Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей отключением верхнего пласта

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей отключением верхнего пласта"

На правах рукописи

804600877

ТЯПОВ ОЛЕГ АНАТОЛЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ОТКЛЮЧЕНИЕМ ВЕРХНЕГО ПЛАСТА

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 о АПР 20 ¡О

Уфа-2010

004600877

Работа выполнена в ООО «РН-Пурнефтегаз» ОАО «НК «Роснефть»

Научный руководитель Официальные оппоненты:

Ведущее предприятие

доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич

доктор технических наук, профессор Зейгман Юрий Вениаминович

кандидат технических наук, Уметбаев Вадим Вильевич

НПО «Нефтегазтехнология»

Защита состоится 29 апреля 2010 г. в 1300 часов на заседании диссертационного совета Д. 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 29 марта 2010 года.

Ученый секретарь совета диссертационного совета,

доктор технических наук ---Л.П.Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Отключение пластов в скважинах является необходимым элементом регулирования разработки многопластовых месторождений нефти и газа. Оно обусловлено различием в геологическом строении пластов (толщина, коллекторские свойства), приводящим к разновременности их выработки и, соответственно, обводнения, особенно в условиях заводнения.

С точки зрения технологии и достижения однозначного результата ре-монтно-изоляционных работ (РИР) отключение нижнего пласта не вызывает трудностей при условии герметичности заколонного пространства между перфорированными пластами. Сложными и трудоёмкими являются РИР по отключению верхних пластов. Это обусловлено необходимостью достижения полной и долговременной герметичности интервала отключённого верхнего пласта под воздействием постоянной депрессии в процессе эксплуатации нижнего пласта и различных гидродинамических и механических нагрузок во время ремонта скважин.

Успешность применяемых методов тампонирования для отключения верхнего пласта во многих случаях не превышает 50 - 60 %, а на отдельных месторождениях, в частности, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», ещё меньше. Основными причинами являются недостаточное соответствие применяемых технологий геолого-техническим условиям эксплуатации скважин и планирование РИР без оценки герметичности цементного кольца в заколонном пространстве между отключаемым и эксплуатируемым пластами.

Исходя из того, что большинство крупных месторождений, разрабатываемых ООО «РН-Пурнефтегаз», являются многопластовыми и существенно различаются по коллекторским свойствам, проблема поочерёдного отключения верхних пластов по мере их обводнения является серьёзной научно-производственной задачей. Поэтому тема диссертационной работы актуальна.

Цель работы. Обеспечение эффективной разработки многопластовых залежей.

В рамках поставленной цели решались следующие задачи:

- анализ отечественных и зарубежных технологий отключения верхних пластов;

- анализ геологического строения и состояния разработки наиболее крупных и проблемных с точки зрения РИР месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз»;

- разработка методики экспресс-анализа состояния эксплуатации добывающих нефтяных скважин с целью обоснования необходимости проведения в них РИР;

- разработка способа изоляционных работ;

- обоснование матрицы выбора технологии РИР по отключению верхнего пласта;

- лабораторные исследования тампонажных растворов;

- промысловые исследования по внедрению и совершенствованию технологий РИР по отключению верхнего пласта.

Научная новизна

1 Обоснованы интервалы изменения количественных характеристик геолого-технических показателей (толщина перемычки и депрессия на пласт), обусловливающих эффективность проведения РИР по отключению верхнего пласта. Установлено, что продолжительная безаварийная эксплуатация скважин после РИР с сохранением герметичности цементного кольца обеспечивается при градиентах давления в зоне расположения перемычки менее 3 МПа/м.

2 Установлено, что при определении режимов эксплуатации скважин после РИР первостепенное значение имеет величина абсолютной депрессии на отключаемый интервал.

3 Разработана матрица выбора технологии РИР для отключения верхнего (среднего) пласта, в которой обоснованы количественные показатели геолого-технических условий эксплуатации скважин (удельная приёмистость, де-

прессия на пласт, толщина отключаемого пласта) и технологические схемы закачивания тампонажных растворов в объект изоляционных работ.

Практическая ценность

Разработаны методические указания ООО «РН-Пурнефтегаз» № П2-05-СЦ-057М-001ЮЛ-094 по проведению экспресс-анализа состояния фонда добывающих нефтяных скважин с целью определения видов, объёмов и технологий РИР и ГТМ. Результаты исследований по усовершенствованию технологий РИР успешно испытаны и внедрены в 8 скважинах, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», дополнительно добыто 30 тыс.т нефти.

Апробация работы

Содержание работы докладывалось и обсуждалось на научно-технической конференции аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление», г. Уфа, ОАО НПФ «Геофизика», 2008 г.

Публикации. По результатам исследований опубликовано 6 печатных работ, в том числе 4 работы в изданиях ВАК РФ.

Структура и объём диссертации. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка использованных источников из 90 наименований, изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 17 рисунков, 19 таблиц и 2 приложения объёмом 25 страниц.

Содержание работы

Во введении представлена общая характеристика работы, обоснована её актуальность, поставлена цель и сформулированы задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность.

Первая глава посвящена анализу отечественных и зарубежных технологий отключения верхних пластов. Значительный вклад в решение поставленных задач ранее был внесён В.А. Блажевичем, Р.Т. Булгаковой, Р.Г. Габдул-линым, А.Ш. Газизовым, A.A. Газизовым, А.Т. Горбуновым, М.М. Загировым, Ю.В. Зейгманом, P.P. Кадыровым, А.Т. Кошелевым, И.И. Кравченко, A.B. Маляренко, Р.Х. Муслимовым, Ю.А. Поддубным, М.Н. Рогачёвым, Р.Ш. Ра-

химкуловым, С.А. Рябоконем, И.А. Сидоровым, JI.A. Скородиевской, В.А. Стрижневым, В.Г. Уметбаевым, E.H. Умрихиным, C.B. Усовым, В.А. Шумиловым, И.Г. Юсуповым и др.

В отечественной практике для отключения верхних пластов многопластовых месторождений используют метод тампонирования и технические средства. К последним относятся пакеры, пластыри, колонны-летучки и профильные перекрыватели. Тампонирование осуществляется с применением различных тампонажных растворов.

Технические средства все ещё находят ограниченное применение по причинам небольшого периода сохранения герметичности отключенного пласта (пакеры), недостаточной величины (9 МПа) допустимой депрессии (пластыри), отсутствия опыта применения и недостаточной обеспеченности техническими средствами (перекрыватели), сложности технологий (колонны-«летучки»).

Метод тампонирования является основным методом отключения верхних пластов, так как обеспечивает долговременную герметичность объекта изоляции, освоена его технология, имеется широкий ассортимент тампонажных растворов и возможность одновременного восстановления герметичности цементного кольца между соседними пластами. Основной недостаток метода заключается в том, что далеко не все тампонажные растворы обладают достаточными фильтрационными и прочностными свойствами образовавшегося камня.

Анализом зарубежных технологий отключения верхних пластов выявлено успешное и эффективное применение цемента с различными добавками (латекс, силикагель), расширяющегося цемента, мономерного раствора, поли-меризующегося при высоком перепаде давления (герметик) и цемента с оптимизированными свойствами (тонкого помола) для условий негерметичного цементного кольца.

Проведённый анализ показал, что основным направлением совершенствования технологии отключения верхнего пласта может быть применение оптимального сочетания технических средств и метода тампонирования с ис-

пользованием легкофильтрующихся в пористую среду и микрозазоры в цементном кольце высокоадгезионных и высокопрочных тампонажных составов.

Вторая глава посвящена анализу состояния РИР по отключению обводнённых пластов в добывающих скважинах месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз». Рассмотрены особенности разработки наиболее крупных месторождений - Комсомольского, Барсуковского и Тарасовского. Оценка состояния разработки их с точки зрения выработки и обводнения продуктивных пластов, неработающего фонда скважин, проведения в них РИР и ГТМ сводится к следующему.

Месторождения являются многопластовыми. Например, в разрезе Комсомольского месторождения имеется 32 продуктивных пласта, добыча нефти осуществляется по 14; на Барсуковском месторождении около 40 пластов, из них разрабатывается 11; на Тарасовском более 10 пластов, основными из которых являются 4. Наличие газовой шапки в разрезе месторождений осложняет работу перфорированных нефтенасыщеных пластов. Часто наблюдаются недостаточные толщины (2 - 3 м) глинистых перемычек между пластами, что обусловливает возникновение перетоков жидкости, особенно в условиях несбалансированности системы ППД, что проявляется в увеличении градиента давления между продуктивным и водоносным пластами. До 50 % и более исследованных скважин имеют негерметичное цементное кольцо, для скважин водонефтяных зон характерен короткий безводный период эксплуатации. Всё это является причиной их преждевременного обводнения до 80 - 90 %, наличия до 25 - 30 % неработающего фонда скважин и, в конечном счете, обусловливает низкий КИН (0,03 - 0,25).

В перечисленных сложных условиях эксплуатации скважин имеет место недостаточность структуры, объёмов, успешности и эффективности как ГТМ в целом, так и РИР. Это подтверждается обобщением опыта проведения РИР по отключению обводнённых пластов в скважинах месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз». Так, по состоянию на 01.01.07 г. в разработке находилось 15 месторождений с количеством эксплуатируемых пластов от 3

до 13 (около 3700 скважин). За анализируемый период нижний обводнённый пласт был отключён в 25 скважинах с успешностью 76 %. Для РИР по отключению нижнего пласта этого недостаточно, основной причиной чего может быть отсутствие строгого контроля герметичности цементного кольца между пластами. Средний (промежуточный) пласт был отключён в 6 скважинах с успешностью лишь 16 %. Причинами этого, по нашему мнению, являются использование традиционной грубодисперсной цементной суспензии в 4 скважинах, недостаточная обоснованность режимов эксплуатации скважин после РИР, значительная обводнённость остающихся в эксплуатации пластов при возможном межпластовом перетоке жидкости, местоположение отключаемого пласта между двумя перфорированными пластами. Успешным оказался только один из ремонтов, проведённых с использованием легкофильтрующегося там-понажного состава «Пластик КС». Верхние пласты были отключены в 17 скважинах с успешностью 41 %, причины аналогичны вышеприведённым.

В целом РИР по отключению нижних, средних и верхних пластов за 2004 - 2006 г. были проведены в 51 скважине со следующими результатами: успешность 66 %, продолжительность технологического эффекта 9,3 мес., прирост среднесуточной добычи нефти 4,1 т/сут, накопленная дополнительная добыча нефти 98 тыс.т, снижение добычи воды - 184 тыс.т. Результаты РИР по отключению пластов приведены также и по отдельным месторождениям.

С закачиванием цементного раствора пласты были отключены в 49 скважинах с успешностью по добыче нефти 67 %, в том числе в 25 скважинах были отключены нижние пласты (успешность 76 %), в 4 скважинах средние пласты (безуспешно) и 15 скважинах верхние пласты (успешность 40 %). Эти данные еще раз наглядно показывают ограниченные возможности традиционного цементного раствора для полной герметизации средних и верхних пластов из-за низкой фильтрации его в пористую среду. Это подтверждается значительной успешностью применения цементного раствора для отключения нижнего пласта путём установки цементного моста (пробки) внутри эксплуатационной колонны. Ограниченное применение легкофильтрующегося тампонажного со-

става «Пластик» (5 скважин) не позволяет корректно оценить степень его потенциальной успешности, хотя его значительно лучшие фильтрующиеся, прочностные и адгезионные свойства не вызывают сомнений.

Целесообразно увеличение объёмов отключений верхних (средних) пластов установкой профильных перекрывателей и пакеров при отсутствии зако-лонных перетоков, что будет способствовать улучшению технико-экономических показателей РИР.

Нами предложено оценивать результаты РИР по отключению верхних пластов по двум показателям: успешности, обусловленной только герметичностью объекта изоляции, определяемой путём гидравлической опрессовки колонны и снижением уровня жидкости в скважине и технологической эффективности, определяемой дополнительной добычей нефти и объёмом изолированной воды, зависящей как от герметичности отключённого пласта, так и от фактических показателей эксплуатации скважины после РИР по переходному пласту (степень выработки).

В целом, по результатам анализа установлено, что для повышения успешности РИР необходимо строгое обоснование технологии в соответствии с конкретными гидродинамическими условиями в отключаемом пласте (приёмистость, давление) и геолого-техническими условиями эксплуатации скважин после РИР (толщина перемычки, депрессия на пласт). Данные опубликованных исследований показывают, что качество разобщения пластов во многом зависит от расстояния между продуктивным и напорным водоносным пластами. При толщине перемычки 2 м и менее исключение прорыва жидкости возможно только путём установки заколонного пакера. Надёжная изоляция пластов происходит при перепаде давления между пластами менее 2 МПа. На состояние разобщения пластов оказывает влияние и перфорация. По данным Р.В. Габдуллина при бесперфораторном вскрытии (магниевые заглушки) начальный среднесуточный дебит скважины в 2 раза выше, безводный период эксплуатации в 3 - 4 раза больше, добыча воды в первый год эксплуатации в 11 раз меньше.

По данным стендовых испытаний известно, что герметичность цементного кольца нарушается при перепаде давления более 2 МПа на 1 пог.м. расстояния между пластами. По промысловым данным эта величина составляет около 2,8 МПа/м. По статистическим данным возникновение перетока воды наиболее вероятно при толщине перемычки 2,5 м и менее. Так, по данным эксплуатации отдельных площадей Ромашкинского месторождения, обводнение скважин может происходить и при гидродинамических нагрузках на цементное кольцо от 0,5 до 1,5 МПа/м.

Исходя из вышеизложенного следует, что при планировании и обосновании технологии РИР по отключению верхнего пласта часто не уделяется достаточного внимания состоянию цементного кольца между пластами. Было бы более правильно называть технологию отключения верхнего пласта комплексной с одновременной изоляцией интервала пласта и негерметичности цементного кольца. В связи с этим возникает необходимость уточнения технологии отключения пласта с использованием технических средств и возможности одновременно-раздельной эксплуатации и одновременно-раздельной закачки, так как обору дование разделяет пласты только в стволе скважины (Р.Х. Муслимов).

С целью оценки влияния толщины перемычки между продуктивным пластом и пластом-обводнителем, а также депрессии на продуктивный пласт после РИР по устранению негерметичности цементного кольца на продолжительность технологической эффективности, нами проведён анализ промысловых данных по 16 скважинам месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз». Скважины были разделены на две группы по толщине перемычки (Ьпф). В первую группу были отнесены 7 скважин с Ьпер до 3 м, во вторую 9 скважин с ЬПЕр = 3 м и более. Кроме того, во второй группе были выделены три подгруппы: ЬПер= 3 - 5,5 м (4 скв.);Ь„ср = 10 м (3 скв.) и 2 скважины одновременно с двойным перетоком воды снизу и сверху по отношению к продуктивному пласту. Были получены следующие результаты. В 7 скважинах с Ьпер < 3 м средняя величина удельной депрессии ДРЛ1пер составляла 6,7

МПа/м, что в 2,4 раза больше аналогичной величины по 9 скважинам с Ьпер > 3 м. Средняя продолжительность эксплуатации скважин с Ьпер > 3 м с приростом дебита нефти после РИР увеличилась в 2,2 раза по сравнению со скважинами с Ьпер < 3, что является следствием кратной разницы в величинах гидродинамической нагрузки на перемычку. В 4 скважинах из 7 с Ьпер < 3 м предполагается повторная разгерметизация цементного кольца, что также указывает на отрицательное влияние высокой нагрузки на перемычку (6,7 МПа/м). На основании выявленных фактов высказано предположение, что при установлении режимов эксплуатации скважин после РИР первоочередное влияние следует уделять абсолютной величине депрессии без соотнесения её к толщине разделяющей пласты перемычки.

Более продолжительная эксплуатация скважин после РИР с сохранением герметичности цементного кольца возможна при величинах ДР/Ьпер до 3 МПа/м. Некоторое увеличение величины этого параметра по сравнению с данными известных исследований может быть объяснено применением в большинстве анализированных скважин (в 12 из 16) синтетической смолы ФРФ с улучшенными адгезионными свойствами. В одну скважину в среднем закачивалось 1,2 м3 раствора указанной смолы, причём в 9 скважинах через существующий фильтр, в 3 скважинах через спецотверстия. Давление продавливания тампонажного состава в заколонное пространство изменялось от 6 до 15 МПа, составляя в среднем 12,5 МПа.

Можно предположить, что с увеличением давления продавливания тампонажного раствора (в первую очередь, легкофильтрующегося) в каналы перетока воды, будет происходить более полное их заполнение, в них будет создаваться местная гидродинамическая система, в которой менее вероятно поглощение (уход), размывание или разбавление раствора. В этих условиях сохранится изначальное его качество, вплоть до наиболее полного отверждения. Данное предположение в определённой степени согласуется с тенденцией увеличения продолжительности технологического эффекта РИР с ростом давления продавливания синтетической смолы (рисунок 1).

У

48х + 0.348Х + 10.588 Я' = 0.7559

К

- ! • |

- \

8

е

о

5

10

Время эффекта, мес

15

20

Рисунок 1 - Зависимость технологической эффективности во времени при различном давления закачивания смолы ФРФ

Перечисленные выше факты и явления, выявленные в процессе анализа влияния геолого-технических условий эксплуатации скважин на результаты РИР, рекомендуется учитывать при планировании комплексной технологии отключения верхних пластов месторождений.

В третьей главе приведены результаты исследований по совершенствованию технологии РИР с целью отключения верхних обводнённых пластов. Для правильного выбора вида ремонта, а в последующем обоснования его технологии, от которой зависит успешность проводимых ремонтных работ, необходимо скрупулезно анализировать состояние эксплуатации скважин за длительный период с привлечением всей геолого-геофизической информации. Нами разработана методика экспресс-анализа состояния эксплуатации добывающих нефтяных скважин. Сущность её заключается в следующем.

Вначале формируется структура информации об объекте исследования. Затем проводится логический анализ факторов, содержащихся в структуре. Основу логического анализа составляет экспертная оценка влияния изучаемых факторов (признаков) на состояние фонда скважин. Следующим, основным этапом исследований, является анализ информации путём сопоставления от-

дельных (или группы) факторов между собой. В результате выявляются проблемы в эксплуатации скважин и формируются рекомендации для их решения или ослабления степени отрицательного влияния на эффективность эксплуатации скважин.

В перечень анализируемых эксплуатационных данных (структура информации) входят даты ввода в эксплуатацию, исследования, консервации и проведения гидроразрыва пласта, начальный и максимальный дебиты, водо-нефтяной фактор (ВНФ), продолжительность безводного периода эксплуатации, накопленная добыча нефти на начало (конец) года и за безводный период, удельная накопленная добыча на 1 м перфорированной толщины, способ эксплуатации, дебиты жидкости, нефти и обводнённость продукции на начало (конец) года, интервал перфорации. В данные геофизических исследований (ГИС) входят интервалы притока жидкости и соответствующая им доля притока и насыщенность, оценка перетока и его направления.

Содержание логического анализа перечисленных факторов с целью оценки их необходимости при решении поставленной задачи сводится к следующему. Даты ввода в эксплуатацию, ГИС, консервации и ГРП позволяют «привязать» к ним способы эксплуатации, дебиты нефти и жидкости, обводнённость добываемой продукции, изменение интервалов перфорации и др. Последующий анализ данных позволяет оценить время и величину отклонения скважины от нормального режима эксплуатации сравнением с соседними скважинами, осуществить поиск причин отклонения от режима, обосновать необходимость и виды промысловых и геофизических исследований.

Величины начального и максимального дебита нефти в процессе эксплуатации скважин позволяют судить о потенциальной возможности пласта, особенно в условиях преждевременного обводнения добываемой продукции.

Продолжительность безводного периода эксплуатации скважины является косвенным показателем характера выработки пласта, обоснованности режимов эксплуатации скважин, особенно в водонефтяных зонах, технического состояния скважин. Сопоставление величин накопленной добычи нефти за

безводный и весь период эксплуатации (на дату анализа) с обводнённостью продукции и ВНФ позволяет оценить темп обводнения и его причины.

При небольшой разнице между величинами накопленной добычи нефти за весь и безводный периоды эксплуатации, невысокое значение ВНФ и предельное обводнение могут указывать на быстрое обводнение скважины в начальный период эксплуатации по техническим причинам (ЗКЦ, дефект колонны). По величине накопленной удельной добычи нефти на 1 м перфорированной толщины пласта можно судить о перспективах добычи нефти в той или иной скважине, так как по каждому месторождению известна её средняя величина на скважину (обратная величина остаточным запасам). Сравнение величин накопленной или удельной добычи нефти с удельными запасами нефти в скважине может позволить выявить проблемы разработки и эксплуатации месторождения или отдельных его частей.

Важное значение имеют данные ГИС по оценке распределения притока жидкости в пределах интервала перфорации (профиль притока или отдачи), насыщенности и технического состояния скважины. Интервал и доля (величина) притока жидкости из этого интервала позволяют оценить характер выработки пласта по толщине и более точно определить объект изоляционных работ. Кроме того, характер притока может служить косвенным признаком зако-лонной циркуляции жидкости.

Наличие информации о поинтервальной насыщенности пласта ещё более конкретизирует вид воздействия на него. Знание направления перетока жидкости позволяет обосновать технологическую схему закачивания тампонажного раствора для ликвидации ЗКЦ с исключением или наименьшим повреждением (загрязнением) продуктивного пласта.

Изложенное выше логическое представление отдельных и группы факторов, их взаимовлияния, является достаточно упрощённым для облегчения восприятия. Анализ информации более сложен, так как необходимо совокупное сопоставление факторов между собой. Следует отметить, что в принятых решениях имеется определённая доля риска, связанная как с уровнем конди-

ционности геолого-промысловой информации, точностью геофизических и других исследований, так и обусловленная субъективными причинами.

В соответствии с описанным методическим подходом был проведён анализ данных эксплуатации и геофизических исследований 63 добывающих скважин Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» за период 1999 - 2006 г., по первоочередным 18 из которых были разработаны рекомендации по видам и технологиям РИР.

В третьей главе приведены результаты лабораторных исследований по проверке (тестированию) фильтрационных, закупоривающих, прочностных и других свойств тампонажных растворов применительно к пластовым условиям проведения РИР на основных месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз». Тестированию были подвергнуты следующие тампонажные растворы (составы) при температурах 25 и 60 °С: гелеобразующие составы на основе различных марок полиакриламида (ПАА) без и с добавлением наполнителей; отдельные виды и композиции цементных растворов; растворы на основе ацетоно-формальдегидной смолы (АЦФ) и модифицированной АЦФ («Софит») с щелочным отвердителем (ЫаОН); растворы на основе карбамидо-формальдегидной смолы (Резойл К-1, КФЖ) с кислым отвердителем (НС1, А1С13). Приводится методика лабораторных исследований различных свойств перечисленных растворов.

Исследовались следующие марки ПАА: РОЬУ-Т-Ю1, РоЛусНа РБА-1004А, ТЯ-1 (базовой для сравнения являлась марка АК-642). Были исследованы реологические характеристики композиций и кинетика образования сшитой структуры. На рисунке 2 приведена зависимость вязкости растворов РОЬУ-Т-101 от скорости сдвига. Как видно, эти растворы относятся к псевдопластическим жидкостям: эффективная вязкость уменьшается с увеличением скорости сдвига (для приготовления использовалась вода с общей минерализацией 15 г/л).

,-„—---^—........—.........

0,1 1 10 100 1000

Скорость сдвига, с1

—-0,3% •О.б'/о -'0,7%

Рисунок 2 - Зависимость вязкости растворов ПАА POLY-T-lOl от скорости сдвига при 25 °С

Для полимера POLY-T-lOl 0,5 % и 0,8 % концентраций и ацетата хрома в количестве 0,5 % и 0,05 %, соответственно, время гелеобразования составляет 17 ч. при 25 °С, что позволяет закачивать достаточно большие объемы композиции.

Важным технологическим свойством полимерных гелей является их механическая прочность, мерой которой служит статическое напряжение сдвига (СНС). Величина СНС для полимерного геля на основе полимера POLY-T-lOl 0,5 % концентрации составляет примерно 45 Па. Следует отметить, что гели на основе АК-642 значительно прочнее: для 1,5-2 % концентрации величина СНС составляет 160 - 200 Па (за счёт коротких полимерных цепочек и большей концентрации полимера в гелеобразующих композициях).

Было проведено исследование времени гелеобразования для полимера PDA-1004A базовых концентраций 0,5 % и 0,8 % при температуре 40 и 60 °С (таблица). Как видно, во всех случаях происходило увеличение вязкости образующегося состава с повышением концентрации полимера. Уменьшение концентрации сшивателя в некоторых случаях практически не изменяло эффективную вязкость геля при его течении. При этом снижение концентрации ацетата хрома позволяло получить гель с увеличенным сроком сшивания.

Таблица - Результаты исследований по определению концентрации сшивателя для различных составов на основе ПАА РБА-ККМА

Температура, °С Концентрация ПАА, % АХ-ПАА Время гелеобразования, ч-мин, Эффективная вязкость, Пас, при скорости сдвига 1 с"1

1 :5 3-0,5 8,1

0,5 1 :10 5-0.5 0,8

40 1 :20 6-35 0,4

1:5 1-0,5 14,9

0,8 1 : 10 1-30 12,5

1 :20 2-0.5 -

1:5 0-20 12,1

0,5 1 :10 0-25 8,2

60 1 -.20 0-35 12,6

1 :5 0-10 18,0

0,8 1 :10 0-15 16,7

1 :20 0-20 -

Если сравнивать свойства составов на основе низкомолекулярного ПАА АК-642 и высокомолекулярного ПАА РБА-1004А, то видно, что при 40 °С примерно одинаковой вязкостью обладают составы на основе 0,8 % РБА-1004А с соотношением АХ - ПАА, равным 1 : 5 и 1 : 10, и состав на основе 1,5 % АК-642 с соотношением АХ - ПАА, равным 1:10. Однако вязкость исследованных составов на основе низкомолекулярного ПАА АК-642 почти всегда выше при концентрации 1,5 %, чем у РВА-1004А. Было проведено исследование времени гелеобразования для двух базовых концентраций полимера ТЯ-1 (по уровню вязкости наиболее целесообразно применение полимерных составов концентрации 0,5 - 0,8 %), предлагаемого в качестве компонента по-лимердисперсных составов. Также было исследовано влияние изменения концентрации сшивателя на свойства геля.

В большинстве случаев для растворов полимера Т11-1 характерно увеличение вязкости образующегося состава с повышением концентрации полимера. Снижение концентрации сшивателя в 2 раза в ряде случаев практически не изменяет или повышает эффективную вязкость геля при его течении. При дальнейшем снижении доли сшивателя в растворе для рассмотренных составов на основе ПАА ТЯ-1 характерно следующее: сшивание составов при соотно-

шении концентраций полимер - отвердитель = 50 : 1 позволяет получить гель с увеличенным сроком сшивания, однако его вязкость намного ниже.

Повышение концентрации полимера до 1,5 % ведёт практически к моментальному получению вязкоупругого геля с высокими значениями эффективной вязкости. Однако, как правило, применение таких гелей нецелесообразно из-за увеличения стоимости реагентов.

Проведено также тестирование бентонита и мела в качестве наполнителей к ПАА. Полученные результаты лабораторных исследований различных марок ПАА систематизированы в виде каталога, согласно которому, в зависимости от пластовых условий в отключаемом пласте и условий эксплуатации скважин после РИР, может быть выбран конкретный гелеобразующий состав с необходимыми структурными свойствами.

В отдельных случаях после проведения работ по отключению верхних пластов возникает необходимость удаления компонентов геля из соседнего, оставляемого для эксплуатации продуктивного пласта. Для этого рекомендованы реагенты, их количество, составлен рейтинг применимости.

Проведены лабораторные исследования прочностных и адгезионных свойств различных марок цементов и смол. Полученные результаты также систематизированы в виде каталога. В соответствии с ним для отключения верхних пластов предпочтение должно быть отдано полимерцементным композициям «Монолит К» и «Монолит Р». Среди обычных цементных растворов лучшими изолирующими свойствами обладают растворы на основе цемента I-в. Из синтетических смол лучшие изолирующие свойства имеют АЦФ («Софит»), затем смола «Резойл К-1».

Представлены результаты промысловых исследований по выбору технологии РИР для отключения верхних пластов. Для этого разработана матрица (рисунок 3), включающая в себя геолого-технические условия эксплуатации скважин (удельная приёмистость объекта изоляции, ожидаемая депрессия на продуктивный пласт после РИР, толщина отключаемого пласта); виды тампо-нажных растворов и их комбинации, схемы закачивания (доставки) растворов

в отключаемый пласт, которые обусловливаются геолого-техническими условиями.

Исходя из практики изоляционных работ, удельная приёмистость разделена на три диапазона: 15 - 35; 35 - 50 и более 50 м3/сут-МПа. Диапазон изменения ожидаемой депрессии до 8 и более 8 МПа обусловлен условиями эксплуатации скважин месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз». Диапазон изменения толщины пласта обосновывается практикой проведения РИР методами тампонирования, однозначно свидетельствующей о снижении их успешности с увеличением толщины отключаемого пласта.

Предложены три схемы доставки тампонажного раствора в отключаемый пласт в зависимости от удельной приёмистости, расположения по высоте отключаемого пласта и вида тампонажного раствора. В качестве тампонажных растворов рекомендованы цементные растворы, гелеобразующие составы (ГОС), смолы. Технические средства представлены пакером и профильным пе-рекрывателем конструкции ТатНИПИнефть.

В четвертой главе приведены результаты научно-методических и промысловых исследований по совершенствованию и внедрению технологии отключения верхних пластов в скважинах месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз».

Для повышения эффективности изоляционных работ в добывающих скважинах разработан способ, предотвращающий поступление гелеобразую-щего состава в продуктивный пласт и упрощающий его освоение. Способ предлагается использовать при реализации технологий отключения верхних пластов в условиях негерметичности цементного кольца между нефтеносным и водоносным (газоносным) пластами. Сущность способа заключается в следующем.

На первом этапе в перфорированные отверстия продуктивного пласта закачивают цементный раствор в объёме, необходимом для изоляции устьевой части каналов перетока между водоносным или газоносным и нефтеносным пластами и временного отключения (блокировки) эксплуатируемого пласта.

1. Толщина отключаемого пласта, И, м

2. Удельная приемистость объекта изоляции, О, м3/сут-МПа

15-35 м3/сут-МПа

3. Допустимая депрессия на объект изоляции, АР, МПа

8>ДР>8 МПа

Смола или ТК «Гранит»

5. Схема доставки тампонажного раствора в объект изоляции

СРЕДНИМ Закачивание тамп. р-ра через пакер, установи, выше отключаемого среднего (промежут.) пласта и ниже верхнего пласта

> 50 м3/

сут-МПа

8>ДР>8 МПа

ГОС И цем. р-р или смола

ВЕРХНИЙ Закачивание тамп. р-ра через НКТ, установл-е на 2-3 м ниже отв. перфорации от ключ, пласта

СРЕДНИЙ ВЕРХНИЙ

Закачивание Закачивание

тамп. р-ра через тамп. р-ра через

пакер, установл- НКТ, установл-е

е выше отключ. на 30-50 м выше

среднего верхних

(промежут.) отверстии

пласта и ниже перфорации

верхнего пласта отключ. пласта

ВЕРХНИИ Предвар.зака чив. тамп. р-ра через НКТ, установл-е на 30-50 м выше верхн.отв. перфорации отключ. пласта

СРЕДНИИ Закачивание тамп. р-ра через пакер, установл-е выше отключ. среднего (промежут.) пласта и ниже верхнего пласта

ВЕРХНИЙ Закачивание отв.тамп. р-ра

через НКТ, установл-е на 2-3 м ниже нижн.отв. перфорации отключ. пласта

11Л

С Л

Установка профильного перекрыв ателя

Уста- !

новка

пакера

' -

Рисунок 3 - Матрица выбора технологии РИР по отключению верхних (средних) пластов

Создают спецотверстия в подошве газоносного пласта и наиболее проницаемом его интервале или аналогично у кровли водоносного пласта, закачивают в созданные спецотверстия гелеобразующий состав, осуществляют докрепление спецотверстий закачиванием отверждаемой в полном объёме синтетической смолы. Способ был использован, в частности, при проведении РИР в скв. № 974 Северо-Комсомольского месторождения, в которой по данным геофизических исследований предполагалась негерметичность цементного кольца между интервалами перфорации газоносного (1172,4 - 1178 м) и нефтеносного (1190 -1193 м) пластов. На первой стадии РИР интервал 1190 - 1193 м был отключён путём закачивания в него 1 м3 цементного раствора. Затем в газоносном пласте был установлен глубокий экран двухстадийным закачиванием 160 м3 раствора ПАА марки POLY-T-lOl (по 100 и 60 м3), затем было закачано ещё 10 м3 раствора ПАА марки АК-642 и для докрепления - 2 м3 цементного раствора.

На второй стадии РИР были перфорированы спецотверстия в интервалах водоносного пласта (1206 - 1207 и 1210 - 1213 м). В указанные интервалы был закачан гелеобразующий состав на основе ПАА марки POLY-T-lOl в количестве 100 и 10 м3 последовательно, после чего приёмистость интервалов спецотверстий снизилась в 5,3 раза (с 740 до 140 м3/сут). Было проведено докрепление спецотверстий закачиванием 1 м3 цементного раствора. Работы были признаны успешными.

В соответствии с результатами лабораторных исследований тампонаж-ных растворов были проведены опытно-промысловые работы по отключению верхнего газоносного пласта в скв. № 1855 Барсуковского месторождения. Нефтеносный и газоносный пласты скважины перфорированы в интервалах 1725 - 1741 и 1715 - 1720 м. В газоносный пласт последовательно было закачано 100 и 60 м3 гелеобразующего состава на основе ПАА марок соответственно POLY-T-lOl концентрации 0,5 % и АК-642 концентрации 1,5 - 2 % и для докрепления 1,2 м3 цементного раствора. По результатам определения герметичности эксплуатационной колонны проведённые работы были оценены как успешные. Была восстановлена работоспособность скважины, спущена УЭЦН-50, дебит нефти составил 14 т/сут, обводнённость продукции - 54 %.

Усовершенствованные технологии также были использованы в 8 скважинах 5 месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз». Дополнительная добыча нефти по ним составила 30 тыс. т.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Анализом отечественных и зарубежных технологий отключения верхнего пласта многопластовых месторождений нефти установлено, что для этих целей используются методы тампонирования и технические средства, причём основным методом является метод тампонирования вследствие обеспечения более длительной герметичности отключённого пласта. Основным направлением совершенствования технологии является оптимальное сочетание этих методов.

2 Обобщением опыта проведения РИР по отключению средних (промежуточных) и верхних пластов в скважинах месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», выявлена низкая успешность РИР, составляющая 16 (средние пласты) и 41 % (верхние пласты), при этом применение традиционного цементного раствора для отключения среднего пласта является безуспешным. Установлено влияние на успешность РИР сложного состояния разработки месторождений - наличие газовой шапки, недостаточные величины глинистых перемычек между пластами. Выявлена возможность более продолжительной эффективной эксплуатации скважин после РИР при величинах удельной депрессии на пласт до 3 МПа на 1 пог.м перемычки. Показана необходимость применения комплексной технологии с учётом восстановления герметичности цементного кольца независимо от применяемых методов изоляции.

3 Разработаны методические указания ООО «РН-Пурнефтегаз» № П2-05-СЦ-057М-001ЮЛ-094 по проведению экспресс-анализа состояния фонда добывающих нефтяных скважин с целью определения видов, объёмов и технологий ремонтно-изоляционных работ и ГТМ, основанные на экспертной оценке 20 факторов технического и геологического характера. Методические указания использованы для анализа данных 63 скважин Тарасовского месторождения, по 18 из которых обоснованы виды РИР и технологии их проведения.

4 На основании лабораторных исследования гелеобразующих составов, синтетических смол, цементных и полимерцементных растворов, разработан каталог и рейтинг их применения для отключения верхнего пласта в разнообразных условиях эксплуатации месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз».

5 Разработан способ изоляционных работ с исключением повреждения продуктивного пласта и упрощающий освоение скважин после РИР,

6 Разработана матрица выбора технологии РИР по отключению верхнего пласта с обоснованием количественных показателей геолого-технических условий эксплуатации скважин (удельная приёмистость, депрессия и толщина перемычки), технологических схем доставки тампонажного раствора в объект изоляции и видов тампонажных растворов.

7 Результаты исследований по усовершенствованию технологий РИР по отключению верхних пластов многопластовых месторождений внедрены в 8 скважинах, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», при этом дополнительно добыто 30 тыс.т нефти.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях:

1 Тяпов O.A. Отключение обводнённых пластов: роль, технологии, проблемы и состояние на примере скважин месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» / Тяпов O.A., Михайлов А.Г., Стрижнев В.А. и др. // Материалы докладов аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление». - ОАО НПФ «Геофизика», Вып. 5. -Уфа: - изд-во «Новый стиль». - 2008. - С. 157 - 173.

2 Тяпов O.A. Методический подход к анализу состояния эксплуатации добывающих скважин с целью обоснования необходимости проведения в них РИР / Тяпов O.A., Михайлов А.Г., Уметбаев В.Г. // Материалы докладов аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление». - ОАО НПФ «Геофизика», Вып. 5. -Уфа: изд-во «Новый стиль» - 2008. - С. 174 - 193.

3 Тяпов O.A. Эффективность командного принципа работы при внедрении новых технологий в ООО «Пурнефтегаз» / Тяпов O.A., Михайлов А. Г., Литви-ненко В. А. и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. -№11,- С. 7 - 9.

4 Стрижнев В.А. Выбор технологии РИР по отключению верхних и промежуточных пластов / Стрижнев В.А., Пресняков А.Ю., Тяпов O.A. и др. // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 7. - С. 42 - 45.

5 Тяпов O.A. Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ / Тяпов O.A., Михайлов А.Г., Корнилов A.B. и др. II Бурение и нефть. -2008.- №9. -С. 44-47.

6 Стрижнев В.А. Новые технологические подходы в решении проблемы ремонтно-изоляционных работ / Стрижнев В.А., Пресняков А.Ю., Тяпов O.A. и др. // Нефтяное хозяйство - 2009. - № 11. - С. 44 - 46.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 19 марта 2010 г. Бумага писчая. Заказ № 145. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР» РБ, 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Тяпов, Олег Анатольевич

Список сокращений.

Введение.

1. АНАЛИЗ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ЗАРУБЕЖНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ОТККЛЮЧЕНИЯ ВЕРХНИХ ПЛАСИОВ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ. g

Выводы.

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РИР ПО ОТКЛЮЧЕНИЮ ОБВОДНЁННЫХ ПЛАСТОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ».

2.1. Особенности разработки крупных месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз».

2.1.1. Комсомольское месторождение.

2.1.2. Барсуковское месторождение.

2.1.3. Тарасовское месторождение. ^

2.2. Обобщение опыта проведения РИР по отключению обводнённых пластов в скважинах месторождений, эксплуатируемых

ООО «РН-Пурнефтегаз».

2.3. Анализ влияния геолого-технических условий эксплуатации скважин на результаты РИР.

Выводы.

3. СОЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РИР ПО ОТКЛЮЧЕНИЮ ВЕРХНИХ ОБВОДНЁННЫХ ПЛАСТОВ.

3.1. Разработка методического подхода к анализу состояния эксплуатации добывающих скважин с целью обоснования необходимости проведения в них РИР.

3.2. Лабораторные исследования тампонажных растворов для отключения верхних обводнённых пластов. ^

3.2.1. Методики лабораторных исследований различных свойств гелеобразующих составов. gg

3.2.1.1. Определение реологических свойств гелеобразующих составов и смол.

3.2.1.2. Определение фильтрационных свойств.

3.2.2. Лабораторные исследования составов на основе полиакриламида.

3.2.2.1. Тестирование дисперсных наполнителей для составов на основе полиакриламида. ^g

3.2.2.2. Реагенты для разрушения гелей на основе ПАА.

3.2.3. Лабораторные исследования прочностных и адгезионных ЮО свойств. ЮЗ

3.3. Технологии РИР для отключения верхних обводнённых пластов.

Выводы.

4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ И ВНЕДРЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЙ ОТКЛЮЧЕНИЯ ОБВОДНЁННЫХ ВЕРХНИХ ПЛАСТОВ.

4.1. Разработка способа изоляционных работ в добывающих ^^ скважинах.

4.1.1. Проведение опытных изоляционных работ на СевероКомсомольском месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз».

4.2. Внедрение усовершенствованных технологий по отключению верхнего пласта на месторождениях, эксплуатируемых

ООО «РН-Пурнефтегаз».

4.2.1. Отключение верхнего газового пласта.

Выводы.

ОСНОНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей отключением верхнего пласта"

Отключение отдельных нефтяных пластов является необходимым элементом регулирования разработки многопластовых месторождений нефти и газа. Это обусловлено различием в геологическом строении пластов (толщина, коллекторские свойства), приводящем к разновременности их выработки и, соответственно, обводнения.

С точки зрения технологии и достижения однозначного результата РИР, отключение нижнего пласта не вызывает трудностей при условии герметичности заколонного пространства между перфорированными пластами. Сложными и трудоёмкими являются РИР по отключению верхних пластов; Это обусловлено необходимостью достижения полной и долговременной герметичности интервала отключённого верхнего пласта под воздействием постоянной депрессии в процессе эксплуатации нижнего пласта и различных гидродинамических и механических нагрузок во время ремонта скважин.

Исходя из того, что большинство месторождений и, в первую очередь, крупных, разрабатываемых ООО «РН-Пурнефтегаз», являются многопластовыми и различаются по коллекторским свойствам, проблема поочередного отключения верхних пластов по мере их обводнения является серьёзной научно-производственной задачей, что и обуславливает актуальность диссертационной работы.

Цель работы

Обеспечение эффективной разработки многопластовых залежей.

Задачи исследований

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Тяпов, Олег Анатольевич

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Анализом отечественных и зарубежных технологий отключения верхнего пласта многопластовых месторождений нефти установлено, что для этих целей используются методы тампонирования и технические средства, причём основным методом является метод тампонирования вследствие обеспечения более длительной герметичности отключённого пласта. Основным направлением совершенствования технологии является оптимальное сочетание этих методов.

2. Обобщением опыта проведения РИР по отключению средних (промежуточных) и верхних пластов в скважинах месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», выявлена низкая успешность РИР, составляющая 16 (средние пласты) и 41 % (верхние пласты), при этом применение традиционного цементного раствора для отключения среднего пласта является безуспешным. Установлено влияние на успешность РИР сложного состояния разработки месторождений - наличие газовой шапки, недостаточные величины глинистых перемычек между пластами. Выявлена возможность более продолжительной эффективной эксплуатации скважин после РИР при величинах удельной депрессии на пласт до 3 МПа на 1 пог.м перемычки. Показана необходимость применения комплексной технологии с учётом восстановления герметичности цементного кольца независимо от применяемых методов изоляции.

3. Разработаны методические указания ООО «РН-Пурнефтегаз» № П2-05-СЦ-057М-001ЮЛ-094 по проведению экспресс-анализа состояния фонда добывающих нефтяных скважин с целью определения видов, объёмов и технологий ремонтно-изоляционных работ и ГТМ, основанные на экспертной оценке 20 факторов технического и геологического характера. Методические указания использованы для анализа данных 63 скважин Тарасовского месторождения, по 18 из которых обоснованы виды РИР и технологии их проведения.

4. На основании лабораторных исследования гелеобразующих составов, синтетических смол, цементных и полимерцементных растворов, разработан каталог и рейтинг их применения для отключения верхнего пласта в разнообразных условиях эксплуатации месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз».

5. Разработан способ изоляционных работ с исключением повреждения продуктивного пласта и упрощающий освоение скважин после РИР.

6. Разработана матрица выбора технологии РИР по отключению верхнего пласта с обоснованием количественных показателей геолого-технических условий эксплуатации скважин (удельная приёмистость, депрессия и толщина перемычки), технологических схем доставки тампонажного раствора в объект изоляции и видов тампонажных растворов.

7. Результаты исследований по усовершенствованию технологий РИР по отключению верхних пластов многопластовых месторождений внедрены в 8 скважинах, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», при этом дополнительно добыто 30 тыс.т нефти.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Тяпов, Олег Анатольевич, Уфа

1. Анализ мирового опыта применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах // Нефтепромысловое дело. 2008. - № 4. -С. 28 - 34.

2. Ашрафян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1982. - 152 с.

3. Ашрафян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989. - 228 с.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Дадыка В.И. Материалы и реагенты для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 349 с.

5. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 2000. - 669 с.

6. Бахтизин Р.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем, 1999. - 464 с.

7. Бедрин В.Г., Стрижнев В.А., Никишов В.И. Первые результаты работы системы новых технологий в области ремонтно-изоляционных работ. -Роснефть «Научно-технический вестник». 2007. - № 1. - С. 14 - 17.

8. Бернадинер И.Г., Ентов В.М. Гидродинамическая теория фильтрации аномальных жидкостей. М.: Наука, 1975. - 215 с.

9. Блажевич В.А., Легостаева И.В., Зеленчук Н.С. Рабочая методика исследования изолирующих свойств реагентов, применяемая лабораторией технологии капитального и текущего ремонта добывающих скважин. Уфа: БашНИПИнефть. 1987. - 19 с.

10. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. Тампонажные (изоляционные) материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Уфа: РИО Госкомиздата БАССР, 1992. - 88 с.

11. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981.-232 с.

12. Блажевич В.А., Фахреев И.А., Глазков А.А. Исследования притока и поглощения жидкости по мощности пласта. М.: Недра, 1969. - 136 с.

13. Восстановление герметичности эксплуатационных колонн профильными перекрывателями / К.В. Мелинг, А.А. Мухаметшин, A.JI. Насыров и др. // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 3. - С. 72 - 75.

14. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении РИР в скважинах / С.А. Рябоконь, С.В. Усов, В.А. Шумилов и др. // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 4. - С. 47-53.

15. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. 285 с.

16. Герштанский О.С. Интенсификация добычи нефти путем применения временноблокирующих составов // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 9. -С. 96-98.

17. Гилаев Г.Г. Управление технологическими процессами по интенсификации добычи нефти // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 12. - С. 74 - 77.

18. ГОСТ 8253-79. Мел химический осажденный. Технические условия. М.: 1979.

19. ГОСТ 26798.1-96. Цементы тампонажные. Методы испытаний. М.: 1998.

20. Гусев С.В. Результаты промышленного внедрения силиконов фирмы «WACKER-CHEMIE GmbH» на месторождениях АО «Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 5. - С. 72.

21. Дизайн ремонтно-изоляционных работ // К.М. Федоров, В.А. Стриж-нев, А.В. Корнилов и др. / Нефтяное хозяйство. 2009. - № 7. - С. 108 - 111.

22. Инструкция по эксплуатации ДОРНов и других устройств для ремонта обсадных колонн продольно-гофрированными пластырями в наклонных скважинах Главтюменнефтегаза. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1982. -20 с.

23. Исследование возможности использования жидких отходов производства цеолитов в ремонтно-изоляционных работах / А.В. Шувалов, Л.Д. Емалетдинова, P.M. Камалетдинова и др. // Тр. ин-та БашНИПИнефть. -2004. Вып. 116.-С. 120- 131.

24. Исследования коллоидно-химических свойств и анализ результатов опытно-промышленных испытаний композиционного гидрофобизатора «ТАТНО-2002» / В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Р.И. Габидуллин и др. // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 11. - С. 73 - 75.

25. Кадыров P.P. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с использованием полимерных материалов. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ. - 2007. - 424 с.

26. Кислотная композиция «Химеко ТК-2» для низкопроницаемых тер-ригенных коллекторов / JI.A. Магадова, М.А. Силин, Э.Ю. Тропин и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 5. - С. 80 - 81.

27. Козупица JI.M., Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Назметдинов P.M. Совершенствование технологий устранения негерметичности колонн в условиях отсутствия непрерывной приемистости. Интервал. 2005. - № 4 - 5. - С. 44-53.

28. Латыпов А.Р., Вафин ИИ, Борисов Г.А. Гидравлический разрыв пласта БПм Тарасовского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 2. - С. 98 - 100.

29. Матвиенко JI.M., Сулейманов Э.М., Абдуллаев P.M. Селективная изоляция водоносных пластов в процессе эксплуатации скважин // Азерб. нефт. хоз-во, 1987. № 3. - С. 28 - 31.

30. Методические указания ООО «РН-Пурнефтегаз» № П2-05-СЦ-057М-001ЮЛ-094 по проведению экспресс-анализа состояния фонда добывающих нефтяных скважин с целью определения видов, объёмов и технологий РИР и ГТМ. 2008. - 22 с.

31. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие. Казань: изд-во Казанского ун-та, 2002. - 596 с.

32. Никитин С.М., Стрижнев В.А., Матвеев Ю.М. Ремонт скважин металлическими пластырями в ПО «Юганскнефтегаз» / ВНИИОЭНГ. Экспресс-информация. Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». 1988, вып. 4. - С. 7 - 11.

33. Новые технологические подходы в решении проблемы ремонтно-изоляционных работ // Нефтяное хозяйство 2009. - № 11. - С. 44 - 46.

34. Ограничение водопритока в нефтяные скважины / Н.А. Петров, В.М. Юрьев, А.Г. Селезнев и др. // М., ВНИИОЭНГД, 1995. 65 с.

35. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины // Р.Т. Булгаков, А.Ш. Газизов, Р.Г. Габдуллин и др./М.: Недра, 1976. - 175 с.

36. Основные направления развития технологий цементирования / С.Е. Ильясов, Ю.В. Фефелов, О.Г. Кузнецова и др. // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 4. - С. 28 - 30.

37. Отключение обводнённых пластов: роль, технологии, проблемы и состояние на примере скважин месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз»

38. О.А. Тяпов, А.Г. Михайлов, В.А. Стрижнев и др. // Сб. статей аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. ОАО НПФ «Геофизика». Вып. 5. Уфа: изд-во «Новый стиль», - 2008. - С. 157 - 173.

39. Патент РФ 2212520. Полимерный тампонажный состав / В.Н. Пявли-чев, В.Г. Уметбаев, Л.Д. Емалетдинова и др. № 2002106944/03.

40. Патент РФ 2302444. Тампонажный состав / М.Р. Рахматуллин, А.В. Шувалов, Ю.В. Лукьянов и др. № 2005106570/03.

41. Патент РФ 2212519. МПК Е21В 33/13. Способ ликвидации заколон-ных перетоков газа и воды в нефтедобывающих скважинах. Опубл. 20.09.2003 г.

42. Патент РФ № 2261981. МПК Е21В 33/13. Способ ликвидации зако-лонных перетоков газа и воды в нефтедобывающей скважине. Опубл. 10.10.2005 г.

43. Патент РФ № 2273723. МПК Е21В 33/13. Способ изоляционных работ в скважине. Опубл. 10.04.2006 г.

44. Полимерцементные композиции для установки водоизоляционных мостов в сеноманских скважинах / А.А. Ахматов, Г. А. Киряков, И.А. Клю-сов и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 3. - С. 68 - 69.

45. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчива-ния нефтяных и газовых скважин. Уфа: изд-во «ТАУ», 1999.- 408 с.

46. Применение синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ / P.P. Кадыров, А.К. Сахапова, В.П. Архиреев и др. // Нефтяное хозяйство. -2005.-№ 11.-С. 70-72.

47. Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ / О.А. Тяпов, А.Г. Михайлов, А.В. Корнилов и др. // Бурение и нефть. 2008. - № 9. - с. 44 - 47.

48. Разработка и внедрение тампонажных составов и технологий ремонтных работ на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» / Т.М. Вахитов, P.M. Камалетдинова, Л.Д. Емалетдинова и др. // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 4. - С. 61 -64.

49. РД 39-0147009-23-87. Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1987. - 82 с.

50. РД 153-390-525-07. Инструкция по креплению скважин ОАО «Татнефть». Бугульма: ТатНИПИнефть, 2007. - 91 с.

51. РД 39-1-843-82. Инструкция по ремонту крепи скважин. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1983. - 190 с.

52. РД 39-01-63-78. Инструкция по технологии отключения пластов с высоким давлением с применением разбуриваемых пакеров-отсекателей конструкции ТатНИПИнефть. Бугульма, 1978. - 23 с.

53. РД 39-1-908-83. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Технология отключения верхних пластов, содержащих открытые трещины, тампонированием. Уфа: БашНИПИнефть, 1983. - 11 с.

54. РД 39-0147585-232-01. Регламент по заканчиванию скважин строительством. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2001. - 133 с.

55. РД 39-00147275-039-98. Регламент применения новых тампонажных составов при проведении ремонтно-изоляционных работ / В.Г. Уметбаев, Н.В. Прокшина, В.А. Стрижнев и др. Уфа: БашНИПИнефть, 1998. - 46 с.

56. РД 39-0147276-012ВНИИ-86. Руководство по отключению отдельных обводнённых интервалов пласта и отдельных пластов в скважинах месторождений Башкирии. Уфа: БашНИПИнефть, 1986. - 134 с.

57. РД 39-3-1169-84. Технология ограничения вод в нефтяных скважинах с применением реагента МАК-ДЭА. Бугульма, 1984. - 19 с.

58. Результаты использования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении водопритока в скважины / Р.Ф. Латыпов, Ф.Н. Маннанов, P.P. Кадыров и др. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 6.

59. Рябова Л.И., Шляховой Д.С., Тимофеева Е.В. Объёмные изменения цементного раствора и камня, влияющие на качество цементирования скважин // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 2. - С. 40 - 42.

60. Современное состояние работ по ремонту обсадных колонн металлическими пластырями / Е.Н. Штахов, О.А. Ледяшов, И.Н. Копылов и др. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2008. - № 3. - С. 44 - 46.

61. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири / Ю.Н. Вершинин, В.М. Возмитель, А.Т. Кошелев и др. М., 1992,- 65с. (Обзор информ. Сер. Нефтепромысловое дело. ВНИИОЭНГ).

62. Старковский А.В., Старковский В.А. Изоляция притока воды в нефтяных скважинах щелочными силикатными гелями // Нефтяное хозяйство. -2008. -№9. -с. 34-36.

63. Стрижнев В.А., Пресняков А.Ю., Тяпов О.А., Уметбаев В.Г. Выбор технологии РИР по отключению верхних и промежуточных пластов // Нефтепромысловое дело. 2009. - № 7. - С. 42-45.

64. Технология поинтервального гидравлического разрыва пластов // П.С. Васильев, И.В. Кривоносов, А.Н. Горохов и др. М.: Недра, 1965. - 130 с.

65. Тяпов О.А., Михайлов А.Г., Литвиненко В. А., Лознюк О. А., Ни-кишов В. И. Эффективность командного принципа работы при внедрении новых технологий в ООО «Пурнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 11.-С.7-9.

66. Уметбаев В.Г., Волочков Н.С. Совершенствование технологии РИР по отключению выработанного верхнего пласта на примере Сатаевского месторождения // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб. научн. тр. Уфа: изд-во УГНТУ, 1999. - С. 78 - 87.

67. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. -424 с.

68. Фукс. Г.И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов. М.: Гостоп-техиздат. 1951. - 272 с.

69. Хисамов Р.С., Нуриев И.А. Оценка риска заколонного перетока из водоносного пласта в интервал перфорации нефтяного пласта // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 4. - С. 86 - 88.

70. Шрамм Г. Основы практической реологии и реометрии / Пер. с англ. Под ред. В.Г. Куличихина. М.: Колосс. - 2003. - 312 с.

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

72. Ярыш А.Т., Никитченко В.Г., Аникин В.И. Влияние точности продольно-гофрированных пластырей на успешность ремонта скважин // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 6. - С. 18-21.

73. Farkas, R.F.; England, K.W. et al.: "New Cementing Technology Cures 40-Years Old Squeeze Problems". Paper SPE 56537 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 3-6 October, 1999.

74. Rusch, D.W.; Sabins, F. and Aslakson, J.: "Microannulus Leaks Repaired with Pressure-Activated Sealant". Paper SPE 91399 presented at the 2004 SPE Eastern Regional Meeting held in Charleston, West Virginia, U.S.A., 15 17 September. 2004.

75. Roden, C.: "A Novel Approach for Tubing Repair in a HPHT Well". Paper SPE 68417 presented at the SPE/ICoTA Coiled Tubing Roundtable held in Houston, Texas, 7 8 March, 2001.

76. A. Wasnik, S. Mete, M. Ghosh Application of Resein system for Sand consolidation, Mud loss control & Channel repairing. Paper SPE 97771 presented at the 2005 SPE Thermal Operations and Heavy Oil Symposium held in Calgary, Canada, Nov. 1 3.

77. J. E. Van der Hoek, W. Botermans, P.L J. Zita Full Blocking Mechanisms of Polymers Gel for Water Control. Paper SPE 68982 presented at the SPE Formation Damage Conference held in The Hague, The Netherlands, 21-22 May, 2001.

78. Seright R.S., Lane R.H., Sydansk R.D. A strategy for Attacking Excess Water Production. //SPE PF, 2003, August, p. 158 169.

79. G. Glasbergen, B. Todd et al.: «Design and Field Testing of a Truly Novel Diverting Agent». SPE 102606 presented at the 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, USA, 24 27 September. 2006.

80. Dalrymple, E.D.; McFatridge, D.G. and Zeltman, T.A.: "Field Evaluation of a New Treating Technique to Recover Permeability Damaged by Polymeric Materials". SPE 20117. 1990 Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference. Midland, Texas, March 8 9, 1990.

81. G. Broaduss.: :Well and Formation-Damage Removal With Nonacid Fluids". JPT, June 1988. - P. 685 - 687.; Патент РФ № 2190753. Опубл. 10.10.2002 г.