions". Paper SPE 59320 presented at the 2000 SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, 3-5 April 2000.
172. Barree R.D. A New Look at Fracture-Tip Screenout Behavior. JPT (Feb. 1991) 138; Trans., AIME. P. 291.
173. Barree R.D. A Practical Numerical Simulator for Three Dimensional Fracture Propagation in Heterogeneous Media. Paper SPE 12273 presented at the 1983 SPE Reservoir Simulation Symposium, San Francisco, Nov. 15-18.
174. Bhide, V.; Hirasaki, G. et al.: "Foams For Controlling Water Production". Paper SPE 93273 presented at the 2005 SPE International Symposium on Oilfield Chemistry held in Houston, USA, 2-4 February 2005.
175. Sif\ RnrflHin Th VdHirr>llcllP>\( Th pt q! ■ " A r>r»1ii^C»tir»nO r\f T? ill Qtil/£»1l7
176. W. i v VI VWlllj «—< . V J . , T U1L111 UUOllV » J 1 . I J . v L U1 . . i 1J./J/1 HyliLlUlliI V / A 1 VV lull V W j
177. Permeability Modifiers To Control Water Cut Following Hydraulic Fracturing in Western Siberia Oilfields". Paper SPE 102679 presented at the 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, USA, 24-27 September 2006.
178. Bosma M., K. Ravi et al. Design Approach to Sealant Selection for the Life of the Well. Paper SPE 56536 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, Oct. 3-6.
179. Boukheifa L., N. Moroni et al. Evaluation of Cement Systems for Oil and Gas Well Zonal Isolation in a Full-Scale Annular Geometry. Paper SPE 87195 presented at the 2004IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Mar. 2-4.
180. Buraffato, G.; Pitoni, E. et al.: "Water Control in Fissured Reservoirs -Diagnosis and Implementation of Solutions: Cases from North Italy". Paper SPE 96569 presented at Offshore Europe 2005 held in Aberdeen, Scotland, UK, 6-9 September 2005.
181. Chang, H.L.; Sul, X. et al.: "Successful Field Pilot of In-Depth Colloidal Dispersion Gel Technology on Daqing Oilfield". Paper SPE 89460 presented at the 2004 SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, 17-21 April 2004.
182. Creel P. , I. Bahamon, and R. Abdulkadir Investigations on Treatment Controls for Placement of Chemical and/or Cement Squeezes. IPTC 10157, presented at the International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar, 21-23 November 2005.
183. Der Sarkissian, J.; Prado, M. and Rauseo, O.: "Lessons Learned from Four Selective Water Shutoff Treatments in Mature Reservoirs in Maracaibo Lake". Paper SPE 96528 presented at Offshore Europe 2005 held in Aberdeen, Scotland, UK, 6-9 September 2005.
184. Dolan D.M., L.J. Thiele, G.P. Willhite Effects of pH and Shear on the Gelation of a Xanthan-Cr(III) System. Paper SPE 25454 presented at the 1993 SPE Production Operations Symposium held in Oklahoma City, Oklahoma, Mar. 21-23.
185. Economides M.J., A.D.Hill, C. Ehlig-Economides. Petroleum Production Systems. PTR Prentice Hall, Englewood Cliffs, NJ, 1994. 611 p.
186. Eijen V., F. Arkesteijn, I. Akil, J. Vliet, D. Batenburg, P. McGinn Development and first Field Application of a Gel/Cement Water-Shutoff System. SPE PO 2006. -V. 21. No 2. p. 230-236.
187. Farkas, R.F.; England, K.W. et al.: "New Cementing Technology Cures 40-Years Old Squeeze Problems". Paper SPE 56537 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 3-6 October 1999.
188. Fredd C.N. and M.J. Miller Validation of Carbonate Matrix Stimulation Models. Paper SPE 58713, presented at the 2000 SPE International Symposium on Formation Damage Control held in Lafayette, Louisiana, Feb.1. T! 1/1 —¿.-r.
189. Geertsma J and R. Haafkens A Comparison of the Theories for Predicting Width and Extent of Vertical Hydraulically Induced Fractures. ASME J. Energy Res. Tech. (March 1979) 101, 8.
190. Gidlye J.L. et. al. (eds.) Recent Advances in Hydraulic Fracturing. Monograph Series, SPE, Richardson TX 12. June 1989.
191. Glasbergen G., M. Buijse Improved Acid Diversion Design Using a Placement Simulator. Paper SPE 02412, presented at the 2006 SPE Russian oil & gas technical conference and exhibition, Moscow, Oct. 3-6.
192. Herbos J., S. Kumar, R. Moreno, M.F. Romero, H. Avendano Reservoir Simulations of Gel Treatments to Control Water Production in Eastern Venezuelan HPHT Fractured Reservoir. Proceedings of International Petroleum Conference, Mexico 2004 (SPE 92003).
193. Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore. The Petroleum Engineer. V. XXV. - No 11.- 1953. -P.B6-B16.
194. Kosztin, B.; Palashty, G. et al.: "Field Evaluation of Iron Hydroxide Gel Treatments". Paper SPE 78351 presented at the SPE 13th European Petroleum Conference held in Aberdeen, Scotland, UK, 29-31 October 2002.
195. Lakatos, I.; Lakatos-Szabo, J. et al.: "Application of Silicate-Based Well Treatment Techniques at the Hungarian Oilfields". SPE 56739 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Houston, USA, 3-6 October 1999.
196. Mackay E.J., I.R. Collins, M.M. Jordan and N. Feasey PWRI: Scale Formation Risk Assessment and Management. SPE 80385, presented at the 5th International Symposium on Oilfield Scale, Aberdeen, 29-30 January 2003.
197. Mackay E.J. Modeling In-Situ Scale Deposition: The Impact of Reservoir and Well Geometries and Kinetic Reaction Rates. SPE 81830 February 2003 SPE Production & Facilities, p. 45-56.
198. Mahajan, M.; Rauf, N. et al.: "Water Control and Fracturing: A Reality". Paper SPE 101019 presented at the SPE 2006 Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition held in Adelaide, Australia, 11-13 September 2006.
199. Marin, A.; Seright, R. et al.: "Connecting Laboratory and Field Resultsfr»r rrflcmt Trp>ntmp«ntc ir> XTdtiirolK/ T?rantnrf»H PrnHiir-tiriri \X/f*11o" Panpr QPTh
200. V 1 V J W 1^.1 < V. A 1 V M LI 1 i W 1 I . .-> AAA 1 1 UVUA L. 1 I J 1 A LiW l> V-. 1 VV* 1 1 V.' UWV 11 11 TT ViAkJ . A VI 1/ A J/77411 presented at the SPE Annual Technological Conference held in San Antonio, Texas, 29 Sep 2 Oct 2002.
201. Mata, F. and Ali, S.: "Water Shutoff Using an Internally Catalyzed System In Boscan Field: Case Histories". Paper SPE 102219 presented at the 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 24-27 September 2006.
202. Mackay E.J. and G.M. Graham How is Scale Prevention Affected by the Late Field Depressurisation of Waterflooded Reservoirs. Presented at the SPE Oilfield Scale Symposium, Aberdeen, 30-31 January 2002.
203. McDiarmid, A.; Alexander, I. et al.: "Experience of a Reservoir Waterflood Failure and Remediation Treatment in the Stag Reservoir,
204. Australia". Paper SPE 72117 presented at the SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference held in Kuala Lumpur, Malaysia, 8-9 October 2001.
205. Meyer B.R., G.D.Cooper and S.G.Nelson Real-Time 3D Hydraulic Fracturing Simulator: Theory and Field Case Studies. Paper SPE 20658 presented at the 1990 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Sept. 23-26
206. Paulo J. and E.J. Mackay Modeling of In-Situ Scale Deposition. SPE presented at the 12th International Oil Field Chemical Symposium, Gelio, Norway, 1-4 April 2001.
207. Peck L.B., R.C. Axtmann A Theoretical Model of Silica Polymerization in Porous Media. Paper SPE 7887 presented at the 1979 SPE of
208. AIME International Symposium on Oilfield and Geothermal Chemistry held in Houston, Texas, Jan. 22-24.
209. Poulsen D.K. and W.S. Lee Fracture Design With Time- and Temperature-Dependent Fluid Properties. Paper SPE 12483 presented at the 1984 SPE Formation Damage Control Symposium, Bakersfield, Feb. 13-14.
210. Roden, C.: "A Novel Approach for Tubing Repair in a HPHT Well". Paper SPE 68417 presented at the SPE/ICoTA Coiled Tubing Roundtable held in Houston, Texas, 7-8 March 2001.
211. Romo, G.A.F.; Leyva, H.H. et al.: "Advanced Technology to Reduce Water Cut: Case Studies From the Pemex Southern Region". Paper SPE 103638 presented at the First International Oil Conference and Exhibition held in Cancun, Mexico, 31 Aug 2 Sep 2006.
212. Rusch, D.W.; Sabins, F. and Aslakson, J.: "Microannulus Leaks Repaired with Pressure-Activated Sealant". Paper SPE 91399 presented at the 2004 SPE Eastern Regional Meeting held in Charleston, West Virginia, U.S.A., 15-17 September 2004.
213. Seright R.S., J.Liang and M. Seldal Sizing Gelant Treatments in Hydraulically Fractured Production Wells. Paper SPE 52398 presented at the1997 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, Texas, Oct. 5-8.
214. Seright R.S., R.H. Lane, R.D. Sydansk A Strategy for Attacking Excess Water Production. Paper SPE 84966 presented at the 2001 SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Midland, Texas, May 15-16.
215. Spaling D.D. Water invasion control in producing wells. Application Polyacrylamide // World Oil. -1984.№ l.-P. 137-142.
216. SPE 88559. Identifying Reservoir by Wavelet Transform of Well Logs. Wenzheng Y., Zhengwu L. JPT, may 2005, p.53-54.
217. Stavland A., B.A. Kvanvik, A. Lohne Simulation Model to Predict Placement of Gels. Paper SPE 28600 presented at the SPE 69th Annual Technical Conference and Exhibition held in New Orleans, USA., 25-28 September, 1994.
218. Styler, J.W., Al-Suwailem, S.S. et al.: "A Unique Rigless Casing Leak Repair, Ghawar Field, Saudi Arabia". Paper SPE 68129 presented at the 2001 SPE Middle East Oil show held in Bahrain, 17-20 March 2001.
219. Taylor G. The dispersion of matter in turbulent flow through a pipe. Proceedings of Riyal Society, vol. 229, pp. 446-468, 1954.
220. Todd B.J. , G.P. Willhite Radial Modeling of ln-Situ Gelation in Porous Media. Paper SPE 21650 presented at the SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, Oklahoma, 7 9 April 1991.
221. Van A.F., Everdingen The skin effect and its influence on the productive capacity of a well. Petroleum Transactions, AIME. V. 198. -1953.-P. 171-176.
222. Van Eijden, J.; Arkesteijn, F. et al.: "Gel-cement, a Water Shut Off
223. System: Qualification in a Syrian Field". Paper SPE 88765 presented at the th
224. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference held in Abu Dhabi, U.A.E., 10-13 October 2004.
225. Van J.E. der Hoek, W. Botermans, P.L.J. Zita Full Blocking Mechanisms of Polymer Gels for Water Control. Paper SPE 68982 presented at the SPE Formation Damage Conference held in The Hague, The Netherlands, 21-22 May, 2001.
226. Vasquez, J.; Jurado, I. et al.: "Organically Crosslinked Polymer System for Water Reduction Treatments in Mexico". Paper SPE 104134 presented at the First International Oil Conference and Exhibition held in Cancun, Mexico, 31 August 2 September 2006.
227. Wang Y., R.S. Seright Correlating The Gel Rheology With Behavior During Extrusion Through Fractures. Paper SPE 99462 presented at the 2006 SPE/DOE Symposium, USA, Apr. 22-26.
228. Warpinski N.R., Z.A. Moschovidis, C.D. Parker, I.S. Abu-Sayed Comparison Study of Hydraulic Fracturing Models: Test Case GRI Staged Field Experiment. SPE 25890. No. 3. - 1994. - p. 7-16.
229. Wasnik A., S. Mete, M. Ghosh Application of Resin system for Sand consolidation, Mud loss control & Channel repairing. Paper SPE 97771 presented at the 2005 SPE Thermal Operations and Heavy Oil Symposium held in Calgary, Canada, Nov. 1-3.
230. Yeh N., A.C. Reynolds Computation of Pseudoskin Factor Caused by a Restricted-Entry Well Completed in a Multilayer Reservoir. SPE Formation Evaluation. June 1989. - P. 253-263.
231. Zhang H. and K.S. Sorbie SQUEEZE V: A Program to Model Inhibitor Squeeze Treatments in Radial and Linear Systems User's Manual. Department of Petroleum Engineering, Heriot-Watt University, Edinburgh, December 1997.
-
Стрижнев, Кирилл Владимирович
-
доктора технических наук
-
Санкт-Петербург, 2011
-
ВАК 25.00.17
- Технологии устранения негерметичности эксплуатационной колонны в интервалах большой протяженности и газовых пластов
- Создание и разработка технологии и новых материалов для ремонтно-изоляционных работ в газовых и нефтяных скважинах
- Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей отключением верхнего пласта
- Разработка комплексной технологии изоляции притока пластовых вод в условиях АНПД
- Совершенствование технологии ремонтно-изоляционных работ по исправлению негерметичного цементного кольца
