Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Методы и технические средства повышения эффективности эксплуатации морских газовых и газоконденсатных скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Методы и технические средства повышения эффективности эксплуатации морских газовых и газоконденсатных скважин"

На правах рукописи УДК622.279..3.04.

ИВАНОВ СЕРГЕЙ ИВАНОВИЧ

МЕТОДЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МОРСКИХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН (НА ПРИМЕРЕ АЗОВО-ЧЕРНОМОРСКОГО ШЕЛЬФА)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва -2004г.

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М.Губкина

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Грон В.Г.

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Кузнецов A.M. кандидат технических наук Мандель АЛ.

Ведущая организация: ООО «ВНИИГАЗ»

Защита состоится « // » ^ 2004 г. в / 5"часов в ауд. У 3 {

на заседании диссертационного Совета Д.212.200.08 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: 119991 , Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М.Губкииа.

Автореферат разослан

6

2004г.

Ученый секретарь диссертационного Совета,

доктор технических наук, профессор Б.Е.Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Высокая потребность в углеводородном топливе и необходимость создания мощной сырьевой базы как в южном регионе Украины, так и в Северо-Кавказском регионе Российской Федерации, являются основными факторами постановки и решения актуальной проблемы повышения эффективности добывающих морских комплексов как на месторождениях, находящихся в настоящее время в разработке, так на вводимых вновь. Направления решения этой задачи определяются текущим состоянием освоения месторождений углеводородов на Азово-Черноморском шельфе и факторами, осложняющими процесс извлечения углеводородов из недр.

Цель и задачи исследования. Цель работы заключается в разработке и научном обосновании методов и технических средств, повышающих эффективность эксплуатации морских скважин со стационарных платформ, оснащенных автоматизированной системой контроля и управления.

Задачи исследования:

¡.Особенности эксплуатации морских газовых и газоконденсатных скважин в условиях водо- и пескопроявления.

2.Разработка алгоритма, программы и методики расчета объема воды, добываемой из обводняющихся газовых скважин по данным измерений устьевых давлений и дебита газа.

З.Оптимизация процесса удаления воды из газовых скважин.

4.Разработка методов снижения обводнения газовых скважин.

5.Совершенствование технологии эксплуатации скважин в неустойчивых коллекторах.

6.Исследование эффективности сочетания горизонтальных и вертикальных скважин для интенсификации разработки месторождений.

II ОС.. Ы М^ОПАЛЬИЛ* < БИЬЛИОГЕКА |

' ад |

7. Разработка автоматизированных систем и технических средств для контроля и управления работой морских скважин в осложненных условиях эксплуатации.

Научная новизна. На основе обобщения теоретических и экспериментальных исследований получили дальнейшее развитие методы повышения эффективности эксплуатации морских скважин, а именно:

1. Разработаны новые методики и технологии эксплуатации газовых скважин в условиях водопроявления: а) оценка объема воды, накапливающейся на забое газовой скважины, по данным измерения устьевых давлений и дебита газа; б) оптимизация процесса удаления воды с забоя газовой скважины; в) метод обработки индикаторных диаграмм с целью идентификации типа коллектора; г) технология тампонирования высокопроводящих трещин пласта в газовых и газоконденсатных скважинах.

2.Научно обоснованы закономерности формирования песчаных пробок на забое газовых и газоконденсатных скважин и разработаны технологические мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации пескопроявляющих скважин.

3.Разработан упрощенный метод расчета притока пластового флюида к горизонтальной скважине.

4.Разработаны на уровне изобретений два новых устройства для регулирования давления газожидкостного потока в условиях гидратообразования.

Защищаемые положения.

1. Разработанная методика оптимизации процесса удаления воды из газовой скважины.

2. Технология тампонирования высокопроводящих трещин пласта с целью изоляции водопритока.

3. Оценка критической высоты песчаной пробки в работающей скважине и рекомендации по предотвращению осложнений при эксплуатации пескопроявляющих скважин.

4. Разработанная модель притока жидкости к горизонтальной скважине в анизотропном пласте.

5. Автоматизированная безлюдная технология эксплуатации объектов обустройства морских месторождений с применением новых технических средств и решений.

Практическая ценность работы. В работе разработаны следующие технико-технологические мероприятия:

- технология удаления жидкости с забоя водопроявляющих скважин; -технология проведения изоляционных работ в обводняющихся

скважинах;

- технология эксплуатации скважин в неустойчивых коллекторах. Указанные технологии планируются к внедрению в 2004-2005 гг. в

ООО «Оренбурггазпром» и ООО «Кубаньгазпром».

Разработаны технические средства для повышения надежности эксплуатации скважин в условиях гидратообразования (штуцер-инжектор, штуцер-дозатор).

С целью отработки автоматизированной безлюдной технологии контроля и управления работой скважин разработан и введен в эксплуатацию на Штормовом ГКМ в Черном море автоматизированный технический комплекс добычи газа на блок-кондукторе БК-23, управляемый по радиоканалу с помощью телеметрического контроля М08САО с морской стационарной платформы МСП-17, что находится на расстоянии 4 км. В период опытной эксплуатации автоматической системы управления БК-23 может быть наработан опыт по разработке, внедрению и эксплуатации подобных систем на других объектах газопромышленных комплексов и решение задач безлюдной технологии, которая дает возможность создать единую структуру управления технологическими

процессами добычи, подготовки, транспорта газа на шельфе Черного и Азовского морей и повысить эффективность производства.

Личный вклад автора диссертации выразился в постановке и решении научных и практических задач эксплуатации морских добывающих скважин в осложненных условиях, в определении оптимальных условий их эксплуатации, в разработке новых технических средств и прогрессивных технологий и в промышленной реализации полученных решений с положительным экономическим эффектом.

Апробация результатов диссертации. Результаты обобщенных в диссертации исследований докладывались на 7-ой Международной конференции УНТА "Нефть и газ Украины" (Киев, 2000 г.), научно-технической конференции профессорско-преподавательского состава Ивано-Франковского национального технического университета нефти и газа (Ивано-Франковск, 2003 г.), IV Конгрессе нефтепромышленников России "Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья" (Уфа, 2003 г.), семинарах кафедры освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Публикации по теме диссертации. Основные результаты диссертации отражены в 6 научных статьях, 1 авторском свидетельстве на изобретение, 2 тезисах докладов на научно-технических конференциях, 1 монографии, 1 обзоре.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения и приложения. Общий объем работы составляет 183 страницы машинописного текста, в том числе 41 рисунок и 7 таблиц. Список литературы содержит 136 наименований.

Автор выражает благодарность за оказанную помощь, консультации и внимание при подготовке диссертационной работы сотрудникам Ивано-Франковского национального технического университета нефти и газа: ректору, д.т.н., профессору Е.И.Крыжанивскому, д.т.н., профессору

В.С.Бойко, коллективу лаборатории по проблемам интенсификации нефтегазодобычи.

Автор выражает глубокую признательность д.т.н., профессору Б.А.Никитину за ценные советы в процессе работы над диссертацией. Диссертант также благодарит сотрудников кафедры освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти и газа им. ИМ.Губкина за постоянное внимание и помощь на завершающей стадии работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена общая структура начальных суммарных ресурсов углеводородов континентального шельфа России и дано обоснование актуальности темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований, их научная новизна, основные защищаемые положения, а также практическая ценность и результаты работы.

В первом разделе "Состояние и пути повышения эффективности эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на акваториях Черного и Азовского морей с использованием» прогрессивных технологий" изложено состояние освоения месторождений углеводородов на Азово-Черноморском шельфе в секторах Украины и Российской Федерации.

В настоящее время в украинском секторе Азово-Черноморского шельфа в разработке находится семь месторождений: а) газовые — Стрелковое, Джанкойское, Архангельское, Задорненское; б) газоконденсатные — Голицынское и Штормовое; в) нефтяное — Семеновское . Если в период с 1983 г. по 1995 г. большая часть добычи свободного газа (78%) и почти вся добыча конденсата были осуществлены на Голицынском газоконденсатном месторождении, то в период (19951999 гг.) основной объем добычи свободного газа (2,64 млрд.м1 или 75%) и почти вся добыча конденсата (0,28 млн т) приходится на Штормовое газоконденсатное месторождение.

Максимальный уровень добычи газа был достигнут в 1986 году (1,144 млрд м3).

По состоянию на 01.01.2003 г. в разработке в экваториальных зонах Украины находится 3 газовых (в том числе два газоконденсатных) месторождения с суммарными текущими запасами категории А+В+С| 5,07 млрд.м] свободного газа и 0,12 млн.т конденсата. Всего с начала разработки добыто 13,02 млрд.м1 свободного газа и 0,29 млн. т конденсата. За период 1976-1999 гг. прирост запасов свободного газа составил 22,8 млрд. и конденсата - 0,1 млн.т. Восполнение отбора углеводородов приростом запасов составляет: 1,75 м3/м3 газа и 0,35 т/т конденсата.

На Государственном балансе запасов полезных ископаемых Украины по состоянию' на 01.01.2000г. числится 316,34 млрд. м1 природного газа категории Сз, в том числе в Черном море 245,84 млрд. м1 на 7 площадях и Азовском - 62,4 млрд. М1- на 6 площадях.

В российский сектор Черного моря входят: Керченско-Таманский прогиб, Анапский выступ, части Туапсинского прогиба Шатского вала и Восточно-Черноморской впадины. Общая площадь российского сектора Черного моря составляет около в т.ч. при глубинах воды до

2000 м - более 30 тыс. км2. Начальные суммарные ресурсы УВ по оценке СевКавНИПИгаза составляют 1994,6 млн т.у.т. На современной стадии геолого-геофизической изученности в пределах российского сектора моря выявлено 58 локальных ловушек.

В российском секторе Азовского моря открыты три месторождения: Бейсугское, Октябрьское, Западно-Бейсугское. В промышленной разработке находится Бейсугское газовое месторождение.

Начальные суммарные ресурсы (НСР) газа по российскому сектору Азовского моря составляют на 01.01.2000 г. 271,1 млрд м5, из которых добыто. Степень выработанности разведанных запасов по российскому сектору моря составляет 42,4% против 82% в целом по Северо-Кавказскому региону. Степень разведанности начальных и текущих ресурсов по российскому сектору составляет 7,5% и 4,3% против 59% и 21% в целом по Северо-Кавказскому региону.

В последние годы добыча газа в акваториях Черного и Азовского морей Российской Федерации стабилизировалась на отметке 1,75-1,8 млрд м3/год, при годовом потреблении 8 млрд м3/год.

Наибольшую долю среди потенциальных ресурсов углеводородов в акваториях Черного и Азовского морей занимает природный газ (1294,9 млрд. м3, или 85% от суммы углеводородов). На нефть приходится 115 млн.т (8%), на газовый конденсат- 100 млн. т (6%), на растворенный в нефти газ - (1%). Степень вовлечения в разработку и опытно-промышленную эксплуатацию составляет: месторождений — 33%, текущих запасов - 48%.

Преобладающая часть ресурсов углеводородов шельфа Черного моря и все ресурсы акватории Азовского приходятся на глубины моря до 100 м. Степень разведанности начальных ресурсов остается низкой. Разведанные запасы составляют только 3,7%, а вместе с предварительно оцененными запасами категории С2 освоенность начальных ресурсов составляет 8,3%.

В 2003-2004 г.г. ОАО "Газпром" планирует поисковые работы в юго-восточной части Азовского моря в районе Прибрежного ГКМ (суша), где добычу газа и конденсата проводит ООО "Кубаньгазпром". Основные предполагаемые газоконденсатные залежи здесь приурочены к отложениям чокрака. Глубина залегания залежей - 2800-3200 м. В результате изучения данного района сейсморазведкой выявлено шесть локальных поднятий, с которыми главным образом связываются перспективы поиска месторождений.

Из приведенного в работе анализа состояния, освоения морских месторождений и по результатам выполненных сейсморазведочных работ следует, что Азово-Черноморский шельф является перспективной сырьевой базой углеводородов как для Украины, так и для Российской Федерации. Потенциальные ресурсы Азово-Черноморского региона оцениваются в 1531,9 млн. т у .т., в т.ч. в Черном море — 1207,1 млн.

т.у.т., а по фазовому состоянию: на газ приходится 80-85%, на нефть и конденсат - 15-20%.

Учитывая высокую перспективность недр Азово-Черноморского бассейна и острую потребность в углеводородном сырье, при участии автора диссертации была разработана Программа освоения ресурсов углеводородов в украинском секторе Азово-Черноморского бассейна, которая была рекомендована к внедрению. Планируется открытие 17-ти месторождений с суммарными извлекаемыми запасами 270,0 млрд. куб. м газа, 7 млн. т. конденсата и 10 месторождений нефти с извлекаемыми запасами 60,0 млн. т. Выбор системы разработки месторождений в каждом конкретном случае осуществляется на основе проектов опытно-промышленной эксплуатации и технологических схем разработки. Разработка 19 газовых и газоконденсатных месторождений планируется 256-ю эксплуатационными скважинами по сетке 700x700 м. Продукция скважин после подготовки на ДТП под собственным давлением подается в подводный трубопровод и дальше на береговую базу для комплексной подготовки и использования. Газовый конденсат после сепарации от воды подается в подводный трубопровод для транспорта на берег. Планируемый максимальный объем добычи газа в 2015 году должен составить а суммарная добыча за весь период -Программа обустройства месторождений включает строительство следующих объектов: 19 центральных технологических платформ и 29 блок-кондукторов; 1490 км трубопроводов (923 км морских и 567 км сухопутных); 2-х установок безпричального налива нефти.

Учитывая текущее состояние разработки морских месторождений Азово-Черноморского шельфа, особенности технологии и техники эксплуатации скважин и объектов обустройства, а также отечественный и зарубежный опыт были определены следующие задачи, решение которых направлено на создание прогрессивных технологий эксплуатации скважин и на разработку современных технических средств, обеспечивающих

эффективную, надежную и безопасную эксплуатацию морского добывающего комплекса в целом:

- научное обоснование рациональной эксплуатации скважин в условиях водо- и пескопроявления, направленное на предотвращение осложнений, вызванных накоплением воды и формированием песчаных пробок;

- научное обоснование интенсификации отборов пластовых флюидов путем применения на разрабатываемых месторождениях горизонтальных скважин с оценкой возможного влияния их на работу вертикальных скважин;

- разработка технических средств и автоматизированной технологии, повышающих надежность и эффективность эксплуатации как скважин, так и морского гидротехнического сооружения (морской стационарной платформы).

Во втором разделе "Исследование особенностей эксплуатации морских газовых и газоконденсатных скважин в условиях водопроявления" приведена разработанная методика оценки объема жидкости, накапливающейся на забое скважины, по результатам измерения устьевого и затрубного давлений. Для обеспечения условий выноса накапливающейся жидкости были рассмотрены теоретические и экспериментальные зависимости ряда авторов в области гидродинамики многофазных потоков и получена эмпирическая зависимость для истинного водосодержания для газовых скважин, позволившая оценить граничное значение критерия Фруда, равное 30, при котором происходит полный вынос жидкости на поверхность. На основе вышеизложенной методики автором была разработана программа для автоматизированного учета работы обводненных скважин, позволяющая определить ее состояние, когда на скважине необходимо проводить работы по удалению воды с забоя (продувка или подача ПАВ). Программа позволяет работать в

системе телеметрического контроля за работой морской стационарной платформы.

Решена задача оптимизации продолжительности работы обводняющейся газовой скважины между повторными очистками от воды, основные принципы решения которой впервые были предложены А.Н. Адониным при рассмотрении продолжительности работы штанговых скважинных насосов в связи с их износом. Для решения задачи применительно к обводняющейся газовой скважине была разработана методика, основанная на целевых функциях (критериях оптимизации) для трех вариантов задачи, а именно: 1) получение максимальной накопленной добычи газа 2) получение наибольшей прибыли 3) получение наименьшей себестоимости продукции то есть

_тоX)

•шах; (О

г2=-7-[се1-(сле+Вр)]->шах; (2)

*м ""р Вс('и+'р Мр , .

= —----- ш; (3)

]е(*}*

где Г - рассмотренный условный контрольный период времени (месяц, квартал, год), на протяжении которого определяют накопленную добычу газа; Qe (/„) — суммарная добыча газа за цикл; /„ — продолжительность межочистного периода; /р — продолжительность остановки скважины для проведения ремонта или выхода на нормальный режим, С - себестоимость добычи 1000 м3 газа; Q^ — объем добытого газа за межочистной период;

потенциальная добыча газа за межочистной период при условии, что начальный дебит газа Qa не снижался и скважина не останавливалась для осуществления ремонта; стоимость одного

ремонта (материалы, техника, работа), стоимость единицы

времени, израсходованной на ремонт скважины.

Анализ показывает, что в большинстве случаев зависимость изменения дебита газовой обводняющейся скважины во времени имеет параболический характер, причем показатель степени параболы т и продолжительность Гцр работы скважины до "самоглушения" могут иметь разные значения. Решение уравнений (1), (2) и (3) для целых значений показателя степени получается в виде громоздких формул, а если m приобретает дробное значение аналитическое решение не удается получить вовсе. Поэтому продолжительность межочистного периода ^ целесообразно определять с помощью ПК в системе MathCAD с использованием операторов Given и Find.

Анализ показывает, что всегда межочистной период, который отвечает максимуму добычи газа, меньше межочистного периода, полученного из условия максимума прибыли (минимума себестоимости). Последний целесообразно назвать оптимальным межочистным периодом.

Приведены подходы к интерпретации индикаторных диаграмм, полученных в обводняющихся скважинах, эксплуатирующих трещинно-поровые коллектора с целью оценки трещинной проницаемости и выявления высокопроводящих трещин в обводняющихся скважинах. Применительно к морским газовым и газоконденсатным месторождениям Азово-Черноморского шельфа разработана и лабораторными исследованиями обоснована новая технология тампонирования высокопроводящих трещин с применением дисперсного материала» поливинилового спирта (ПОС).

В третьем разделе "Исследование особенностей эксплуатации морских газовых и газоконденсатных скважин в условиях пескопроявления" рассмотрены теоретические и практические вопросы эксплуатации морских скважин месторождений углеводородов Азово-Черноморского шельфа, приуроченных к неустойчивым коллекторам. Эксплуатация таких скважин сопровождается выносом частиц породы, их накоплением на забое, формированием песчаных пробок и в итоге

снижением производительности. Движение дисперсных систем изучалось многими исследователями в различных областях науки и техники: С.Стокс, К. Озеен, С.Гольштейн, А.Аллен, Д.М.Минц, П.Риттингер, П.В.Лященко, В.Д.Горошко, Р.Д.Розенбаум, О.М.Тодес, Ю.ГЪКоротаев, Б.Б.Кудряшов, А.ВАмиян, В.С.Бойко и др. В дополнение известных теоретических и эмпирических исследований проведены исследования свободного установившегося осаждения сферической частицы в вязкой среде с учетом действия вязкостных и инерционных сил. На основе обработки известных экспериментальных данных по движению одиночной твердой сферической частицы в вязкой среде проведены исследования зависимости коэффициента сопротивления частицы от критерия Рейнольдса и получена эмпирическая зависимость между критериями Рейнольдса и Архимеда, которая наиболее точно по сравнению с известными зависимостями описывает экспериментальные данные (среднеквадратическая ошибка составляет ±2,55 %) :

Re = exp ^a}(lna, Ar)2"2 + <i4(lna, Ar)"2 + а,'+ а4 (in а, Ar)"2 + a7, (4) где а, = 250; а2= 1,607976; а, = 772,887834; а4 = 83311,191094; а,« 2192321,7753236; а6 = -27,77861; о, = -1487,925191.

В скважине может наблюдаться свободное и стесненное осаждение песка в жидкости или в газе. Стесненные условия обусловлены поперечным размером трубы и концентрацией частичек твердой фазы в жидкости. Осаждение большого количества твердых частиц в жидкости или газе в стесненных условиях изучали Д.М. Минц, Р.Б. Розенбаум, М. Leva, M. Grummer, M. Weintraub, H.H. Storch; W.K. Lewis, E.R. Gilliland, W.C. Bauer и др. Рассмотрены различные возможные состояния жидкостно-песчаной смеси в вертикальной трубе. На основе изучения закономерностей процесса осаждения песка в скважине в стесненных условиях показано, чтобы сила сопротивления потока уравновешивала вес стесненно падающих частиц, относительная скорость должна по абсолютной величине равняться скорости потока в живом сечении, которая

необходима для создания взвешенного состояния. На основании анализа такого состояния получены формулы для расчета скорости выноса частиц или свободного их осаждения.

Без знания величины истинного содержания песка в потоке не удается выбрать режим эксплуатации скважины с выносом значительной части песка на поверхность. В результате проведенного исследования было получено уравнение выноса песка на поверхность:

где ф — содержание песка в некотором объеме подвижной (или неподвижной) жидкости, которая определяется по пробам смеси, отобранной глубинным > пробоотборником или расчетным путем; р — расходное содержание песка; безразмерная скорость; число

Архимеда.

Анализ графического решения этого и известных уравнений показал, что пренебрежение числом Архимеда приводит к значительной погрешности в установлении условий выноса песка, причем и только при больших и действительное содержание песка ф -* р. Отсюда также следует, что, чем больше скорость потока жидкости при

заданных расходном содержании песка и числе Архимеда, тем лучше выносится песок из скважины (меньшее отличие между действительным ф и расходным содержаниями песка).

Проблеме выноса песка в стволе скважины на поверхность посвящено много работ как теоретического, так и практического плана. В результате проведенных исследований была получена формула зависимости наибольшей высоты насыпной песчаной пробки от числа Архимеда

Р_| 1-Р(1-Ф)4-"(18 + 0,61>/аг) Ф « 18 + 0,6^ Аг(1 - ф/,и

(5)

ч>

18+0,6л/Аг

А ~1400 + 5,227Аг'

(6)

где Л - общая толщина продуктивного пласта, м.

В результате было установлено, что в высокодебитных скважинах высота насыпной песчаной пробки на забое может составлять от 1,3 до 11,5 % от общей длины фильтра без учета уменьшения дебита вследствие формирования песчаной пробки.

Впервые исследована взаимосвязь состояния зернистого слоя одного размера в фильтровой' зоне скважины с ее работой, то есть гидродинамический процесс движения зернистого слоя в вертикальной перфорированной трубе с притоком жидкости.

Критическая (максимально возможная) безразмерная высота Ь^ песчаной пробки может быть найдена из формулы:

1400+5,22УАГ ( Д-^-О 1Ь(ааМ„)'

где

18 + 0,6>/Аг

* * ;8=Г"

*ир

отношение

(7)

коэффициента Р-

проницаемости пласта к к коэффициенту проницаемости пробки ¿пр; площадь проходного сечения ствола скважины в области фильтра.

В случае спуска подъемных труб до забоя высоту насыпной пробки в межтрубном пространстве можно рассчитать по представленной выше

формуле, то есть коэффициент пористости

насыпного слоя. Желательно, чтобы высота пробки оказалась не больше длины одной НКТ, причем нижняя труба на своем нижнем конце должна быть гладкой (без муфты) для уменьшения усилия при вытягивании трубы из песка. Иначе, следует уменьшить дебит скважины, при этом уменьшится концентрация песка в продукции. Анализ показывает, что даже в очень неблагоприятных условиях высота пробки, не превышает длины одной НКТ.

На основе проведенных исследований разработаны технологические мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации морских пескопроявляющих скважин. В этой связи разработан способ эксплуатации и глушения скважин, который состоит в том, что с целью остановки скважины, необходимо сначала осуществлять ее глушение путем закачки жидкости глушения в затрубное пространство до выхода из скважины этой жидкости без взвешенных в ней частиц пластового песка, а затем останавливать скважину перекрытием ее на устье или остановкой работы скважинного насосного оборудования.

Предложена технология эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с жидкостью и механическими примесями в продукции путем закачки газа в ствол скважины, обеспечивающей их вынос применительно к эксплуатации морских скважин.

В • четвертом разделе "Методы повышения производительности добывающих комплексов на Азово-Черноморском шельфе" рассмотрены вопросы интенсификации отборов с морских месторождений путем применения горизонтальных и многозабойных скважин. Причинами широкого применения в последнее время горизонтальных скважин при разработке нефтегазовых месторождений • являются: а) значительное повышение дебитов скважин; б) создание новой геометрии дренирования пласта; в) рост производительности при наличии вертикальных трещин; г) создание условий эксплуатации, при которых повышается компонентоотдача тонких пластов; д) создание условий, когда разработка низкопродуктивных и практически истощенных пластов становиться рентабельной. Теоретические исследования в области притока пластового флюида к горизонтальному участку ствола скважины были представлены в работах З.САлиева, К.С.Басниева, Ю.П.Борисова, Р.В.Бойко, В.Г.Григулецкого, С.Н-Закирова, Ф.К.Краузе, Б.А.Никитина, В.П.Пилатовского, А.М.Пирвердяна, Ю.П.Коротаева, МЛ.Сургучева, В.ПТабакова, И.А.Чарного, ВА.Черных, Б.К.БаЬи, А.80еИ, F.M.Glger,

8Ло8Ы и многих других авторов. В разделе приводится краткий обзор гидродинамических особенностей притока пластового флюида к горизонтальному участку ствола скважины.

Анализ эффективности работы горизонтальных скважин показал целесообразность их применения в процессах добычи углеводородов как на новых, так и на месторождениях, находящихся в разработке. Поскольку на существующих месторождениях преобладают вертикальные скважины, проблема их взаимодействия (интерференция) с новыми горизонтальными является очень актуальной. Существует два подхода к решению данной задачи. Первый - горизонтальную скважину представляют эквивалентной ей вертикальной скважиной с приведённым радиусом Гег = гс ехр(—сг), где горизонтальной скважины; коэффициент фильтрационного сопротивления, обусловленный горизонтальным размещением скважины. Второй - горизонтальную скважину можно представить группой вертикальных скважин, которые размещены вдоль оси рассматриваемой горизонтальной скважины. Решение задачи второго подхода с применением метода эквивалентных фильтрационных сопротивлений позволило получить формулу дебита горизонтальной скважины в однородном пласте и проанализировав результаты сделать следующий вывод: горизонтальную скважину в однородном пласте можно представить рядом эквивалентных вертикальных скважин, количество п которых приблизительно равно Ь / И, причем п — целое дискретное число. Отклонение результатов изменяется в пределах 5-12%, уменьшаясь с ростом длины горизонтального участка ствола скважины Предложена методика расчета приведенных радиусов эквивалентных скважин с учетом коэффициента анизотропии пласта по проницаемости.

На основе тензорной теории проницаемости применительно к тонкослоистым пластам автором разработана модель притока жидкости к горизонтальной скважине в анизотропном пласте.

Учитывая сложность эксплуатации объектов обустройства морских нефтегазовых месторождений изложен новый подход в реализации полученных в работе решений и разработанных технических средств для предотвращения гидратообразования (новые патентозащищенные устройства: штуцер-инжектор, штуцер-дозатор) на базе автоматизированной безлюдной технологии. Преимуществом такой технологии является возможность осуществлять на основе достаточно полной и точной информации эффективный контроль за разработкой месторождения и эксплуатацией систем добычи и транспорта продукции и в конечном итоге повысить надежность всего морского нефтегазодобывающего комплекса.

С целью отработки процесса безлюдной технологии разработан и введен на Штормовом газоконденсатном месторождении Черного моря автоматизированный технологический комплекс добычи газа на блок-кондукторе БК-23, управляемый по радиоканалу с помощью системы телеметрического контроля М08САО с морской стационарной платформы МСП-17, которая находится на расстоянии 4 км.

Проведенный расчет экономической эффективности от внедрения автоматизированной безлюдной технологии на объектах обустройства морского Штормового газоконденсатного месторождения показал, что чистый дисконтированный доход в случае применения безлюдной технологии превышает аналогичный параметр в случае применения традиционной технологии на 12557,7 тыс.дол., при этом внутренняя норма. доходности по варианту с применением безлюдной технологии составила 53%, а по варианту с применением традиционной технологии -40%.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Основные научные и практические результаты, выводы и рекомендации, полученные при выполнении исследований, сводятся к следующему:

1.В результате проведенного анализа состояния освоения Азово-Черноморского шельфа показано, что он представляет перспективную сырьевую базу углеводородов как для Украины, так и для Российской Федерации. Потенциальные ресурсы Азово-Черноморского региона оцениваются в 1531,9 млн. т.у.т., в том числе в Черном море - 1207,1 млн. т у .т., а по фазовому состоянию: на газ приходится 80-85%, на нефть и конденсат- 15-20%.

2.По результатам измерения устьевых давлений и дебита газа разработана методика прогнозирования объема воды, накапливающейся на забое скважин. На основе данной методики составлена компьютерная программа определения рационального времени продувки скважины с целью удаления жидкости с забоя на поверхность для предотвращения ее преждевременного самоглушения.

3.Разработана методика оптимизации процесса удаления воды из газовой скважины с использованием следующих критериев (целевых функций): а) получение максимальной накопленной добычи газа; б) получение наибольшей прибыли; в) получение наименьшей себестоимости продукции.

4.Разработана методика обработки индикаторных диаграмм с целью идентификации типа коллектора, оценки трещинной проницаемости и выявления высокопроводящих трещин в обводняющихся скважинах .

5.Предложена технология тампонирования высокопроводящих трещин пласта, как путей преждевременного обводнения скважин, основанная на использовании в качестве тампонирующего материала водной суспензии дисперсного поливинилового спирта.

6. Проведено обобщение экспериментальных данных по движению одиночной сферической частицы в вязкой среде в стесненных условиях, в результате которого получена эмпирическая зависимость для скорости осаждения, дающая результаты расчета с наименьшей среднеквадратической ошибкой по сравнению с известными в гидродинамике формулами.

7. На основании модели потока дрейфа применительно к двухфазной системе «жидкость-твердые частицы» разработана методика расчета истинного содержания песка в потоке продукции скважины и даны рекомендации по рациональной ее эксплуатации с целью наиболее полного выноса твердой фазы на поверхность.

8. Рассмотрен механизм формирования песчаных пробок на забое скважины и получена расчетная зависимость для оценки критической высоты песчаной пробки, при которой наступает самоглушение скважины.

9. Изучен вопрос интерференции горизонтальных скважин, пробуренных на месторождении с целью интенсификации отборов углеводородов, с уже работающими вертикальными скважинами. Задача решена как аналитически, так и с применением конечно-разностных методов, что позволило обосновать практический метод расчета дебита горизонтальных скважин в реальных условиях.

10. Осуществлено внедрение автоматизированной безлюдной технологии эксплуатации морских стационарных платформ, что позволило повысить надежность эксплуатации • • скважин и существенно снизить себестоимость добываемой продукции.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Безлюдна технология експлуатаци морських стационарных платформ. Лванов С.1., Чумак О.О., Цибин Ю.А. // Нафтова 1 газова промисловистъ. Киив. 1999, № 4. - С. 32-34

2. Регулюючий штуцер-шжектор. / Петришак B.C., КучсровськШ В.М., 1ванов СЛ., 1льницький P.M., Сливканич B.C., Зотов А.С. // ДекларацШиий патент на винах^д № 53481 А. Опублшовано 15.01.2003. Бюл. № 1

3. Тампонування високопровщних трщин пласта шд час впровадження метод'ш шдвищення нафтовилучення. /Бойко B.C., Грибовський Р.В., 1ванов СЛ., Чучина В.М." //Науковий. вюник 1вано-Франмвського нац.техн.университету нафти i газу. 1вано-Франк1вськ: 1ФНТУНГ. 2002. № 2 (3). - С.23-27.

4. Стратегия увеличения добычи углеводородов на шельфе Украины. /АжермачевГ.А., Иванов С.И. // Строительство и техногенная безопасность. Сбор, научн. трудов Крым. Акад. Природоохранного и курортного строительства. Симферополь. 2002. вып.6. - С. 144-147.

5. Иванов С.И. Перспективы освоения ресурсов нефти и газа в -акваториях Черного и Азовского морей и возможности взаимосотрудничества заинтересованных инвесторов в этой области. // Нафта УкраГни 7-а «М^жнародна науково-практична конференщя УНТА» КиТв. 2002. т.1.-С.131-132.

6. Досл1дження штерференцп горизонтальных i вертикальных свердловин. /Бойко B.C., Бойко Р.В., Копач 1.В., 1ванов СЛ. // Науково-техтчна конференщя професорсько-выклададького складу 1вано-Франмвського национального техшчного университету нафти i газу. Ивано-Франмвськ, 29-30 травня 2003. - С. 17.

7. Дослдокення особливостей експлуатацн свердловин з винесенням п1ску. / Бойко B.C., Бойко Р.В., Копач I.B., 1ванов СЛ. // Науково-техшчна конференщя професорсько-викладацького складу 1вано-Франк*1вського нацюнального техничного ушверситету нафти i газу. 1вано-Франмвськ, 29-30 травня 2003. - С.17

8. Иванов С.И. Использование результатов измерений устьевых давлений для компьютерной оценки объемов накоплений жидкости на

забое газовых скважин . // Нефтепромысловое дело. М: ОАО «ВНИИОЭНГ». № 2.2004.- С.26-28.

9. ЕксплуатацЫ свердловин у нестжких колекторах. / Бойко B.C., Франчук I.H., Бойко Р.В., Иванов - С.И. II Монография. Льв'т. Книгодруг 2003.-С.336

10. Методика оброблення ¡ндикаторних дшграм за наявносп трещин, в пористому пласть / Бойко B.C., Бойко Р.В., Копач I.B., 1ванов СЛ. // Науково-техншна конференция професорсько-викладацького складу 1вано-Франмвського нацюнального техшчного университету нафти i газу 1вано-Франювськ: 29-30 травня 2003. - С. 17.

11. Иванов С.И. Прогнозные оценки углеводородных ресурсов на морских месторождениях Азово-Черноморского шельфа //Научно-технический обзор. М: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2004. - 71 С.

Подписано в печать Формат 60x90/16 Объем Тираж _Заказ 2.78_

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Р-626?

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Иванов, Сергей Иванович

ВВЕДЕНИЕ

1. СОСТОЯНИЕ И ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВ-НОСТИ 11 ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА АКВАТОРИЯХ ЧЕРНОГО И АЗОВСКОГО МОРЕЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРОГРЕССИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ.

1.1. Состояние освоения месторождений углеводородов на Азово- 11 Черноморском шельфе.

1.3. Пути повышения эффективности технологических процессов 24 добычи газа и газового конденсата.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

МОРСКИХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН В

УСЛОВИЯХ ВОДОПРОЯВЛЕНИЯ.

2.1. Оценка объема жидкости, накапливающейся на забое по 30 результатам измерения устьевых давлений.

2.2. Оценка условий выноса жидкости по результатам измерения 34 дебита газа.

2.3. Разработка методики оптимизации процесса удаления воды из 40 газовой скважины.

2.4. Снижение обводнения газовых скважин путем тампонирования 52 высокопроводящих трещин пласта.

2.4.1. Методика обработки индикаторных диаграмм с целью 52 идентификации типа коллектора.

2.4.2. Разработка технологии тампонирования высокопроводящих 66 трещин пласта в обводненных газовых и газоконденсатных скважинах.

1.2. Перспективы добычи природного газа и нефти

1.4. Выводы

2.5. Выводы.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

МОРСКИХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН В

УСЛОВИЯХ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ.

3.1. Расчет скорости свободного движения твердой сферической 74 частицы в вязкой среде.

3.2. Расчет осаждения твердых сферических частиц в стесненных 86 условиях в вязкой среде.

3.3. Закономерности процесса осаждения песка в скважине.

3.3.1. Расчет истинного содержания песка в потоке продукции 93 скважины.

3.3.2. Процесс движения суспензии песка в фильтровой зоне.

3.3.3. Критическая высота песчаной пробки в работающей скважине

3.3.4. Технологические мероприятия по предотвращению осложнений 115 при эксплуатации пескопроявляющих скважин.

3.3.5. Технологические особенности эксплуатации морских газовых 117 скважин с жидкостью и песком в продукции.

3.4. Выводы.

4. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ МОРСКИХ

ДОБЫВАЮЩИХ КОМПЛЕКСОВ НА АЗОВО-ЧЕРНОМОРСКОМ

ШЕЛЬФЕ.

4.1. Интенсификация отборов углеводородов с морских 125 месторождений путем применения горизонтальных и многозабойных скважин.

4.1.1. Гидродинамические особенности притока пластового флюида к 127 горизонтальному участку ствола скважины.

4.1.2. К вопросу интерференции скважин (горизонтальных и 135 вертикальных) в процессе разработки морских нефтегазовых месторождений.

4.1.3. Разработка новой гидродинамической модели притока жидкости 143 к горизонтальной скважине в анизотропном пласте на основе тензорной теории проницаемости.

4.2. Повышение надежности эксплуатации объектов обустройства 152 морских месторождений за счет внедрения автоматизированной безлюдной технологии с применением новых технических средств и решений.

4.2.1. Особенности безлюдной технологии эксплуатации морских 152 стационарных платформ.

4.3. Современные технические средства повышения надежности 159 эксплуатации морских газовых скважин в условиях гидратообразования.

4.3.1. Использование штуцера-инжектора.

4.3.2. Использование штуцера-дозатора.

4.4. Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методы и технические средства повышения эффективности эксплуатации морских газовых и газоконденсатных скважин"

Континентальный шельф морей и океанов мира стал важнейшей сырьевой базой добычи углеводородов в конце XX века [90, 91]. Только на долю 55 стран приходится более 28% мировой добычи углеводородов на морских л месторождениях (700 млн т нефти и 400 млрд м газа). К 2020 г. в балансе мира ожидается рост морской добычи углеводородов до 50%.

Недра континентального шельфа морей России (перспективная; суммарная площадь - 4,2 млн км ) начали изучаться геофизическими методами лишь в 50-х годах. К настоящему времени в них выявлено 34 месторождения углеводородов. По оценкам отечественных и зарубежных специалистов, недра шельфа морей РФ содержат свыше 45% начальных суммарных ресурсов (НСР) газа, конденсата и нефти от общей их величины в недрах шельфа всего Мирового океана.

В результате проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ на шельфе морей России установлено [90]:

- недра шельфа почти всех акваторий страны (за исключением Белого моря) перспективны в отношении нефтегазоносности;

- основная часть наиболее достоверных прогнозируемых ресурсов углеводородов (категории СЗ и Д1) сосредоточена на шельфе с глубиной дна моря от 50 до 100 м и в разновозрастных осадочных отложениях, залегающих на глубинах до 4-5 км, т.е. технически доступна для бурения;

- на шельфе наиболее перспективных морей преобладают наиболее достоверные ресурсы (категории G3 и Д1) и выявленные месторождения газа и газоконденсата;

- концентрация ресурсов и запасов, соответственно, в зонах высокая.

Стратегия и тактика проведения работ по поиску, разведке и разработке месторождений углеводородов на шельфе определяются исходя из величины и структуры начальных суммарных ресурсов, пространственного распределения и прогноза предполагаемых скоплений в каждом районе по их фазовому состоянию.

Добыча нефти и газа на шельфе Черного и Азовского морей осуществляется как в украинском, так и российском месторождениях. Около 85% потенциальных ресурсов углеводородов Южного региона Украины приходятся на морские акватории.

Освоение ресурсов углеводородов акваторий Черного и Азовского морей началось более 20 лет назад, однако осуществлялось очень медленными темпами. Достаточно сказать, что суммарный метраж глубокого поисково-разведочного бурения, выполненного в акваториях, составляет приблизительно 1% от суммарного метража поисковых и разведочных скважин, пробуренных на суше Украины.

На сегодняшний день в украинском секторе акватории Черного моря; открыто 7 газовых и газоконденсатных месторождений, в украинском секторе Азовского моря - 3 газовых месторождения, одно из которых расположено частично на суше. Как текущие разведанные запасы, так и добыча газа на морских месторождениях, составляют 3% от общеукраинских показателей. Однако потенциальные перспективы нефтегазоносности морских акваторий Украины значительно превышают достигнутый уровень освоения их ресурсов. В частности, в морских акваториях прогнозируются почти 30% неосвоенных ресурсов углеводородов Украины (категории Сг + Сз + Д1 + Дг).

По состоянию на 01.01.1995 г. начальные суммарные извлекаемые ресурсы в украинском секторе Азово-Черноморского шельфа межведомственной экспертной комиссией утверждены в количестве 1531,9 млн. т условного топлива (из них нефть — 115,0 млн. т, свободный газ — 1294,9 млрд. м3, расУ творенный газ — 22 млрд. м , конденсат — 100 млн. т).

В российском секторе Азово-Черноморского шельфа по результатам геолого-разведочных работ открыто три месторождения: Бейсугское, Октябрьское, Западно-Бейсугское. Из них только Бейсугское находится в промышленной разработке, Октябрьское находится в стадии разведки, а Запад-но-Бейсугское - законсервировано.

Начальные суммарные ресурсы (НСР) газа по российскому сектору Азовского моря составляют на 01.01.2000 г. 271,1 млрд.м3, из которых 8,57 млрд.м3 добыто, 11,63 и 12,2 млрд.м3 соответственно промышленные и перспективные запасы, 55,14 и 183,57 млд.м3 соответственно перспективные и прогнозные ресурсы.

Актуальность работы. Высокая потребность в углеводородном топливе и необходимость создания мощной сырьевой базы как в южном регионе Украины, так и Северо-Кавказском регионе Российской Федерации, являются основными факторами постановки и решения актуальной проблемы повышения эффективности добывающих морских комплексов как на месторождениях, находящихся в настоящее время в разработке, так на вводимых вновь. Направления решения этой задачи определяются текущим состоянием освоения месторождений углеводородов на Азово-Черноморском шельфе и факторами, осложняющими процесс извлечения углеводородов из недр.

Цель и задачи исследования. Цель работы заключается в разработке и научном обосновании методов и технических средств, повышающих эффективность эксплуатации морских скважин со стационарных платформ, оснащенных автоматизированной системой контроля и управления.

Задачи исследования:

1. Особенности эксплуатации морских газовых и газоконденсатных скважин в условиях водо- и пескопроявления.

2. Разработка алгоритма, программы и методики расчета объема воды, добываемой из обводняющихся газовых скважин по данным измерений устьевых давлений и дебита газа.

3. Оптимизация процесса удаления воды из газовых скважин.

4. Разработка методов снижения обводнения газовых скважин.

5. Совершенствование технологии эксплуатации скважин в неустойчивых коллекторах.

6. Исследование эффективности сочетания горизонтальных и вертикальных скважин для интенсификации разработки месторождений.

7. Разработка автоматизированных систем и технических средств для контроля и управления работой морских скважин в осложненных условиях эксплуатации.

Научная новизна. На основе обобщения теоретических и экспериментальных исследований получили дальнейшее развитие методы повышения эффективности эксплуатации морских скважин, а именно:

1. Разработаны новые методики и технологии эксплуатации газовых скважин в условиях водопроявления: а) оценка объема воды, накапливающейся на забое газовой скважины, по данным измерения устьевых давлений и дебита газа; б) оптимизация процесса удаления воды с забоя газовой скважины; в) метод обработки индикаторных диаграмм с целью идентификации типа коллектора; г) технология тампонирования высокопроводящих трещин пласта в газовых и газоконденсатных скважинах.

2. Научно обоснованы закономерности формирования песчаных пробок на забое газовых и газоконденсатных скважин и разработаны технологические мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации песко-проявляющих скважин.

3. Разработан упрощенный метод расчета притока пластового флюида к горизонтальной скважине.

4. Разработаны два новых устройства для регулирования давления газожидкостного потока в условиях гидратообразования.

Практическая ценность работы. В работе разработаны следующие технико-технологические мероприятия:

- технология удаления жидкости с забоя водопроявляющих скважин;

- технология проведения изоляционных работ в обводняющихся скважинах;

- технология эксплуатации скважин в неустойчивых коллекторах.

Указанные технологии планируются к внедрению в 2004-2005 гг. в

ООО «Оренбурггазпром» и ООО «Кубаньгазпром».

Разработаны технические средства для повышения надежности эксплуатации скважин в условиях гидратообразования (штуцер-инжектор, штуцер-дозатор).

С целью отработки автоматизированной безлюдной технологии контроля и управления работой скважин разработан и введен в эксплуатацию на Штормовом ГКМ в Черном море автоматизированный технический комплекс добычи газа на блок-кондукторе БК-23, управляемый по радиоканалу с помощью телеметрического контроля MOSGAD с морской стационарной платформы МСП-17, что находится на расстоянии 4 км. Экономический эффект от внедрения составил 6,4 млн. долларов США. В период опытной эксплуатации автоматической системы управления БК-23 может быть наработан опыт по разработке, внедрению и эксплуатации подобных систем на других объектах газопромышленных комплексов и решение задач безлюдной технологии, которая дает возможность создать единую структур управления технологическими процессами добычи, подготовки, транспорта газа на шельфе Черного и Азовского морей и повысить эффективность производства.

Личный вклад автор диссертации выразил в постановке и решении научных и практических задач исследований технологических особенностей эксплуатации морских добывающих скважин в осложненных условиях, в определении оптимальных условий их эксплуатации, в разработке новых технических средств и прогрессивных технологий и в промышленной реализации полученных решений с положительным экономическим эффектом.

Апробация результатов диссертации. Результаты обобщенных в диссертации исследований докладывались на 7-ой Международной конференции

УНТА "Нефть и газ Украины"(Киев, 2000г.), научно-технической конференции профессорско-преподавательского состава Ивано-Франковского национального технического университета нефти и газа (Ивано-Франковск, 2003г.), IV Конгрессе нефтепромышленников России "Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья" (Уфа, 2003г.), семинарах кафедры освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Публикации. Основные результаты диссертации отражены в 6 научных статьях, 1 изобретении, 2 тезисах докладов на научно-технических конференциях, 1 монографии, 1 обзоре.

Автор выражает благодарность за оказанную помощь, консультации и внимание при подготовке диссертационной работы сотрудникам Ивано-Франковского национального технического университета нефти и газа: ректору, д.т.н., профессору Е.И. Крыжанивскому, д.т.н., профессору B.C. Бойко, коллективу лаборатории по проблемам интенсификации нефтегазодобычи.

Автор выражает глубокую признательность д.т.н., профессору Б.А. Никитину за ценные советы в процессе работы над диссертацией. Диссертант также благодарит сотрудников кафедры освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина за постоянное внимание и помощь на завершающей стадии работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Иванов, Сергей Иванович

Результаты работы частично внедрены на производстве, остальные рекомендованы к использованию при проектировании режимов работы газовых и газоконденсатных скважин в осложненных условиях эксплуатации.

170 .

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе решен комплекс задач по повышению эффективности эксплуатации морских газовых и газоконденсатных скважин, созданию новых технических средств и прогрессивных технологий морской нефтегазодобычи.

Основные научные и практические результаты, выводы и рекомендации, полученные при выполнении исследований, сводятся к следующему:

1. В результате проведенного анализа состояния освоения Азово-Черноморского шельфа показано, что он представляет перспективную сырьевую базу углеводородов как для Украины, так и для Российской Федерации. Потенциальные ресурсы Азово-Черноморского региона оцениваются в 1531,9 млн. т у.т., в т.ч. в Черном море - 1207,1 млн. т.у.т., а по фазовому состоянию: на газ приходится 80-85%, на нефть и конденсат — 15—20%.

2. По результатам измерений устьевых давлений и дебита газа, разработана методика прогнозирования объема воды, накапливающейся на забое скважин. На основе данной методики составлена компьютерная программа определения рационального времени продувки скважины с целью удаления жидкости с забоя на поверхность, для предотвращения ее преждевременного самоглушения.

3. Разработана методика оптимизации процесса удаления воды из газовой скважины с использованием следующих критериев (целевых функций): а) получение максимальной накопленной добычи газа; б) получение наибольшей прибыли; в) получение наименьшей себестоимости продукции.

4. Разработана методика обработки индикаторных диаграмм с целью идентификации типа коллектора (выявление наличия трещин в трещиновато-пористом пласте).

5. Предложена технология тампонирования высокопроводящих трещин пласта, как путей преждевременного обводнения скважин, основанная на использовании в качестве тампонирующего материала водной суспензии, дисперсного поливинилового спирта.

6. Проведено обобщение экспериментальных данных по движению одиночной сферической частицы в вязкой среде в стесненных условиях, в результате которого получена эмпирическая зависимость для скорости осаждения, дающая результаты расчета с наименьшей среднеквадратической ошибкой по сравнению с известными в гидродинамике формулами.

7. На основании модели потока дрейфа применительно к двухфазной системе «жидкость-твердые частицы» разработана методика расчета истинного содержания песка в потоке продукции скважины и даны рекомендации по рациональной ее эксплуатации с целью наиболее полного выноса твердой фазы на поверхность.

8. Рассмотрен механизм формирования песчаных пробок на забое скважины и получена расчетная зависимость для оценки критической высоты песчаной пробки, при которой наступает самоглушение скважины.

9. Изучен вопрос интерференции горизонтальных скважин, пробуренных на месторождении с целью интенсификации отборов углеводородов, с уже работающими вертикальными, скважинами. Задача решена как аналитически, так и с применением конечно-разностных методов, что позволило обосновать практический метод расчета дебита горизонтальных скважин в; реальных условиях.

10. Осуществлено внедрение автоматизированной безлюдной технологии эксплуатации морских стационарных платформ, что позволило повысить надежность эксплуатации скважин и существенно снизить себестоимость добываемой продукции.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Иванов, Сергей Иванович, Москва

1. Авторское свидетельство СССР № 1104239, кл. Е 21 В 33/03, 43/12, опубл. бюл. № 27, 1984 г.

2. Авторское свидетельство СССР № 777309, кл. Р 16 К 25/04, 3/00, опубл. бюл. № 41, 1980 г.

3. Адонии А.Н. Процессы глубинно-насосной эксплуатации скважин. — М.: Недра, 1964.-250 с.

4. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. — М Недра, 1979. -213 с.

5. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995. - 131 с.

6. Амиян А.В., Васильева Н.П. Промывка песчаной пробки пеной. — Тематич. научно-технич. обзор, сер. "Добыча". М. ВНИИОЭНГ, 1973. 97 с.

7. Ахмедов Б.Г., Бузинов С.Н. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки. Обз. инф. ВНИИЭгазпрома, сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1980, вып. 10. — 38 с.

8. Басарыгин Ю.М., Черненко A.M., Колесников В.П. Перспективы освоения УВ ресурсов акватории Азовского и Черного морей // Газовая промышленность. 2002 — № Т. — с. 34—36.

9. Блажевич В.А., Умрихина Б.Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974. - 168 с.

10. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1981.-334 с.

11. Бойко B.C. Гидродинамическая эффективность наклонных газовых скважин // Разведка и разработка, нефтяных и газовых месторождений: Респ. межвед. научн.-техн. сб. — Львов: Вища школа, 1978.-Вып. 15.-с. 84-88.

12. Бойко B.C. Зб1рник задач з технологи видобування нафти. — 1вано-Франювськ: 1вано-Франювсысий держ. техн. ун-т нафти i газу. — 2001. Частина I. - 134 с.

13. Бойко B.C. Интенсификация, работы обводняющихся газовых скважин. Обз. инф. ВНИИЭгазпрома, сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1985, вып. 2.-36 с.

14. Бойко B.C. Научные основы интенсификации нефтегазодобычи из неоднородных пластов с применением дисперсных систем: Диссертация на соиск. уч. ст. доктора техн. наук по спец. 05.15.06. — Ивано-Франковск М. ИФИНГ - МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1989.-448 с.

15. Бойко B.C. Пщземна пдромехашка. Кшв: 1С ДО, 1995. - 288 с.

16. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. — М. Недра, 1990.-427 с.

17. Бойко B.C. Розробка та експлуатащя нафтових родовищ. — Кшв: 1СДО, 1995.-496 с.

18. Бойко Р.В. Принципи i критерн выбору об'екпв горизонтального буршня свердловин // Нафт. i газова пром-сть. 2000. № 6. — с. 30—33.

19. Бойко Р.В. Регулювання розробки нафтових родовищ застосуванням горизонтальних свердловин: Дисертащя на здобуття наук. ступ. канд. техн. наук по спец. 05.15.06. Кшв: ВАТ "УкрНГГ, 1996.- 306 с.

20. Борисов Ю.П., Пилатовський В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. — М.: Недра, 1964. — 164 с.

21. Борисов Ю.П., Табаков В.П. Расчет взаимодействия батарей наклонных и многозабойных скважин в слоистом пласте // НТС по добыче нефти, № 15. — М.: Гостоптехиздат, 1961.

22. Вершовский В.Г., Докунихин В.Ф. Российский сектор акватории Азовского моря // Газовая промышленность. — 1998. — №1. — с. 70—71.

23. Вершовский В.Г., Докунихин В.Ф., Колесниченко В.П., Черненко A.M., Шмидт Т.Т. Состояние и пути решения проблемы поисков залежей углеводородов в российском секторе Азовского моря. — М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2003. 90 с.

24. Вершовский В.Г. Геологические предпосылки перспектив нефтегазоносности российского сектора Черного моря //Строительство газовых и газоконденсатных скважин. Сб.науч. статей ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. 1997. - с. 107-112.

25. Газизов А.Ш., Баранов Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины. — М.: ВНИИОЭНГ. 1982. 34 с. (Обз. инф.: сер. Нефтепромысловое дело; вып. 20).

26. Гвоздев Б.П. и др. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие. -М. Недра, 1988. — 575 с.

27. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев и др. -М.: Недра, 1969.-208 с.

28. Глазова В.М., Григоренко Е.М. Разработка сложнопостроенных нефтяных залежей за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ. - 1984. - 49 с. (Обз. инф.: сер. Нефтепромысловое дело; Вып. 2 (74)).

29. Глазова В.М., Сабанеева И.С. Интенсификация разработки нефтяных месторождений на базе прогрессивной техники и технологии. М.: ВНИИОЭНГ. - 1987. - 43 с. (Обз. инф.: сер. Нефтепромысловое дело; № 16/145).

30. Горошко В.Д, Розенбаум Р.Д., Тодес О.М. Приближённые закономерности гидравлики взвешенного слоя и стеснённого падения. Изв. вузов "Нефть и газ". - 1958. -№ 1. - с. 47-53.

31. Григулецкий В.Г. Основные допущения и точность формул для расчета дебита горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. — 1992.-№ 12.-с. 5-6.

32. Громов В.Г. и др. Опыт применения методики исследования трещинных коллекторов // Тр. ВНИГРИ. 1963. Вып. 213.-е. 44-48.

33. Грон В.Г. Расчет промысловых газожидкостных подъемников на основе модели потока дрейфа. Диссертация на соискание учетной степени кандидата технических наук. М. 1986. — 220 с.

34. Гудфеллоу Р., Шасеро Ж.-Л. Освоение малых морских месторождений. — М.: Недра, 1990. — 256 с.

35. Данелян М.Г. Приближенные формулы для подсчета дебита батареи наклонных скважин // Отр. научно-техн. инф.: Вопросы добычи нефти и газа. Сер. Нефтегазодобывающая промышленность. Вып. 2. — Баку: АзНИПИДН. 1962. - с. 19-22.

36. Декларацшний патент Укра'ши. Регулюючий штуцер-шжектор. МПК E21B33/03, Е21В43/12, F16K25/04. Заявлено 12.06.2002, № 2002064836, видано 22.10.2002. Авт. Петришак B.C., Кучеровський В.М., Гванов СЛ., Гльницький P.M., Сливканич B.C., Зотов А.С. — 8 с.

37. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: Справочное руководство в 2-х томах. Том 1 I Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Моргулова. М.: Недра, 1984. — 360 с.

38. Довжок Е.М. и др. Разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин //Нефтяное хозяйство. 1990. № 8. — с.31—35.

39. Довщник з нафтогазово'1 справи / За заг. редакщею B.C. Бойка, P.M. Кондрата, Р.С. Яремшчука. — К.: JIbBiB, 1996. 620 с.

40. Евдокимова В.А., Кочина И.Н. Сборник задач по подземной гидравлике. Москва: Недра, 1979. - 169 с.

41. Експлуатащя свердловин у нестшких коллекторах: Монограф1я. /Бойко B.C., Франчук I.А.,.Гванов СЛ., Бойко Р.В. Книгодруг, 2003. — 336 с.

42. Жианиезини Д.Ф. Причина широкого распространения горизонтального бурения // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1989.-№3.-с. 128-139.

43. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденстаных и нефтегазоконденсатных месторождений: Справочное пособие. М.: Недра, 1988. -575 с.

44. Захаров Е.В. Углеводородные месторождения на континентальном шельфе // Газовая промышленность. № 8. 1998. - с. 37—39

45. Иванов; С.И. Использование результатов измерений устьевых давлений для компьютерной оценки объемов накопленной жидкости на забое газовых скважин. — М.: ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело № 2. 2004. - с. 26-28.

46. Иванов С.И. Прогнозные оценки углеводородных ресурсов на морских месторождениях Азово-Черноморского шельфа. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. - с. 71.

47. Коган В.Б. Теоретические основы типовых процессов химической технологии. — Л.: "Химия", 1977.

48. Комплексные промысловые исследования на Оренбургском месторождении. — Обз. инф. ВНИИЭгазпрома, сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1980, вып. 3, 43 с. / Авт.: К.С. Басниев, А.Т. Шаталов, А.И. Ширковский и др.

49. Кондрат P.M., Билецкий М.М. Совершенствование методов эксплуатации обводняющихся газовых скважин. — Обз. инф. ВНИИЭгазпрома, сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1980, вып. 9. — 39 с.

50. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. М. Недра, 1968. — 428 с.

51. Коротаев Ю.П., Кулиев A.M., Мусаев P.M. Борьба с гидратами при транспорте природных газов. — М.: Недра, 1973. — 136 с.

52. Краузе Ф.К. Увеличение извлекаемых запасов нефти за счет горизонтального бурения: Пер. с англ. // Мировая нефть. — 1989. — Т. 29. № 4. - Фонды ВНИИЭгазпрома.

53. Кудряшов Б.Б., Кирсанов А.И. Бурение разведочных скважин с применением воздуха. М. Недра, 1990. - 263 с.

54. Лебединец А.П., Иванина Л.И., Григулецкий В.Г. Обоснование рациональной длины горизонтальной части ствола скважины, пробуренной из эксплуатационной колонны // Нефтяное хозяйство. — 1992.-№1.-с. 8.

55. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. — М. Наука, 1973. 848 с.

56. Лященко П.В. Гравитационные методы обогащения. — М. Гостоптехиздат, 1940. — 214 с.

57. Максимов В.П. Экспуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М. Недра, 1976. — 239 с.

58. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. — Москва: Гостоптехиздат, 1949. — 628 с.

59. Маслов И.И. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин: Обзорная информация. М. ВНИИОЭНГ, сер. "Нефтепромысловое дело". - 1980. - 64 с.

60. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. — 1958. — № 6.

61. Меркулов В.П., Сургучев М.Л. Определение дебита и эффективности наклонных скважин //Нефтяное хозяйство. — 1960. № 2.

62. Минц Д.М., Шуберт С.А. Гидравлика зернистых материалов. М. Изд-во Мин-ва коммунального хозяйства РСФСР. - 1955. — 148 с.

63. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязко-пластичных и вязких жидкостей в нефтедобыче. Баку: Азернефтнешр, 1959. -410 с.

64. Модюи Д. Определение продуктивности скважин с горизонтальным стволом // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1988. № 11. -с. 48-51.

65. Нефтепромысловое оборудование: Справочник./ Под ред. Е.И. Бухаленко. М. Недра, 1990. - 559 с.

66. Никитин Б.А., Вовк B.C., Захаров Е.В. Перспективные направления и объекты работ на шельфе морей России // Газовая промышленность. № 11.-М. 2000. с. 8-11

67. Никитин Б. А., Григулецкий В.Г. Перспективы и проблемы строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. — 1992. — №7. — с.6-8.

68. Николаевский В.Н. Влияние наклона скважины на ее дебит // Изв. АН СССР, Отд. техн. наук. 1958. - № 3.

69. Обобщение результатов ГРР с подсчетом запасов УВ по Прибрежной площади. НТЦ ООО "Кубаньгазпром". Отчет по теме Г-08-90. Руков. Колесниченко В.П.: — Краснодар. 2001. 127 с.

70. Ограничение водопритоков в скважинах при заводнении / Б.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина, В.Г. Уметбаев, Л.А. Большаков. М.: ВНИИОЭНГ. 1977. 56 с. (Тем. научн.-техн. обз.: сер. Нефтепромысловое дело).

71. Организация текущего ремонта скважин / B.C. Лесюк и др. — М. Недра, 1983.- 136 с.

72. Орнатский Н.В., Сергеев Е.М., Шехтман Ю.М. Исследование процесса кольматации песков. — М.: Изд. МГУ, 1955. — 182 с.

73. Освоение скважин: Справочное пособие / А.И. Булатов и др. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. - 472 с.

74. Оценить перспективы нефтегазоносности российских секторов Азовского и Черного морей / В.Г. Вершовский, В.Ф. Докунихин, М.П. Голованов, И.М. Бобко. Ставрополь, 1997. — 150 с.

75. Перепеличенко В.Ф., Сомов В.Ф., Шевченко А.В. Разработка неоднородного нефтяного пласта горизонтальными скважинами в сочетании с термозаводнением // Нефтяное хозяйство. — 1993. — № 10. -с. 57-61.

76. Перспективы выявления ресурсов углеводородов на шельфе морей России / Никитин Б.А., Ровнин Л.И., Федоровский Ю.Ф., Захаров Е.В. // Газовая промышленность. № 7. — Москва. 2001. с. 24—26.

77. Перспективы поисков новых месторождений на шельфе российских морей / Никитин Б.А., Вовк B.C., Мандель А.Я., Холодилов В.А. // Газовая промышленность. — 2002. — № 9. с. 24—26.

78. Пилатовский В.П. Основы гидромеханики тонкого пласта. — М.: Недра, 1-966.-318 с.

79. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. — М. Недра, 1986.-120 с.

80. Пирвердян A.M. О фильтрации жидкости к горизонтальной скважине // Тр.Азерб.НИИ НП, вып. 3. 1956. - с. 97-104.

81. Попович С.В. Геологические предпосылки нефтегазоносности северо-восточной части Черного моря /Геология нефти и газа. — 2000.-№6. -с. 14-21.

82. Попович С.В. Карбонатные постройки Черного моря как высокоперспективные объекты поиска залежей нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. -№12.- с. 2-8.

83. Попович С.В. Перспективы нефтегазоносности шельфов российского сектора Черного и Азовского морей // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. - №10. — с. 23-31.

84. Попович С.В. Перспективы открытия гигантских нефтегазоскоплений в карбонатных отложениях российского сектора Черного моря / ОАО "ВНИИОЭНГ". 2000. - № 7. - с.2-9.

85. Практика буршня i експлуатацн свердловин 13 горизонтальними стовбурами // К.О. Оганов, Я.В. Кунцяк, Я.С. Гаврилов, I.I. Наритник. — Кшв: Наукова думка, 2002. 200 с.

86. Проводка дополнительного горизонтального ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины/А.С. Оганов и др. // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 9. - с. 6-7.

87. Разработка нефтяных месторождений наклонно направленными скважинами / Евченко B.C., Захарченко Н.Н., Каган Я.М. и др. — М.: Недра, 1986.-278 с.

88. Розенбаум Р.Б., Тодес О.М. Доклады АН СССР, 115. № 3. - 1957.

89. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. -М.: Недра, 1966.-284 с.

90. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. Краснодар, 2002. — 274 с.

91. Сидоров И.А. и др. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды. Обзор инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - Вып. 1 (73). -56 с.

92. Coy С. Гидродинамика многофазных систем. М.:, Мир, 1971. — 540 с.

93. Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Борьба с выносом песка в скважины с горизонтальным стволом // Нефть, газ и нефтехимия (за рубежом). -№11, 1988.-с. 18-23.

94. Справочник по нефтепромысловой геологии / Н.Е. Быков и др. М.: Недра, 1981.-525 с.

95. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И. Бухаленко. -М.: Недра, 1983. 399 с.

96. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И.Петров и др. М: Недра, 1983. - 455с.

97. Стрижев И.Н., Ходанович Т.Э. Добыча газа, ВНИИГИ. Москва, Ленинград, 1946.

98. Сургучов М.Л. Завершение скважин — состояние и проблемы // Особенности разработки сложнопостроенных залежей нефти: Сб. научн. тр. ВНИИнефть. М., 1986. - Вып. 94. - с. 140-147.

99. Сьюмен Д. и др. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах: Пер. с анг. / Пер. и ред. М.А. Цайгера. -М: Недра, 1986. 176 с.

100. Техника добычи нефти / Под. ред. Дж. В. Чилигера и К.М. Бисона. -Нью Йорк, 1969, перевод с английского. М.: Недра, 1973. — 248 с.

101. Технологический режим работы газовых скважин / З.С. Алиев и др. -М: Недра, 1978.-279 с.

102. Технология добычи природных газов / Под. ред. А.Х. Мирзаджанзаде. -М.: Недра, 1987. 414 с.

103. Технология и техника добычи, хранения и транспорта нефти и газа / А.И. Акульшин, B.C. Бойко, В.М. Дорошенко, Ю.А. Зарубин. — Львов: Свгг, 1991. 248 с.

104. Ушаков С.Н. Поливиниловый спирт и его производные. — М. — Л.: Изд-во Академии наук, 1960. — 724 с.

105. Чарный И.А. О предельных дебитах и депрессиях в водоплавающих и подгазовых нефтяных месторождениях // Труды совещания по развитию научно-исслед. работ в обл. вторичных методов добычи нефти. Баку: Изд. АН Азерб. ССР, 1953. - с. 18-22.

106. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. М.: Гостоптехиздат, 1949. - 260 с.

107. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. Москва: Гостоптехиздат, 1963. -396 с.

108. Черных В.А. Уравнение притока газа к горизонтальной скважине // Газовая промышленность. — 1992. № 10.

109. Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. Автореф. диссертации на соиск. уч. ст. доктора иехн. наук. 05.15.06.-М., 2000.-49 с.

110. Шипилин А.Г., Васильев Ю.С., Семенец В.И. Горизонтальное бурение: зарубежный опыт // Нефтяное хозяйство. 1992. №1. с. 8-10.

111. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений / А.Б. Сулейманов и др. — М. Недра, 1986. — 285 с.

112. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин / А.И. Акульшин, B.C. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М. Дорошенко. М., Недра, 1989. - 480 с.

113. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a Horizontal Wells. SPE. -18298.- 1988.

114. Completion des puits horizontaux / Bernardet G. // Petrole et techn. -1990. № 360, Suppl. - p. 54-58.

115. Giger F.M. Analytic Two-Dimensional Models of Water Cresting Before Breakthrough for Horizontal Wells. 1989.

116. Giger F.M. Reduction Du Nomber de Puits Par L'utilisation de Forages Horizontaux // Revue De L'institut Fr. Du Petrole.- V. 38. N 3. - May-Juin, 1983.

117. Joshi S. Horizontal well Technology. Oklahoma, 1991.

118. Lawhon C.P., Gill H.F. A wireline completion technique for sand control // J. Petrol. Technol., 1967, VI, v. 19. p. 741-747.

119. New horizontal drainholt by the Railroad Commission of Texas // Interstate Oil and Gas Compast and Bull. N 1. - p. 58-59.

120. How industry completes wells in offshore environments / Thomas Bruce D., Yuan Wei Ping // Ocean Ind. 1991. - 26. - N 2. - p. 20-25, 28.