Методология и технология управления разработкой крупных газовых месторождений севера Западной Сибири

Маслов, Владимир Николаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методология и технология управления разработкой крупных газовых месторождений севера Западной Сибири
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Методология и технология управления разработкой крупных газовых месторождений севера Западной Сибири"

На правах рукописи

МАСЛОВ ВЛАДИМИР НИКОЛАЕВИЧ

МЕТОДОЛОГИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ КРУПНЫХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

□ОЗОТ1ЭОО

Москва - 2007 1

003071900

Работа выполнена в ООО «ТюменНИИгипрогаз» ОАО «Газпром»

Научный консультант

- член-корреспондент РАН, доктор технических наук, профессор

Ермилов О М.

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор

Басниев К.С

- доктор технических наук, профессор

Васильев Ю Н

- доктор технических наук, профессор

Еремин Н А

Ведущая организация Тюменский государственный нефтегазовый

Защита диссертации состоится 20 июня 2007 г в 15 час на заседании Диссертационного Совета Д 002 076.01 при Институте проблем нефти и газа РАН, по адресу. 119333 Москва, ул Губкина, 3

С диссертацией можно ознакомиться у ученого секретаря Диссертационного Совета ИПНГ РАН

Автореферат разослан 16 мая 2007 г

Ученый секретарь

университет

Диссертационного совета, к т н

Баганова М Н

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

За годы освоения Тюменского Севера накоплен огромный опыт управления разработкой газовых месторождений, который потребовал научного обобщения и систематизации. На газовых месторождениях Тюменской области нашли свое применение такие прогрессивные научно-технические решения, как бурение скважин увеличенного диаметра, центрально-групповая схема размещения скважин, концентрация производственных мощностей, бескомпрессорный межпромысловый транспорт газа и многие другие Обобщение большого объема научных исследований позволило создать методологию рационального управления разработкой сложных геолого-технических систем, какими являются газовые промыслы, включающую как комплекс геологических и промысловых исследований, так и социальные и организационно-экономические аспекты управления Такой подход, изложенный в трудах автора, позволил значительно повысить эффективность добычи углеводородного сырья Сегодня объекты исследования - газовые месторождения севера Западной Сибири - характеризуются минимальной себестоимостью продукции, высокими коэффициентами текущей газоотдачи Для эффективного управления разработкой в регионе создана целостная иерархическая система, одним из элементов которой является институт «ТюменНИИгипрогаз» как единый научно-проекгно-производственный комплекс, позволяющий обеспечить единство цикла «наука - производство»

Ретроспективный анализ принятых решений позволяет сформулировать основные проблемы разработки и эксплуатации крупных газовых месторождений В первую очередь к ним относятся эффективное управление разработкой на основе совершенствования методов проектирования и контроля за выполнением научных решений, снижение непроизводительных потерь пластовой энергии, установление оптимальных технологических режимов работы добывающих скважин и промыслового оборудования, обес-

печение максимального периода безводной эксплуатации и рентабельной добычи газа на поздних стадиях разработки

Инновационные решения, нашедшие самое широкое применение при проектировании и разработке газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, уже используются при освоении новых площадей, таких как уникальные по размерам, сложности и природным условиям Бова-ненковское, Харасавэйское, Крузенштернское месторождения полуострова Ямал, месторождения, расположенные в акваториях Обской и Тазовской губ (Каменномысское, Семаковское и др)

Цель работы: Развитие научных основ и создание методологии рациональной разработки и эксплуатации крупных газовых месторождений на основе обобщения опыта проектирования и управления сложными газодобывающими геолого-техническими системами Крайнего Севера России

Задачи исследований.

1 Обобщение опыта проектирования разработки и управления процессами, происходящими в сложных геолого-технических системах в условиях неопределенности имеющейся информации о ходе технологических процессов добычи газа с учетом фактора времени

2 Ретроспективный анализ эффективности ранее принятых решений по разработке газовых месторождений и эксплуатации промыслов Выработка концепции рациональной добычи углеводородного сырья в условиях месторождений Крайнего Севера

3 Создание эффективных методов управления разработкой крупных газовых месторождений на различных стадиях их изученности (первичное проектирование, уточнение запасов газа, анализ и регулирование разработки, минимизация непроизводительных потерь)

4 Исследование продуктивности добывающих скважин и выработка рекомендаций, обеспечивающих максимальное использование их потенциала в различных геологических условиях на разных стадиях разработки

5 Обоснование стратегии развития газовой промышленности на севере Западной Сибири как на ближайшую, так и отдаленную перспективу,

предусматривающей как интенсивный (освоение новых площадей), так и экстенсивный (повышение газоотдачи, доразработка месторождений, добыча трудноизвлекаемых запасов) пути

6 Исследование перспектив комплексного освоения крупных, средних и малых месторождений севера Западной Сибири и разработка научно обоснованных и экономически оправданных предложений по их эксплуатации

7 Обоснование и внедрение научно-организационных и социально-экономических мероприятий, направленных на совершенствование разработки и обустройства, заключающихся в создании мощного научно-производственного комплекса для проектирования, управления разработкой месторождений и эксплуатации газодобывающих промыслов.

Научная новизна.

1 Автором обобщен и систематизирован опыт эксплуатации крупных газовых месторождений севера Западной Сибири и на этой основе сформулирована система управляющих воздействий, обеспечивающих оптимизацию разработки на различных этапах, заключающихся в принятии решений на этапах первичного проектирования (схема размещения скважин и промысловых объектов, конструкция скважин, концентрация мощностей по добыче и переработке), основного периода добычи (регулирование добычи, увеличение степени дренирования), окончания разработки (рациональное использование пластовой энергии, оптимизация режимов работы скважин, предотвращение обводнения)

2 На основе научного анализа истории разработки автором оценены пределы возможных отклонений фактических показателей от проектных в зависимости от степени истощения запасов и предложены методы повышения эффективности добычи газа в условиях месторождений Крайнего Севера (минимизация непроизводительных потерь пластовой энергии, предотвращение обводнения скважин, совершенствование технологии внутри-промыслового сбора, компремирования и подготовки газа и др)

3 Автором предложена научно обоснованная концепция дальнейшего развития газовой промышленности Крайнего Севера, включающая как

экстенсивный (доразработка месторождений), так и интенсивный (освоение новых залежей) пути развития. Основными элементами концепции являются всестороннее и полное изучение особенностей геологического строения залежей и эксплуатации месторождений, максимальное использование существующих мощностей по добыче газа, ранжирование месторождений по технико-экономическим критериям

4 Дано научное обоснование методов добычи и использования низконапорного газа на заключительной стадии эксплуатации месторождения, включающее формирование его объемов в процессе разработки, совершенствование систем разработки, обеспечение рентабельной производительности скважин, способы утилизации газа, основанные на новых технологиях добычи и подготовки углеводородного сырья

5 На основе системного подхода к организационно-экономическим проблемам управления разработкой месторождений и эксплуатацией промысловых объектов, с участием автора создан единый научно-проекгно-производственный комплекс, позволяющий значительно сократить время цикла «проектирование-разработка месторождений»

6 Автором разработана классификация управляющих воздействий, позволяющая осуществлять эффективное регулирование разработки газовых месторождений на различных уровнях от отдельной скважины до газодобывающего комплекса в целом

Основные защищаемые положения

1 Новые подходы к проектированию рациональной разработки крупных газовых месторождений, заключающиеся в комплексном учете аномальных размеров, особой геометрии исследуемых залежей, обосновании стадийности освоения крупных газодобывающих объектов, оптимизации схемы размещения эксплуатационных и наблюдательных скважин, системы вскрытия продуктивных пластов

2 Система управления разработкой крупных газовых месторождений, учитывающая специфику их строения и освоения, основанная на моделировании и регулировании процессов, происходящих в пластах, скважинах и наземных промысловых объектах, отличающаяся от традиционной

учетом степени выработки запасов, ранжированием приоритетов в регулировании на различных этапах разработки, оперативным принятием:управленческих решений по технологическим режимам работы промыслового оборудования, что позволяет свести к минимуму непроизводительные потери, повысить текущую и конечную газоотдачу

3 Комплекс новых научно-технических решений по доразработке газовых месторождений на поздней стадии эксплуатации, добыче и использованию низконапорного газа (режим экономии пластовой энергии, использование газа с других объектов, транспорт газа по низконапорным трубопроводам, выработка электроэнергии, получение целевых углеводородных продуктов)

4 Концепция развития газовой промышленности на севере Западной Сибири, предусматривающая как интенсификацию добычи газа на разрабатываемых месторождениях, за счет совершенствования разработки, введения дополнительных мощностей по добыче, так и освоение новых ресурсов газа (выход на Ямал, Гыдан, акватории Обской и Тазовской губ), где будут широко использованы результаты настоящей работы

5 Организационно-методическое и экономическое обеспечение разработки и эксплуатации газовых месторождений севера Западной Сибири, заключающееся в создании единой системы проектирования и управления (взаимосвязь науки и производства, создание научно-производственных комплексов)

Практическая ценность работы.

1 Эксплуатируемые газовые залежи, проектирование и разработка которых осуществляются под руководством и при непосредственном участии автора (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и другие месторождения), характеризуются высокой текущей и конечной газоотдачей, низкой себестоимостью добычи

2 Технические и технологические решения, предложенные автором, заключающиеся в рассмотрении промысловых объектов как единого газодобывающего комплекса, реализованные на Медвежьем, Комсомольском, Вынгаяхинском и Етыпуровском месторождениях, позволили значительно

снизить капитальные вложения в обустройство и обеспечить надежную работу промыслов в течение длительного периода времени

3 Сформулированные автором принципы проектирования разработки, основанные на рассмотрении залежей как сложных геолого-технических систем, позволяют максимально реализовать технические решения в соответствии с требованиями рационального использования недр и охраны окружающей природной среды

4 Методы и способы добычи и использования низконапорного газа, предложенные автором, способствуют обеспечению ресурсосбережения и минимизации затрат на доразработку месторождений

5 Предложенная в работе стратегия освоения сравнительно небольших по запасам (30-100 млрдм3) месторождений, предполагающая максимальное использование уже имеющихся в регионе мощностей, обеспечивает устойчивое развитие отрасли на ближайшую перспективу.

6 Создание научно-производственного комплекса по обустройству и разработке газовых и газоконденсатных месторождений позволило сократить время производственного цикла «проектирование - обустройство месторождений» с 5-7 до 2-3 лет

Подтвержденный документами ежегодный экономический эффект от внедрения конкретных авторских разработок оценивается в 400 млн руб

Внедрение результатов работы.

Практически все результаты авторских исследований использовались в технологических схемах и проектах разработки Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Заполярного и других газовых месторождений севера Западной Сибири С участием автора на газовых промыслах реализованы следующие научно-технические решения центрально-групповая схема размещения эксплуатационных скважин, система контроля за разработкой залежей, предложения по перераспределению добычи между участками, способы увеличения объемов добычи, предложения по обоснованию оптимального числа скважин в кустах, концепция добычи низконапорного газа, стратегия развития газовой промышленности

Одним из важнейших элементов практической ценности работы является создание, при активном участии автора, научно-производственного предприятия нового поколения - ООО «ТюменНИИгипрогаз», - решающего на принципиально новой методологической основе задачи комплексного проектирования и управления разработкой месторождений углеводородов

Апробация результатов работы.

1 Всесоюзная научно-практическая конференция «Нефть и газ Западной Сибири Проблемы добычи и транспортировки» г Тюмень, 1985 г.

2 Всесоюзная научно-техническая конференция «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» г Тюмень, 1988 г

3 Научно-практическая конференция «Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона», г Тюмень, 1997 г

4 Международная научно-техническая конференция «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России», г Тюмень, 1999 г

5 Научно-технический совет ОАО «Газпром» «Современное состояние и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки», г Москва, 2000 г

6 Международная научно-практическая конференция «Международные и отечественные технологии освоения природных материальных ресурсов», г Астрахань, 17-18.10 2002 г

7 Всероссийская научно-практическая конференция «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов», г Надым, 2003 г

8 Международная конференция «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», г Москва, 24-26 11 2004 г

9 XII Мировой газовый конгресс. Амстердам, 2006 г

Публикации. По теме диссертации опубликованы 70 работ В автореферате приведены сведения о 54-х публикациях, в том числе о трех мо-

нографиях, 8-ми научно-технических обзорах, трех патентах РФ на изобретения, 40 статьях 7 работ опубликованы без соавторов, 14 работ помещены в изданиях, предусмотренных ВАК РФ для опубликования основных результатов докторских диссертаций

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, семи разделов, заключения, списка использованных источников (217 наименований) Содержание работы изложено на 392 страницах машинописного текста, включая 71 рисунок, 32 таблицы

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ. Во введении автором сформулированы основные задачи проектирования и управления разработкой крупных газовых месторождений на севере Западной Сибири, показана важность и актуальность их решения, дана общая характеристика объектов исследования, каковыми являются се-номанские газовые залежи Крайнего Севера и промысловые объекты, используемые для добычи природного газа. На основе обобщения многолетнего опыта разработки газовых залежей и эксплуатации промысловых объектов определены методы решения задач, связанных с добычей природного газа на различных стадиях жизненного цикла газодобывающих предприятий, - от геологического изучения до завершающего этапа эксплуатации Намечены перспективные направления совершенствования разработки месторождений и эксплуатации промысловых объектов

В первом разделе автором, на основе всестороннего анализа результатов исследований в области промысловой геологии и разработки газовых месторождений, выявлены основные направления совершенствования разработки месторождений и управления технологическими процессами добычи углеводородного сырья Показано, что геолого-технологическое моделирование является важнейшим инструментом в системе рационального недропользования

Научные основы разработки месторождений углеводородного сырья заложили такие крупные ученые, как Л С Лейбензон, Б Б Лапук, Ф А Тре-бин, Е М Минский, И М Стрижов, А Л Козлов, И В Савченко Большой вклад в решение проблем повышения эффективности добычи газа внесли

Ю П Коротаев, 3 С Алиев, А И Ширковский, А Н Дмитриевский, С Н Бузи-нов, ОМ Ермилов, СН Закиров, КС Басниев, ГА Зотов, А И Гриценко, П Т Шмыгля, Е.М Нанивский, В М Максимов, Н Н Михайлов, Ю Н Васильев, А И Пономарев, Р М Тер-Саркисов, В Ф Перепеличенко и др

Объектом авторских исследований являются сеноманские газовые залежи севера Западной Сибири. Опыт проектирования и управления разработкой сеноманских залежей, накопленный автором практически с начала освоения Тюменского Севера, позволил выявить ряд особенностей, характерных для большинства газовых залежей севера Западной Сибири Большие размеры структур, огромные запасы газа предопределяют необходимость поэтапного ввода их в эксплуатацию, что приводит к внутрипла-стовым перетокам газа, перераспределению пластовых давлений, при этом формирование региональной депрессионной воронки растягивается на длительное время В таких условиях затрудняется контроль и управление разработкой месторождений Положение осложняется недостаточной геологической изученностью Обычно залежи имеют более или менее геологически обособленные блоки со сходной литологией, фильтрационно-емкостными характеристиками, выделить которые на стадии разведки, в связи с дефицитом промыслово-геологической информации, не представляется возможным

Сеноманские залежи на севере Западной Сибири относятся к массивному или пластово-массивному типу. Для таких залежей используется центрально-групповая схема расположения эксплуатационных скважин, оправдавшая себя на практике Но при этом эксплуатационным бурением охватывается лишь незначительная часть площади, что также ухудшает условия управления разработкой

Характерной особенностью исследуемых залежей является большой этаж газоносности Для равномерной отработки запасов по разрезу повсеместно применяется дифференцированная система вскрытия продуктивных горизонтов, предусматривающая перфорацию разреза преимущественно в верхней и средней частях разреза, что приводит к ухудшению отработки запасов и снижению газоотдачи для нижней приконтакгной зоны В

этой связи особое значение приобретает математическое моделирование отработки залежи по разрезу

Сегодня лидирующие позиции занимают методы трехмерного геологического и гидродинамического моделирования Современные программные комплексы позволяют изучать процесс разработки залежей нефти и газа как единую систему, объединяющую пласт, скважины, наземное оборудование и реагирующую на изменение параметров работы ее отдельных частей (рис 1) Геолого-технологическое моделирование является универсальным инструментом в сложном процессе принятия решений, правильный выбор которых возможен только на основе принципов системного подхода В практических задачах исследований сложных объектов системный подход реализуется в виде системного анализа, который представляет собой совокупность методов и средств, ориентированных на рационализацию процессов принятия решения применительно к решаемым прикладным задачам Именно на основе принципов системного подхода реализуется, предложенная автором, идея стадийности разработки месторождений

Моделирование и управление разработкой

Техническая составляющая с истемы

Маркетинг продукции

Природная составляющая системы

Рисунок 1 - Системная стратегия управления разработкой месторождений

Во втором разделе автором проанализирована ретроспектива стандартных и нетрадиционных подходов к системе проектирования разработки крупных газовых месторождений.

Размещение эксплуатационных скважин на площади газоносности Анализ истории проектирования разработки сеноманских залежей показал, что на первом этапе, к которому относится проектирование разработки Медвежьего месторождения, использовался ранее накопленный теоретический багаж знаний по разработке газовых месторождений европейской части России и стран нынешнего СНГ и ограниченный опыт эксплуатации месторождений Березовской группы Тюменской области, в комплексе с имеющимися возможностями технологического оборудования по подготовке газа В частности, опыт разработки месторождений Березовской группы позволил сформулировать общие подходы к технологическим режимам эксплуатации скважин с точки зрения организации безгидратного транспорта и обосновать целесообразность строительства высокопроизводительных скважин большого диаметра, обеспечивающих достаточно благоприятные условия для транспорта газа от скважин до УКПГ с расстоянием до 4-6 км

Поэтому при проектировании разработки Медвежьего месторождения были использованы следующие базовые принципы:

- возможности производительности технологического оборудования (технологические линии с годовой производительностью до 3 млн м3/сут, обеспечивающие строительство УКПГ производительностью до 5-7 млрд м3/год),

- обеспечение максимального радиуса безгидратного транспорта газа от одиночных высокопродуктивных скважин,

- поэтапная схема освоения месторождения с последовательным вводом зон УКПГ по мере строительства технологических объектов и раз-буривания залежи

Совершенствование технологической схемы подготовки газа на всех последующих месторождениях (Вынгапур, Уренгой, Ямбург, Юбилейное, и т д) обеспечило возможность увеличения пропускной способности

одной технологической линии до 5, а затем и до 10 млн м3/сут и соответственно увеличения производительности УКПГ до 15 - 35 млрд м3/год Данное обстоятельство в совокупности с внедрением кустового способа бурения наклонно направленных эксплуатационных скважин, переходом на коллекторную схему сбора газа позволило сократить количество проектируемых УКПГ и расширить площади зоны размещения эксплуатационных скважин, приходящихся на одну установку подготовки газа до 100-130 км2, и сократить общие затраты на обустройство промыслов

Благодаря этому на Ямбургском месторождении при годовой производительности, втрое превышающей производительность промыслов Медвежьего, количество УКПГ практически одинаково, а на Заполярном, при полуторократном увеличении годовой добычи, количество установок в три раза меньше (табл 1)

При этом на всех месторождениях удалось достигнуть практически полного вовлечения в дренирование запасов газа Степень охвата запасов разработкой, характеризующаяся коэффициентом дренирования (отношением дренируемых запасов к геологическим), как показано на рис 2, достигает максимума при разбуривании 35-40% площади залежи или участка

Обоснование продуктивности проектных эксплуатационных скважин является одной из важнейших задач в теории и практике проектирования разработки газовых месторождений Особое значение данная задача приобретает в условиях низкой разведанности газовых месторождений с большой газонасыщенной толщиной В первую очередь, это связано с тем, что в процессе поисково-разведочных работ обычно вскрывается от 2 до 20 % эффективной газонасыщенной толщины, в то время как величина интервала перфорации в эксплуатационных скважинах на порядок выше Вторая задача заключается в оценке степени надежности и достоверности данных, получаемых по разведочным скважинам и возможности обоснования проектной продуктивности эксплуатационных скважин по данным разведки

Таблица 1 - Характеристика решений по обустройству месторождений

Месторождения Год пуска в эксплуатацию Кол-во участков (УКПГ) Номинальная производительность УКПГ, млрд м3/год Площадь зоны помещения Кол-во скважин на участке, шт Кол-во скважин в кусте Диаметр НКТ, мм Проектный дебит, тыс м3 /сут

всего участка, км2 % от площади участка

Медвежье 1972 9 5-7 669,7/65 33,6 27-81 2-4 102-168 1000

Уренгойское 1978 16 15-27,5 1724/114 23,5 24-144 2-7 102-168 1000

Вынгапуровское 1979 1 15 118,8 23 116 2 114 500

Ямбургское 1986 8 20-25 1118/140 22,8 96-204 3-8 114, 168 1500

Юбилейное 1993 2 21 150,5 34,9 8-93 2-5 168 1010

Комсомольское 1993 3 32 180,7 20,5 30-92 2-7 114,168 282-765

Западно-Таркосапинское 1996 1 15 91,7 25,6 88 3-5 114 476

Ямсовейское 1997 2 21 176,8 31,3 6-104 3-5 114,168 659

Заполярное 2001 3 32,5-35 312,3/104 27,2 104-122 4-7 114,168 868

Губкинское 2002 2 15 135,8 33 21-74 3 114 566

Вынгаяхинское 2003 1 20 85 26,5 33 2-3 114 447

Етыпуровское 2004 1 - 49 24 87 4-5 114 507

Отношение площади эксплуатационного поля к площади участка

Рисунок 2 - Зависимость коэффициентов дренирования от относительной площади разбуривания для Медвежьего месторождения (1,2, - номера УКПГ)

Исходя из теоретических зависимостей, фильтрационные коэффициенты «а» и «Ь» обратно пропорциональны соответственно работающей толщине и ее квадрату Логично предположить, что для сеноманских залежей работающая толщина в значительной степени определяется величиной интервала перфорации В табл. 2 приведено сравнение фактических коэффициентов фильтрационного сопротивления для разведочных и эксплуатационных скважин сеноманских газовых залежей по основным разрабатываемым месторождениям

Средний коэффициент «а» по эксплуатационным скважинам в 2,1 раза меньше, чем по разведочным, а коэффициент «Ь» - в 1,4 раза Таким образом, в целом теоретическая зависимость фильтрационных коэффициентов от величины вскрытой толщины не выдерживается, хотя и прослеживается тенденция снижения значения коэффициентов при увеличении интервалов перфорации

Следует принять во внимание, что на продуктивность каждой конкретной скважины оказывает существенное влияние ряд факторов, имеющих в какой-то мере «случайный» характер, а именно степень геологичес-

Таблица 2 - Сравнение коэффициентов фильтрационных сопротивлений разведочных и эксплуатационных скважин

Месторождение Коэффициент «а», 102 сут МПа2/гыс м3 Коэффициент «Ь», 102(сут МПа/тыс м3)2 Соотношение

разведочные эксплуатационные разведочные эксплуатационные ар/а, ьр/ь,

Медвежье 0,49 0,30 0,00053 0,00127 1,63 0,42

Уренгойское 0,68 0,25 0,00042 0,00110 2,72 0,38

Вынгапуровское 1,36 0,08 0,00053 0,00015 17,00 3,53

Ямбургское 1,29 1,22 0,00297 0,00148 1,06 2,01

Комсомольское 0,53 0,20 0,00085 0,00017 2,65 5,00

Западно-Таркосалинское 0,54 0,26 0,00118 0,00018 2,08 6,56

Юбилейное 0,52 0,29 0,00039 0,00057 1,79 0,68

Среднее значение 0,77 0,37 0,00098 0,0007 2,08 1,40

кой макро- и микронеоднородности, качество освоения скважины, точность и достоверность промысловых исследований и др Поэтому для снятия случайной составляющей при установлении зависимостей целесообразно воспользоваться средними значениями коэффициентов «а» и «Ь» по участкам залежи (зонам УКПГ) или месторождению. На рис 3 приведены обобщенные эмпирические зависимости коэффициентов фильтрационных сопротивлений от величины интервала перфорации по основным месторождениям севера Тюменской области

Результаты статистической обработки фактических материалов позволили автору получить следующие зависимости для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений, для северной группы месторождений -а = 5,7346 Ь "°'8196, Ь =0,0075 1Г0,7041, (1)

для южной группы месторождений -а = 2,9463 И"0,7614, Ь = 0, 0076 И"0'9947 (2)

Данные зависимости, с учетом результатов исследования скважин по вводимым в разработку месторождениям, использованы для оценки

20 40 60 80

Перфорированная толщина, м

100

Рисунок 3 - Изменение коэффициентов фильтрационных сопротивлений в зависимости от перфорированной толщины

продуктивности эксплуатационных скважин при проектировании разработки газовых месторождений, таких как Губкинское, Заполярное, Западно-Таркосалинское, Вынгаяхинское, Етыпуровское

Конструкция скважин и схемы кустования На всех сеноманских залежах применяются две основных конструкции скважин:

- для месторождений с большими эффективными толщинами и де-битами от 800 до 1000 тыс м3/сут - эксплуатационные скважины с лифтовыми трубами диаметром 168 мм,

- для месторождений с эффективными толщинами до 80 м и деби-тами 500-800 тыс м3/сут - с диаметром 114 мм.

Анализ эффективности эксплуатации скважин с различными диаметрами лифтовых труб позволил автору сделать следующие выводы

1 Основным преимуществом скважин большего диаметра, проявляющимся в основной период разработки (до отборов 60% от запасов), является возможность получения высоких дебитов при небольших потерях давления в стволах скважин

2 Главным недостатком скважин большого диаметра, проявляющимся на поздних стадиях разработки, является невозможность выноса механических примесей, образующихся при разрушении коллектора, пластовой и конденсационной воды с забоев скважин из-за низких скоростей газовых потоков В наибольшей степени в настоящее время это сказывается на Медвежьем и Вынгапуровском и отмечается на Уренгойском и Ямбургском месторождениях, находящихся в стадии падающей добычи, и будет проявляться на поздних стадиях разработки Заполярного месторождения в районе УКПГ-1, где скважины оснащены НКТ диаметром 168 мм

3 Нерационально применение разных конструкций скважин на одном участке, снижающее дебиты скважин с меньшим диаметром лифтовых труб на 30-40% (табл 3)

На ранних этапах проектирования количество эксплуатационных скважин в кусте определялось в зависимости от эффективной толщины Так, на всех месторождениях, в сводовых зонах с толщиной до 100 и бо-

лее метров, количество скважин в кустах достигает 5-7, а максимальное количество - 9 на Ямбургском месторождении В целом это достаточно корректно, поскольку именно в сводовых частях сосредоточены наибольшие запасы газа Однако и в этих кустах наблюдается определенная дифференциация в дренируемых запасах, обусловленная особенностями геологического строения и в частности характером распределения проницаемости

Таблица 3 - Ямсовейское месторождение Сравнение продуктивности скважин, оборудованных лифтовыми колоннами различного _диаметра_

Диаметр лифтовой колонны, мм

168 114

Номер куста Дебит, тыс ма/сут Номер куста Дебит, тыс ма/сут

10 857 25 493

11 851 26 399

12 918 27 668

13 781 28 581

15 786 29 425

16 858 30 569

18 919 31 521

19 945 32 491

20 828 - -

21 822 - -

22 868 - -

23 968 - -

Средний дебит 867 Средний дебит 518

Результаты расчетов, иллюстрируемые на рис 4, в обобщенном виде показали, что при использовании дифференцированной системы вскрытия с примерно равными значениями работающих толщин (порядка 20 - 25 м), количество скважин в кустах при проницаемости до 500 мД должно составлять 3-5, свыше 500 мД - до 7 и более Критерием здесь является увеличение дренируемых запасов газа Полученный автором вывод применяется при проектировании разработки на трехмерных моделях При определении количества скважин в кустах необходимо учитывать не только величину дренируемых запасов и проницаемость вскры-

ваемой части разреза, но и особенности геологического строения прикон-такгной зоны Активное влияние литологических окон на динамику обводнения эксплуатационных скважин в настоящее время доказано многолетним опытом эксплуатации Медвежьего месторождения, на котором максимальные отметки подъема ГВК до 60 м отмечены как раз в зонах литологических окон

35,---

•»5

101---

2 4 7

Количество скважин, шт Ф первый тип коллектора —о— второй тип коллектора

Рисунок 4 - Песцовое месторождение Зависимость дренируемых запасов от количества скважин в кусте и типа коллектора

В третьем разделе автором предлагаются новые подходы и методы совершенствования проектирования и управления разработкой газовых месторождений.

Первичное проектирование месторождения характеризуется наличием ограниченного объема исходного геологического и технологического материала, как по коллекгорским свойствам, так и по количеству исследуемых скважин, степени охарактеризованное™ ими различных частей

Поэтому первоначальные проектные документы должны содержать базовые решения, которые могут быть усовершенствованы без существенных капитальных вложений в дальнейшее обустройство по мере увеличения объема фактической геолого-промысловой информации

Разработанные методы можно условно разделить на две основные

группы

1 Улучшение условий дренирования продуктивного горизонта

2 Оптимизация работы системы «пласт - скважина - УКПГ»

К первой группе относятся такие подходы, как дополнительное бурение эксплуатационных скважин, перераспределение отборов газа во времени по эксплуатационным зонам пропорционально дренируемым запасам (табл 4)

Таблица 4 - Медвежье месторождение Объемы дополнительной добычи газа за счет расширения зоны разбуривания

Номер УКПГ Годы Количество скважин, шт Дополнительная добыча газа, млрд.м3

1 1982-1998 25 63,1

2 1990-1998 6 4,1

4 1982-1998 34 67,1

5 1990-1998 7 8,3

8 1987-1998 32 66,1

9 1982-1998 34 89,6

Всего 1982-1998 138 298,4

Вторая группа методов включает увязку добывных возможностей пласта в зонах добычи газа с мощностями технологического оборудования по подготовке и компримированию путем переключения скважин с УКПГ на УКПГ, модернизацию дожимного комплекса (рис 5)

Рисунок 5 - Медвежье месторождение Динамика переключения скважин

Реализация этих решений обеспечила достижение на Медвежьем месторождении текущей газоотдачи 82%, практически полное соответствие фактических и проектных показателей разработки и дальнейшую эффективную доразработку месторождения с ожидаемой конечной газоотдачей более 90%

Аналогичные решения по добуриванию эксплуатационных скважин с учетом изменения запасов в большую сторону реализованы на Юбилейном и Ямсовейском месторождениях. При этом годовая добыча газа на каждом месторождении возросла на 25-30%

Добуривание скважин с целью улучшения условий дренирования, по рекомендациям автора, осуществлено на Ямбургском, Ен-Яхинском и планируется на Северо-Уренгойском месторождениях На Вынгапуровском месторождении реализована схема доразработки без строительства второй очереди ДКС путем поэтапного снижения годовой добычи Временной анализ реализации этих мероприятий показал, что все они соответствуют диапазону от 20 до 50% извлечения газа от начальных запасов

В четвертом разделе обоснованы новые методы управления разработкой месторождений, предложенные автором с использованием принципа рационального использования пластовой энергии

Каждая из подсистем системы разработки характеризуется определенным уровнем потерь пластовой энергии Наиболее затратной является подсистема «пласт - газовая скважина», где расходуется до 60-70 и более процентов пластовой энергии

Поэтому минимизация потерь в этой подсистеме представляется наиболее значимой задачей в общей схеме оптимизации затрат пластовой энергии В этом плане автором, совместно с А Н Лапердиным, на базе анализа обширного фактического материала и решения уравнения движения газа в системе «пласт - скважина» получено соотношение, позволяющее определять величину оптимального дебита с учетом особенностей конструкции и величины текущего пластового давления, обеспечивающего минимальные потери пластовой энергии в данных подсистемах на единицу добываемой продукции

На рис 6, применительно к сеноманской залежи Заполярного месторождения, показано, как во времени должен изменяться оптимальный дебит средней эксплуатационной скважины Из графика видно, что наибольший резерв производительности имеет начальный период разработки, который характеризуется возможностью увеличения дебита на 50% и более В дальнейшем с истощением энергетического запаса потенциальные резервы существенно уменьшаются

Автором предложен методический подход, позволяющий наиболее точно определить количество эксплуатационных скважин, необходимых для обеспечения заданных проектных отборов в основной период разработки с учетом минимизации потерь пластовой энергии и особенностей конструкции эксплуатационных скважин Суть подхода заключается в следующем

1 Первоначально определяется на модели месторождения величина пластового давления, соответствующего началу периода падающей добычи Как правило, это достигается при отборе 55-58% от начальных запасов газа

2 Для рассчитанного пластового давления, в соответствии с полученной формулой, оценивается оптимальный дебит с учетом конструкции скважин

3 Полученный дебит проверяется на соблюдение принятых пластовых ограничений по депрессии на пласт с точки зрения обеспечения его устойчивости (по опыту разработки сеноманских залежей депрессия к концу периода постоянных отборов не должна превышать 0,4 МПа и быть не более 0,2-0,1 МПа при наличии на забоях пластовой или конденсационной воды)

При этом в целом количество эксплуатационных скважин на месторождении должно соответствовать двум основным условиям принципу достаточности для обеспечения проектных уровней годовых отборов на всех периодах разработки с учетом пластовых ограничений и принципу необходимости обеспечения дренированием не менее 90% начальных запасов. Несоблюдение этих принципов приводит к необходимости

Критерии оптимизации:

1 Минимальные потери давления в системе пласт-скважин на единицу добычи

2 Обеспечение выноса жидкости с забоев

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038

х/ Годы разработки

Условные обозначения. r г

-*— проектный дебит минимальный дебит -*— оптимальный дебит

Рисунок 6 - Заполярное месторождение Изменение дебита газа во времени

добуривания дополнительных скважин, что и имело место на первых месторождениях

Представленный на рис 6 характер изменения оптимального дебита характеризует резервы продуктивности только эксплуатационных скважин, но не учитывает ограничений, которые накладываются режимами работы наземных систем С целью оценки общего резерва производительности системы «пласт - скважина - газосборная сеть - промысловые сооружения», автором проведен анализ промысловых данных по эксплуатации всех сеноманских залежей в наиболее нагруженные зимние периоды Результаты анализа, представленные на рис 7, показывают, что наибольшим резервом увеличения производительности обладает начальный период, где эта величина достигает 5-6% и более от годовой производительности В период компрессорной эксплуатации этот резерв сокращается до 3-5% и в конце разработки не превышает 1-2%, поскольку запас пластовой энергии и мощностей ДКС практически исчерпаны.

Газоотдача,%

Рисунок 7 - Отклонение суточной добычи от среднемесячной при различной текущей газоотдаче

Принцип рационального использования пластовой энергии при совершенствовании разработки Медвежьего месторождения применен в районе УКПГ-8, где был осуществлен промышленный эксперимент по сбору и транспорту сырого газа с участка 8-а и его подача на УКПГ-8 за счет использования имеющегося избытка пластовой энергии без строительства УКПГ и ДКС на расстояние 18 км

В результате эксперимента была доказана возможность транспортировки больших объемов сырого газа на расстояние до 20 км по межпромысловым коллекторам большого диаметра

Этот принцип, апробированный на Медвежьем месторождении как элемент совершенствования проектной схемы разработки, в дальнейшем был использован как базовый способ освоения и эксплуатации многокупольной залежи Комсомольского месторождения С целью рационального использования пластовой энергии здесь был реализован последовательный ввод в разработку восточного, западного и северного куполов с созданием необходимого перепада давления между куполами, достаточного для транспорта газа на головные сооружения без строительства ДКС на западном и северном куполах. Здесь же была впервые в отрасли апробирована схема первичной подготовки газа на установках предварительной подготовки газа (УППГ) и транспорт «сырого» газа на расстояние до 40 км. В дальнейшем использование схемы УППГ-УКПГ нашло свое применение на других месторождениях (валанжинские залежи Ямбургского месторождения) как базовой при разработке этих залежей

Следующим этапом развития предложенной автором схемы проектирования явилось ее применение для создания первого в газовой отрасли единого газодобывающего комплекса на базе двух месторождений (Етыпуровского и Вынгаяхинского), удаленных друг от друга на расстояние 40 км Для этого комплекса создана общая УКПГ и ДКС производительностью 20,0 млрд м3 на Вынгаяхинском месторождении и УППГ на Етыпуров-ском месторождении

Регулирование разработки в условиях сезонной неравномерности газопотребления Сезонная неравномерность в отборах газа является

достаточно серьезным фактором, осложняющим разработку месторождений, особенно на поздних стадиях эксплуатации в условиях дефицита пластовой энергии, активного водо- и пескопроявления, скопления воды и механических примесей на забоях скважин При снижении отборов газа в летний период на месторождениях, эксплуатирующихся на поздних стадиях, уменьшение рабочих дебитов ниже значений, обеспечивающих вынос жидкости с забоев, приводит к эффекту самозадавливания, увеличивает вероятность гидратообразования в системах сбора

Для отдельных месторождений основные принципы регулирования заключаются

- в отключении определенного количества скважин, дренирующих сводовые части структуры с целью обеспечения более активного отбора газа с периферийных частей;

- выделении базовых УКПГ, на которых возможно уменьшение объемов добычи без отрицательного влияния на работу фонда эксплуатационных скважин и технологических режимов работы УКПГ и ДКС

На уровне газодобывающего комплекса, эксплуатирующего несколько месторождений, автором предлагается осуществлять следующее ранжирование месторождений по возможностям регулирования (рис 8)

- месторождения, для которых сезонное снижение уровня отборов в течение года приводит к отрицательным последствиям, и эксплуатация которых должна осуществляться без сезонных колебаний в отборах,

- месторождения, энергетический потенциал которых позволяет осуществить сезонные колебания в отборах, покрывая необходимое снижение и увеличение в целом по объединению Это месторождения-регуляторы. Проектные документы, по ним должны учитывать необходимые для покрытия сезонных колебаний технологические режимы работ всей технологической цепи «пласт - скважина - шлейфы - УКПГ - ДКС -межпромысловые коллекторы - транспорт газа»

Для месторождений-регуляторов должен быть предусмотрен необходимый резерв как по фонду скважин, так и в мощностях УКПГ и ДКС Создание таких месторождений вполне возможно на базе уже

Рисунок 8 - Схема регулирования на уровне газодобывающих предприятиях

действующих по ряду месторождений проектных решений Так, применительно к трем месторождениям ООО «Надымгазпром», рассчитаны параметры их работы при использовании Ямсовейского месторождения в качестве регулятора в целом по ООО «Надымгазпром» В этом случае потребуется увеличение нагрузки по этому месторождению в зимний период до 10% Фактически такая схема была использована в суровый зимний период 2005-2006 гг Именно Ямсовейское и Юбилейное месторождения служили источниками покрытия пиковых нагрузок, обеспечивая увеличение суточных отборов до 6-8%, в то время как на Медвежьем оно составило лишь 1,5%

Подобная схема регулирования применена при освоении сеноман-ской залежи Заполярного месторождения Она предусматривала использование энергетического потенциала залежи для увеличения объемов годовой добычи газа в начальный период эксплуатации УКПГ и последовательное их снижение до проектных значений в дальнейшем Осуществленное регулирование разработки Заполярного месторождения обеспечило выполнение плановых заданий по объемам годовой добычи при сохранении практически одинакового пластового давления по площади газоносности, несмотря на разновременный ввод УКПГ (рис. 9) Подобная картина поля пластового давления при поэтапном вводе месторождений ранее не была отмечена ни на одном крупном газовом месторождении в России и в мире

Пятый раздел посвящен разработке концептуальных подходов к освоению новых, сравнительно небольших, месторождений Автором показано, что основным принципом освоения этих месторождений является повсеместное использование уже имеющегося технического потенциала (наличие мощностей по добыче, переработке и транспорту газа)

Методика проектирования разработки таких залежей предполагает отказ от форсирования режимов эксплуатации, учет объективно протекающих в залежи процессов, экономическую оценку эффективности

Годы разработки

Рисунок 9 - Заполярное месторождение Динамика годовых отборов и пластового давления в зоне размещения скважин

добычи газа, его подачу региональным потребителям и использование добываемой продукции для нужд местного газоснабжения. В рамках раздела, на основе геолого-технологического анализа уже открытых месторождений, предложена классификация объектов по их геологическому строению, особенностям залегания, географическому положению Дана технико-экономическая оценка освоения изученных месторождений.

В шестом разделе автором предложена стратегия дальнейшего развития газовой промышленности в Западной Сибири Проблема доизв-лечения остаточных запасов газа из сеноманских залежей становится все более острой На этапе падающей добычи сегодня находятся сеноманские залежи Уренгойского, Ямбургского, Медвежьего, Вынгапуровского месторождений. В ближайшем будущем ожидается снижение добычи на Комсомольском и Губкинском месторождениях. Этот этап разработки характеризуется рядом специфических особенностей, а именно снижением энергетического потенциала залежей, прогрессирующим обводнением скважин, выносом механических примесей, моральным и физическим износом промыслового оборудования, что ведет к увеличению затрат на текущие и капитальные ремонты и в итоге - к существенному росту себестоимости добычи газа.

В то же время, несмотря на прогрессивные решения по разработке, количество остаточного (низконапорного) газа в сеноманских залежах оценивается достаточно высоким В табл 5 показано, что к 2030 году в разрабатываемых на сегодняшний день залежах останется от 8 до 21% начальных запасов газа

Общий объем остающегося газа, только по четырем месторождениям с падающей добычей (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и Вынгапу-ровское) с учетом количества его подвижной части, которую в принципе можно извлечь из залежей после завершения промышленной стадии разработки и оцениваемой в 40% от остаточных запасов, составит величину, аналогичную начальному газовому потенциалу сеноманской залежи Ямсо-вейского месторождения

Таблица 5 - Динамика остаточных запасов газа по основным

сеноманским залежам, в % от начальных

Месторождения Годы

2010 2015 2020 2025 2030

Медвежье 16,8 13 11

Юбилейное 49,1 24,1 14,4

Ямсовейское 54,2 35,5 22 13,3 8,2

Вынгапуровское 20,7 19,5

Комсомольское 36,8 23,7 15,9 11,4

Западно-Таркосапинское 42,3 30,3 21 15,3

Уренгойское 27,6 23,5 20,7 18,7 17,2

Ямбургское 37,3 31,2 25,2 20,6 17,3

Заполярное 77,3 59,1 41,2 28,7 20,9

Объем низконапорного газа, остающегося в пласте, в большей степени зависит от методов проектирования рациональных схем разработки, в том числе от методов, изложенных в диссертационной работе К ним относится увеличение степени дренирования путем расширения эксплуатационного поля, предотвращение обводнения, оптимизация технологических режимов работы скважин, реконструкция наземного оборудования Эти направления предполагают несколько путей решения Одним из них является использование «чужого» газа для дополнительной добычи низконапорных запасов газа Для этого, при непосредственном участии автора, планируется промышленный эксперимент на Вынгапуровском месторождении с использованием нефтяного попутного газа Новогоднего месторождения Объем годовой добычи газа на Вынгапуровском месторождении, находящемся на заключительной стадии разработки, будет монотонно снижаться, что отрицательно скажется на работе газоперекачивающих агрегатов и, соответственно, на технико-экономических показателях месторождения в целом В то же время вблизи Вынгапуровского газового месторождения расположено Новогоднее нефтяное месторождение, на котором остро стоит проблема утилизации низконапорного попутного нефтяного газа Одним из возможных решений обозначенных выше проблем является транспорт попутного нефтяного газа с Новогоднего месторождения на Вынгапуровский газовый промысел Подачу попутного нефтяного газа планируется осуществлять по газопроводу длиной 54 км и диаметром 500 мм Пропускная способность планируемого га-

зопровода дает возможность направлять на Вынгапуровский газовый промысел около 840 млн м3 в год попутного газа с давлением в «голове» газопровода 1,5 МПа и в конце 0,8 МПа Конечное давление позволяет получить на входе в ДКС промысла смесь попутного нефтяного и собственного добываемого газа с давлением 0,75 МПа

Экономические расчеты показали, что подача дополнительного объема газа с Новогоднего месторождения повысит эффективность работы Вынгапуровского промысла и снизит себестоимость добычи газа в 1,5 раза (с 564 р/тыс м3 до 344 р/тыс м3) При этом увеличивается загрузка и улучшается режим работы ДКС, на два года отодвигается срок переоснащения нагнетателей ДКС новыми типами сменных проточных частей (СПЧ)

Дальнейшая нормальная работа Вынгапуровской ДКС при существующем оснащении может быть обеспечена при расходах газа не ниже 12 млн м3/сут и давлении на входе не менее 0,73 МПа Данные условия могут быть достигнуты за счет ежегодной добычи на Вынгапуровском месторождении 2-2,5 млрд м3 и дополнительной подачи попутного нефтяного газа Новогоднего месторождения в объеме 1,5-2 млрд м3

Одним из эффективных способов утилизации низконапорного газа, учитывая дефицит электроэнергии на промыслах Западной Сибири, представляется ее производство в местах добычи Такие проработки выполнены автором на примере ДКС-7 Медвежьего месторождения путем ее перевода в режим выработки электроэнергии Для этого необходимо произвести замену нагнетателей на генераторы и использовать в качестве источника топливного газа низконапорные кусты скважин УКПГ-7 Приведенные расчеты показали высокую эффективность такого решения с точки зрения себестоимости производства электроэнергии

Другими возможными путями использования низконапорного газа являются

- получение из природного газа синтетических продуктов, в частности, диметилового эфира (ДМЭ), который может использоваться как высококачественное моторное топливо Процесс получения ДМЭ достаточно дорог и сложен Кроме того, необходимо будет решить вопросы транспорта

ДМЭ в районы потребления, т к потребность в топливе в районах производства существенно меньше объемов продукции, которая оценочно составляет 15-20 млн т/год на 20 млрд м3/год добываемого газа Цена такого топлива сегодня будет существенно выше традиционного бензина,

- сжижение природного газа Реализация процесса потребует специального дорогостоящего криогенного оборудования, работающего при температурах минус 140-160 °С и такого же оборудования при регазификации СПГ в местах потребления Транспорт СПГ должен осуществляться в специальных цистернах-термосах с температурой минус 140-160 °С по дорогам высокой категории, что также отразится на его цене,

- использование природного газа для энергоемких процессов обогащения минерального сырья с получением концентрата или конечного продукта с высокой стоимостью Этот вариант требует проработки вопросов, связанных с наличием ресурсов полезных ископаемых в местах добычи газа, требующих для обогащения больших энергозатрат и их востребованности на потребительском рынке

Анализ перечисленных вариантов показал, что для большинства из них требуется компримирование до давления не ниже 2,0-3,0 МПа В связи с этим целесообразно рассмотреть транспорт низконапорного газа, поскольку именно газ с давлением 0,8-2,0 МПа используется действующими потребителями В данном случае речь идет о создании специального низконапорного газопровода, эксплуатация которого позволит сэкономить затраты на сжатие газа до высоких давлений 5,5-7,5 МПа, необходимости в котором при небольших объемах транспорта нет

В качестве примера автором рассмотрен вариант транспорта низконапорного газа с Медвежьего месторождения по существующему газопроводу Надым-Пунга диаметром 1220 мм с давлением 5,0 МПа, давлениями на входе в головную компрессорную станцию 1,0 МПа и на устьях скважин 0,8-0,7 МПа Это позволит существенно (до четырех раз) сократить затраты на транспортировку газа и продолжить рентабельную его подачу потребителям Урала

В седьмом разделе автором приведены результаты исследований организационно-экономических и социальных проблем управления разработкой крупных газовых месторождений севера Западной Сибири

В целом комплексное решение проблем проектирования рациональных схем разработки газовых месторождений требует совместной работы специалистов многих смежных дисциплин в единой и неразрывной технологической цепи Только в этом случае достигается максимальный результат при существенном экономическом и временном эффекте Такая схема, при непосредственном участии автора реализована в ООО «ТюменНИИгипро-газ», являющимся головным в Западной Сибири научно-проектно-производственным комплексом с единым технологическим циклом: наука-проект-внедрение-промышленное производство

К настоящему времени базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны (Медвежье - на 82%, Уренгойское (сеноман) - на 65,4%, Ямбургское (сеноман) - на 54,1%) В 2002 г на месторождениях с падающей добычей получено свыше 80% газа в России Тем не менее основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую перспективу остается Ямало-Ненецкий автономный округ, где сосредоточено 72% Российских запасов газа Для поддержания добычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, а также принятия дополнительных мер по использованию остающегося в них низконапорного газа требуются новые технологические решения и значительные дополнительные средства В период до 2010 г компенсация падения добычи газа будет обеспечиваться в основном за счет освоения новых месторождений этого района и подготовленных к освоению горизонтов и площадей разрабатываемых месторождений

Ресурсная база этих месторождений значительно меньше в сравнении с базовыми объектами добычи Поэтому для восполнения темпов снижения добычи требуется ускоренный ввод в разработку не только крупных, но и средних и малых по запасам месторождений, что может быть осущест-

влено за счет комплексного подхода к проектированию разработки и обустройства на базе мощных научно-проектно-производственных комплексов

Освоение месторождений этого региона также требует значительных объемов инвестиций в связи с удаленностью от существующей системы магистральных газопроводов, необходимостью решения ряда сложнейших задач в области сооружения скважин и газопромысловых объектов в зоне многолетнемерзлых грунтов, прокладки газопроводов, внедрения новых технологических решений и технологий, обеспечивающих сохранение окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья

При активном участии автора, обобщен опыт проектирования разработки, обустройства и эксплуатации крупнейших газовых, газоконденсатных месторождений и газодобывающих комплексов Западной Сибири, разработана и реализована методика комплексного ведения работ по ускоренному освоению углеводородного потенциала по всему технологическому циклу -геологическое изучение недр, подготовка трехмерных геологогазодинами-ческих моделей, проектирование разработки и обустройства на основе 30 -моделирования, создание надежных конструкций скважин и блочного технологического оборудования полной заводской готовности на базе не имеющего аналога в отрасли научно-проектно-производственного комплекса ООО «ТюменНИИгипрогаз»

Основные направления деятельности реализованного комплекса отражены на рис. 10

В заключении автором сформулированы следующие основные научные выводы, предложения и рекомендации, полученные в процессе исследований

1 Ретроспективный анализ опыта освоения и эксплуатации крупных газовых месторождений Крайнего Севера позволил сформулировать основные направления рационального недропользования, такие как

- оптимизация систем размещения скважин на площади газоносности,

- учет промыслово-геологических особенностей при управлении разработкой,

- обоснование эффективных конструкций добывающих скважин,

НАУЧНО - ПРОЕКТНО - ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ КОМПЛЕКС _ООО "ТюменНИИгипрогаз"

Геология и геофизика Разработка и эксплуатация месторождений Бурение скважин ^ Добыча и транспорт газа, переработка конденсата Экономика

Экология и водоподготовка

Проекты ГРР

Проекты разработки

Проекты строительства скважин

Инженерные изыскания

Проекты обустройства месторождений

Установки подготовки газа и конденсата Станции редуцирования газа Подогреватели нефти и газа Факельные установки Диафрагменные блоки Оборудование для исследования скважин Станции водоподготовки

Газонефтепромысловое оборудование в блочном исполнении

Рисунок 10 - Основные направления деятельности института «ТюменНИИгипрогаз»

- концентрация мощностей газодобывающих комплексов

2 Эффективное управление разработкой газовых месторождений севера Западной Сибири на разных стадиях освоения предусматривает

- реализацию нестандартных проектных решений, в частности учитывающих специфику изучаемых объектов (уровень неопределенности исходной информации, сложные физико-географические условия, промыспо-во-геологические условия разработки и др),

- организацию надежного контроля за процессами, происходящими в залежи по мере истощения запасов газа, соответствующего стадийности разработки,

- регулирование разработки на уровне отдельной скважины, куста, участка, месторождения и газодобывающего комплекса (предприятия) в целом

Использование этих принципов позволило обеспечить выполнение проектных решений и плановых заданий на протяжении более чем 30-летнего периода разработки месторождений и достичь высоких коэффициентов текущей газоотдачи

3 Авторские инновации, направленные на оптимизацию разработки газовых месторождений, положены в основу эффективного функционирования геолого-технологических моделей, что позволило решить ряд конкретных научно-производственных задач (предотвращение преждевременного обводнения скважин, обеспечение максимальных объемов дренирования, повышение продуктивности скважин)

4 Автором впервые предложена совокупность управляющих воздействий, обеспечивающих оптимизацию показателей разработки месторождений и технологических режимов работы газодобывающих скважин на различных стадиях эксплуатации, в частности

- расширение эксплуатационного поля с целью вовлечения в разработку дополнительных запасов газа,

- добуривание скважин в пределах эксплуатационных участков для повышения их производительности,

- оценка эффективных площадей зоны разбуривания эксплуатационных участков,

- критерии достаточности и необходимости при установлении технологических режимов

5 При непосредственном участии автора разработана концепция развития Западно-Сибирского газодобывающего региона Дальнейшее обеспечение необходимых уровней добычи газа в пределах ЗападноСибирского региона возможно по следующим основным направлениям

- освоение месторождений полуострова Ямал, акваторий Обской и Тазовской губ;

- добыча трудноизвлекаемых запасов газа (туронские отложения, ачимовские и юрские пласты, газогидратные залежи),

- вторичные методы доразработки газовых и газоконденсатных месторождений (извлечение низконапорного газа);

- использование попутного нефтяного газа.

6 Под руководством и при активном участии автора решены организационно-экономические задачи эффективного освоения месторождений газа На базе отраслевого института создан научно-проектно-производственный комплекс, позволяющий в едином цикле осуществлять проектирование разработки месторождений, обоснование инвестиций, разработку проектной документации на строительство скважин и обустройство промыслов, выпуск конструкторской документации, изготовление оборудования и авторский контроль за разработкой месторождений и эксплуатацией промыслов

Список основных опубликованных работ.

Монографии:

1 Ермилов О М , Маслов В Н , Нанивский Е М Разработка крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах М, Недра, 1987 -207 с

2 Масленников В В , Крылов Г В , Маслов В Н , Лапердин А Н , Мер-кушев М И. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных се-номанских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их освоению М «ИРЦ Газпром», 2000 - 243 с

3 Крылов Г В , Лапердин А Н , Маслов В Н Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газо-

вых месторождений севера Западной Сибири Новосибирск 2005 Издательство СО РАН, - 388 с

Научно-технические обзоры:

4 Гавриловская Т А , Косухин Л Д Маслов В Н Текущее состояние разработки месторождения Медвежье // Научно-технический обзор ВНИИЭгазпром Сер Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат-ныхместорождений №9 М 1979 -37с

5 Косухин Л Д, Маслов В Н Нанивский Е.М Особенности подсчета запасов газа по месторождениям севера Тюменской области // Научно-техн обзор ВНИИЭгазпром Сер. «Разработка и эксплуатация газовых и га-зоконденсатныхместорождений» №4 М 1981,-28с

6 Маслов В Н , Лапердин А Н , Кислова В.И , Каменев А Г), Зубкова Н Г Опыт эксплуатации крупных газовых месторождений севера Тюменской области /Юбз информ ВНИИЭгазпром Сер Передовой опыт в газовой промышленности Вып 3 М 1984 - 44 с

7 Маслов В Н , Лапердин А Н , Юшков Ю Ф Совершенствование систем разработки газовых и газоконденсатных залежей Тюменской области //Обз информ ВНИИЭГазпром Вып 7 М-1985 - 36с

8 Маслов В Н , Ремизов В В , Лапердин А Н Перспективы бурения и эксплуатации скважин с горизонтальным забоем на газовых и газоконденсатных месторождениях севера Тюменской области //Обз информ ВНИИЭгазпром М 1995 -48 с

9 Лапердин А Н , Голубкин В К, Маслов В Н , Дмитрук В В , Ермилов О М , Масленников В В Опыт разработки сеноманской залежи месторождения Медвежье // Обз информ ООО «ИРЦ Газпром» Сер «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» М 2001 - 51 с

10 Лапердин А Н , Кононов А В , Маслов В Н , Галькович М И , Якимов И Е , Ермилов О М Основные принципы разработки многокупольных газовых месторождений (на примере Комсомольского месторождения) // Обз информ ООО «ИРЦ Газпром» Сер «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» М 2001 - 35 с

11 Ребров И Ю , Крылов Г В , Маслов В Н , Быков В Ф , Дворцов В В , Доронина М А Биогенная сульфатредукция и способы борьбы с ней // Обз

информ ООО «ИРЦ Газпром» Сер «Защита от коррозии оборудования в газовой промышленности» М . 2004 - 63 с

Статьи:

12 Маслов В Н , Юшков Ю Ф Опыт эксплуатации скважин увеличенного диаметра на месторождении Медвежье. // Материалы республиканской научно-технической конференции по технологии добычи и использованию газа в народном хозяйстве Ташкент, 1974, с 87-88

13 Безносиков АФ, Маслов В Н , Влияние воды, льда, гидратов в коллекторе на его проницаемость // Сб тр ВНИИЭгазпром Вып 8 Сер Геология, разработка и бурение газовых и газоконденсатных месторождений Сибири М . 1975 с 84-89

14 Маслов В Н , Нанивский Е М , Кислов С А Особенности проявления водонапорного режима при разработке месторождений Березовского газоносного района // Реф сб ВНИИЭгазпром Сер «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» №4 М 1979, с 14-17

15 Нанивский Е М , Маслов В Н , Гавриловская ТА Распределение запасов газа по площади месторождения Медвежье // М Газовая промышленность №12 1979, с. 21-23

16 Маслов В Н , Калугин М В Козьмина Т П Состояние добычи газа на Медвежьем месторождении // Тр ВНИИЭгазпром Сер. «Геология, бурение и разработка газовых месторождений» №7 М 1979, с76-78

17 Маслов В Н Оценка взаимодействия эксплуатационных участков Медвежьего месторождения в процессе разработки // Тр ВНИИЭгазпром Сер «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», №2 1980, с 20-23

18 Гудзь А Г, Маслов В Н , Нанивский Е М Оценка эффективности разбуривания месторо>кдения Медвежье // Газовая промышленность, N2 9 М 1980, с 28-29

19 Маслов В Н , Свечников А М , Кислова В И. Текущее состояние разработки сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения // Тр ВНИИЭгазпром. Сер «Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторояодений» №16 М 1981, с 6-8

20 Маслов В Н , Гацолаев А С Разработка газовых залежей в условиях обводнения // Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири Проблемы добычи и транспортировки" -Тюмень 1985, с 39

21 Лапердин А Н , Маслов В Н , Юшков Ю Ф Бурение скважин в осложненных условиях и оптимизация производственных процессов добычи нефти и газа. // ВНИИЭгазпром Эксп -инф Сер «Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений» № 11 М 1987, с 4144

22 Лапердин А Н , Маслов В Н , Юшков Ю Ф Оптимизация рабочих дебитов газовых и газоконденсатных скважин // ВНИИЭгазпром, Сер «Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений» №14 М 1987, с 31-36

23 Маслов В Н , Ошуркова Н Н Особенности формирования поля пластовых давлений на Уренгойском месторождении // Межвузовский сборник научных трудов «Вопросы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири» Тюмень 1987, с 75-79

24 Маслов В Н , Загудаев В П , Телков А П О некоторых вопросах проектирования разработки Комсомольского месторождения в Тюменской области // Тр ВНИИЭгазпром Сер «Передовой производственный и научно-технический опыт, рекомендуемый для внедрения в газовой промышленности» №5 М 1989, с 14-18

25 Маслов В Н , Каменев А П , Нелепченко А Е. Особенности обводнения сеноманских газовых залежей севера Тюменской области // Тр НПО «Тюменгазтехнология» «Проблемы освоения и развития ЗападноСибирского нефтегазодобывающего комплекса» Тюмень 1989, с 6-12

26 Маслов В Н . Методика расчета объемов дополнительного бурения при обводнении эксплуатационных скважин // НПО «Тюменгазтехнология» Сб науч тр «Проблемы и перспективы реализации ресурсосберегающей политики в Тюменском нефтегазодобывающем комплексе» Тюмень 1990, с 84-88

27 Ланчаков ГА, Маслов В Н Совершенствование системы разработки сеноманской залежи Северо-Уренгойского месторождения // ВНИИЭгазпром Экспресс-инф Сер «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» Вып 6 М 1992, с 1-4

28 Маслов В Н , Ланчаков Г А , Облеков Г И Основные закономерности разработки сеноманских газовых залежей Тюменской области // Инф сб «Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности» ИРЦ Газпром № 7-8 М 1992, с 1-4

29 Маслов В Н , Ланчаков Г А, Облеков Г И Обоснование схемы разбуривания сеноманской залежи Песцового месторождения // Экспресс-инф «ИРЦ Газпром» Сер. «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» №8-9 М 1993, с 1-4

30 Маслов В Н , Ланчаков Г А , Пономарев А Н Особенности разработки сеноманских газовых залежей и предложения по совершенствованию системы добычи газа на Уренгойском месторождении // Всероссийская научно - практическая конференция «Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях Уренгойгазпром» Н Уренгой 1994 с 66-73

31 Ремизов В В , Маслов В Н , Ставкин Г П Продуктивность эксплуатационных скважин сеноманской залежи Ямбургского месторождения //Газовая промышленность №9 М 1994, с 23-24.

32 Ремизов В В , Маслов В Н, Ермилов О М , Чугунов Л С Освоение газовых и газоконденсатных месторождений полуострова Ямал // Изд «ГазОйль Пресс-Сервис» - «Газовая промышленность» №7 М • 1994, с 32-33

33 Маслов ВН, Телков А П, Ланчаков ГА Методы увеличения нефтеотдачи пластов, насыщенных высоковязкой нефтью // Инф сб «Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности» №8-9 М 1994, с 16-20

34 Ремизов В В, Лапердин А Н , Маслов В Н Бурение и эксплуатация скважин с горизонтальным забоем на газовых и газоконденсатных месторождениях севера Тюменской области // «ИРЦ Газпром» Экспресс-инф Сер «Бурение газовых и газоконденсатных месторождений» М 1995, с 4-6

35 Ланчаков Г А Маслов В Н Перспективы доразработки сеноманской газовой залежи Северо-Уренгойского месторождения // Экспресс-инф «ИРЦ Газпром» Сер «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газокондесатных месторождений» № 7-8 М 1995, с 5-9

36 Ланчаков Г А, Маслов В Н , Ставкин Г П , Облеков Г И Анализ эффективности кустового разбуривания газовых месторождений Тюмен-

ской области // Экспресс-инф. «ИРЦ Газпром». Сер «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» №7-8 М 1995,с.17-22.

37 Ланчаков Г А, Маслов В Н Пономарев А Н Анализ результатов исследований эксплуатационных скважин Уренгойского месторождения // Экспресс-инф «ИРЦ Газпром». Сер «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» N2 9-10 М 1995, с 6-10

38 Ремизов В В , Маслов В Н , Лапердин А Н , Ермилов О М , Чугу-нов Л С. Мировой и отечественный опыт бурения скважин с горизонтальными забоями // Изд «Газ-Ойль Пресс-Сервис» - «Газовая промышленность» №3 М 1995, с 30-33

39 Маслов В Н , Ланчаков Г А, Кучеров Г Г Оценка влияния пластовой воды на величину предельной депрессии // Экспресс-инф. «ИРЦ Газпром» Сер «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» М 1995, № 9-10, с 26-29

40 Маслов В Н Анализ результатов исследований разведочных и эксплуатационных скважин Юбилейного месторождения // Экспресс-инф «ИРЦ Газпром» Сер «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» №6 М 1999, с 40-44

41 Облеков Г И , Маслов В Н , Гордеев В Н , Чупова И М Установление технологических режимов, обеспечивающих бесперебойную эксплуатацию скважин на поздней стадии разработки, при активном водопроявле-нии // Экспр -инф ИРЦ Газпром Сер «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» № 1 М 2000, с 28-33

42 Облеков Г И , Гордеев В Н , Облеков Р Г, Маслов В Н , Лапердин А Н , Гацолаев А С Подсчет запасов свободного газа месторождений предприятия Надымгазпром по данным истории разработки на основе геолого-газодинамической модели // Материалы НТС ОАО «Газпром» «Современное состояние и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки» ИРЦ Газпром М 2000, с 67-72

43 Маслов В Н Влияние сезонной неравномерности добычи газа на потенциальные добывные возможности сеноманских газовых залежей «ИРЦ Газпром» // Науч -техн сб Сер «Геология, бурение, разработка и

эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». № 1 М 2000, с 17-20

44 Маслов В Н Анализ эксплуатации скважин с водо- и пескопрояв-лениями на Уренгойском месторождении // «ИРЦ Газпром» Науч -техн сб. Сер «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» № 1 М 2000, с 28-33

45 Масленников В В , Лапердин А Н , Маслов В Н Концепция освоения малоамплитудных газовых залежей Западной Сибири // Газовая промышленность, № 9 М. 2000, с 61-62

46 Маслов В Н , Лапердин А Н Оценка объемов и перспективы использования низконапорного газа в Надым-Пур-Тазовском регионе // Материалы Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» Надым 2003, с 112-121

47 Сохошко С К, Клещенко И.И , Маслов В Н , Паникаровский В В Профиль притока к пологой скважине // Нефтепромысловое дело, № 11 М 2004, с 13-15

48 Маслов В Н , Лапердин А Н , Красовский А В Моделирование межпластовых перетоков жидкости на Комсомольском месторождении //. Газовая промышленность, №4 М 2006, с 39-41

49 Маслов В Н Опыт управления разработкой крупных газовых месторождений //Технологии нефти и газа. № 3 М. 2007, с 16-17

50 Маслов В Н Проблемы добычи сеноманского газа на современном этапе // Технологии нефти и газа № 3 М 2007, с. 7-9

51 Маслов В Н Анализ текущей продуктивности скважин Медвежьего месторождения // Наука и техника в газовой промышленности № 2 Изд ООО «ИРЦ Газпром» М 2007, с 23-26

Патенты на изобретения:

52 Патент СССР на изобретение № 1347541 Способ разработки газового месторождения с подошвенной водой / Нанивский Е М, Косухин Л Д, Маслов В Н , Зотов Г А, Калинин А В //10 06 1985 Бюл № 36

53 Патент РФ на изобретение № 2148153 Способ определения начальных и текущих запасов газа газоконденсатного месторождения / Став-кин Г П , Гацолаев А С , Маслов В Н // 27 04 2000 Бюл № 7

54 Патент РФ на изобретение № 2196891 Установка подготовки газа / Крылов Г В , Маслов В Н , Касперович А Г, Белянский Ю Н , Кпюсов В А //20.01 2003 Бюл №3

Подписано в печать 14 05 2007 г Заказ 154 Тираж 125 экз Формат 60x84/16 Отпечатано в ООО «ТюменНИИгипрогаз» по адресу 625019, г Тюмень, ул Воровского, дом 2

Содержание диссертации, доктора технических наук, Маслов, Владимир Николаевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА.

1.1 Обзор современных подходов к проблеме регулирования и управления разработкой газовых месторождений Западной Сибири.

1.2 Учет особенностей геологического строения при разработке месторождений углеводородного сырья.

1.3 Промыслово-геологические особенности разработки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири.

1.3.1 Медвежье месторождение.

1.3.2 Комсомольское месторождение.

1.4 Принципиальные подходы к проектированию рациональной разработки газовых месторождений.

1.5 Выводы по первому разделу.

2 РЕТРОСПЕКТИВА АВТОРСКИХ НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ПРОБЛЕМАМ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА.

2.1 Метод оценки эффективности разбуривания месторождений и эксплуатационных участков.

2.2 Обоснование проектной продуктивности эксплуатационных скважин

2.2.1 Юбилейное месторождение.

2.2.2 Уренгойское месторождение.

2.2.3 Ямбургское месторождение.

2.3 Эмпирические зависимости для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений проектных скважин.

2.4 Анализ эффективности кустового разбуривания газовых месторождений.

2.5 Обоснование конструкций эксплуатационных скважин.

2.6 Уточнение геологических и разрабатываемых запасов газа по данным начального периода эксплуатации.

2.6.1 Распределение запасов газа по площади месторождения

Медвежье.

2.6.2 Уточнение запасов газа на основе газодинамического моделирования.

2.6.3 Первый опыт уточнения запасов газа на Вынгапуровском месторождении.>.

2.7 Обобщение опыта разработки газовых месторождений.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методология и технология управления разработкой крупных газовых месторождений севера Западной Сибири"

Добыча углеводородного сырья на Крайнем Севере началась с пуска в эксплуатацию Медвежьего месторождения в 1972г. На сегодняшний день в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, предприятиями ОАО «Газпром» эксплуатируются 12 сеноманских газовых объектов. Кроме Медвежьего, это Вынгапуровское, Комсомольское, Западно-Таркосалинское, Уренгойское, Ямбургское, Юбилейное, Ямсовейское, Губкинское, Заполярное, Вынгаяхинское, Етыпуровское месторождения. Эксплуатацию промыслов ведут предприятия: Надымгазпром, Ямбурггаздобыча, Уренгойгазпром, Ноябрьскгаздобыча. Семь процентов газодобычи принадлежит так называемым «независимым» производителям (ОАО «Юрхаровнефтегаз», ОАО НК «Таркосаленефтегаз», ОАО «Мангазея», ОАО «Нордгаз» и др.).

Темпы обустройства и подходы к эксплуатации газовых залежей севера Западной Сибири не имеют аналогов в отечественной и мировой практике. Сегодня в эксплуатацию вовлечены залежи с суммарными запасами газа 18 трлн.м3. За тридцать с небольшим лет добыча газа здесь возросла почти до 600 млрд.м3. Фонд добывающих скважин превысил 6 тысяч единиц. Построена мощнейшая единая газотранспортная система общей протяженностью более 40 тыс.км.

Созданная в настоящее время развитая инфраструктура на севере Щ Западной Сибири обеспечивает свыше 90% всего добываемого газа. Обеспечение энергетической безопасности Российской Федерации и создание условий для надежного обеспечения внутреннего и внешнего рынков углеводородным сырьем требует последовательного освоения сосредоточенного в недрах региона, углеводородного потенциала.

На территории Ямало-Ненецкого автономного округа предприятиями различной формы собственности эксплуатируются более 20 газовых и газоконденсатных месторождений. К настоящему времени базовые месторождения, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны (Медвежье - на 80%, Уренгойское 0 (сеноманская газовая залежь) - на 65%, Ямбургское (сеноман) - на 54%). Из месторождений с падающей добычей получено свыше 80% газа в России. Тем не щ менее, округ остается основным газодобывающим районом страны на обозримую перспективу. Здесь сосредоточено 72% российских запасов природного газа.

Для поддержания добычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, а также принятия эффективных мер по использованию остающегося на них низконапорного газа, требуются новые научные, технические и технологические решения и значительные дополнительные средства. Это экстенсивный путь развития. Но есть и интенсивный. В период до 2030 г. компенсация падения добычи газа будет обеспечиваться в основном за счет освоения новых месторождений (Южно-Русское, Бованенковское, Харасавейское и др.), что требует как учета предыдущего опыта разработки так и создания и # внедрения новых технологий добычи. Ресурсная база этих месторождений значительно меньше в сравнении с базовыми объектами добычи. Поэтому для восполнения темпов снижения добычи потребуется ускоренный ввод в разработку средних по запасам месторождений, что может быть осуществлено за счет комплексного подхода к проектированию разработки и обустройства на базе мощных научно-проектно-производственных комплексов.

Освоение новых месторождений региона также требует значительных объемов инвестиций в связи с удаленностью от существующей системы магистральных газопроводов, необходимостью решения ряда сложнейших задач в области сооружения скважин и газопромысловых объектов в зоне ф многолетнемерзлых грунтов, прокладки газопроводов, внедрения новых технологических решений и технологий, обеспечивающих сохранение окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья.

В представленной автором работе обобщен опыт комплексного проектирования разработки, обустройства и эксплуатации крупнейших газовых, газоконденсатных месторождений и газодобывающих комплексов севера Западной Сибири. Разработана и реализована методология комплексного ведения работ по ускоренному освоению углеводородного потенциала по всему технологическому циклу - геологическое изучение недр, моделирование, проектирование разработки и обустройства на основе трехмерных ф газодинамических моделей, создание надежных конструкций скважин и блочного технологического оборудования полной заводской готовности.

Накопленный за годы эксплуатации месторождений научный и производственный опыт позволяет обобщить особенности разведки, обустройства и разработки газовых залежей. Одним из главных факторов, определявших стратегию и тактику на первом этапе освоения газовых месторождений на севере Западной Сибири, являлись огромные размеры структур, по площади измеряющиеся сотнями и тысячами квадратных километров. При этом, залежи в плане имеют различную конфигурацию: округлую (Вынгапуровское, Западно-Таркосалинское, Юрхаровское), вытянутую (Медвежье, Уренгойское, ЮжноРусское, Губкинское), сложную (Ямбургское, Комсомольское, Восточно-Таркосалинское месторождения). Естественно, что большие размеры залежей, наличие относительно обособленных участков, в сочетании с невысокой степенью изученности, предопределяли необходимость поэтапного освоения месторождений. Так, например, разница во времени пуска первого (южного) и последнего (северного) участков Медвежьего месторождения составила семь лет. Аналогичная ситуация отмечалась и на Комсомольском месторождении. Если крупнейший восточный промысел был пущен в эксплуатацию в 1993 году, то сравнительно небольшой северный, - только в конце 1999г. Центральный купол будет введен в эксплуатацию в 2007 г. Разновременность ввода участков в разработку накладывает особые условия на реализацию мероприятий, направленных на регулирование отборов газа по причинам дифференциации давлений на различных участках залежей, внутрипластовых перетоков газа, различных темпов обводнения продуктивных горизонтов и т.д.

Другой характерной особенностью освоения крупных газовых залежей является применение центрально-групповой схемы размещения эксплуатационных скважин, как правило, в присводовых частях структур. С одной стороны, такая схема положительно отражается на технико-экономических показателях работы добывающих предприятий, экологической обстановке на территориях, с другой -приводит к формированию региональных депрессионных воронок и неравномерной выработке запасов газа по площади залежи. В таких условиях контроль за поведением периферийных частей залежи должен быть максимально эффективен, для чего необходимо совершенствование методов контроля и использование передовых методов геологического и гидродинамического моделирования.

Практически все сеноманские газовые залежи являются массивными или пластово-массивными (квазиоднородными), водоплавающими, т.е. подстилаются подошвенной водой по всей площади газоносности. Данная особенность обусловливает необходимость применения дифференцированной схемы вскрытия продуктивных горизонтов, с целью равномерной отработки разреза и предотвращения преждевременного прорыва пластовой воды к забоям скважин. Суть дифференцированного вскрытия заключается в том, что во-первых, скважины перфорируются в различных частях разреза, во-вторых, - они не добуриваются до поверхности контакта газ-вода. При проектировании рациональной разработки задача оптимизации вскрытия пласта является одной из наиболее сложных. Проблема усугубляется еще и тем, что в последние годы подавляющее большинство эксплуатационных скважин бурится наклонно-направленным способом. Зарезка боковых и проводка горизонтальных стволов еще больше ужесточает требования к рациональной отработке залежей и установлению оптимальных технологических режимов работы скважин.

Изучение геолого-промысловых особенностей залежей и связанных с ними процессов, происходящих в залежах при техногенном воздействии, потребовало научного осмысления полученных результатов и выработки обоснованных подходов к решению важной хозяйственной задачи - совершенствования технологии проектирования и управления разработкой газовых залежей ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции.

Стратегия развития газодобычи в регионе в ближайшем будущем связана с двумя основными направлениями. Во-первых это выход в новые нефтегазоносные области (Ямальская, Гыданская), во-вторых, освоение небольших (по северным критериям) залежей в индустриально развитых районах. И первый и второй пути, очевидно, связаны с большими финансовыми и материальными затратами, определяемыми, в первом случае, необходимостью развития инфраструктуры «с нуля», во втором, - относительно большими удельными вложениями материальных и денежных средств на единицу добычи углеводородного сырья [178,179,180 ].

В настоящее время вопросам освоения газовых ресурсов севера Западной Сибири посвящено значительное количество работ, авторами которых являются К.С. Басниев [12], А.И. Гриценко [39], Л.Ф. Дементьев [41, 44], А.Н. Дмитриевский

38], О.М. Ермилов [51, 5], С.Н. Закиров [58, 59, 60], Г.А. Зотов [63, 65], С.Н. Колбиков [79], Ю.П. Коротаев [85], А.Н. Лапердин [9], И.Т. Мищенко [128], Е.М. Нанивский [130], П.Т. Шмыгля [221] и многие другие. В этих работах обоснованы основные принципы проектирования крупных газовых месторождений в условиях Крайнего Севера, такие как центрально-групповое расположение эксплуатационных скважин в наиболее продуктивных, сводовых частях структур, применение в скважинах лифтовых труб увеличенного диаметра, дифференцированное вскрытие газонасыщенных отложений.

Целью диссертационной работы является создание методологии рациональной разработки крупных газовых месторождений и эксплуатации # промысловых объектов на основе всестороннего изучения и обобщения опыта проектирования и управления сложными геолого-техническими системами, какими являются газовые залежи и эксплуатирующие их промысловые объекты.

Актуальность методологических проблем управления разработкой газовых месторождений Западно-Сибирского региона обуславливается требованиями рационального использования недр и достижения высоких коэффициентов текущей и конечной газоотдачи. Известно, что проекты разработки обычно выполняются на основе ограниченной информации о геологическом строении залежи. Очевидно, что на стадии проектировании невозможно абсолютно точно учесть все многообразие факторов, влияющих на фильтрационные процессы в щ продуктивном пласте. В частности практика разработки Медвежьего, а затем и сеноманской залежи Уренгойского месторождений, имеющих гигантские размеры, показала, что при поэтапном освоении за пять-семь лет на одном участке залежи уже начинает проявляться водонапорный режим, а на другом - пластовое давление еще равно первоначальному. Поэтому эффективность эксплуатации месторождений природных газов в значительной мере будет зависеть от того, насколько подтверждаются геолого-промысловыми материалами разработки, заложенные при проектировании научно-технические решения.

Необходимость получения качественной и детальной информации о состоянии и перспективах разработки крупных газовых месторождений не к позволяет использовать средние для залежи параметры, поскольку они не отражают реальную (детальную) картину, а дают некоторые обобщенные показатели. В то же время неоднородность геологических параметров по площади и разрезу, неравномерность отбора газа и поэтапность освоения приводят к локальному снижению пластового давления в отдельных зонах, к очаговому обводнению эксплуатационных участков и, как следствие этого, к снижению коэффициентов газоотдачи. При этом средние по залежи показатели могут соответствовать проектным и не вызывать опасений, по крайней мере на начальном этапе эксплуатации.

При решении подобных задач в настоящее время широко используются расчеты на геолого-газодинамических моделях месторождений на основе современных компьютерных технологий. Однако, для оперативного контроля за разработкой месторождений природных газов, автору полезными представляются сравнительно простые и надежные методы расчета основных показателей разработки. Один из методов такого контроля основывается на всестороннем использовании возможностей материального баланса.

Высказанные выше замечания позволяют сформулировать основные задачи диссертационной работы:

1. Обобщение опыта проектирования разработки, управления процессами, происходящими в сложных геологотехнических системах в условиях неопределенности имеющейся информации с учетом фактора времени.

2. Разработка новых методов управления разработкой крупных газовых месторождений на различных этапах жизненного цикла (первичное проектирование, анализ и регулирование разработки, особенности разработки).

3. Исследование продуктивности газодобывающих скважин и выработка методических и технологических подходов, обеспечивающих максимальное использование потенциала добывающих скважин на разных стадиях разработки.

4. Обоснование стратегии развития газовой промышленности на севере Западной Сибири на ближайшую и отдаленную перспективу, предусматривающей как интенсивный (освоение новых площадей) так и экстенсивный аспекты (доразработка месторождений, добыча трудноизвлекаемых запасов).

5. Разработка и внедрение организационных мероприятий, заключающихся в создании научно-производственного комплекса для проектирования и управления разработкой месторождений и эксплуатации газодобывающих промыслов.

Научная новизна, по мнению автора, состоит в следующем:

1. Систематизирован опыт эксплуатации крупных газовых месторождений севера Западной Сибири и на этой основе сформулированы критерии оптимизации разработки на различных стадиях жизненного цикла газодобывающих предприятий, заключающиеся в принятии управляющих решений на этапах первичного проектирования (схема размещения скважин и промысловых объектов, конструкция скважин, концентрация мощностей), основного периода добычи (регулирование добычи, увеличение степени дренирования), окончания разработки (рациональное использование пластовой энергии, оптимизация режимов работы скважин, предотвращение обводнения).

2. Научно обоснованы пределы возможных отклонений фактических показателей разработки от проектных в зависимости от степени истощения запасов и предложены методы повышения эффективности добычи газа в условиях месторождений Крайнего Севера.

3. Предложена научно обоснованная концепция дальнейшего развития газовой промышленности, включающая как экстенсивный так и интенсивный пути развития.

4. Предложена концепция и разработаны новые методы добычи и использования низконапорного газа на заключительной стадии эксплуатации, включающие формирование его объемов, совершенствование систем разработки, способы утилизации.

5. Сформулирован и реализован системный подход к организационно-экономическим проблемам рационального управления разработкой месторождений и эксплуатацией промысловых объектов, предусматривающий создание единого научно-проектно-производственного комплекса, позволяющего значительно сократить время цикла «проектирование-освоение месторождений» -и оптимизировать производственные процессы добычи газа.

6. На основе классификации управляющих воздействий предложены комплексные схемы регулирования разработки газовых месторождений на различных уровнях: от отдельной скважины до газодобывающего комплекса в целом.

Практическая значимость работы заключается в том, что:

1. Эксплуатируемые газовые залежи севера Западной Сибири, проектирование и разработка которых осуществлялись под руководством и при непосредственном участии автора (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и другие месторождения), характеризуются высокой текущей и конечной газоотдачей, низкой себестоимостью добычи.

2. Технические и технологические решения, предложенные автором, заключающиеся в рассмотрении промысловых объектов, как единого газодобывающего комплекса, реализованные на Медвежьем, Комсомольском, Вынгаяхинском и Етыпуровском месторождениях, позволили значительно снизить капитальные вложения в обустройство и обеспечить надежную работу промыслов в течение длительного периода времени.

3. Принципы проектирования разработки, основанные на изучении залежей, как сложных геолого-технических систем, позволили максимально приблизить технические решения к требованиям рационального использования недр и окружающей природной среды.

4. Методы и способы добычи и использования низконапорного газа, предложенные автором, позволяют максимально осуществить ресурсосбережение и минимизировать затраты на доразработку месторождения.

5. Стратегия освоения небольших по запасам месторождений, предлагающая максимальное использование уже имеющихся мощностей, обеспечивает устойчивое развитие отрасли на обозримую перспективу.

6. Ежегодный экономический эффект от внедрения авторских разработок оцнивается в 400 млн. руб.

Предложенная методология, новые методы исследований и разработанные методики использовались при составлении проектов разработки и выполнении анализа разработки Юбилейного, Ямбургского, Уренгойского, Заполярного и других месторождений. Основные результаты работы вошли в ряд проектных документов, рассмотренных и утвержденных Центральной комиссией по разработке газовых и газоконденсатных месторождений и другими территориальными и отраслевыми органами.

Работа прошла апробацию на десяти международных, общероссийских и межотраслевых конференциях, конгрессах, форумах.

Автор выражает глубокую признательность за поддержку идей, научную и консультационную помощь академику РАН А.Н. Дмитриевскому, чл.-корр. РАН О.М. Ермилову, д.т.н, проф. Крылову Г.В., д.т.н, проф. Нанивскому Е.М., д.т.н., проф. Закирову С.Н., д.т.н. Хавкину А.Я. д.т.н. Васильеву Ю.Н., д.т.н. Михайлову Н.Н., д.т.н. Скоробогатову В.А., д.т.н. Перепеличенко В.Ф., д.т.н. Облекову Г.И., д.т.н. Березнякову А.И., д.г.-м.н. Лапердину А.Н., к.т.н. Юшкову А.Ю., к.г.-м.н. Туренкову Н.А., к.т.н Клюсову В.А., к.т.н. Кучерову Г.Г.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Маслов, Владимир Николаевич

Основные выводы, рекомендации и предложения, сформулированные в рамках диссертационной работы, сводятся к следующему:

1. Ретроспективный анализ накопленного опыта освоения и эксплуатации крупных газовых месторождений Крайнего Севера позволил сформулировать основные направления рационального недропользования, такие как:

- учет промыслово-геологических особенностей при проектировании и управлении разработкой;

- оптимизация систем разработки и схем размещения скважин на площади газоносности;

- обоснование эффективных конструкций скважин и схем вскрытия продуктивных горизонтов;

- концентрация мощностей газодобывающих комплексов.

2. Эффективное управление разработкой газовых месторождений севера Западной Сибири на разных стадиях освоения предусматривает:

- необходимость выработки нестандартных проектных решений по разработке, учитывающих специфику изучаемых объектов (уровень неопределенности исходной информации, сложные физико-географические условия, промыслово-геологические особенности разработки и др.);

- надежный контроль за процессами, происходящими в залежах по мере истощения запасов газа;

- регулирование разработки на уровне отдельной скважины, куста, участка, месторождения и газодобывающего комплекса (предприятия) в целом. i Использование предложенных автором критериев, позволило обеспечить научное сопровождение выполнения проектных решений и плановых заданий на протяжении более чем 30-летнего периода разработки месторождений и достичь высоких коэффициентов текущей газоотдачи.

3. Авторские инновации, направленные на оптимизацию разработки газовых месторождений, положены в основу эффективной эксплуатации геолого-технологических моделей, что позволило решить ряд важнейших научных и практических задач (предотвращение преждевременного обводнения скважин, обеспечение максимальных объемов дренирования, повышение продуктивности скважин).

4. Автором предложены научно обоснованные принципы оптимизации показателей разработки сеноманских залежей газовых месторождений Крайнего Севера и технологических режимов работы газодобывающих скважин на различных стадиях эксплуатации, а именно: расширение эксплуатационного поля путем добуривания эксплуатационных скважин с целью вовлечения в разработку периферийных зон и слабодренируемых участков;

- регулирование разработки месторождений в условиях сезонной неравномерности в отборах и поэтапной схеме освоения крупных газовых месторождений;

• - оптимальное соотношение площадей разбуривания эксплуатационных участков и месторождений;

- рациональное использование пластовой энергии для совершенствования проектных схем эксплуатации и проектирования разработки многокупольных залежей и группы газовых месторождений.

5. При непосредственном участии автора разработана концепция развития Западно-Сибирского региона. Дальнейшее обеспечение необходимых уровней добычи газа в пределах Западно-Сибирского региона целесообразно осуществлять по следующим основным направлениям:

- освоение месторождений полуострова Ямал, акваторий Обской и Щ Тазовской губ;

- добыча трудноизвлекаемых запасов газа (туронские отложения, ачимовские и юрские пласты);

- вторичные методы доразработки газовых и газоконденсатных месторождений (извлечение низконапорного газа).

6. Под руководством и активном участии автора решены организационно-экономические задачи эффективного освоения месторождений газа. На базе отраслевого института создан научно-проектно-производственный комплекс, позволяющий в едином цикле осуществлять проектирование разработки месторождений, обоснование инвестиций, разработку проектной документации на строительство скважин и обустройство промыслов, выпуск конструкторской документации, изготовление оборудования и авторский контроль за разработкой месторождений и эксплуатацией промыслов. Его создание способствовало сокращению времени освоения месторождений на 2-3 года по сравнению с традиционной схемой подготовки необходимого комплекта проектной документации.

7. Полученные результаты реализованы в рамках энергетической стратегии России, в планах стратегического развития добычи газа ОАО «Газпром» и устойчивого развития Единой Системы Газоснабжения России. Их внедрение имеет определяющее социальное, экономическое и геополитическое значение, поскольку за счет ускоренного ввода только пяти месторождений (Комсомольское, Губкинское, Северо-Уренгойское, Вынгаяхинское и Юрхаровское) в народное хозяйство страны направлено 385,3 млрд.м3 природного газа. Широкомасштабное внедрение в газовой промышленности разработанного комплексного подхода к ускоренному освоению месторождений углеводородов позволит обеспечить энергетическую безопасность России, улучшить качество жизни значительной части населения за счет газификации и обеспечить эффективность работы смежных отраслей экономики.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время из недр Западно-Сибирского региона извлечено более 10 трлн.м3 природного газа, или 23% его начального потенциала. Сегодня почти вся добыча приходится на апт-сеноманский комплекс, где выработано 27% разведанных запасов газа.

Работы по пересчету запасов газа и корректировке на их основе проектных показателей разработки, у истоков которых стоял автор, явились началом комплексного выполнения работ в области геологического изучения недр и проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Для практической реализации комплексного подхода к освоению углеводородного потенциала Западной Сибири с участием автёра в ООО «ТюменНИИгипрогаз» сформирована сбалансированная научно-производственная структура, включающая институт ТюменНИИгипрогаз, состоящий из высококвалифицированных научных, проектно-конструкторских и проектно-изыскательских подразделений, в составе которых 37 лабораторий, 24 специализированных отдела и экспериментальный завод, ориентированный на выпуск нефтегазового промыслового оборудования, изготовляемого по разработкам специального конструкторского бюро.

Устойчивое развитие газодобывающей промышленности в ЗападноСибирском регионе требует разработки технологических, технических и проектных решений по комплексному освоению новых месторождений, расположенных в экстремальных природно-климатических условиях, со сложным геологическим строением, различным характером флюидонасыщенности в пределах одного месторождения, аномально высокими пластовыми давлениями и дальнейшей эксплуатации уже освоенных месторождений для обеспечения максимальной надежности и эффективности добычи углеводородного сырья. Комплексное решение таких сложных технологических проблем возможно только на основе самых современных научных подходов с использованием высоких технологий, программных продуктов и постоянно действующего геолого-технологического мониторинга эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

Представленная диссертационная работа посвящена созданию методологии рационального управления разработкой газовых месторождений севера Западной Сибири на основе всестороннего изучения и обобщения научного и производственного опыта, накопленного с начала их освоения. Методология включает в себя решение как научных, производственных, так и организационных проблем управления процессами добычи углеводородного сырья.

Системный анализ имеющихся разработок показал необходимость комплексного решения проблем геологического изучения месторождений, освоения, обустройства и эксплуатации промысловых объектов, без чего не возможно рациональное использование имеющихся ресурсов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Маслов, Владимир Николаевич, Тюмень

1. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газоконденсатных месторождений.-Печера: издательство «Печерское время», 2002.-894 с.

2. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин.- М: издательство «Техника», 2001 -95 с.

3. Анализ технических решений, применяемых при ремонтах скважин на месторождениях севера Тюменской области: Отчет о НИР; Шифр работы 230-В7/95 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель А.В. Кустышев. Тюмень, 1997.- 73 с.

4. Афанасьев А.П., Лапердин А.Н. Оценка возможности разрушения пород-коллекторов газа в эксплуатационных скважинах // Труды ВНИИГазэкономика. Проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений Севера Тюменской области. Москва, 1981. - 57 с.

5. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. -М., Ижевск, 2003. 479 с.

6. Башкатов А.Д. Предупреждение пескования скважин. М.: Недра, 1991.-176 с.

7. Безносиков А.Ф., Маслов В.Н., Влияние воды, льда, щцратов в коллекторе на его проницаемость. // ВНИИЭгазпром. Сборник трудов. Вып. 8. Сер. Геология, разработка и бурение газовых и газоконденсатных месторождений Сибири. М.: 1975. с.84-89.

8. Белонин М.Д., Кноринг Л.Д. Применение методов распознавания образов для оценки степени нефтегазоносности природных объектов. Геология нефти и газа, N27, 1971.-С. 9-15.

9. Берман Л.И., Омесь СП., Романовская Н.С. Некоторые особенности коллекторов газоконденсатного месторождения Медвежье // Реф. сб. ВНИИЭгазпрома. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1975. -№ 6. С.20-24.

10. Вопросы сторительства газовых скважин, прекгирования разработки месторождений и транспорта газа: Сб. науч. тр./ ООО ТюменНИИгипрогаз Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»; СПб.: Недра, 2005. -167с.

11. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. М.: Недра, 1999. - 412с.

12. Гавриловская Т.А., Косухин Л.Д. Маслов В.Н. Текущее состояние разработки месторождения Медвежье. // обзор ВНИИЭгазпром. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. № 9. М.: 1979.37 С.

13. Галян Н.Н., Галян Д.А. Глушение газовых скважин в условиях карбонатных коллекторов большой мощности // Обз. информ.- М.: ВНИИЭгазпром. -1987.- вып.2,-44 с.

14. Гвоздов В.Г., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра, 1993. -327с.

15. Геологический отчет за 1996 г. РАО «Газпром», п. Надымгазпром, Надым, 1997 г. С.50.

16. Геологический отчет по Комсомольскому месторождению за 2002 год: Геологический отчет /ООО «Ноябрьскгаэдобыча»; Руководитель ВА Жбаков -Ноябрьск, 2002-137 с.

17. Гордеев В.Н. Повышение эффективности эксплуатации скважин и регулирования разработки обводняющихся газовых залежей Крайнего Севера. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. Надым, 1997. - 130с.

18. Гриценко А.И. Проблемы освоения месторождений севера Западной Сибири. Реф.сб. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». М., ВНИИЭгазпром, 1979 г. №1, с. 1-6.

19. Гриценко А.И., Дмитриевский А.Н., Ермилов О.М., Кирсанов А.Н., Зотов Г.А., Нанивский Е.М., Сулейманов Р.С. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа. М.: Недра, 1992. - 368с.

20. Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М.и др. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. М.: Недра, 1991. - 304с.

21. Гриценко А.И., Седых АД Малые неразрабатываемые месторождения газа и нефти России. Концепция освоения. -М.: РАО «Газпром», ВНИИгаз, 1994.

22. Гудзь А.Г., Маслов В.Н., Нанивский Е.М. Оценка эффективности разбуривания месторождения Медвежье./ Газовая промышленность. № 9. М.: 1980. с. 28-29.

23. Дементьев Л.Ф., Жданов Ш.А., Кирсанов А.Н. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1977. -281с.

24. Дементьев Л.Ф., Туренков НА, Кирсанов А.Н. и др. Системный подход к созданию геолого-газодинамических моделей. Обз.информ. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1984. - Вып.5. - 44 с.

25. Дивеев И.И. Методика расчета продвижения пластовых вод при разработке газовых залежей по промыслово-геофизическим данным // Реф. сбор. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.: М.: ВНИИЭгазпрома, 1978. -№ 6.-С.7-12.

26. Дмитрук В. В. Анализ текущего состояния разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения. // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».- М.: ИРЦ Газпром.- 2004.-№5.-С. 28-36.

27. Дмитрук В.В. Особенности геологического строения Медвежьего месторождения. // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».- М.: ИРЦ Газпром.- 2004.- № 5 С. 7-15.

28. Дубина Н.И., Шарипов A.M. Совершенствование технологии изоляции водопритоков на Уренгойском месторождении // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 1999.- 33 с.

29. Ермаков В.И., Кирсанов А.Н., Кирсанов Н.Н. и др. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера М.: Недра, 1995. -464с.

30. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В. Эксплуатация газовых скважин / и др. М.: Наука, 1995. - 359с.

31. Ермилов О.М., Гордеев В.Н., Гацолаев А.С. Применение математического моделирования при разработке крупных газовых месторождений Западной Сибири. -Новосибирск.: СО РАН, 2003.- 78 с.

32. Ермилов О.М., Маслов В.Н., Нанивский Е.М. Разработка крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах. М., Недра, 1987. -207с.

33. Ершова В.Д., Маслов В.Н., Кислова В.И., Гацолаев А.С. Расчет показателей обводнения Вынгапуровского месторождения. Доклады IX конференции молодых ученых и специалистов газовой промышленности Тюменской области. Тюмень, 1983. -С. 12-13.

34. Ефименко В.И., Пих НА, Таужнянский Г.В. Минерализация и химическийсостав внутриконтурных вод нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири/Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1981.-Вып. 162. -114с.

35. Желтов Ю.П. Деформации горных пород М.: Недра, 1966. -198 с.

36. Закиров И.С., Закиров Э.С. Регулирование разработки месторождений природных углеводородов // Газовая промышленность. М., 1997, №7. - С.68-71.

37. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин нефтеотдача».-М.: Издательский Дом «Грааль», 2002.- 314 с.

38. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Ваганова М.Н., Спирвдонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа.- М.: РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004.- 520 с.

39. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Кондрат Д.М. и др. Теория водонапорного режима газовых месторождений. М.: Недра, 1976,140 с.

40. Закиров С.Н. Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений М.: Недра, 1974. - 374 с.

41. Закиров С.Н., Пискарев В.И., Гереш П.А., Ершов С.Е. Разработка водоплавающих залежей с малым этажом газоносности. М.: ИРЦ Газпром, 1997. -137с.

42. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989. -402с.

43. Запасы свободного газа альб-сеноманского комплекса Ямальского района по состоянию на 01.01.1997 г. (по данным Государственного баланса).

44. Запасы свободного газа альб-сеноманского комплекса Гыданского района по состоянию на 01.01.1997 г. (по данным Государственного баланса).

45. Запасы свободного газа альб-сеноманского комплекса Надым-Пур-Тазовского района по состоянию на 01.01.1997 г. (по данным Государственного баланса).

46. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980. - 301с.

47. Инструкция по расчету влагосодержания природного газа. Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 1982 г. с. 4-5.

48. Калашнев В.В., Барановский В.Д., Сергеев Б.З. Интенсификация притоков флюидов из пластов в условиях высоких температур и давлений // Обз. информ. Сер. Бурение М.: ВНИИОЭНГ, 1981Вып. 1.- 43 с.

49. Калугин М.В., Козьмина Т.П., Маслов В.Н., Нанивский Е.М., Юшков Ю.Ф. Состояние добычи газа на Медвежьем месторождении./ Реф. сб. ВНИИЭгазпрома // сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. Вып. 7 М.: 1979. с. 5-8.

50. Колбиков С.В. Оптимизация распределения отбора газа из месторождения по скважинам // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭГазпром, 1981. - Вып.З. - 33с.

51. Комплексный проект разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения: Отчет о НИР /ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель А.Н. Лапердин. Тюмень, 1996.-295 с.

52. Кондрат P.M., Закиров С.Н., Сомов Б.Е. и др. Повышение газоотдачи на заключительной стадии разработки месторождений при водонапорном режиме. -М.: ВНИИЭгазпром, 1987,- 44 с.

53. Кондрат P.M., Марчук Ю.В. Техника и технология эксплуатации газоконденсатных скважин в осложненных условиях // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ВНИИЭгазпром, 1978.-Вып. 7.-36 с.

54. Конторович А.Э., Леонтович В.Б., Фотиади Э.Э. и др. Районирование крупных территорий по степени перспективности //Труды СНИИГГИМС. Вып.138. Новосибирск, 1972.-284 с.

55. Коротаев Ю.Л., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1981. -346с.

56. Коррективы комплексного проекта разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения : Отчет /000»ТюмеНИИгипрогаз»; Руководитель В.Н. Маслов. Тюмень, 1999. - 406с.

57. Косухин Л.Д., Маслов В.Н. Нанивский Е.М. Особенности подсчета запасов газа по месторождениям севера Тюменской обласго.//Обзор. ВНИИЭгазпром. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. № 4. М.: 1981. 28 с.

58. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования / Пер. с англ. М.: Недра, 1979. - 303с.

59. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П., Бучин А.Н., Воинов В.В. Проектирование разработки нефтяных месторождений- М.: Гостоптехиздат, 1962.730 с.

60. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ // Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений.- М.: Гостоптехиздат, 1957.- С. 116-139.

61. Крылов Г.В., Лапердин А.Н., Маслов В.Н. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири. Новосибирск. 2005. Издательство СО РАН, 388с.

62. Кулахметов Н.Х. Отчет: «Особенности геологического строения и нефтегазоносности арктических районов Западно Сибирской низменности западной части Енисей - Хатангойской впадины и акватории Карского моря».- Тюмень, 1975. -473с.

63. Кустышев А.В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири. Тюмень: Вектор Бук, 2002.-168 с.

64. Кучеров Г.Г., Парасына B.C., Маслов.В.Н. Потомки Прометея. Геологическая служба газовой промышленности /; под ред. М.М. Золочевского. М.: ООО «Фирма Росток», 2005.-320 с.

65. Кучин Б.Л., Алтунин А.Е. Управление системой газоснабжения в осложненных условиях эксплуатации. М.: Недра, 1984. -209 с.

66. Ланчаков ГА Маслов В.Н., Перспективы доразработки сеноманской газовой залежи Северо-Уренгойского месторождения.// Экспресс-инф. ИРЦ Газпром. Сер.

67. Si Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газокондесатных месторождений. № 7-8. М.: 1995. с.5-9.

68. Ланчаков Г.А., Маслов В.Н., Кучеров Г.Г. Оценка влияния пластовой воды на величину предельной депрессии. // Экспресс-инф. ИРЦ Газпром. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: 1995, №9-10, с.26-29.

69. Лапердин А.Н., Козинцев А.Н., Плотников А.А. Использование западносибирских подземных напорных вод для производства йода. Новосибирск: издательство СОР, 2005. - 127с.

70. Лапердин А.Н., Маслов В.Н., Гацолаев А.С. Разработка газовых залежей в условиях обводнения.Л~езисы докладов Всесоюзной конференции «Нефть и газ Западной Сибири». Проблемы добычи и транспортировки. Тюмень. 1985. с.39.

71. Лапердин А.Н., Маслов В.Н., Кислова В.И., Каменев А.П., Зубкова Н.Г. Опыт эксплуатации крупных газовых месторождений севера Тюменской области. /Юбз. информ. ВНИИЭгазпром. Сер. Передовой опыт в газовой промышленности. Вып. 3. М.: 1984.-44с.

72. Лапердин А.Н., Маслов В.Н., Юшков Ю.Ф. Оптимизация рабочих дебитов газовых и газоконденсатных скважин. // ВНИИЭгазпром, Сер. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных скважин. № 14. М.: 1987. с.31-36.

73. Лапердин А.Н., Юшков Ю.Ф., Маслов В.Н. Оптимизация рабочих дебитов газовых и газоконденсатных скважин./ ВНИИЭгазпром, экспресс-информация.// Сер. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Вып. 11. М.: 1987. с. 6-9.

74. Ли Г., Вуд Р. Новая высококачественная жидкость разрыва для морских скважин // Экспресс-информ. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1993. Вып.1. -С. 26-23.

75. Масленников В.В. Типы пород-коллекторов газового месторождения Медвежье // Реф.сб. ВНИИОЭНГа. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. 1976. -Вып.11.-С.21-25.

76. Масленников В.В., Крылов Г.В., Маслов В.Н., Лапердин А.Н., Меркушев М.И. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их освоению. М.: ИРЦ Газпром, 2000. 243с.

77. Масленников В.В., Лапердин А.Н., Маслов В.Н. Концепция освоения малоамплитудных газовых залежей Западной Сибири. // Газовая промышленность, № 9. М.: 2000. с.61-62.

78. Масленников В.В., Ремизов В.В. Системный геофизический контроль разработки крупных газовых месторождений. -М.: Недра, 1993.

79. Масленников В.В., Федорцов В.К. Комплексное изучение выноса керна пород-коллекторов газовых скважин Севера Тюменской области. Разведочная геофизика. М.: Недра, 1980, вып. 90, с. 119-125.

80. Масленников В.В., Ханнанов З.Д. Группирование пород коллекторов для достоверной оценки пористости при неравномерном выносе керна/ НТС Геология нефти и газа. -М.: 1978, №9, с.14-17.

81. Маслов В.Н. Влияние сезонной неравномерности добычи газа на потенциальные добывные возможности сеноманских газовых залежей. // ИРЦ Газпром.

82. Научно-технический сборник Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. № 1. М.: 2000. с.17-20.

83. Маслов В.Н. Итоги реализации научно-технических решений при разработке крупных газовых месторождений Крайнего севера.//Технологии нефти и газа, №2. М.: 2007.

84. Маслов В.Н. Основные пути решения проблемы добычи и утилизации низконапорного газа7Яехнологии нефти и газа, №1. М.: 2007.

85. Маслов В.Н. Оценка взаимодействия эксплуатационных участков Медвежьего месторождения в процессе разработки.// ВНИИЭгазпром. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, № 2.1980. с.20-23.

86. Маслов В.Н. Принципы рациональной разработки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири.//Наука и техника в газовой промышленности. №1 М.: Изд. ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

87. Маслов В.Н. Расчет времени начала безгидратной эксплуатации скважин. II Тезисы докладов конференции молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза. Тюмень 1978. с. 12.

88. Маслов. В.Н. Система контроля за разработкой газовых залежей (статья)./ Тюменский ЦНТИ. Инф. листок N2 85-24, Тюмень, 1985,4 С.

89. Маслов В.Н. Совершенствование методики анализа показателей разработки эксплуатационных участков крупных газовых месторождений // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень, 1984 г. 187 с.

90. Маслов В.Н. Создание научно-проекгно-производственного комплекса, как фактор внедрения инновационных решений.//Технологии нефти и газа, №2. М.: 2007.

91. Маслов В.Н. Экспериментальная исследования влияния перетоков на форму индикаторных кривых. II Тезисы докладов конференции молодых ученых и специалистов ТюменНИИтпрогаза. Тюмень 1978. с.7.

92. Маслов В.Н. Эксплуатация газовых месторождений на поздней стадии разработки в условиях сезонной неравномерности добычи газа.// Наука и техника в газовой промышленности. №2 М.: Изд. ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

93. Маслов. В.Н., Гацолаев А. С. Разработка газовых залежей в условиях обводнения (тезисы). ГСезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки". Тюмень, 1985, -С.39.

94. Маслов В.Н., Калугин М.В. Козьмина Т.П. Состояние добычи газа на Медвежьем месторождении. // ВНИИЭгазпром. Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. № 7. М.: 1979. с.76-78.

95. Маслов В.Н., Кислова В.И., А.П. Каменев, Н.Г. Зубкова. Опыт эксплуатации крупных газовых месторождений севера Тюменской области (обзор). Науч.-техн. обзор/ВНИИЭгазпром. Сер. Передовой опыт в газовой промышленности. М., 1984. -Вып.З, - С. 44.

96. Маслов В.Н., Лапердин А.Н. Подсчет запасов газа Медвежьего месторождения по падению пластового давления / ТюменНИИгипрогаз. Тюмень, 2002. -400с.

97. Маслов В.Н., Лапердин А.Н., Красовский А.В. Моделирование межпластовых перетоков жидкости на Комсомольском месторождении. // Газовая промышленность, №4. М.: 2006, с.39-41.

98. Маслов В.Н., Лапердин А.Н., Юшков Ю.Ф. и др. Совершенствование систем разработки газовых и газоконденсатных залежей Тюменской области. /Юбз. информ.• ВНИИЭГазпром. Вып. 7. М.: 1985. 36с.

99. Маслов В.Н., Ошуркова Н.Н. Особенности формирования поля пластовых давлений на Уренгойском месторождении // Вопросы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Межвузовский сборник научных трудов. Тюмень, 1987, с.75-79.

100. Маслов В.Н., Ремизов В.В., Лапердин А.Н. Перспективы бурения и ^ эксплуатации скважин с горизонтальным забоем на газовых и газоконденсатныхместорождениях севера Тюменской области. Юбз. информ. ВНИИЭгазпром. М.: 1995. -48с.

101. Маслов В.Н., Свечников A.M., Кислова В.И. Текущее состояние разработки сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения. // ВНИИЭгазпром. Сер. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. № 16. М.: 1981. с.6-8.

102. Маслов В.Н., Юшков Ю.Ф. Опыт эксплуатации скважин увеличенного диаметра на месторождении Медвежье./Материалы республиканской Н-Т КМУИС по технологии добычи и использованию газа в народном хозяйстве. Ташкент, 1974, с. 8788.

103. Материалы по межколонным газопроявлениям на эксплуатационных скважинах месторождения Медвежье: Отчет о НИР / СКНИЭ ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Е. Карачинский. Надым, 1981. - 81 с.

104. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. М.: Недра, 1973. - 304 с.

105. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. -М.: Нефть и газ, 1996. -190 с.

106. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин: Учеб. пособие для учащихся проф-тех. образования и рабочих. М.: Недра, 1986.- 208 с.

107. Нанивский Е.М. Расчет продвижения воды в неоднородные газовые месторождения./Бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Сибири: Тр. ВНИИЭгазпрома - М., 1977. -Вып. 1/9, С.26-33.

108. Нанивский Е.М., Маслов В.Н., Гавриловская Т.А. Распределение запасов газа по площади месторождения Медвежье./ М.: Газовая промышленность № 12. 1979. с.21-23.

109. Неволин В.Г., Поздеев О.В. Методы увеличения производительности скважин с применением акустики // Экспресс-информ. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1992. Вып. 1.- С. 8-14.

110. Нелепченко В.М. Исследование и разработка унифицированных средств отсечения потока в скважинах и промысловых трубопроводах: Автореф. Дис. канд. техн. наук.-Тюмень, 1973.

111. Нестеров И.И. О прогнозировании залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. М.: Недра, 1972. - 234 с.

112. ОнищукТ.М., Панов С.Ф., Романенков В.А. Баланс перспективных ресурсов нефти, свободного газа и конденсата (категория С3) (по состоянию на 01.01.1998 г.). Раздел Таз". -Тюмень, Запсибгеонац, 1998, с. 130-211.

113. Патент СССР на изобретение № 1347541. Способ разработки газового месторождения с подошвенной водой / Нанивский Е.М., Косухин Л.Д., Маслов 6.Н., Зотов Г.А., Калинин А.В.//10.06.1985.

114. Патент РФ на изобретение № 2148153. Способ определения начальных и текущих запасов газа газоконденсатного месторождения / Ставкин Г.П., Гацолаев А.С., Маслов В.Н.//27.04.2000.

115. Патент РФ на изобретение № 2196891. Установка подготовки газа / Крылов Г.В., Маслов В.Н., Касперович А.Г., Белянский Ю.Н., Клюсов В.А.//20.01.2003.

116. Плотников АА Условия формирования гидродинамических ловушек газа. -М.: недра, 1976.-150 с.

117. Подсчет начальных запасов свободного газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения по методу падения пластового давления: Отчет о НИР / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель Е.М. Нанивский. Тюмень, 1987. -401с.

118. Проект обустройства Комсомольского газового месторождения. Восточный купол ЛюменНИИгипрогаз. Тюмень, 1991.

119. Проект обустройства Комсомольского газового месторождения. Западный купол ЛюменНИИгипрогаз. Тюмень, 1994.

120. Проект обустройства Комсомольского газового месторождения. Северный купол / ТюменНИИгипрогаз. Тюмень, 1998.

121. Проект опытно-промышленной эксплуатации Губкинского месторождения (основные показатели разработки) ЛюменНИИгипрогаз; Руководитель Е.М. Нанивский. -Тюмень, 1975.-100 с.

122. Проект разработки Вынгапуровского месторождения: Отчет о НИР ЛюменНИИгипрогаз; Рукводитель Е.М. Нанивский-Тюмень, 1983. -111 с.

123. Проект разработки Вынгапуровского месторождения на заключительной стадии эксплуатации: Отчет о НИР /ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель А.Н. Лапердин. Тюмень, 1998. -194 с.

124. Проект разработки Западно-Таркосалинского месторо>кдения /ТюменН ИИтпрогаз; Руководитель В.Н. Маслов Тюмень, 1990. -196 с.

125. Проект разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторо>кдения. Т. 1. /ТюменНИИгипрогаз; Руководитель Е.М. Нанивский Тюмень, 1995.-260 с.

126. Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения /ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов-Тюмень, 1987.-171 с.

127. Проект разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель Е.М. Нанивский.-Тюмень, 1996.- 307с.

128. Проект разработки сеноманской газовой залежи Юбилейного месторождения: Отчет о НИР /ООО «ТюменНИИГипрогаз»; Руководитель В.Н.Маслов. -Тюмень, 1997- 398с.

129. Проект разработки сеноманской залежи Ямсовейского месторождения: Отчет о НИР /ООО «ТюменНИИГипрогаз»/; Руководитель А.Н.Лапердин Тюмень, 1999-335 с.

130. Протасов В.Я. Повышение надежности клапанов-отсекателей диафрагменного типа // Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. -Вып.1.- С. 20-23.

131. Протасов В.Я., Балин В.П., Мякинин С.А. Усовершенствование узла зарядки клапана-отсекателя камерного типа // Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ, 1979.- Вып. 3.- С. 24-26.

132. Ремизов В.В., Бойко А.М., Кабанов Н.И. и др. Методология разработки стратегий развития и реконструкции единой системы газоснабжения (ЕСГ). Т.З. /

133. Материалы Всероссийской научной конференции "Фундаментальные проблемы нефти и газа", том 3. М.: РАО «Газпром»,1996. - С. 319-331.

134. Ремизов В.В. Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Направления научно-технического прогресса в газовой промышленности. Т.1. / Юбилейный сборник трудов "50 лет газопроводу Саратов-Москва" Т.1. М.: ООО "ИРЦ Газпром", 1996. - С.111-120.

135. Ремизов В.В., Дементьев Л.Ф., Кирсанов А.Н. и др. Геолого-технолошческие принципы освоения нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера. М.: Недра, 1996. - 362с.

136. Ремизов В.В., Маслов В.Н., Ермилов О.М., Чугунов Л.С. Освоение газовых и газоконденсатных месторождений полуострова Ямал. // Изд. «Газ-Ойль Пресс-Сервис» «Газовая промышленность». №7. М.: 1994. с32-33.

137. Ремизов В.В., Маслов В.Н., Лапердин А.Н., Ермилов О.М., Чугунов Л.С. Мировой и отечественный опыт бурения скважин с горизонтальными забоями. // Изд. «Газ-Ойль Пресс-Сервис» «Газовая промышленность». № 3. М.: 1995. с.30-33.

138. Ремизов В.В., Маслов В.Н., Ставкин Г.П., Ермилов О.М. Продуктивность эксплуатационных скважин сеноманской залежи Ямбургского месторождения. II Газовая промышленность. № 9. М.: 1994. с.23-24.

139. Романов Н.Н. Опыт капитального ремонта скважин. II Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1975. - 65 с.

140. Российская газовая энциклопедия / Гл.ред. Р. Вяхирев. Р 76 М.: Большая Российская энциклопедия, 2004. - 527 с.

141. Сафин С. Г. Методика оптимизации обработки призабойной зоны // Экспресс-информ. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ,1993. - Вып. 3. - С. 3-9.

142. Съюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах / Пер. с англ. и ред. М.А. Цайгера. М.: Недра, 1986.176 с.

143. Телков А П., Ланчаков ГА, Маслов В.Н. Методы увеличения нефтеотдачи пластов, насыщенных высоковязкой нефтью. // Инф.сб. Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. № 8-9. М.: 1994. с. 16-20

144. Тер-Саркисов P.M. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005.-407 с.

145. Тетерев И.Г., Шешуков Н.Л., Нанивский Е.М. Управление процессами добычи газа. М.:Недра, 1981. - 248с.

146. Технология и техника для повышения производительности скважин и нефтеотдачи пластов //Сб. науч. тр. ВННИИ. М.: 1991.-191 с.

147. Устройство для гидроимпульсного воздействия на призабойную зону: Рац. предложение // Экспресс-информ. Нефтяная и газовая промышленность. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1993.-Вып. 3.-С. 24-29.

148. Уточненный проект разработки Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИГипрогаз»; Руководитель В.Н.Маслов. Тюмень, 2000 - 477 с.

149. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973. - 304 с.

150. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов. Л.: Недра, 1991. - 264 с.

151. Чернышева Т.Л., Тимашев Г.В., Мищенко А.Ю. Интенсификация добычи нефти и газа методом разрыва пласта II Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1987. - Вып. 1.- 43 с.

152. Чупова И.М., Дмитрук В.В. Результаты контроля за продвижением газоводяного контакта на Медвежьем месторождении. II НТС. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром.- № 4.- 2001.- С. 82-87.

153. Шмыгля П.Т., Братин В.А., Динков В.А. Проектирование разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1965. - 234 с.

154. Юшков А. Ю. Выбор оптимальной схемы вскрытия газовых скважин в кусте II Моделирование технологических процессов нефтедобычи: 4.1. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2002. - Вып.З. - С. 34-37.

155. Юшков А.Ю., Лапердин А.Н. Обоснование системы разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения II Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири. Материалы науч.-практич. конф. Тюмень: СибНИИНП, 2001. -С.5-9.

156. Юшков А.Ю., Меркулов А.В. Использование уравнения Форгеймера для обработки результатов исследований сеноманских эксплуатационных скважин II

157. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, №2.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. -С. 50-54.

158. Юшков А.Ю. Проектирование разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения на основе трехмерной модели II Нефть и Газ: Проблемы недропользования, добычи и транспортировки. Сб. докладов научн.-пр. конф. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. -С. 61-62.

159. Юшков А.Ю. Совершенствование методов моделирования разработки сеноманских залежей в условиях активного внедрения подошвенных вод II Аннотированный сборник трудов молодых ученых ОАО «Газпром». М: ВНИИГаз, 1999. -С.32-33.

160. Юшков Ю.Ф., Маслов В.Н. Бурение скважин в осложненных условиях и оптимизация производственных процессов добычи нефти и газа (статья)./ Экспресс-информация. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. № 11,1987.-С.41-44.

161. Bruce G. Н., Peaceman D. W„ Rachford Н. Н. and Rice J. D. Calculations of Unstady—state Gas Flow through Porous Media, Trans.: AIME.1953. -198 c.

162. Eclipse user's guide. Schlumberger, 2001.

163. Eclipse Technical Description. Schlumberger, 2001.

164. Ewing R. E. Efficient Use of Locally Refined Grids for Multiphase Reservoir Simulation. SPE №18413,1989. - 125c.

165. Golan M., Whitson C.H., Well performance. Second edition. University of Trondheim. N.J.: PTR Prentice Hall, 1991.

166. Ponting D. K. Comer Point Geometry in Reservoir Simulation Proceedings of the Joint IMA/SPE European conference on the Mathematics of Oil Recovery, Cambridge, July 1989,-C. 7-12.

167. Schedule User's Guide. Schlumberger, 2001.

168. Whitson С. H. Generalised Pseudopressure Well Treatment in Reservoir Simulation IBC Conference on Optimisation of Gas Condensate Fields (Aberdeen), June 1997,-C. 126-132.

Информация о работе

Маслов, Владимир Николаевич
доктора технических наук
Тюмень, 2007
ВАК 25.00.17

Диссертация

Методология и технология управления разработкой крупных газовых месторождений севера Западной Сибири - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы