Обоснование технологии ограничения притока воды в горизонтальные скважины составами направленного действия

Павлов, Иван Владимирович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обоснование технологии ограничения притока воды в горизонтальные скважины составами направленного действия
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование технологии ограничения притока воды в горизонтальные скважины составами направленного действия"

ои 0 ______На правах рукописи

ПАВЛОВ Иван Владимирович

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОДЫ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ СОСТАВАМИ НАПРАВЛЕННОГО ДЕЙСТВИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 3 КОп 7^9

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2009

003483888

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Самарском государственном техническом университете.

Научный руководитель -

кандидат технических наук, доцент

Ольховская Валерия Александровна

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

Молчанов Анатолий Александрович,

кандидат технических наук

Хасаншин Рустам Нурисламович

Ведущее предприятие - ОАО «Гипровостокнефть».

Защита диссертации состоится 26 ноября 2009 г. в 14 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета доктор технических наук, доцент

26 октября 2009 г.

А.К.НИКОЛАЕВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Ограничение попутно добываемой воды является одной из острых проблем нефтедобычи. Преждевременное обводнение скважин, не связанное с естественной выработкой пласта, когда темпы роста обводненности не соответствуют темпам извлечения запасов нефти, приводит к снижению рентабельности эксплуатации скважин, вызывает большие непроизводительные затраты на добычу, транспортирование и отделение попутной воды, борьбу с коррозией промыслового оборудования, при этом нерационально используется пластовая энергия залежей и системы заводнения, происходит уменьшение текущих дебитов нефти и конечной нефтеотдачи.

Несмотря на разнообразие применяемых составов и технологий при ежегодном увеличении объема проводимых водоизоляционных работ, число обводненных скважин в Западной Сибири растет в 1,5-2 раза быстрее. Существующие методы борьбы с преждевременным обводнением скважин часто оказываются малоэффективными, что связано со сложностью решения поставленных задач и несоответствием выбора скважин и технологии водоизоляционных работ.

Еще большие сложности возникают при изоляции притока воды в горизонтальные скважины (ГС). При этом прямой перенос традиционных технологий ограничения водопритока, разработанных для вертикальных скважин, не только не дает положительного результата, но часто приводит к значительным осложнениям в работе горизонтальных скважин. Для получения эффекта требуется их кардинальная адаптация к условиям ГС на основе физико-химических исследований и регулирования свойств технологических составов, физического и математического моделирования процесса фильтрации технологических жидкостей во время проведения водоизоляционных работ и последующего притока пластовых флюидов.

Таким образом, разработка технологии ограничения водопритока в горизонтальные скважины, с учетом особенностей фильтрации флюидов к ГС, конструкции, пространственной ориентации и, как правило, значительной протяженности горизонтального ствола является актуальной.

В своих исследованиях автор опирался на труды, посвященные решению проблемы обводнения горизонтальных скважин и проведению ремонтно-изоляционных работ, известных специалистов, таких как Басарыгин Ю.М., Блажевич В.А., Богомольный К.В., Бурдин К.В., Волков Ю.А., Диниченко И.К., Курочкин Б.С., Муслимов Р.Х., Сохошко С.К., Уметбаев В.Г., Хисамов P.C. и др.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации обводненных горизонтальных скважин путем совершенствования технологии ремонтно-изоляционных работ (РИР) за счет ре1улирования свойств технологических растворов и создания новой последовательности технологических операций.

Идея работы заключается в повышении избирательности проникновения полимерных гелеобразующих тампонажных растворов и формирования блокирующих экранов в интервалах водопритока ГС при сохранении фильтрационных характеристик нефтенасыщенных участков за счет комплексного применения полимерных систем с обратными эмульсиями в качестве «жидкого пакера» и химическими деструкторами полимерных гелей.

Задачи исследований:

1. Анализ современных технологий изоляции водопритока в вертикальные и горизонтальные скважины.

2. Исследование физико-химических и фильтрационных свойств водоизоляционных составов на основе полимерных структурообразующих систем и обратных эмульсий, математическое описание реологических свойств растворов, кинетики структурирования.

3. Изучение возможности и особенностей разрушения полимерных гелей химическим способом растворами деструкторов.

4. Разработка математической модели фильтрации полимерных систем, обладающих реологическими свойствами, и деструктора при их закачивании в призабойную зону (ПЗП) горизонтальных скважин, эксплуатирующих неоднородные по проницаемости пласты, а также последующего притока флюидов с возможностью выбора оптимальных составов и объемов полимерных структурообразующих композиций, объемов продавливающей жидкости и деструктора при проектировании технологии РИР в ГС.

5. Разработка композиций на основе обратных эмульсий, выполняющих роль «жидкого пакера», с высокими реологическими свойствами и регулируемым временем саморазрушения в температурных условиях пласта.

6. Выбор объектов применения разработанных составов, опытно-промышленные испытания технологии водоизоляции на ГС.

Методика исследований включала в себя комплекс лабораторных и промысловых экспериментов, физическое и математическое моделирование, статистическую оценку достоверности результатов исследований.

Научная новизна работы заключается в установлении зависимостей кинетики гелеобразования вязкоупругих составов (ВУС) на основе низкомолекулярных акриловых полимеров и ацетата хрома, закупоривающей способности ВУС, стабильности «жидкого пакера» от концентрационных характеристик растворов, минерализации растворителя и температурных условий, а также в получении зависимостей и возможности регулирования избирательности проникновения полимерных композиций и формирования гелей в неоднородном пласте с целью перераспределения притока нефти и воды к ГС изменением реологических свойств полимерных растворов и применением деструктора полимеров.

Защищаемые научные положения:

1. Разработанный «жидкий пакер» на основе обратных эмульсий обладает высокими структурно-реологическими свойствами, обеспечивающими надежную временную изоляцию участка горизонтального ствола, а регулирование «времени жизни» обратной эмульсии обеспечивает возможность закачивания полимерного тампонажного раствора, формирование и упрочнение полимерного геля, обработку деструктором при исключении дополнительной операции спуска промывочных труб и вымывания «жидкого пакера» из скважины.

окислителей, мало зависящие от проницаемости пористой среды, увеличивают селективность установки блокирующих водоприток гелевых экранов в водонасыщенных интервалах.

3. Полученные модификации известных зависимостей продуктивности горизонтальных скважин от параметров пласта, геометрии и расположения ствола, а также созданная компьютерная математическая модель позволяют учитывать основные особенности притока жидкости к ГС, фильтрацию полимерных композиций с учетом реологических свойств в процессе их закачивания в неоднородный по проницаемости пласт и рассчитывать оптимальные объемы технологических оторочек с целью достижения максимальной эффективности РИР.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается теоретическими и

экспериментальными исследованиями с использованием современного лабораторного оборудования и вычислительной техники, достаточной степенью сходимости расчетных и экспериментальных данных, воспроизводимостью полученных результатов.

Практическая значимость работы:

1. Разработана новая технология селективной изоляции водопритоков в ГС, основанная на поинтервальной обработке ствола и предусматривающая: а) отсечение необрабатываемой области «жидким пакером» на основе саморазрушающихся эмульсий обратного типа с заданным «временем жизни»; б) последующее закачивание гелеобразующей композиции и создание водоизоляционных барьеров в интервалах притока воды; в) частичное разрушение геля деструкторами для снижения отрицательного влияния на нефтенасыщенные области и повышения селективности установки блокирующих воду экранов.

2. Разработана методика выбора ГС для проведения водоизоляционных работ, основанная на анализе геолого-физических характеристик эксплуатируемых пластов, геофизических исследований скважин и динамики их работы. Определена область эффективного применения технологии.

физико-химическими свойствами и деструктора. Программа позволяет подбирать оптимальные объемы тампонирующей композиции, продавливающей жидкости и деструктора с целью достижения максимальных положительных результатов РИР.

4. Материалы диссертационной работы внедрены в учебный процесс и используются при чтении лекций по дисциплинам «Подземный и капитальный ремонт скважин», «Методы увеличения нефтеотдачи пластов», «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», «Подземная гидромеханика» студентам специальности 13.05.03 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Самарского государственного технического университета.

5. Разработанная технология ограничения водопритока в ГС реализована на двух скважинах Еты-Пуровского и Ярайнерского месторождений ОАО «Газпромнефть». Текущий технологический эффект составил 4080 т дополнительно добытой нефти (по состоянию на 31.07.2009 г. эффект продолжается).

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались: на 60-й юбилейной студенческой конференции СамГТУ (г. Самара, 2005 г.); на Всероссийской научной конференции-конкурсе студентов выпускного курса (г. Санкт-Петербург 2006 г.); на III, V Международных научно-практических конференциях «Ашировские чтения» (г. Самара, 2006, 2008 г.г.); на IV Международной научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии», (г. Самара, 2007 г.); на научно-практической конференции «Новые методы и технологии в области ремонтно-изоляционных работ» ОАО «Белкамнефть» (г. Ижевск, 2008 г.); на XII Международной научно-практической конференции «Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа» (г. Москва, 2008 г.); на НТС ОАО «Ойл Технолоджи Оверсиз» (г. Самара, г. Москва, 2006, 2007 г.г.).

Личный вклад автора состоит в постановке задач исследований, создании математической модели для разработанной компьютерной программы, разработке и изготовлении физической модели горизонтальной скважины и конусной модели нелинейной фильтрации, проведении теоретических, физико-химических и фильтрационных исследований, создании технологии ограничения водопритока в ГС.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе тезисы одного доклада. Две работы изданы в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки России. Получен 1 патент Российской Федерации.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка использованных источников. Содержит 157 страниц машинописного текста, 56 рисунков, 26 таблиц, 282 библиографические ссылки, 3 приложения.

Автор выражает глубокую признательность Акимову Н.И., главному геологу ОАО «Кондурчанефть» Казанбаевой О.В., сотрудникам ИТЦ ОАО «ОТО Рекавери».

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, определены основные цель и задачи исследований, научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность, дана общая характеристика работы.

В первой главе выполнен анализ публикаций и патентов, касающихся особенностей притока жидкости к горизонтальным скважинам, области эффективного применения ГС, проблем, возникающих при их эксплуатации, и способов решения физико-химическими и комбинированными методами.

Существенный вклад в развитие теории и практики эксплуатации пластов ГС внесли: Алиев З.С., Басниев К.С., Борисов Ю.П., Волков Ю.А., Закиров С.Н., Корнильцев Ю.А., Лысенко В.Д., Мукминов И.Р., Муслимов Р.Х., Пилатовский В.П., Полубаринова-Кочина П.Я., Табаков В.П., Чарный И.А., Шеремет В.В., Economides M.J., Giger R.M, Joshi S.D., Lu J., Muskat M.N., Renard G.I. и др.

Из проведенного анализа работ видно, что активное внедрение в нефтегазопромысловую практику горизонтальных скважин повышает эффективность и темпы разработки нефтяных и газовых месторождений. Одновременно во многих публикациях подчеркивается, что стабилизация эффекта требует активного внедрения методов повышения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и изоляции притока воды.

Рассмотрены существующие технологий водоизоляции, внедряемые на вертикальных и горизонтальных скважинах, показаны направления их совершенствования. Из выполненного анализа можно

отметить, что одним из перспективных тампонирующих составов являются вязкоупругие гелеобразующие композиции на основе полиакриламида и сшивателя, в настоящее время практически не используемые в ГС. Таким образом, совершенствование технологий ограничения водопритока в ГС с использованием ВУС представляется актуальной задачей.

Во второй главе приведены результаты моделирования водоизоляционных работ в ГС, включающих последовательную закачку: а) практически нефильтрующейся в пласт эмульсии обратного типа с заданным «временем жизни», выполняющей роль «жидкого пакера»; б) оторочки полимерной гелеобразующей композиции с целью создания блокирующих водоприток экранов; в) небольшого объема деструктора для частичного разрушения полимерного геля. Представлены результаты лабораторных физико-химических и фильтрационных исследований используемых композиций.

Вариант проведения водоизоляционных работ с отсечением дальней области ГС «жидким пакером» и селективной установкой водоизолирующего экрана на пути притока воды показан на рис. 1.

водоизолирующий агент «жидкий пакер» скважинная жидкость

проникновение изолирующей композиции в интервал водопритока

В ходе выполнения экспериментов были исследованы: - реологические свойства обратных эмульсий и полимерных композиций, определяющие уровень гидродинамических сопротивлений при фильтрации в пласте;

кинетические процессы разрушения эмульсий, структурирования полимерных систем и перехода в раствор при взаимодействии с деструктором;

прочностные характеристики полимерных гелей,

позволяющие определять минимальный объем полимерной композиции;

- стабильность образующихся гелей в изотермических условиях пласта.

Эмульсии обратного типа получали в режиме интенсивного перемешивания водносолевых растворов и дизельного топлива, содержащего эмульгатор.

Как видно их рис.1., исследуемая эмульсионная система обладает выраженными реологическими свойствами псевдопластического характера.

Рис. 1. Зависимость вязкости эмульсионных растворов от концентрации водной фазы при различных скоростях сдвига и температуре, равной 80 °С

Низкая фильтруемость эмульсии в поровом коллекторе обусловлена высокой вязкостью в пределах 1000...4000 мПас и наличием статического напряжения сдвига (СНС) в диапазоне 20... 100 дПа. Уровень вязкости и СНС главным образом определяется содержанием водной фазы и интенсивностью режима перемешивания в процессе приготовления эмульсии, влияющего на размеры образующихся микроглобул.

Как видно из рис.2, незначительное проникновение эмульсии в пористую среду отмечается при создании высокого градиента давления, при этом фильтрация эмульсии сопровождается ступенчатым характером изменения давления, что объясняется большим временем релаксации коллоидной дисперсной системы при фильтрации и частичным механическим разрушением относительно крупных микроглобул эмульсии.

6000

га х х Ч

О 10 20 30 40 50 60 70 80

Скорость сдвига, с"1

Глубина проникновения(Л1), см

Рис. 2. Динамика изменения давления в процессе закачки эмульсии в керн проницаемостью 0,048 мкм2 и пористостью 0,3 при температуре, равной 80 °С

При перепаде давления АР = 100 атм глубина проникновения эмульсии в пористую среду проницаемостью к = 0,048 мкм2 и пористостью ш = 0,3 составляет всего 6,4 см. Реализуемый при этом градиент давления равен ДР/А1 = 1562,5 атм/м. Поскольку в процессе закачивания составов в скважину градиенты давления на 1-2 порядка меньше, вероятность глубокого проникновения эмульсии в призабойную зону мала.

«Время жизни» или время самопроизвольного разрушения эмульсии на водную и углеводородную фазу зависит от концентрации эмульгатора и температуры. Применительно к пластовой температуре 80 °С заданное время разрушения 72 часа достигается при концентрации эмульгатора 3 %.

В процессе проведения исследований было установлено, что наиболее эффективное заполнение ствола ГС наблюдается при плотности эмульсии, равной плотности пластовой воды. Плотность эмульсии в пределах 0,9-1,4 г/см3 регулировалась содержанием водной фазы и ее минерализацией. Применительно к сеноманским водам Западной Сибири с плотностью 1,015 г/см3 была получена обратная эмульсия данной плотности с содержанием 30 % дизельного топлива, 3 % эмульгатора и 67 % раствора СаСЬ.

В качестве структурообразователей были выбраны полимеры марки АК-642 с молекулярной массой ММ = 1,3 млн. и степенью гидролиза а = 6,6 % и марки АК-631 с ММ = 1,1 млн. и а = 0,5 %.

Применение полимеров с низкими значениями степени гидролиза позволяет увеличивать время гелеобразования при химической реакции со сшивателем, в качестве которого используется ацетат хрома (АХ). Выбор низкомолекулярных полимеров также обусловлен высокой прочностью полимерных гелей за счет коротких молекулярных цепочек и повышенной термостойкостью образующейся структуры.

Исходные полимерные композиции обладают реологическими свойствами псевдопластического характера. В диапазоне скоростей сдвига у = 0,6... 120 с"1, реализуемых при закачивании таких систем в скважину, зависимость динамической вязкости от скорости сдвига удовлетворительно описывается степенной зависимостью вида у=А-хп. Например, для композиций на основе 1,7 % раствора полимера АК-642 динамическая вязкость ц=72,227"0'13. Установление данной функциональной зависимости позволяет рассчитывать уровни гидродинамических сопротивлений в процессе реализации технологии водоизоляции с использованием разработанной математической модели.

Исследования на насыпных моделях пористой среды с различной проницаемостью показали, что полимерные гели практически непроницаемы для воды до достижения некоторого начального градиента давления АР/Ь, при котором происходит прорыв воды через структуру геля (табл.1).

Таблица 1

Изоляционные характеристики полимеров_

№№ Марка Концентрация Проницаемость, Начальный градиент

п/п полимера полимера, % мкм2 давления, атм/м

1 АК-642 1,7 4.1 6-8

2 АК-642 1,7 1 10-12

3 АК-642 1,7 0,1 20-30

4 АК-631 2,0 4,1 4,5-6

5 АК-631 2,0 1 8-10

6 АК-631 2,0 0,1 18-28

Как видно из табл.1, величина АР/Ь зависит от концентрации полимера и размера проводящих каналов, т.е. проницаемости.

Тесты на стабильность гелей в пористой среде при температурах 60... 120 °С показали, что в указанном диапазоне температур гели сохраняют свои технологические свойства.

Важным свойством полимерных гелей является возможность их химического разрушения растворами сильных окислителей.

Результатами исследований на моделях пористой среды было установлено, что в гранулярном коллекторе скорость химического разрушения геля практически не зависит от проницаемости (рис.4).

25 -1

О 10 20 30 40 50 60 70 80

Время, мин

Рис. 4. Динамика разрушения полимерного геля 10 % раствором монопероксигидрата мочевины в пористой среде при температуре,

равной 80 °С

Данную особенность кинетики разрушения геля можно эффективно использовать в технологии водоизоляции. После формирования и упрочнения гелевого экрана в призабойную зону скважины закачивается небольшой объем деструктора, который практически равномерно в небольшом радиусе от ГС разрушает гель, в том числе и в менее проницаемых нефтенасыщенных интервалах, куда частично проник полимерный раствор. Таким образом, достигается большая селективность установки блокирующих воду экранов при максимальном сохранении проницаемости нефтенасыщенных областей.

Третья глава посвящена математическому моделированию притока жидкости к горизонтальным скважинам в рабочем режиме, фильтрации водоизоляционных композиций в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ и последующего притока жидкости к горизонтальному стволу.

Наиболее часто принимаемые области дренирования пласта ГС могут быть.разделены по геометрическому признаку на 4 группы: круговую, эллиптическую, полосообразную и в виде усеченного сегмента полусферы (рис.5).

Переход ствола к

\ Переход стлала к всрткк. напрацлекию

Рис. 5. Схемы зоны влияния на пласт горизонтальной скважины принятые при решении задач фильтрации к горизонтальному стволу: а - круг; б - эллипс; в - прямоугольник; г - усеченный шар.

Расчеты, выполненные по общеизвестным формулам оценки продуктивности горизонтальных скважин, показали, что наиболее близкие решения при различных значениях параметров пласта и ГС дают уравнения Борисова Ю.П. для круговой области дренирования (рис.5а):

р.

1п

н , н

Ь Ь 2яг„

Giger Р.М.:

р-

1п

1 +

Я , Н Ь 2яг.

и .ГоэЫ Б.Ц для эллиптической области влияния (рис.5б):

2 якН

■АР ■

а + а

1п

— • 0,5 + 0,25 +

где С>г - дебит ГС, к - проницаемость пласта, Н - толщина пласта, ц -вязкость жидкости, АР - депрессия, Ь - длина ГС, Як - радиус контура питания, гс - радиус скважины.

Расчетами установлено, что дебит горизонтальной скважины наиболее чутко реагирует на изменение продуктивной толщины, длины ствола и коэффициента анизотропии проницаемости. Меньшее влияние оказывают радиус контура питания и, в особенности, радиус самого горизонтального фильтра. Преимущество применения горизонтальных скважин перед вертикальными наиболее заметно при более плотной сетки расположения скважин, с уменьшением контура питания, с ростом протяженности горизонтального ствола, в меньшей степени с уменьшением толщины коллектора, а с повышением анизотропии пласта по проницаемости эффективность использования ГС интенсивно снижается.

С помощью приема искусственного разделения призабойной зоны скважин (ПЗС) на концентрические области была оценена степень ухудшения дебита скважин при повреждении ПЗС, в процессе бурения и эксплуатации. Расчетами доказано, что при равных радиусах и степени повреждения ПЗС относительный дебит ГС снижается в меньшей степени, чем ВС, но в абсолютном значении потери дебита нефти ГС могут быть больше. Это связано с тем, что, в отличие от ВС, где потери давления в ближней прискважинной зоне могут достигать 50 % и более, гидродинамические сопротивления для ГС в этой области редко превышают 5-10 %.

С использованием теории потенциалов и метода суперпозиции подтверждена повышенная производительность концевых участков ГС даже в изотропном пласте.

Изученные особенности притока жидкости к ГС позволили создать алгоритм для компьютерной программы моделирования процесса ограничения водопритока в зонально-неоднородном пласте.

Модель основана на пошаговом расчете гидродинамических сопротивлений, возникающих при закачивании тампонажных составов с известными реологическими характеристиками в ГС, призабойная зона которой разбивается на участки с собственными фильтрационно-емкостными характеристиками. Расходы закачиваемой жидкости по участкам в этом случае будут пропорциональны их гидропроводности:

д, :д2 :д}...:д....:дм = г :е2:е3...:сг..:еи,

И Иг /'з /', Нм где (по участкам) - расход, к; - проницаемость, l¡ - длина, 81 -гидропроводность.

При выделении N кольцевых зон (в пределах каждого участка) средняя гидропроводность участка будет определяться через гидропроводности соответствующих кольцевых зон следующим образом:

ЫИ--2) ЫЯ>) 1.А 1п(%-) ,п4/2)

еср ех е1 е'

где еср - средняя гидропроводность участка, е' - гидропроводность кольцевой зоны, Л; - внешний радиус зоны.

Значения гидропроводности каждой кольцевой зоны при фильтрации полимерных растворов, обладающих реологическими свойствами, рассчитываются пошаговым методом с учетом функциональной зависимости динамической вязкости растворов от скорости сдвига, полученной экспериментально, и значений скорости сдвига на каждом шаге, пропорциональной линейной скорости фильтрации на определенном удалении от скважины:

12т _ д, Г~У \ к ~ лЯ^рпгк, ' где у - скорость сдвига, г> - линейная скорость фильтрации, т -пористость.

Изложенный принцип расчетов позволяет определять профиль проникновения полимерной композиции в пласт, а также рассчитывать дебит скважины по жидкости и нефти после формирования гелевых экранов.

На основании многовариантных расчетов с использованием компьютерной модели установлены основные факторы, влияющие на эффективность технологии изоляции притока воды в ГС тампонажными структурообразующими составами: неоднородность обрабатываемого интервала по проницаемости и нефтенасьпценности, реологические свойства закачиваемых композиций и вязкость нефти, объем тампонажного состава и прочностные характеристики образующихся структур, глубина установки гелевых экранов, объем деструктора и его интенсифицирующая способность.

Важным выводом из результатов расчетов является целесообразность поинтервальной обработки ствола ГС тампонажными составами и частичное их разрушение с использованием деструктора.

В четвертой главе представлены результаты внедрения и дизайн технологии ограничения водопритока в ГС на Еты-Пуровском и Ярайнерском месторождениях Западной Сибири компании-оператора ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Опытно-промышленные работы проводились на горизонтальных скважинах, эксплуатирующих пласт БП12 Еты-Пуровского месторождения и пласт БВ] Ярайнерского месторождения. Данные пласты, соответственно, залегают на глубине 2435 и 2159 м, характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами (средняя проницаемость равна 0,034 и 0,048 мкм2, пористость - 20 и 22 %), средней начальной нефтенасыщенной толщиной 9 и 5,3 м при общей - 31,3 и 9,7 м, высокими значениями начальной пластовой температуры (80 и 70 °С) и давления (23,7 и 22,1 МПа). Пластовая нефть маловязкая (0,35 и 0,24 мПас) с невысоким содержанием серы, смол, парафина, со значительным содержанием газа (газовый фактор 186 и 292 м3/т).

Анализируя динамику работы ГС месторождений, можно отметить, что максимальные дебиты по нефти для большинства скважин получены в начальный период эксплуатации, после которого следует их резкое снижение, во многих случаях связанное с высокими темпами роста обводненности добываемой продукции,

достигающими несколько десятков процентов в месяц. Отмечаются относительно низкие накопленные показатели добычи нефти и, соответственно, наличие высоких остаточных запасов, доизвлечение которых до уровня проектной нефтеотдачи в условиях текущей, почти предельной критической обводненности добываемой продукции по большинству ГС может быть поставлено под сомнение. Этим объясняется актуальность и существенная необходимость проведения водоизоляционных работ для «оздоровления» фонда эксплуатационных скважин.

Выбор ГС для проведение опытно-промышленных водоизоляционных работ проводился на основании анализа геолого-физических условий месторождений, данных промысловых исследований и динамики работы ГС. Основными критериями выбора были:

- высокие остаточные запасы нефти в зоне дренирования ГС. Данный показатель характеризует потенциальную возможность дополнительной добычи нефти после проведения водоизоляционных работ;

- высокие темпы роста обводненности. Данный показатель характеризует объемную и проницаемостную неоднородность пласта;

- высокая текущая обводненность продукции. С целью уменьшения риска изоляционные работы необходимо проводить на скважинах с максимально высокой обводненностью;

- «ориентированность» горизонтальной скважины к потенциальным источникам обводнения - ближайшим нагнетательным скважинам, внешнему контуру нефтеносности и водонефтяному контакту. Преимущества для обработки имеют скважины, отдельными участками ствола приближенные к возможным источникам обводнения, с сильно дифференцированным заглублением, близко расположенным забоем или начальной частью продуктивного ствола к нагнетательным скважинам, пересекающие отдельные разуплотненные зоны или области повышенной проводимости.

Проведение водоизоляционных работ на двух ГС позволило снизить обводненность продукции горизонтальной скважины № 1019Г на 5 %, ГС № 101Г - на 7 %. Суммарный технологический эффект на 31.07.2009 г. составляет 4080 т дополнительно добытой нефти, в настоящее время эффект от проведения РИР сохраняется.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

К основным результатами диссертационной работы можно отнести следующее.

1. Впервые применительно к ГС разработаны составы обратных эмульсий, важнейшие технологические характеристики которых - плотность, структурно-реологические свойства, «время жизни» регулируются путем изменения содержания водной и углеводородной фаз, концентрации солей в водной фазе, вида и концентрации эмульгатора. Это позволяет подбирать оптимальный состав жидкого пакера» для конкретных геолого-физических условий с целью перекрытия заданного интервала в ГС.

Исследованы важнейшие технологические свойства гелеобразующих композиций на основе полиакриламидов, необходимые для проектирования технологии водоизоляции.

Подобраны деструкторы полимеров на основе сильных окислителей, исследована кинетика химического разрушения полимерных гелей.

2. Обобщены и модернизированы с помощью метода отображения стоков, теории суперпозиции, искусственного разделения призабойной зоны на концентрические области известные уравнения фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам. С их помощью выявлены основные параметры пласта, ГС и ее расположения в продуктивной толще, влияющие на продуктивность скважины, безводный период эксплуатации, характер распределения давления по пласту, эффективность обработок ПЗС и водоизоляции. Подтверждена неравномерность распределения дебита по длине ГС с максимальной производительностью концевых участков ствола.

3. Впервые применительно к ГС разработана математическая модель фильтрации композиций с известными реологическими свойствами. На основании многовариантных расчетов установлены основные факторы, влияющие на эффективность технологии изоляции притока воды в ГС тампонажными структурообразующими составами: реологические свойства закачиваемых композиций, объем тампонажного состава, прочностные характеристики гелей.

4. Анализ геолого-физических характеристик Еты-Пуровского месторождения и Ярайнерского месторождений, конструкции и динамики эксплуатации ГС показал, что наиболее перспективными

объектами внедрения разработанной технологии являются скважины с потенциально высокими дебитами по жидкости, характеризующиеся высокими темпами обводнения продукции и большими остаточными запасами нефти в зоне дренирования. В условиях отсутствия исследований по определению профиля притока в ГС предпочтение для проведения водоизоляционных работ имеют скважины, отдельными участками ствола приближенные к возможным источникам обводнения - к подошвенным водам и внешнему контуру нефтеносности, к ближайшим нагнетательным скважинам, пересекающие отдельные области повышенной проводимости, участки с различным типом начального насыщения.

5. Вариант разработанной технологии ограничения водопритока в горизонтальные скважины адаптирован к условиям ГС № 1019Г Еты-Пуровского месторождения и № 101Г Ярайнерского месторождения компании ОАО «Газпромнефть-ННГ» Западной Сибири. На основании физического и математического моделирования процессов фильтрации разработанных систем в пористой среде подобраны оптимальные составы растворов и объемы технологических оторочек обратной эмульсии, тампонажной композиции на основе водорастворимого полимера, деструктора гелей.

На 31.07.2009 г. после проведения РИР отмечается снижение обводненности продукции горизонтальной скважины 1019Г на 5 % (с 98 % до 93 %), горизонтальной скважины 101Г - на 7 % (с 95 % до 88 %), достигнутый суммарный технологический эффект, в виде накопленной дополнительной добычи нефти, на дату анализа оценивается в 4080 тонн.

Наиболее значимые работы по теме диссертации:

1. Стрижнев К.В., Акимов Н.И., Чернов A.B., Павлов И.В. Влияние фильтрата бурового раствора на продуктивность горизонтальных скважин // Бурение и нефть. - 2006. - № 3. - С. 15-17.

2. Павлов И.В., Ольховская В.А., Акимов Н.И. Особенности эксплуатации водоплавающих залежей вертикальными и горизонтальными скважинами // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 10. - С. 45-50.

3. Патент № 2363841. МПК. Е21В43/32. Способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины // Павлов И.В., Акимов Н.И., Казанбаева О.В. - 2009.

РИД СПГГИ. 20.10.2009. 3.562. Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Павлов, Иван Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОБЗОР ТЕОРИИ И ПРАКТИКИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН, ТЕХНОЛОГИЙ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА.

1.1. Теория и практика применения горизонтальных скважин.

1.2. Проблемы, возникающие при эксплуатации нефтяных и газовых горизонтальных скважин.

1.3. Существующие решения в области ограничения водопритока к горизонтальным скважинам.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование технологии ограничения притока воды в горизонтальные скважины составами направленного действия"

Несмотря на разнообразие применяемых составов и технологий при ежегодном увеличении объема проводимых водоизоляционных работ, число обводненных скважин в Западной Сибири растет в 1,5-2,0 раза быстрее. Существующие методы борьбы с преждевременным обводнением скважин часто оказываются малоэффективными, чю связано со сложностью решения поставленных задач и несоответствием выбора скважин и технологии водоизоляционных работ.

Анализ зарубежных и отечественных публикаций и патентных материалов по данной проблематике свидетельствует о существенном дефиците эффективных технологий и технических решений в этой области. Таким образом, разработка технологии ограничения водопритока в горизонтальные скважины, с учетом особенностей фильтрации флюидов к ГС, конструкции, пространственной ориентации и, как правило, значительной протяженности горизонтального ствола является актуальной.

Бурдин К.В., Волков Ю.А., Диниченко И.К., Курочкин Б.С., Муслимов Р.Х., Сохошко С.К., Уметбаев В.Г., Хисамов Р.С. и др.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации обводненных горизонтальных скважин путем совершенствования технологии ремонтно-изоляционных работ (РИР) за счет регулирования свойств технологических растворов и создания новой последовательности технологических операций.

Задачи исследований:

1. Анализ современных технологий изоляции водопритока в вертикальные и горизонтальные скважины.

Защищаемые научные положения:

2. Предлагаемые тампонажные составы на основе низкомолекулярных полимеров обладают регулируемыми физико-химическими свойствами, надежным тампонирующим эффектом, в большей степени в гранулярном коллекторе, и высокой термостабильностью в течение длительного времени. Кинетические закономерности разрушения полимерных гелей растворами сильных окислителей, мало зависящие от проницаемости пористой среды, увеличивают селективность установки блокирующих водоприток гелевых экранов в водонасыщенных интервалах.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием современного лабораторного оборудования и вычислительной техники, достаточной степенью сходимости расчетных и экспериментальных данных, воспроизводимостью полученных результатов.

Практическая значимость работы:

1. Разработана новая технология селективной изоляции водопритоков в ГС, основанная на поинтервальной обработке ствола и предусматривающая: а) отсечение необрабатываемой области «жидким пакером» на основе саморазрушающпхся эмульсий обратного типа с заданным «временем жизни»; б) последующее закачивание гелеобразующей композиции и создание водоизоляционных барьеров в интервалах притока воды; в) частичное разрушение геля деструкторами для снижения отрицательного влияния на нефтенасыщенные области и повышения селекгивности установки блокирующих воду экранов.

3. Разработана компьютерная математическая программа моделирования водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах с использованием полимерных композиций с известными физико-химическими свойствами и деструктора. Программа позволяет подбирать оптимальные объемы тампонирующей композиции, продавливающей жидкости и деструктора с целью достижения максимальных положительных результатов РИР.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 60-й юбилейной студенческой конференции СамГТУ (г. Самара, 2005 г.); на Всероссийской научной конференции-конкурсе студентов выпускного курса (г.

Санкт-Петербург 2006 г.); на III, V Международных научно-практических конференциях «Ашировские чтения» (г. Самара, 2006, 2008 г.г.); на IV Международной научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии», (г. Самара, 2007 г.); на научно-практической конференции «Новые методы и технологии в области ремонтно-изоляционных работ» ОАО «Белкамнефть» (г. Ижевск, 2008 г.); на XII Международной научно-практической конференции «Повышение нефтегазоотдачп пластов и интенсификация добычи нефти и газа» (г. Москва, 2008 г.); на НТС ОАО «Ойл Технолоджи Оверсиз» (г. Самара, г. Москва, 2006, 2007 г.г.).

Личный вклад автора состоит в постановке задач исследований, создании математической модели для разработанной компьютерной программы, разработке и изготовлении физической модели горизонтальной скважины и конусной модели нелинейной фильтрации, проведении теоретических, математических, физико-химических и фильтрационных исследований, создании технологии ограничения водопритока в ГС.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе тезисы одного доклада. Две работы изданы в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки России. Получен патент Российской Федерации №2363841 по заявке №2008110677 от 19.03.2008 г.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка использованных источников. Содержит 157 страницы машинописного текста, 56 рисунков, 26 таблиц, 48 математических формул, 282 библиографические ссылки, 3 приложения.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Павлов, Иван Владимирович

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Создана и смоделирована комплексная технология водоизоляции в горизонтальных скважинах, предусматривающая: а) последовательное блокирование части ГС «жидким пакером» на основе эмульсий обратного типа; б) закачивание тампонажных составов на основе полимерных гелеобразующих композиций; в) последующее разрушение гелевых экранов в небольшом радиусе в ближней прискважинной области деструкторами с целью повышения селективности установки блокирующих воду экранов при максимальном сохранении продуктивных свойств нефтенасыщенных интервалов.

2. Проведены лабораторные исследования физико-химических свойств эмульсий обратного типа и полимерных гелеобразующих композиций на основе низкомолекулярных полимеров акриламида и солей хрома.

3. Впервые применительно к ГС разработан «жидкий пакер» на основе обратных эмульсий с регулируемыми важнейшими технологическими характеристиками (плотностью, структурно-реологическими свойствами, «временем жизни»), что достигается изменением содержания водной и углеводородной фаз, концентрации солей в водной фазе, вида и концентрации эмульгатора. Возможность регулирования свойств позволяет подбирать оптимальный состав для конкретных геолого-физических условий с целью перекрытия и надежного блокирования нефтенасыщеннного интервала в ГС в течение определенного заданного периода, по прошествии которого происходит разрушение «жидкого пакера» и исключается необходимость применения колтюбинга для вымывания блокирующего состава и освоения скважины.

4. Предложено новое объяснение так называемому «клапанному эффекту», проявляющегося в значительной разнице гидродинамических сопротивлений в зависимости от направления фильтрации в системе «пласт-скважина» (коэффициентов продуктивности и приемистости) даже при идентичных изобарических условиях, основанное на проявлении реологических свойств жидкостей при нелинейной, фильтрации в призабойной зоне скважины с учетом неравновесности и неоднородности процесса. Одно из экспериментально обнаруженных частных проявлений «клапанного эффекта» при фильтрации эмульсий обратного типа дополнительно обеспечивает минимальное проникновение «жидкого пакера» в пласт.

5. Исследованы важнейшие технологические свойства гелеобразующих композиций на основе полиакриламидов (реологические свойства, кинетика гелеобразования, стабильность полимерных гелей в пористой среде), необходимые для проектирования технологии водоизоляции.

6. Подобраны деструкторы полимеров на основе сильных окислителей, исследована кинетика химического разрушения полимерных гелей, определена возможность использования деструкторов в комплексной технологии РИР с целью повышения избирательности установки гелевых экранов при максимальном сохранении проницаемости продуктивных интервалов.

7. Обобщены и модернизированы известные уравнения фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, с помощью метода отображения стоков и искусственного разделения призабойной зоны на концентрические области с использованием численных алгоритмов расчета подтверждена неравномерность распределения дебита по длине ГС с максимальной производительностью концевых участков ствола, выявлены гидродинамические особенности распределения давления по пласту и притока жидкости к ГС, определена степень влияния основных параметров пласта, горизонтальной скважины и ее расположения в продуктивной толще на эффективность эксплуатации, кислотных обработок и водоизоляции.

8. Применительно к ГС разработана математическая модель фильтрации композиций с известными реологическими свойствами. Созданная компьютерная математическая программа позволяет планировать оптимальный дизайн разработанной комплексной технологии ограничения водопритока в горизонтальные скважины при достижении максимальной эффективности работ. На основании многовариантных расчетов установлены основные факторы, влияющие на эффективность технологии изоляции притока воды в ГС тампонажными структурообразующими составами: неоднородность обрабатываемого интервала по проницаемости и нефтенасыщенности, реологические свойства закачиваемых композиций и вязкость нефти, объем тампонажного состава и прочностные характеристики образующихся структур, глубина установки гелевых экранов, объем деструктора и его интенсифицирующая способность.

9. Вариант разработанной технологии ограничения водопритока в горизонтальные скважины адаптирован к условиям ГС № 1019 Еты-Пуровского месторождения и №101 Ярайнерского месторождения компании ОАО «Газпромнефть-ННГ» Западной Сибири. Анализ геолого-физических характеристик месторождений, показателей динамики эксплуатации и особенностей обводнения добываемой продукции ГС всего действующего фонда показал, что наиболее перспективными объектами внедрения разработанной технологии являются скважины с потенциально высокими дебитами по жидкости, характеризующиеся высокими темпами обводнения продукции и большими остаточными запасами нефти в зоне дренирования ГС. В условиях отсутствия исследований по определению профиля притока в ГС предпочтение для проведения водоизоляционных работ имеют скважины, отдельными участками ствола приближенные к возможным источникам обводнения - к подошвенным водам и внешнему контуру нефтеносности, к ближайшим нагнетательным скважинам, пересекающие отдельные разуплотненные зоны или области повышенной проводимости, участки с различным типом начального насыщения, выявленные при проводке скважин.

10. По результатам проведения опытно-промышленных работ по селективной изоляции водопритока достигнутый суммарный технологический эффект в виде накопленной дополнительной добычи нефти на дату анализа (31.07.2009 г.) оценивается в 4080 т. Проведение водоизоляционных работ позволило снизить обводненность продукции горизонтальной скважины № 1019 на 5 %, ГС № 101 — на 7 %, в настоящее время эффект от проведения РИР продолжается.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Павлов, Иван Владимирович, Самара

1. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Струна, 1998. - 628 с.

2. Басарыгин М.Ю., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. -М.: Недра, 2000. 670 с.

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

4. Гауф В.А. Разработка технологий реконструкции малодебитных скважин сооружением боковых стволов // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень 2004.

5. Алиев З.С, Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин. М.: Нефть и газ, 2004. - 300 с.

6. Мессер А., Поволихин А. Перспективные технологии бурения скважин // Нефтегазовая вертикаль. 2001. - № 16. - С. 34 - 37.

7. Габрелян С.С. Опыт и перспективы зарезки боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтегазовая вертикаль. 2006. - № 2. - С. 60 -62.

8. Матлашов И.А., Устинов С.К. О развитии горизонтального бурения. Проблемы и перспективы // Сборник «Строительство горизонтальных скважин». М.: Нефть и газ, 2002. - С. 5 - 9.

9. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Тахаутдинов Ш.Ф., Сулейманов Э.И., Юсупов И.Г., Рамазанов Р.Г., Фазлыев Р. Т. Применение горизонтальной технологии для разработки нефтяных месторождений в Татарстане // Там же: С. 218 227.

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

11. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань: Мониторинг, 1996. - С.288.

12. Joshi S.D. Horizontal well technology // Перевод с английского и редакция: Будников В.Ф., Проселков Е.Ю, Проселков Ю.М. Краснодар: Советская Кубань, 2003. -424 с.

13. Первые на Сахалине первые в мире // Вестник компании «Роснефть». -2007. - № 58 - 59 август - сентябрь. - С. 36 - 39.

14. Кульчицкий В.В., Ахметшин М.А. Проектирование строительства горизонтальных скважин в Западной Сибири // Бурение и нефть. 2004. - № 4. - С. 10 - 14.

15. Мукминов И.Р. Об эффективности гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах // Нефтепромысловое дело. 1998. - № 5. - С. 29 - 32.

16. Bagci S., Hodaie Н. An investigation of polymer flooding in limestone reservoirs with bottom water zone // Energy Sources. 2003. - № 25. - P. 253 - 264.

17. Gumrah F., Bagci S. Steam-C02 drive experiments using horizontal and vertical wells //J. Pet. Sci. Eng. 1997. - №18. - P. 113 - 129.

18. Erdal Т., Bagci S. Scaled 3-D model studies of immiscible C02 flooding using horizontal wells // J. Pet. Sci. Eng. 2000. - № 26. - P. 67 - 81.

19. Guanghul Z., Zhang R., Shen D., Pu H. Horizontal well application in a high viscous oil reservoirs // Paper SPE 30281. International Heavy Oil Symposium-held in Calgary, Alberta, Canada. - 1995, June 19-21.

20. Bagci S., Gumrah F. An examination of steam injection process in horizontal and vertical wells for heavy oil recovery // J. Pet. Sci. Eng. 1992. - № 8. - P. - 59 - 72.

21. Joshi S.D. A laboratory study of thermal oil recovery using horizontal wells // Paper SPE/DOE 14916. 5th Symposium on EOR of SPE and DOE held in Tulsa, OK. - 1986, April 20-23.

22. Патент № 4682652. US. Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells // Wann-Sheng H., Margaret A. 1987.

23. Патент № 5211230. US. Method for enhanced oil recovery through a horizontal production well in a subsurface formation by in-situ combustion // Eugene O., Farrokh N. 1993.

24. Янгуразова 3.A., Абдулхаиров P.M., Зыкова С.Ю. Перспективные технологии извлечения природного битума // НефтьГазПромышленность. 2006. - № 6 (26). - С. 26 - 29.

25. Дон К., Фарук-Али С. М., Джордж А.Э. Критерии масштабирования и эксперименты на модели горизонтальных скважин // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1992. - Vol. 57. - № 4. - P. 37 - 46.

26. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. - 562 с.

27. Гилиз Р.Г., Мак-Киббен М. Д., Шук К.А. Экспериментальное изучение движения нефти, воды и песка на модели горизонтальной скважины // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1995. - Vol. 34. - N 11. - P. 56-63

28. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964. - 152 с.

29. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1961. - 386 с.

30. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины // ПММ, т.20 АН ССР, 1956.

31. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку: Азнефтеиздат, 1956.-332 с.

32. Евченко B.C. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами. М.: Недра, 1986. - 278 с.

33. Claridge E.L. Sweep Efficiency Comparisons of Horizontal and Vertical Wells // Journal of Canadian Petroleum Technology. -1991. August, Vol. 30 (4). - P. 52 - 57.

34. Dietrich J.K. Predicting Horizontal Well Productivity // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1996. - June, Vol. 35 (6). - P. 42 - 48.

35. Gilman J.R. Evaluating Horizontal vs. Vertical Well Performance // World Oil. -1992. April, Vol. 213 (4). - P. 67 - 72.

36. Gilman J.R. Evaluating Horizontal vs. Vertical Well Performance // World Oil. -1992. June, Vol. 213 (6). - P. 55 - 60.

37. Lichtenberger G.J. Data Acquisition and Interpretation of Horizontal Well Pressure Transient Tests // Journal of Petroleum Technology. 1994. - February, Vol. 46 (2). -P. 129 - 132.

38. Mukherjee H.A. A Parametric Comparison of Horizontal and Vertical Well Performance // SPE Formation Evaluation. 1991. - June, Vol. 6 (2). - P. 209 - 246.

39. Giger R.M. Reservoir Engineering Aspects of Horizontal Drilling // Paper SPE 13024. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, September 1984.

40. Giger R.M. Horizontal Wells Production Technique in Heterogeneous Reservoirs // Paper SPE 13710. SPE Middle East Oil Technical Conference and Exhibition, Bahrain, March 1985.

41. Giger R.M. Some Practical Formulas to Predict Horizontal Well Behaviour // Paper SPE 15430. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, October 1986.

42. Giger R.M. Analytic Two-Dimensional Models of Water Cresting Before Breakthrough for Horizontal Wells // SPE Reservoir Engineering. 1989. - November, Vol. 4 (4).-P. 409-416.

43. Reiss L.H. Production From Horizontal Wells After Five Years // Journal of Petroleum Technology. 1987. -November, Vol.39 (11). - P. 1411 - 1416.

44. Joshi S.D. Augmentation of Well Productivity with Slant and Horizontal Wells // Journal of Petroleum Technology. 1988. - June, Vol. 40 (6). - P. 729 - 739.

45. Babu D.K. Flow Capabilities of Horizontal Wells // Journal of Petroleum Technology. 1989. - September, Vol. 41(9). - P. 914 - 915.

46. Babu D.K. Productivity of a Horizontal Well // SPE Reservoir Engineering. -1989. November, Vol. 4 (4). - P. 417 - 421.

47. Anklam E.G., Wiggins M.L. A Review of Horizontal Wellbore Pressure Equations // Paper SPE 94314. SPE Production and Operation Symposium, Oklahoma, U.S.A., April 17-19, 2005.

48. Clonts M.D., Ramey H J. Pressure Transient Analysis for Wells With Horizontal Drainholes // SPE paper 15116. California Regional Meeting held in Oakland, CA, April 2-4, 1986.

49. Ozkan E., Raghavan R., Joshi S.D. Horizontal Well Pressure Analysis // SPE paper 16378. California Regional Meeting, Ventura, CA, April 8- 10, 1987.

50. Gringarten A.C., Ramey H J. The Use of Source and Green's Functions in Solving Unsteady-Flow Problems in Reservoirs // SPEJ Trans. AIME. 1973. - October, Vol. 255. - P. 285 - 296.

51. Lu J. New productivity formulae of horizontal wells // JCPT. 2001. - October, Vol.40 (10).-P. 55-67.

52. Басниев К.С, Кочина И.Н, Максимов В.М. Подземная гидромеханика.- М.: Недра, 1993. 416 с.

53. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. - 199 с.

54. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С., Грон В.Г., Карагаев Ж.Г. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. М.: ИРЦ Газпром, 1997. - 30 с.

55. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. Грон В.Г., Карагаев Ж.Г. Методика определения забойного давления в горизонтальной газовой и газоконденсатной скважине с учетом наличия в потоке газа жидкостию М.: ИРЦ Газпром, 1998. - 32с.

56. Щуров В.И. Усовершенствование электрической модели при решении гидродинамических задач // Фонды ВНИИ. Отчет по теме № 43, 1952.

57. T.JI. Золотарев. Гидроэнергетика. Основы использования гидравлической энергии (ч.1). Москва-Ленинград: Энергетическое издательство, 1950. - 196 с.

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

59. Черных В.А. Анализ корректности методов расчета дебитов горизонтальных газовых скважин // Газовая промышленность. 2007. - № 5. - С. 55 - 58.

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

61. Голов Л.В., Волков С.Н. Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 7. - С. 23 - 26.

62. Zakirov S.N., Zakirov E.S. Pseudo-Horizontal Well: Alternative to Horizontal and Vertical Wells // SPE 37085. Intl. Conference on Horizontal Well Technology held in Calgary, Canada, 18-20 November 1996.

63. Кочетков JI.M. Системные подходы и решения проблем интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья // Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. Тюмень 2005.

64. Курамшин P.M., Роженас Я.В., Величкова Л.А. Обобщение опыта разработки горизонтальными скважинами залежей нефти месторождений Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2002. - № 2. - С. 19 - 26.

65. Yeten В., Durlofsky L., Aziz К. Optimization of nonconventional well type, location, and trajectory // Paper SPE 86880. SPE Journal. - 2003. - № 8. - P.200-210.

66. Иткин В.Ю. Расчет пространственной траектории горизонтальной скважины // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2000. - № 1 - 2. - С. 24 - 26.

67. Калинин А.Г., Куликов В.В., Мартынов В.П. Совершенствование проектирования трасс горизонтальных нефтяных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2006. - № 3. - С. 2 - 6.

68. Токарева Т.В. Прогнозирование продуктивности бокового ствола с использованием количественных значений геологической неоднородности // Там же. С. 221 -224.

69. Лысенко В.Д. О специальном применении горизонтальных скважин // Интервал. 2002. - № 3 (38). - С. 81 - 82.

70. Мавричев В.Г., Козеев С.И., Петрова А.А., Антонов К.В, Щадрин В.Ф. Аэрогеофизика при прогнозе нефтегазоносности древних толщ // Интервал. 2002. - № 3 (38).-С. 64-69.

71. Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Фазлыев Р.Т., Сулейманов Э.И. О профиле горизонтальных скважин // Там же. С. 112 - 114.

72. Хакимзянов И.II., Фазлыев Р.Т., Розенберг И.Б. К проектированию профиля горизонтальной скважины // Интервал. 2002. - № 9 (50). - С. 74 - 78.

73. Сугаипов Д.А., Савельев В.А., Волков А.Я, Мирсаетов О.М. Об оптимальном расположении горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений // Нефть и бурение. 2003. - № 12. - С. 15 - 22.

74. Б.Е. Сомов. Коэффициенты извлечения нефти из нефтяных оторочек в наклонных неоднородных пластах горизонтальными скважинами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1997. - № 2. - С. 26 - 32.

75. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Волков Ю.А., Карпова Л.Г., Фазлыев Р.Т., Тюрин В.В. Опыт применения горизонтальной технологии при разработке нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 12. - С. 31 - 36.

76. Алиев З.С., Ребриков А.А. Анализ зон, дренируемых горизонтальной скважиной // Oil@Gaz Eurasia. 2005. - № 10. - С. 32 - 36.

77. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Нуреева Н.С. О влиянии анизотропии и положения ГС в пласте на ее продуктивность. // Труды «ТатНИПИнефть». Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана. Бугульма, 1996. - С. 81 -89.

78. Исмаков Р.А., Попов А.Н., Валитов Р.А. Обоснование прочностных расчетов стенок наклонной скважины // Нефтегазовое дело. 2003. - № 1. - С. 105 - 109.

79. Усачев Е.А., Трошева Т.В. Прогнозирование состояния ствола горизонтальной сукважины // Тезисы докладов VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 26-29 мая 2009 г. Уфа: НПФ Геофизика, 2009. - С. 207 - 210

80. О'Конор П. Стабильность основа успешности. Геомеханика в пректировании скважин // Нефтегазовая Вертикаль. - 2006. - № 2. - С. 82 - 84.

81. Попов А.Н., Попов М.А., Головкина Н.Н. Расчет давления бурового раствора в горизонтальной скважине из условия предупреждения ее гидроразрыва // Научно-технические достижения газовой промышленности. Сборник научных трудов. -Уфа: УГНТУ, 2001. С. 43 -48.

82. Харламов К.Н., Коваленко Ю.Ф., Карев В.И., Усачев Е.А. О необходимости учета прочностных характеристик горных пород при определении оптимального пространственного положения скважины // Бурение и нефть. 2008. - № 10. - С. 18-21.

83. Нестерова Т. Н. Проектирование схем разбуривания месторождений горизонтальными и многоствольными скважинами // Нефтегазовая Вертикаль. 2006. - № 2. - С. 66 - 67.

84. Камел Э. X. Опыт использования ультратонких управляемых роторных систем на давно разрабатываемых месторождениях // Нефтегазовая Вертикаль. 2006. - № 2.-С. 30-31.

85. Скиллингс Д. Динамический подход к оптимизации траектории ствола скважины // Там же. С. 36 - 37.

86. Коваленко К., Эксет Р., Руиз Э. Моделирование погрешности пространственного положения скважины и контроль геонавигации // Там же. С. 43.

87. Joshi S.D. Horisontal wells: successes and failures // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1994. - Vol. 33. - № 3.

88. Ревенко B.M., Попов B.A., Бастриков C.H. Проблемы разработки и эксплуатации месторождений Западной Сибири в публикациях журнала «Нефтяное хозяйство» // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 9. - С. 106 - 112.

89. Скородиевская Л. А., Хисматов Р.Г., Маслов Ю.Н. Обводнение горизонтальных скважин Федоровского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 8. - С. 54 - 58.

90. Федоров B.IT., Мешков В.М. Оценка работающей длины горизонтального участка скважины гидродинамическими методами исследования // Сборник «Строительство горизонтальных скважин». М.: Нефть и газ, 2002. - С. 147 - 152.

91. Мищенко И., Бравичева Т., Пятибратов П. Оценка добывных возможностей низкопроницаемых коллекторов // Бурение и нефть. 2004. - № 11. - С. 24 - 25.

92. Зайцев М.В., Михайлов Н.Н. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 1. - С. 64 - 66.

93. Лейбензон ЭЛ., Бученков Л.Н., Ходорова Н.П., Москвичев В.В., Смирнов Ю.Л. Некоторые особенности разработки залежей нефти с повышенным водонасыщением коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 6. - С. 26 - 29.

94. Мусабиров М. X. Разработка комплекса технологий сохранения и увеличения продуктивности при вскрытии и эксплуатации нефтяных пластов // Автореферат на диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. -Бугульма 2007.

95. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 256 с.

96. Салихов Р.Г. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов совершенствованием технологии заканчивания скважин на депрессии // Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа 2004.

97. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. - 638 с.

98. Джелсма X. Методы и применение технологии радиального бурения в странах СНГ и Южной Америки // Нефтегазовая Вертикаль. 2006. - № 2. - С. 95 - 96.

99. Фрэнсис П., Рамальо Д. Анализ проектов бурения скважин с динамическим контролем давления в затрубном пространстве // Там же. С. 26 - 28.

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

101. Амелин И. Д., Андриасов Р. С., Гиматудинов Ш. К., Коротаев Ю. П., Левыкин Е. В., Лутошкин Г. С. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1978. - 356 с.

102. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М.: Недра, 1985. - 208 с.

103. Хилл Д., Ним Э., Элиг-Экономайдес К., Лэнд Ш., Молинедо М. Бурение боковых стволов из существующих скважин дает новую жизнь старым месторождениям // Нефтегазовое обозрение. Осень 1997. - С. 22 - 37.

104. Крылов В.А., Крецул В.В. Особенности очистки стволов горизонтальных скважин от шлама // Сборник «Строительство горизонтальных скважин». М.: Нефть и газ, 2001.-С.102- 119.

105. Антонов Ю.Н., Эпов М.И., К.Н. Каюров. Теоретическое моделирование ВИКИЗ в горизонтальных скважинах с солевыми растворами // Каротажник. Тверь: АИС, 2007. - № 1 (154). - С. 36 - 51.

106. Акбулатов Т.О., Хабибуллин И.А. К вопросу о выборе расхода промывочной жидкости при проходке горизонтальных скважин // Интервал. 2006. - № 10 (93). - С. 48 -49.

107. Акбулатов Т.О., Левинсон Л.М., Хомяков А.С. Мухаметшин М.М. К моделированию процесса транспортировки шлама в наклонных и горизонтальныхскважинах // Сборник «Строительство горизонтальных скважин». Нефть и газ, 2005. - С. 271 -274.

108. Аббас Р., Каннингхем Э., Мунк Т., Бьелланд Б., Чаквук В., Ферри А., Гаррисон Г., Холлиз Д., Лабат К., Мусса О.Решения для долговременного разобщения зон // Нефтегазовое обозрение. Весна 2003. - С. 29 - 43.

109. Гилязов P.M., Рахимкулов Р.Ш., Гилязов А.Р. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений. Уфа: Башнефть-Геопроект, 2008. - 440 с.

110. Земке Г. Упрощение строительства скважин за счет исключения цементирования и перфорации // Нефтегазовая Вертикаль. 2006. - № 2. - С.89.

111. Левинсон Л.М., Мавлютов М.Р., Степанов Р.В. Результаты применения ЦОК при изоляции пластов в боковых пластах малого диаметра // Сборник научных трудов «Прогрессивные технологии в добыче нефти». Уфа: УГНТУ, 2000. - С. 142 - 144.

112. Carlson J. Gurley D, King G., Price-Smith C., Walters F. Sand Control: Why and How? // Oilfield Review. 1992. - October № 4. - P. 41 - 53.

113. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. М.: Недра, 2003. - 880 с.

114. Акопян Н.Р. Техника и технология вскрытия газоносных пластов на Расшеватском месторождении Ставропольского края // Бурение. 1963. - № 8. - С. 24 - 29.

115. Бимер А., Брайант Я., Верма В., Денвер Л., Саеди Д., Мид Ф., Морган Ч., Росси Д., Шалма С. От пласта до трубопровода // Нефтегазовое обозрение. Осень 1999. -С. 24-41.

116. Остапов О.С., Мосиенко В.Г., Нерсесов С.В., Климанов А.В. Предупреждение разрушения призабойной зоны пласта // Нефть и газ. 2005г. - № 3 - С. 100- 104.

117. Съюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах // Перевод с английского и редакция: М. А. Цайгер. М.: Недра, 1986.- 176 с.

118. Гилаев Г.Г., Вартумян Г.Т., Кошелев А.Т. Вопросы теории и практики ограничения пескопроявлений в нефтедобывающих и водозаборных скважинах. -Краснодар: Советская Кубань, 2004. 234 с.

119. Давыдов В.В., Белоусов Ю.И. Химический способ укрепления горных пород. М.: Недра, 1977. - 226 с.

120. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения // Уфа: УГНТУ, 2000. 219 с.

121. Солерно Д., Волл Б., Раттерман Д. Система регулирования однородного профиля притока// Oil@Gaz Eurasia. 2005. - № 10. - С. 26 - 31.

122. Сугаипов Д. А. Регулирование эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтально-направленными скважинами // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Ижевск 2004.

123. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин А.Г., Юсупов И.Г. Ограничение притока пластовых вод в нефтяныые скважины. М.: Недра, 1976. - 175 с.

124. Корабельников А.И. Разработка и исследование технологий и технических средств по повышению эффективности ограничения водопритоков в добывающих скважинах // Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. -Тюмень 2005.

125. Бейли Б., Крабтри М., Тайри Д., Кучук Ф., Романо К., Рудхарт JL, Элфик Д. Диагностика и ограничение водопритоков // Нефтегазовое обозрение. Весна 2001. - Том 6, № 1.-С. 44-67.

126. Лысенков Е.А., Аносов Э.В. Предупреждение раннего обводнения скважин // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 1. - С. 61 - 63.

127. Кустышев А.В., Гейхман М.Г., Матиешин И.С. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин. Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - 124 с.

128. Дубровский B.C., Нуретдинов Я.К., Корженевский А.Г., Юсупов Р.И., Бадуртдинов P.P., Савунова О.П. Опробование новых методов ГИС в горизонтальных скважинах РТ // Интервал. 2002. - № 3 (38). - С. 73 - 76.

129. Фархуллин Р.Г., Никашев О. А., Галимуллин И.И., Полушин В.И. Определение места водопритока в ствол горизонтальной скважины // Там же. С.83-85.

130. Антонов Ю.Н., Эпов М.И., Каюров К.Н. Практика ВИКИЗ в горизонтальных скважинах с солевыми биополимерными растворами // Каротажник. Тверь: АИС, 2006. -№9(150).-С. 3-21.

131. Юсупов Р.И., Корженевский А.Г., Дубровский B.C. Использование ИПТ для исследования ГС // Сборник «Строительство горизонтальных скважин». М.: Нефть и газ, 2002. - С. 159 - 166.

132. Дубровский B.C., Корженевский А.Г., Юсупов Р.И., Савунова О.П. Некоторые результаты исследования ГС расширенным комплексом ГИС // Сборник «Строительство Горизонтальных скважин». М.: Нефть и газ, 2002. - С. 168 - 175.

133. Назимов Н.А. Технологии глубинных исследований скважин со сложной архитектурой профиля ствола // Нефтепромысловое дело. 2007. - № 3. - С. 38 - 40.

134. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990.-433 с.

135. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. - 237 с.

136. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И., Муравленко С.В., Артемьев В.Н., Телин А.Г., Латыпов А.Р., Исмагилов Т.А. Разработка нефтяных месторождений: Издание в 4 т. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т. II. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. - 272 с.

137. Аветисов А.Г., Кошелев А.Т., Крылов В.И. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1981. - 215 с.

138. Серенко И. А., Сидоров Н. А., Кошелев А. Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. - 263 с.

139. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Репринтное издание. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004г. - 628 с. // Оригинальное издание. - M.JL: Гостоптехиздат, 1949.

140. Юмадилов А. Ю. Изоляция пластовых вод. М.: Недра, 1976. - 111 с.

141. Колганов В.И., Сургучев M.JL, Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М.: Недра, 1965. - 164 с.

142. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998. - 217 с.

143. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. - 414 с.

144. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф. Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин. Уфа: Башнипинефть, 1995. - 251 с.

145. Уметбаев В.Г. Разработка научных основ и технологий оздоровления осложненного фонда скважин: Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа: Башнипинефть, 1997. - 264 с.

146. Бакшутов B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. М.: Недра, 1986. - 272 с.

147. Канн В.Н., Поддубный Ю.А., Сидоров И.А., Чекалина Г.А. Гидрогели из растворов силиката натрия // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 10. - С. 17 - 23.

148. Тагиров Ю.Д., Мусаев JI.A., Халилов Э.Г. О возможности применения щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины // Известия АзССР. Серия Наука о Земле. - 1987. - № 6. - С. 39 - 45.

149. Хачатуров P.M., Комиссаров А.И., Соколов А.А. Ограничение водопритоков из глубокозалежных пластов // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 9. - С. 36 - 43.

150. Комиссаров А.И., Моллаев Р.Х. Технология селективной внутрипластовой изоляции водопромытых пластов и прослоев // Нефтяное хозяйство. 1988. - №6. - С. 41 -45.

151. Комиссаров А.И., Соколов А.А. Селективное ограничение водопритоков из низкопроницаемых глубокозалегающих пластов // Сев.Кавк.НИПИнефть, ВНИИОЭНГ. -Грозный. 1989. - № 1766. - 23 с.

152. Комиссаров А.И., Газиев К.Ю. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефтяное хозяйство. 1992. -№ 8. - С. 8 - 12.

153. Галыбин А.Н., Соркин А.Е., Каримов В.Г. Результаты применения силиката натрия для ограничения водопритоков на месторождении Удмуртии // Сборник научных трудов. 1988. - №102. - С. 59 - 61.

154. Галыбин A.M., Кириллов В.Г., Канн В.А. Применение силиката натрия для водоизоляционных работ в скважинах ПО «Удмуртнефть» // Сборник научных трудов. -1991. -№ 108. С. 27-29.

155. Джабраилов К.Т., Мусаев Р.А. Применение щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины // Тезисы докладов научно-техниченского совещания, Бугульма, 25-26 ноября 1989 г. Бугульма. - 1989. - С. 30 - 31.

156. Патент 2065442 РФ. МКИ. Е 21 В 38/132. Способ изоляции водопритока с помощью гелирования растворов производных кремниевой кислоты // Титов В.И., Дерябин В.В., Акимов Н.И. 1996.

157. Патент 2160832. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ ограничения водопритока в скважину // Доброскок Б.Е., Кубарева Н.Н., Мусабиров Р.Х., Каюмов М.Ш., Кандаурова Г.Ф., Танеева З.М., Абросимова Н.Н.- 2000.

158. Патент 2158352. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритока // Замаев И.А., Замаев X.А. 2000.

159. Патент 2147333. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритоков // Гильденберг Е.З., Левковский А.Е. 2000.

160. Патент РФ 2102593. МКИ. Е 21 В 43/38. Состав для блокировки водоносного пласта // Айдуганов В.М., Старшов М.И. 1998.

161. Патент РФ 2133818. МКИ. Е 21 В 33/138. Гелеобразующий тампонажный состав // Минин А.В. 1999.

162. Амиян А.В., Амиян В.А. Ограничение водопритока и изоляция вод с применением пенных систем // Обз. информ. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - 54 с.

163. Амиян В.А., Амиян А.В., Казакевич Л. В, Бекиш Е. Н. Применение пенных ' систем в нефтегазодобыче. М.: Недра, 1987. - 229 с.

164. Бакшутов B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. М.: Недра, 1986. - 272 с.

165. Бальдеков А.У., Каситанов Е. П., Симонов В. А. Применение тампонажных составов на основе полиуретанов для изоляционных работ в скважинах // Обзорнаяинформация ВНИИОЭНГ. Серия «Нефтепромысловое дело». Выпуск № 21 (128) М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - 39 с.

166. Газизов А.Ш., Баранов Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины // Обз. информ. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. -32 с.

167. Газизов А.Ш. Результаты исследований физико-химических свойств некоторых кремнийорганических соединений применительно к изоляции закачиваемых вод // Труды ТатНИПИнефть. 1983. - №4. - С. 89 - 93.

168. Маляренко А.В., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири // Обзорная информация ВНИИОЭНГ. Серия «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1987.-34 с.

169. Маслов И.И., Янковский Ю.Н., Словодневская Л.А. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений // Азерб. Нефт. хоз-во. 1983. - №9. - С. 22 - 25.

170. РД 39-0147009-532-87. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1987. - 88 с.

171. Рябоконь С.А., Скородиевская Л.А. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ // Нефтяное хозяйствово. 2002. - № 7. - С. 120 - 125.

172. Глумов И.Ф. Применение нефте-сернокислотной смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины // Обзорная информация ВНИИОЭНГ. Серия «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1985.

173. Патент РФ 2177539. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину и способ его приготовления // Позднышев Г.Н., Манырин В.Н., Досов А.Н., Манырин В.Н., Савельев А.Г. 2001.

174. Патент РФ 2164595. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ повышения нефтеотдачи пласта // Позднышев Г.Н., Манырин В.Н., Досов А.Н., Манырин В.Н., Савельев А.Г. -2001.

175. Позднышев Г.Н. Новые эмульсионно-дисперсные системы для добычи нефти на основе реагента РДН // Материалы 2-ой научной конференции «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пласгов» г. Самара, 14-16 июня 1998. -Самара, 1998. С. 19-22.

176. Кравченко И.И., Иманаев А.Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 187 с.

177. Ковардаков В.А., Духненко В.М., Комаров Г.В. Элементорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод // Нефтяное хозяйство. 1978. - № 1. - С. 41-43.

178. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра, 1978. - 207 с.

179. Вашуркин А.И. О нецелесообразности гидрофобизации призабойных зон эксплуатационных скважин // Нефть и газ Тюмени. 1971. - № 10. - С. 38 - 41.

180. РД 03-00147275-077-2002 Технология обработки призабойной зоны пласта гидрофобизатором. Уфа: Башнипинефть, 2002. - 11 с.

181. Кадыров P.P. Химия и технология элементоорганических соединений и полимеров. Казань, 1987. - С. 124-128.

182. Швецов И.А. Пути совершенствования полимерного заводнения // Нефтяная промышленность. 1989. - № 21 (41). - С. 38 - 41.

183. Зайнетдинов Т.И., Телин А.Г., Шишлова JI.M. Композиции глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов на поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство. 1997. - №2. - С. 29 - 31.

184. Патент 2133337. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину // Южанинов П.М., Чабина Т.В., Кагин В.А. 1999.

185. Патент 2138629. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ добычи нефти // Тахаутдинов Ш.Ф., Гатиятуллин Н.С., Бареев И.А., Головко С.Н., Захарченко Т.А., Залалиев М.И., Войтович С.Е. 1999.

186. Швецов И.А., Бакаев Г.А., Кабо В.Я., Перунов В., Соляков Ю. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт // Нефтяное хозяйство. -1994. -№4. -С. 37-41.

187. Патент РФ 2127359. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ получения добавки к закачиваемой в пласт воде // Каушанский Д.А., Демьяновский В.Б. 1999.

188. Телин А.Г., Свирский Д.С., Халилов JI.M. Структурные особенности радиационного сшивания сополимера «акриламид-акрилат натрия» // Башкирский химический журнал. 2001. - Т.8, №3. - С. 63 - 67.

189. Молчан И. А., Палий А.О. Перспективная технология ограничения водопритоков в добывающие скважины // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1993. - № 8. - С. 45 - 58.

190. Телин А.Г. Сделать правильный выбор. О приоритетах при выборе химических методов увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений // Вестник инженерингового центра ЮКОС. 2001. - № 1 - С. 5 - 8.

191. Патент 2142043. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для изоляции водопритока в скважину // Абатуров С.В., Старкова Н.Р., Шпуров И.В., Рамазанов Д.Ш., Чернавских С.Ф. 1999.

192. Патент 2124622. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для блокирования водоносных пластов // Старшов М.И., Айдуганов В.М. 1999.

193. Патент 2101484. РФ. МКИ. Е 21 В .43/22. Способ изоляции водопритоков в горизонтальных и наклонных стволах добывающих скважин // Богомольный Е.И., Насыров A.M., Гуляев В.К., Ефремов В.Ф., Малюгин В.М., Просвирин А.А. 1998.

194. Патент 2176309. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ блокирования высокопроницаемых пластов // Старшов М.И., Кандаурова Г.Ф., Ситников Н.Н., Хасанов Я.З., Нурмухаметов Р.С., Галимов Р.Х., Салихов И.М., Кандауров С.В., Малыхин В.И.-1999.-№ 11.

195. Патент 2136870. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ изоляции промытых зон продуктивного пласта // Позднышев Г.Н., Манырин В.Н., Манырин В.Н., Досов А.Н., Савельев А.Г., Пузенко В.И. 1999.

196. Власов С. А., Краснопевцева Н.В., Коган Я. М., Фомин А.Ф., Рязанов А.П. Новые перспективы полимерного заводнения в России // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 5. - С. 46 - 49.

197. Николаев А.Ю. Исследование и разработка технологий ограничения водопритоков в добывающих скважинах, вызванных прямым сообщением с нагнетательными скважинами // Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень 2005.

198. Никишов В.И., Сливка П.И., Габдулов P.P. Одновременно-раздельная эксплуатация многопластовых скважин. Создание «интеллектуальной» скважины // Интервал. 2008. - № 6 (113). - С. 50 - 55.

199. Кульчинский В.В. Интеллектуальные скважинные системы управления разработкой месторождений углеводородов // Интервал. 2002. - № 3 (38). - С. 77 - 80.

200. Интеллектуальные скважины открывают новые горизонты. New Horizons -Smart Wells // ROGTEC. Российские нефтегазовые технологии. 2006. - № 6. - С. 44 - 46.

201. Бурдин К.В. Разработка и исследование технологий изоляции заколонных перетоков в горизонтальных скважинах с применением гибких труб // Автореферат на соискание ученой-степени кандидата технических наук. Тюмень 2003

202. Патент № 2235873. РФ. МПК. Е21В43/32, E21B33/13. Способ изоляции притока пластовых вод в горизонтальной нефтяной или газовой скважине // Сохошко С.К., Романов В.К., Клещенко И.И. 2004.

203. Патент № 2232265. РФ. МПК. Е21В43/32. Способ изоляции притока пластовых вод скважину // Сохошко С.К., Романов В.К., Клещенко И.И., Гейхман М.Г. -2004.

204. Патент № 2101484. РФ. МПК. Е21В43/27. Способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин // Е.И. Богомольный; A.M. Насыров; Гуляев Б.К., Ефремов В.Ф., Малюгин В.М., Просвирин А.А. 1998.

205. Патент № 2247825. РФ. МПК. E21B33/138. Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин // Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Кадыров P.P. -2005.

206. Патент № 2114990. РФ. МПК. Е21В43/32, E21B33/13. Способ изоляции водопритоков нефтедобывающей скважине // Орлов Г.А., Абдрахманов Г.С., Мусабиров М.Х., Сулейманов Э.И. 1998.

207. Патент № 2206711. РФ. МПК. E21B33/13. Способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин // Просвирин А.А. 2003.

208. Диниченко И.К., Подшивалов Н.Ф., Шангареев И.Р. Технология изоляции притока воды в горизонтальных стволах скважин // Нефтяное хозяйство. 2003. - №2.1. C. 48-49.

209. Патент № 2249094. РФ. МПК. Е21ВЗЗ/12. Устройство для изоляционных работ в скважинах // Цыбин С.А., Цыбин А.А. 2005.

210. Патент № 2010947. РФ. МПК. Е21ВЗЗ/12. Пакер // Цыбин А. А., Торопынин В. В., Антипов В. Н., Яковлев О. Н. 1994.

211. Патент № 2145665. РФ. МПК. Е21В43/32. Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах // Грачев С. И., Сохошко С. К., Гаврилов Е. И., Веслополов П. А. -2000.

212. Патент № 2182965. РФ. МПК. Е21В43/32, E21B33/13. Способ изоляции пластовых вод в горизонтальных-нефтяных скважинах // Медведский Р.И., Сохошко С.К., Грачев С.И. 2002.

213. Патент № 2286448. РФ. МПК. Е21В43/27. Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин // Курочкин Б.С., Хисамов Р.С., Кандаурова Г.Ф., Андронов С.Н., Маркелов A.JT. 2006.

214. Патент № 2286447. РФ. МПК. Е21В43/27. Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин // Курочкин Б.С., Хисамов Р.С., Кандаурова Г.Ф., Андронов С.Н., Маркелов A.JI. 2006.

215. Патент № 2273722. РФ. МПК. E21B33/13 Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины // Хисамов Р.С., Катеев И.С., Катеев Р.И., Салихов М.М., Кандаурова Г.Ф. 2006.

216. Назимов Н.А. Особенности характера течения флюидов в горизонтальных скважинах по данным глубинных исследований // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Бугульма 2007.

217. Яраханова Д.Г. Исследование особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине с целью интенсификации добычи нефти // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа 2008.

218. Басниев К.С, Власов A.M., Кочина И.Н, Максимов В.М. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1986. - 303 с.

219. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. - 215 с.

220. Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. 568 с.

221. Пыхачев Г.Б, Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1972. - 360 с.

222. Храмов Р.А., Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть». М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. - 527 с.

223. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин Л.М., Спиридонов Ю.А. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. М.:-Недра, 1985. - 205 с.

224. Павлов И.В., Акимов Н.И., Зацепин Н.Н., Ильин И.А., Ольховская В.А. Эффект обратного клапана как следствие проявления реологических свойств при фильтрации жидкости в прискважинной зоне // Интервал. 2007. - № 5 (100). - С. 62 - 66.

225. Патент № 2363841. МПК. Е21В43/32. Способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины // Павлов И.В., Акимов Н.И., Казанбаева О.В. 2009.

226. УТВЕРЖДАЮ» Директор по науке ™ первый заместитель генерального дирскюра000 «ДГашромнеф i ь 1 ГПI»1. ЧЁ Хафизовf * х1. V ^ < 42009г.1 i ч А ' 91. Н';4**Г!.

227. Павлову Ивану Владимировичу1. АКТприема-сдачи технологического эффекта o r проведения опьп но-промышленных работ по селективной изоляции водопритоков в горизонтальные скважины

228. Месторождение Номера скважин Дата окончания работ Дата анализа эффективности работ Дополнительная добыча нефти :»а период анализа Продолжительноегь i эффекта, мес. ■

229. Еты-Пуровское 1019Г 20.04.2009 31.07.2009 2810 иродолжаеюя !

230. Ярайнерекое 101Г 12.05.2009 31.07.2009 1270 продолжается jу

231. Начальник отдела новых . ^х' —•технологий нефтсизвлечсния Л.Ф. Федосеев

232. УТВЕРЖДАЮ» Директор филиала г.Самара ООО «ОТО Рекавери'>1. СПРАВКА О ВНЕДРЕНИИ

233. Зав. лаб. физического моделирования С-П- Чегуров

234. Зав. лаб. ПНП На\' А.К.Назарова

235. Зав. лаб. РИР ( > """""* Л.М. Козупица1. СПРАВКАоб использовании материала в учебном процессе

236. Методы повышения нефтеотдачи и обработки призабойных зон пласта»,

237. Подземная гидромеханика» по специальности 130503.1. Ректор

238. Самарского государстве университета, академик РАРта техническогот С ffШ1. Э JV -V * Л*'1'" *'"1. Рр! 'л1. V'-vxv1. Заведующий кафедро!1. В.В.Калашников1. С.Н.Кантария

Информация о работе

Павлов, Иван Владимирович
кандидата технических наук
Самара, 2009
ВАК 25.00.17

Диссертация

Обоснование технологии ограничения притока воды в горизонтальные скважины составами направленного действия - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы