Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование технических и технологических решений интенсификации добычи нефти при вторичном вскрытии и обработке призабойной зоны пласта

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование технических и технологических решений интенсификации добычи нефти при вторичном вскрытии и обработке призабойной зоны пласта"

На правах рукописи

РУБЛЕВ АНДРЕЙ БОРИСОВИЧ

Разработка и исследование технических и технологических решений интенсификации добычи нефти при вторичном вскрытии и обработке призабойной зоны пласта (на примере Самотлорского месторождения)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2005

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Научный руководитель

- доктор технических наук, профессор Грачев Сергей Иванович

Официальные оппоненты:

- доктор физико-математических наук, профессор

Федоров Константин Михайлович

- кандидат геолого-минералогических наук, доцент

Шешуков Николай Леонтьевич

Ведущая организация

- ООО Научно-исследовательский институт «СибГеоТех»

Защита состоится 29 апреля 2005 года в И00 на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 29 марта 2005 года

Ученый секретарь

диссертационного совета, л /у

доктор технических наук, профессор В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах. В процессе разработки проницаемость еще больше снижается, которых происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. Поэтому одной из основных задач при нефтедобыче из этих пластов является восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.

Анализ результатов исследований в области интенсификации добычи нефти показывает, что многие решения этой важной задачи имеют свои недостатки, вызванные сложностью практической реализации предлагаемых технологий и высокой вероятностью необратимых изменений в ПЗП. Известно, что в результате первичного и вторичного вскрытия пластов большинство скважин становятся несовершенными, а их фактическая продуктивность становится меньше потенциальной. Поэтому особую актуальность приобретает задача повышения эффективности применяемых технологий вторичного вскрытия и обработки ПЗП, что в свою очередь зависит от правильности подбора технологических параметров проведения работ и комплексного исследования скважин.

Цель работы

Интенсификация добычи нефти путем регулирования режима эксплуатации скважин выбором параметров вторичного вскрытия и гидродинамически управляемой обработкой призабойной зоны пласта.

Для достижения поставленной цели, на примере интенсификации добычи нефти на Самотлорском месторождении поставлены следующие задачи:

1. Анализ влияния качества вторичного вскрытия и состояния призабойной зоны пласта на эффективность выработки запасов и реализации

потенциальных возможностей добывающих и нагнетательных скважин.

2. Теоретический анализ влияния качества вторичного вскрытия гидродинамически изолированных пластов на режимы их совместной эксплуатации скважиной.

3. Разработка метода управления гидравлическими режимами совместной скважинной эксплуатации нескольких пластов после вторичного вскрытия.

4. Совершенствование комплексной технологии интенсификации добычи нефти с использованием скважинных устройств, реализующих эффект гидромеханического волнового воздействия на призабойную зону после вторичного вскрытия.

5. Промысловые испытания и внедрение комплексной технологии интенсификации добычи нефти на рентабельных малодебитных скважинах Само-тлорского месторождения.

Научная новизна работы

1. Научно обоснован теоретический подход к управлению режимами эксплуатации гидродинамически изолированных пластов при их совместной эксплуатации в одной скважине, посредством варьирования параметров вторичного вскрытии по каждому из пластов.

2. Теоретически обоснованы гидравлические характеристики скважин, в условиях совместной эксплуатации нескольких вторично-вскрытых пластов, и выявлены факторы влияния текущего состояния дренируемых зон каждого из пластов на результаты гидродинамических исследований на установившихся режимах закачки или отбора. Установлены причины отклонения индикаторных линий от начала координат вследствие неравномерной выработки запасов, обусловливающей неравномерное распределение пластовых давлений.

3. Предложены эффективные методы воздействия на призабойную зону пласта ведущие к снижению дополнительных сопротивлений фильтрации, путем адресного воздействия на перфорационные каналы источниками гидродинамических колебаний и забойными насосно-эжекторными двигателями при их перемещении вдоль интервала перфорации.

Практическая ценность основных выводов и положений работы заключается в росте эффективности эксплуатации нефтяных залежей:

- за счет применения глубокопроникающей перфорации для снижения потерь гидравлической энергии при фильтрации в призабойной зоне пласта и повышения уровня управляемости и достижения оптимума при установлении технологических режимов отбора и закачки в гидродинамически изолированных пластах;

- посредством внедрения комплексной технологии интенсификации притока с применением гидродинамической обработки перфорированной призабойной зоны, для улучшения фильтрационно-емкостных свойств коллектора адресным воздействием на перфорационные каналы путем перемещения вдоль интервала перфорации вихревых камер, создающих турбулентную струю, повысила технологическую эффективность вторичного вскрытия и стимуляции притока скважин Самотлорского месторождения.

Внедрение разработок осуществлено в ОАО «Самотлорнефть». Гидродинамическое волновое воздействие выполнено в 47 скважинах. Успешность технологии составила 77 % и эффективность - 3,5 т/сут дополнительно добытой нефти.

Апробация результатов исследований

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Международной научной конференции, посвященной 275-летию РАН (естественные науки, г. Махачкала, 1999 г.), координационных совещаниях и научно-технических советах ОАО «Самотлорнефть», «ТНК - Западная Сибирь» (1999-2004 гг.), научно-техническом совете «Нижневартовск-НИПИнефть», научно-техническом семинаре и заседании кафедр «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ и «Проектирование, строительство и эксплуатация скважин» Нижневартовского филиала ТюмГНГУ (2003-2005 гг.).

Публикации

Основные положения диссертационной работы отражены в 10 печатных работах, в том числе 3 запатентованных изобретения.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов и рекомендаций, общим объемом 172 страницы

машинописного текста, содержит 44 рисунков и 27 таблиц. Список использованных источников включает 98 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы постановка и актуальность темы, сформулированы цель, основные задачи исследования, научные положения, научная новизна и практическая ценность работы.

В первом разделе рассмотрены геолого-физическая характеристика объектов разработки, структура запасов и состояние разработки Самотлорского месторождения, т.к. оно является наиболее полным аналогом нефтяных месторождений Нижневартовского района - многопластовых, сложно построенных, с полимиктовыми глинистыми коллекторами.

Продуктивные пласты исследуемых месторождений сложены чередованием глинистых, алевролитовых, мелкозернистых песчаных прослоев с низким содержанием карбонатных пород. Песчано-алевритовые прослои не выдержаны по простиранию, замещаются глинами или переходят из одной разности песчано-алевролитовых осадков в другую. Обломки песчано-алевролитовых пород до 70 % представлены зернами кварца и полевого шпата, цемент коллекторов пленочно-поровый, карбонатно-глинистого состава, а глинистый материал цемента коллекторов представлен каолинитом и хлоритом.

Установлено, что терригенным пластам меловой системы Самотлорского месторождения свойственно: значительная изменчивость коллекторских свойств, частая смена фациальных условий, линзовидное залегание коллекторов, невыдержанность продуктивных пластов по площади, затрудненная гидродинамическая связь, полиминеральность состава пород.

Перечисленные факторы оказывают существенное влияние на показатели разработки и эффективность проводимых обработок пласта. Изучение состояния действующего фонда эксплуатационных объектов Самотлорского месторождения показало, что около 50 % его приходится на малодебитные скважины, находящиеся на грани рентабельности. Дебит на таких скважинах не превышает (2-3) т/сут. Темп отбора нефти неуклонно падает. На сегодняшний день темпы отбора нефти не превышают 2,5 % ни на одном из изучаемых

объектов. При значительной интенсивности с "начала разработки на Самотлорском месторождении текущая нефтеотдача равна 0,188.

Одной из основных причин этого является уменьшение дебита скважин ниже рентабельного уровня эксплуатации, несмотря на проведение геолого-технологических мероприятий. Промысловые данные показывают снижение продуктивности скважин в процессе их эксплуатации. Структура фонда скважин и его состояние во многих случаях обусловливают необходимость оптимизации их работы путем совмещения операций ОПЗ и регулирования закачки со стороны нагнетательных скважин. Возрастает необходимость внедрения методов направленных на улучшение фильтрационных характеристик продуктивной зоны пласта.

Во втором разделе проведен анализ арсенала техники и технологий вскрытия и освоения продуктивных пластов и методов повышения нефтеотдачи физико-химическими и гидродинамическими способами ОПЗ и др.

Выявлено, что в этой области заметный вклад внесли Андреев В.Е., Батурин Ю.Е., Вадецкий Ю.В., Гноевых А.Н., Зейгман Ю.В., Зозуля Г.Л., Ибрагимов Л.Х., Ишкаев Р.К., Кошелев А.Т., Мавлютов М.Р., Медведский Р.И., Мищенко И.Т., Сургучев М.Л., Телков А.П., Федоров К.М., Хавкин А.Я., Хайрединов Н.Ш., Щелкачев В.Н., Щуров В.И. и др.

Вместе с тем, анализ показал, необходимость учета техногенного влияния на изменение геолого-физических условий месторождений. Как известно, это путь создания сложных, управляемых за счет современных информационно-обеспеченных оптимальных технологий вторичного вскрытия скважин и режимов их эксплуатации.

С этих позиций большой интерес представляет рассмотрение всех проводимых на скважине операций при вторичном вскрытии и последующей эксплуатации как единого процесса, основная задача которого - сохранение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта и гидродинамических характеристик канала связи забоя скважины с устьем. В этой связи, в основе решения задач вторичного вскрытия и интенсификации добычи лежит оптимизация работы системы «скважина-пласт», а инструментом оценки результатов операций (в соответствии с работами Гилаева Г.Г., Крылова

А.П., Мирзаджанзаде А.Х., Полякова В.Н. и др.) будут гидродинамические характеристики скважины и пласта.

В третьем разделе приводится теоретический анализ влияния гидродинамических показателей и энергетического состояния пластов на режим работы скважин, при совместной эксплуатации пластов, а также рассматривается влияние качества вторичного вскрытия на этот процесс.

Как известно, эффективность гидродинамической связи пласта и скважин зависит от величины дополнительных фильтрационных сопротивлений в ПЗП, от вида гидродинамического несовершенства скважины:

а) по степени вскрытия (С1), когда пласт вскрывают не на всю нефтенасыщенную толщину;

б) по характеру вскрытия (С2), когда связь со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы;

в) по характеру движения жидкости в рабочей части интервала ствола (Сз), вызываемое образованием пробок из песка и глины, формированием столба воды выше перфорационных каналов и отложением солей;

г) по качеству вскрытия ^эф), когда проницаемость ПЗП снижена (или увеличена) по отношению к естественной проницаемости породы до вскрытия пласта.

Качество вскрытия пласта определяется так называемым показателем "скин-эффекта" Sэф или эффекта повреждения пласта Sd-

Суммарное сопротивление, вызываемое вскрытием пласта и эксплуатацией скважины отметим, что применяемый в

иностранной литературе термин "скин-фактор " Sф, по смыслу равнозначен коэффициенту С.

Наиболее эффективным в плане гибкости и снижения капитальных затрат является снижение коэффициента С2, посредством увеличения глубины проникновения каналов перфорации. Это позволит скомпенсировать ухудшения состояния ПЗП по другим факторам: С1, Сз, Sэф

Кроме очевидной положительной стороны глубоко проникающей перфорации: снижения дополнительных сопротивлений фильтрации в ПЗП, одной из важнейших особенностей является возможность управления

режимами эксплуатации гидродинамически изолированных пластов, вскрытых в одной скважине. Такой комплексный режим работы скважины, включающий расходы жидкости по каждому из пластов и общий расход в стволе скважине будем называть оптимальным режимом. Для его расчета, предлагается математическая модель, которая имитирует работу и влияние скважин на гидросистемы эксплуатации залежи и включает в себя многофакторный анализ взаимодействия скважины и вскрытых ею пластов. Добывающие и нагнетательные скважины фактически являются составными элементами каналов связи, создающих дополнительные сопротивления течению жидкости (дренируемая зона пласта, каналы перфорации, насосно-компрессорные трубы - НКТ, фонтанная арматура), в то время как скважины, эксплуатирующиеся механизированным способом, являются подсистемами и поэтому должны выстраиваться из типовых элементов гидросистем. Помимо этого управление режимом работы скважины может быть осложнено совместной эксплуатацией или заводнением нескольких пластов. В этом случае скважина должна рассматриваться как подсистема, требующая описания ее структуры и расчета влияния каждого элемента на режим работы скважины. Скважина рассматривается как система из нескольких элементов (звеньев), структурная ориентация которой от узла-устья до узла-контура характеризующегося постоянным пластовым давлением.

Под зоной нагнетания понимается прилегающая к скважине зона пласта, ограниченная, с одной стороны, цилиндрической поверхностью с радиусом дренирования (в случае радиального оттока/притока), а с другой стороны -сверху и снизу непроницаемыми пластами. Термин «зона нагнетания пласта (ЗНП)» хотя и относится к нагнетательным скважинам, однако с точки зрения терминологической унификации - нагнетательная и добывающая скважина могут изменять свой смысл в зависимости от параметров наземной или подземной частей системы разработки. Примером, может служить состояние гидросистем нефтесбора или ППД при котором, нагнетательная скважина может работать на излив, т.е. как добывающая, а также межскважинные перетоки.

Скважина представляет собой гидросистему из структурированного

множества элементов гидросистем. С целью повышения уровня интеграции и информативности комплекса факторов работы скважины и вскрытых ею пластов, предлагается описывать скважину в виде «полной гидравлической характеристики (ПГХ) скважины» связывающей перепад давления между

Онкт

Рисунок 1 - Схема скважины для теоретического определения /знп(ч)

узлом и узлом jie (рисунок 1) с установившимся расходом в стволе скважины выше забоя. Причем расчет полной гидравлической характеристики скважины должен быть таким, чтобы структура гидросистемы скважины косвенно входила в эту характеристику, т.е.

где Ар - перепад давления, q - расход. Данная унифицированная модель скважины должна рассчитываться исходя из системного подхода к расчету сложных гидросистем.

Наиболее сложным моментом в расчете ПГХ является нахождение зависимости - ПГХ дренируемой зоны (или зоны

нагнетания) пласта. Если зависимость Дрзнп=/знп(Ф задается фактическими данными гидродинамических исследований на установившихся режимах фильтрации, ее принято называть индикаторной линией. Однако, необходимой, с точки зрения информативности, следует считать индикаторную линию, охватывающую как весь спектр приемистостей, так и весь спектр дебитов. На текущий момент такие индикаторные линии строить не принято. Вместо этого

индикаторные линии строятся для режима нагнетания и отбора раздельно. Исходя из имеющих место фактов перетоков предлагается строить и рассчитывать объединенные, т.е. «полные индикаторные линии» (ПИЛ) для режимов отбора и нагнетания одной общей функцией.

Рассмотрим исходные параметры, необходимые для теоретического нахождения зависимости являющейся ПИЛ для данной скважины с

фиксированной конструкцией и фиксированным объектом эксплуатации/заводнения (рисунок 1): эффективная толщина пласта Н\ф, определяемая по данным геофизических исследований; проницаемость пласта к, определяемая обработкой данных гидродинамических исследований на неустановившихся режимах фильтрации; радиус зоны нагнетания Л*; коэффициент Б1=С3, отражающий нерадиальный характер движения жидкости в ПЗП; коэффициент отражающий изменение проницаемости ПЗП по

отношению к проницаемости к всего пласта; внутренний диаметр колонны перфорированная толщина Нтрф: высота ПЗП, подвергшаяся перфорации; глубина проникновения каналов перфорации диаметр перфорационных

отверстий Д„,в.

Общая схема данной модели предполагает нахождение и сложение перепадов давления на каждом участке (звене) от точки забоя до контура дренирования/нагнетания. Известные гидродинамические методы позволяют оценить только общие сопротивления в перфорированной части ствола

скважины и ЗНП, зачастую не разделяя их между собой. При использовании предлагаемой модели имеет место учет всех наиболее весомых факторов влияния на энергию фильтрационных потоков, как гидродинамических параметров пласта, так и технических показателей скважины и вторичного вскрытия.

В разделе рассмотрен вариант, когда скважиной вскрыты и эксплуатируются (или заводняются) несколько изолированных между собой (геологически, за стенками скважины) пластов. Этот момент особенно интересен с позиции изучения применения глубоко-проникающей перфорации в плане не только снижения сопротивления в ПЗП, но и гибкой технологической вариации степенью (глубиной) проникновения

перфорационных каналов для уравновешивания охвата дренированием или заводнением многопластовой системы в одной скважине, с целью равномерной выработки запасов и внедрения оптимальных схем разработки.

Рассмотрим модель скважины, вскрывшей пласты условно обозначенные как А, В и С (рисунок 2). Каждый из пластов имеет свои фильтрационные, геометрические и гидравлические параметры: эффективные толщины Н-И|,А, проницаемости радиусы дренирования

скин-факторы перфорированные мощности

глубины проникновения отверстий перфорации ЬперфЛ, ЬперфВ, ЬперфС; диаметры отверстий перфорации пластовые давления (давление в узле

Для нахождения функции ПИЛ — /знп(д), в

данном случае необходимо найти функцию /(%), отражающую одновременную установившуюся фильтрацию жидкости по всем вскрытым пластам (А, В и С). Такой функцией будет зависимость перепада давления между точкой забоя и узлом с некоторым

постоянным давлением (возьмем пластовое давление верхнего пласта А, давление на контурах дренирования принимается постоянным, поэтому выбор того или иного пластового давления одного из

/?сэнп=р&

Рисунок 2 - Схема теоретического определения для трех пластов {А, В и С)

пластов значения не имеет) от расхода q по стволу скважины - Дрзнп~/оил(ч)-

Эту функцию (модель) назовем «обобщенной индикаторной линией» (ОИЛ), так как в себе она будет отражать совместную фильтрацию во всех вскрытых пластах. Нахождение зависимости /оил(я) позволит, во-первых, рассматривать скважину в общей гидросистеме, не расширяя его до подсистемы множества объектов с несколькими пластами, а следовательно количество уравнений резко сокращается; во-вторых, выяснить характер взаимодействия нескольких пластов при их одновременной эксплуатации; и в-третьих, получить теоретическую ОИЛ скважины, вскрывшей п-е количество пластов с различными гидродинамическими параметрами (т.е. функциями типа

для каждого вскрытого пласта в отдельности).

На рисунке 3 - а в качестве примера показаны полные индикаторные линии для пластов А, В и С, построенные на

основании результатов

Рисунок 3 - Полные индикаторные линии скважины: а) - по гидродинамических пластам А, В и С в отдельности (q>0 - приток в пласт, q<0 -отток из пласта); б) - обобщенная индикаторная линия режи-

исследований, '' ' F F

мов совместной эксплуатации пластов А, В и С в одной сква-полученных В жине, пластовые давления Р* = 19.0 МПа, Р", =20.5 МПа,

условиях изоляции Pi, =23.0 МПа

влияния остальных пластов. Решая систему уравнений

r q-ям~Чв~<jc~o

1а(ЧА)-ГВЫ=Р1-К, , (2)

<

fc(qc)-fB(qB)=Pi~ Pi

где д - расход в стволе скважины выше, вскрытых пластов;

- расходы по пластам А, В и С соответственно; относительно неизвестных расходов жидкости по пластам и изменяя расход д по стволу скважины выше пласта А получим зависимости

(рисунок. 4), подставив полученные значения в функцию получим перепады давления (репрессии) между забойным и давлением в пласта А. Точки репрессии относительно расхода д будут описывать ОИЛ

совместной фильтрации данных пластов в одной скважине (рисунок 3 - 6) Как видно из графика ОИЛ не проходит через начало координат.

Модель скважины для данного случая (3-х пластов) представляет

' Рисунок 4 - Зависимости расхода жидкости в пластах от рас-

собой систему уравнений хода жидкости в стволе скважины выше интервалов перфорации

(2).

Из рассмотренного теоретического обоснования следует важный вывод, что в скважинах эксплуатирующих более одного пласта, практически всегда (за исключением, когда пластовые давления равны для всех пластов в зоне влияния скважины) индикаторные линии отклоняются от координат. Это обусловлено тем, что при исследовании скважин посредством снятия кривых восстановления давления имеет место определение пластового давления осредненного между всеми вскрытыми изолированными пластами. Причем фактор осреднения связан с проявлением гидродинамической активности одного из пластов с наибольшим коэффициентом пьезопроводности, хотя на динамику пластовых давлений больше оказывает влияние гидропроводность. Поэтому при выходе кривой восстановления давления (КВД) на линию с

нулевой производной, создается видимость полного восстановления. Однако, как показывают опыты длительного снятия КВД в скважинах с совместной эксплуатации более одного пласта и трещинно-поровых коллекторах, КВД имеет более одного участка параллельного оси времени, что свидетельствует о дискретности в проявлении активности пластов и различиях в пластовых (давлениях на контурах дренирования) давлений.

Таким образом, при снятии индикаторных линий и отсутствии движения жидкости в верхней части ствола скважины давление на забое будет ниже пластового давления, определенного по КВД, вследствие межпластовых перетоков.

Анализ влияния технических показателей скважин на режимы их эксплуатации позволил разработать метод расчета комплексного влияния качества перфорации на режим работы скважины и подход к реализации технологии равномерного дренирования изолированных и совместно-эксплуатирующихся в одной скважине пластов.

В разделе рассматривается задача поиска глубины про-никновения каналов перфорации в соответствии с режимами дренирования (или нагнетания) по каждому из вскрытых одной скважиной пластов.

Рассмотрим зависимость (рисунок 5) коэффициента несовершенства по характеру вскрытия от глубины перфорационных каналов, исходя из

Рисунок 5 - Зависимость коэффициента несовершенства по характеру вскрытия от глубины и диаметра перфорационных каналов

постоянства плотности перфорационных каналов N=12,5, диаметра колонны 0^=273 мм для диаметров перфорационных отверстий 0отве[0,005;0,035] мм (рисунок 5). Для этого воспользуемся следующей зависимостью:

Как видно из графиков, с ростом глубины проникновения перфорационных каналов выше 0.18-0.35 м происходит улучшение фильтрационных показателей в ПЗП и вследствие этого снижение гидросопротивления притоку или оттоку жидкости из пласта, что позволяет глубиной проникновения каналов перфорации повысить значение потенциального дебита скважины, а для эксплуатации нескольких пластов -управлять притоком по каждому из пластов.

В этом разделе также предлагается обоснование способа регулирования притока параметрами вторичного вскрытия в условиях эксплуатации нескольких изолированных пластов в одной скважине.

Для дебита скважины, несовершенной по характеру вскрытия пласта, предлагается формула:

где - коэффициент анизотропии пласта.

Рассмотрим зависимость дебита скважины от глубины проникновения перфорационных каналов при к=45 мД, Рп„=18,1 МПа, Р3=8 МПа (рисунок 6).

Таким образом полная индикаторная линия для примера на рисунке 3 для каждого из пластов будет описываться следующими зависимостями.

Для пласта А:

Для пласта В:

в

АРмл = /в(я) = Я„ Лвив

1т п^,

1п

перф )

♦ ЧТ '»

N I

" перф

перф

Для пласта С:

1п

\^перф

+ 1п

{

\

ц

'перф от«

105

0.2

0.4

0.6 0.8

1.2

1.4

и.рф.М

1.6 1.8

Рисунок 6 - Зависимость дебита скважины от глубины и диаметра перфорационных каналов Подставив в систему (2) имеем систему

Г

Ял

171клт

1п

(й,цА ^

перф

+ (5 Г

1А перф

О/Пв J

¡Л

-Чв 2яквш.

<

1п

Ьв

\ перф у

+ £>' ш

11 перф

( £,'

перф

,

=рв -р

пя пя

(я-Ял -Чв)

2 л*с#

, ф

1п

(4лс ^

икерф У

+ > 1.

' ¿С

перф

лОс Ыс

^ отв* J

1п

'4

V перф /

+ > 1п

перф

тЮв N°

:РВ -РС

пя пя

Решив данную систему относительно двух пластов оставив данный параметр для третьего пласта константой получим глубины перфорации, которая будет соответствовать заданному расходу в стволе скважины д и расходам жидкости по каждому из пластов.

Таким образом, регулирование режимов эксплуатации или заводнения гидравлически изолированных пластов, вскрытых одной скважиной можно эффективно осуществлять выбором параметров перфорации: диаметром, плотностью и глубиной проникновения перфорационных каналов.

В четвертом разделе приводятся результаты исследований по решению задачи повышения фильтрационно-емкостных свойств коллектора в призабойной зоне скважин (ПЗС).

Установлено, что большей эффективностью обладают технологии, применение которых создает эффект гидромеханического волнового воздействия на призабойные зоны. Особенно успешным является сочетание гидромеханического и физико-химического воздействия, что хорошо согласуется с теорией Л.Х. Ибрагимова. А. К. Курбанова о влиянии концевого эффекта (возрастание насыщенности смачивающей фазой пористой среды вблизи стенки скважины до значения, близкого к максимальной) на продуктивность скважин. Изучены теоретические основы нового направления в области интенсификации добычи нефти, которое названо управляемым кавитационно-волновым воздействием на ПЗС.

Это позволило сделать вывод о целесообразности адресного воздействия на перфорационные каналы и трещины с целью существенного повышения эффективности воздействия на ПЗС. В этой связи в качестве важнейшего фактора воздействия принята свободная подвеска и перемещение вдоль интервала перфорации применяемых технических средств, из вихревых камер которых струи рабочего агента могут попадать в перфорационные каналы. Это обуславливает возникновение «турбулентной струи, бьющей в тупик (перфорационный канал)» и тем самым создаются наиболее благоприятные условия для очистки перфорационных каналов.

Разработаны разновидности способов интенсификации добычи нефти, в которых, помимо кавитационно-волнового воздействия, используется механизм

одновременного с ним или последовательного создания постоянной или циклической депрессии на пласт. С этой целью предложены установки (патенты РФ № 2136848 и № 2157886) включающие источники гидродинамических колебаний и забойные насосно-эжекторные системы (соответственно с Апасовым М.А., Дябиным А.Г., Шарифуллиным ФА, и др.).

В данном разделе выполнен анализ технологической эффективности вторичного вскрытия пластов скважин Самотлорского месторождения и стимуляции притока с применением следующих видов технологий ОПЗ:

- гидродинамическое управляемое волновое воздействие (УВВ и УВВ-ЗЭ);

- комплексное кислотно-щелочное воздействие;

- перфорация кумулятивными перфораторами отечественного производства (ПК 105с, ПК 105, ПКС-80 и др.);

- перфорация перфораторами «Dinamit Nobel».

Оценка эффективности ОПЗ производилась по следующим критериям:

- максимальный дебит скважин после обработки;

- накопленная дополнительная добыча нефти на одну скважину;

- суммарная технологическая эффективность обработки за все время работы скважины после обработки.

Результаты эффективности ОПЗ приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Результаты эффективности ОПЗ в ОАО «Самотлорнефть»

В таблице 2 приведены изменения показателей добычи жидкости, динамических уровней жидкости по скважинам, работающим с применением

механизированных способов добычи до и после мероприятий ОПЗ.

Таблица 2 -Динамика показателей добычи жидкости до и после ОПЗ

Вид технологии Дебит нефти, т/сут Динамич. уровень, м

до ОПЗ после ОПЗ до ОПЗ после ОПЗ

УВВ и УВВ-ЗЭ 28,3 59,1 872 870

Комплексное кислотно-щелочное воздействие 4,1 37,8 1043 830

Оптимизация интервалов перфорации «Dinamit Nobel» 203,4 348,0 1033 671

Кумулятивная перфорация 47,5 134,3 764 680

Гидродинамические исследования скважин были проведены на 58 скважинах. Исследования до обработки проведены на 22 скважинах. Основным критерием оценки был коэффициент продуктивности, который улучшился в 16 случаях (73 %), не изменился в 4 (18 %) и ухудшился в 2 случаях (9 %).

Для учета распределения показателей ОПЗ по пластам проанализированы режимы работы скважин по 9 объектам разработки. При этом единичные обработки скважин, имеющих вскрытие двух пластов и более, в учет не принимались. Результаты анализа приведены на таблице 3. Основные работы по ОПЗ были сконцентрированы на слабопродуктивных и в достаточной степени обводненных пластах Работы на объекте проводились

преимущественно методом реперфорации, а небольшие объемы работ по слабопроницаемым коллекторам связаны главным образом с

необеспеченностью влияния системы ППД и недостатком необходимого подземного оборудования.

Средние значения дебитов по всем пластам до ОПЗ по жидкости 35,6 т/сут, по нефти 2,3 т/сут, а после ОПЗ по жидкости 83,8 т/сут, по нефти 9,5 т/сут. Таким образом, после ОПЗ происходит увеличение дебита жидкости в среднем на 48,2 т/сут, а нефти - на 7,2 т/сут.

Таблица 3 — Показатели режимов работы скважин по объектам _разработки_

Объект разработки Число ОПЗ Дебит до ОПЗ, т/сут Дебит после ОПЗ, т/сут

жидкости нефти жидкости нефти

Ав' 21 9,8 0,5 34,8 7,1

АВ' 22 44,1 2,1 85,9 8,4

АВ?+АВ* 12 65,0 1,5 122,8 9,4

АВ< 17 52,9 1,8 194,0 11,5

0 БВ» 3 0,9 0,4 6,1 3,6

12 БВ' 17 120,0 2,0 236,7 14,8

БВ« 5 2,5 1.7 9,5 6,7

0 БВ' 8 17,9 5,7 50,2 12,7

ЮВ, 3 6,9 4,6 14,2 11,4

В целях интенсификации притока по технологии УВВ было проведено 47 обработок. Успешность технологии составила 77 %. Эффективность 1-й обработки составила 3,5 т/сут дополнительной нефти. Преимуществами технологии являются непродолжительность обработки и снижение обводненности добываемой продукции до ОПЗ (в среднем) с 95,0 % - до 87,8 % после ее обработки.

Наблюдается увеличение притока флюида с возрастанием плотности перфорации, что подтверждает гипотезу о точечном воздействии технологии на ПЗС. Результаты анализа приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Анализ влияния плотности перфорации на показатели

режимов работы скважин

Плотность перфорации, ОТВ./М Число ОПЗ Дебит до ОПЗ, т/сут Дебит после ОПЗ, т/сут

жидкости нефти жидкости нефти

До 15 18 18,5 1,8 29,5 6,5

15-30 22 45,1 1,4 87,1 8,0

Более 30 7 2,6 0,6 44,5 5,9

Негативными моментами при обработке является необходимость глушения после проведения ее и дополнительные исследования скважин на приток, после чего наблюдаются ухудшение коллекторских свойств пласта и уменьшение фактических показателей добычи нефти.

Работы по интенсификации притока по технологии комплексного кислотно-щелочного воздействия были проведены на 9 скважинах. В отличие от предыдущей, технология ориентирована на увеличение притока жидкости. Так, средняя обводненность продукции обработанных скважин возросла с 43,9 % до 80,4 % после ОПЗ. Из-за отсутствия эффекта, неэффективными признаны 4 скв.-опер. Успешность составила 56 %. Негативной стороной данной технологии является длительное время, затраченное на ОПЗ. Однако технология важна для скважин, имеющих малые дебиты нефти.

Эффективной технологией интенсификации также признано воздействие на продуктивный пласт глубокопроникающими перфораторами зарубежного производства «Dinamit Nobel». Увеличение притока жидкости, вовлечение в разработку слабодренируемых нефтенасыщенных участков пласта - очевидные преимущества данной технологии.

Основные выводы и рекомендации

1. Установлено, что геолого-физические свойства терригенных эксплуатационных объектов нефтегазоносной провинции Среднего Приобья имеют схожие характеристики: высокая глинистость, низкая карбонатность, расчлененность продуктивных пластов. Аналогом большинства исследуемых объектов является Самотлорское месторождение. По состоянию действующего фонда эксплуатационных объектов показано, что 50 % его объема приходится на малодебитные скважины, что определяет актуальность совершенствования методов интенсификации добычи нефти, путем разработки комплексного воздействия на ПЗП.

2. Получена математическая модель системы «скважина-пласт», которая позволила выявить основные показатели регулирования режимов эксплуатации или заводнения гидравлически изолированных пластов, вскрытых одной скважиной - изменением диаметра и глубины проникновения перфорационных каналов.

3. Теоретически обоснованы гидравлические характеристики совместной эксплуатации гидродинамически изолированных пластов и выявлено влияние параметров вторично вскрытых зон каждого из пластов на индикаторные линии скважин.

4. Установлено, что комплексное адресное воздействие на глинизированные терригенные коллекторы Самотлорского месторождения глубокопроникающими перфораторами производства «Dinamit Nobel» и гидравлически управляемыми волновыми устройствами, обеспечивает интенсификацию добычи нефти улучшением фильтрационно-емкостных свойств ПЗП и вовлечением в разработку слабодренируемых нефтенасыщенных участков пласта.

5. Разработана комплексная технология ОПЗ пласта, основанная на применении математической модели «скважина-пласт», устройства для гидродинамического воздействия на пласт (патент РФ № 2157886), установка для гидровакуумной обработки скважины (патент РФ № 2136848) и способа глушения скважины (патент РФ № 2136855). Технология внедрена на слабопродуктивных и в достаточной степени обводненных пластах Самотлорского месторждения. В результате 47 обработок ОПЗ получена средняя эффективность 3,5 т/сут дополнительно добытой нефти и снижения обводненности (в среднем) с 95,0 до 87,8 %.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных работах

1. Методы и технологии интенсификации добычи нефти / Л.Х. Ибрагимов, Х.И. Ибрагимов, Р.Д. Ирипханов, И.Т. Мищенко, А.Б. Рублев, Д.К. Чело-янц // Достижения и современные проблемы развития науки в Дагестане: Сб. докл. Междунар. науч. конф., посвященной 275-летию РАН и 50-летию ДНЦ РАН. - Махачкала, 1999. - С. 297-296.

2. Опыт применения обработок призабойных зон скважин в ОАО «Са-мотлорнефть» / Рублев А.Б. // РНТС. Сер. «Нефтепромысловое дело». - 2000. -Вып. 10.-С. 25-28.

3. Пьянкова Е.М., Гидродинамические исследования накопления жидкости в скважинах сложного профиля / Пьянкова Е.М., Карнаухов М.Л., Кисев СВ., Другое А.В., Рублев А.Б. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 6. - С. 42-46.

4. Рублев А.Б., Анализ методов воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского месторождения / Рублев А.Б., Григорьева Н.А. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 6. - С. 46-49.

5. Трофимов А.С., Повышение нефтеотдачи юрских залежей на ранней стадии разработки (на примере Западно-Асомкинского месторождения) / Трофимов А.С., Андреева Н.Н., Галимьянов И.Д., Рублев А.Б. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 6. - С. 53-56.

6. Трофимов А.С., Анализ и перспективы внедрения методов увеличения нефтеотдачи юрских отложений (на примере Ершовского месторождения) / Трофимов А. С., Грачев СИ., Рублев А.Б., Галимьянов И.Д. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 6. - С. 56-60.

7. Стрекалов А.В., Расчет режима совместной эксплуатации нескольких гидродинамически изолированных пластов / Стрекалов А.В., Рублев А.Б. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2004. - № 6. - С. 28-41.

8. Пат. 2136848 РФ. Установка для гидровакуумной обработки скважины / М.А Апасов, А.Г. Дябин, А.Б. Рублев и др. Опубл. 10.09.1999. Бюл. № 25; Приоритет 29.04.1998.

9. Пат. 2136855 РФ. Способ глушения скважины / Б.А. Мамедов, Д.В. Зазирный, Ф.А. Шарифуллин, А.Б. Рублев и др. Опубл. 05.01.1999. Бюл. № 25; Приоритет 05.01.1999.

10. Пат. 2157886. Установка для гидродинамического воздействия на пласт / М.А. Апасов, А.Г. Дябин, А.Б. Рублев и др. Опубл. 20.10.2000. Бюл. № 29; Приоритет 25.03.1999.

Соискатель А.Б. Рублев

Подписано к печати:Д{Г,С3^5 Заказ № № Формат 60x84 '/t6 Отпечатано на RISO GR 3750

Бум. писч. № 1 Усл. изд. л. 1,0 Усл. печ. л. 1,0 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

\ ; со

mm s

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Рублев, Андрей Борисович

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ.

1.1. Геолого-промысловая характеристика нефтяных залежей на поздней стадии разработки.

1.2. Анализ влияния технологических факторов вскрытия продуктивных пластов на эксплуатацию добывающих скважин.

2. СОСТОЯНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ.

2.1. Изменение дополнительных фильтрационных сопротивлений при перфорации скважины.

2.2. Использование глубокопроникающих перфорационных систем для вторичного вскрытия.:.

2.3. Методы определения параметров призабойной зоны пласта и оценка эффективности методов интенсификации притоков.

2.3.1. Методы оценки качества вскрытия пласта и состояния призабойной зоны.

2.3.2. Методика оценки технологической эффективности.

3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ПАРАМЕТРОВ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ НА КОМПЛЕКСНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ СКВАЖИН.

3.1. Алгебра и топология гидравлических систем.

3.2. Расчет гидравлических характеристик объектов гидросистем.

3.3. Описание и расчет полной гидравлической характеристики скважин.

4. ТЕХНИЧЕСКИЕ РАЗРАБОТКИ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ.

4.1. Современные представления о физических основах кавитационноволнового воздействия на ПЗС.

• 4.2. Результаты совершенствования устройств для интенсификации притока нефти.

4.2.1. Установка для гидровакуумной обработки скважины.

4.2.2. Установка для гидродинамического воздействия на пласт.

4.2.3. Способ глушения скважины.

4.3. Анализ результатов применения методов воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского месторождения.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование технических и технологических решений интенсификации добычи нефти при вторичном вскрытии и обработке призабойной зоны пласта"

В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти сосредоточенных в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах, в процессе разработки которых происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов в призабойной зоне, где происходит значительная потеря энергии, необходимой для поступления нефти в скважину. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. Поэтому одной из основных задач при нефтедобыче является восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП за счет увеличения ее проницаемости.

Анализ результатов исследований в области интенсификации добычи нефти показывает, что каждое направление по решению этой важной задачи имеет свои недостатки, вызванные сложностью практической реализации предлагаемых технологий и высокой вероятностью необратимых изменений в ПЗП. Известно, что в результате первичного и вторичного вскрытия пластов большинство скважин становятся несовершенными, а их фактическая продуктивность становится меньше потенциальной. В процессе эксплуатации проницаемость и гидропроводность ПЗП изменяются, причем, как показывает практика, чаще - в худшую сторону. Поэтому особую актуальность приобретает задача повышения эффективности применяемых технологий вторичного вскрытия и обработки ПЗП, что в свою очередь зависит от правильности подбора технологических параметров проведения работ и комплексного исследования скважин. В этой связи была поставлена цель -разработка технико-технологического обеспечения интенсификации добычи нефти при вторичном вскрытии и обработке призабойной зоны пласта, позволяющая максимально реализовать потенциальные возможности добывающих и нагнетательных скважин.

Для достижения поставленной цели, на примере интенсификации добычи нефти на Самотлорском месторождении поставлены следующие задачи:

1. Анализ влияния качества вторичного вскрытия и состояния призабойной зоны пласта на эффективность выработки запасов и выявления объектов месторождений с целью испытания технологических решений.

2. Теоретический анализ влияния качества вторичного вскрытия гидродинамически изолированных пластов на режимы их совместной эксплуатации скважиной.

3. Разработка метода управления гидравлическими режимами совместной скважинной эксплуатации нескольких пластов после вторичного вскрытия.

4. Совершенствование комплексной технологии интенсификации добычи нефти с использованием гидродинамических скважинных устройств, реализующих эффект гидромеханического волнового воздействия на призабойную зону после вторичного вскрытия.

5. Промысловые испытания и внедрение комплексной технологии интенсификации добычи на нерентабельных малодебитных скважинах.

При решении этих задач получены следующие результаты, имеющие научную новизну:

1. Научно обоснован теоретический подход к управлению режимами эксплуатации гидродинамически изолированных пластов при их совместной эксплуатации в одной скважине, посредством варьирования параметров вторичного вскрытии по каждому из пластов.

2. Теоретически обоснованы гидравлические характеристики скважин, в условиях совместной эксплуатации нескольких вторично-вскрытых пластов, и выявлены факторы влияния текущего состояния дренируемых зон каждого из пластов на результаты гидродинамических исследований на установившихся режимах закачки или отбора. Установлены причины отклонения индикаторных линий от начала координат вследствие неравномерной выработки запасов, обусловливающей неравномерное распределение пластовых давлений.

3. Предложены эффективные методы воздействия на призабойную зону пласта, ведущие к снижению дополнительных сопротивлений фильтрации, путем адресного воздействия на перфорационные каналы источниками гидродинамических колебаний и забойными насосно-эжекторными устройствами при их перемещении вдоль интервала перфорации.

Практическая ценность основных выводов и положений работы заключается в росте эффективности эксплуатации нефтяных залежей:

1. за счет применения глубокопроникающей перфорации для снижения потерь гидравлической энергии при фильтрации в призабойной зоне пласта и повышения уровня управляемости и достижения оптимума при установлении технологических режимов отбора и закачки в гидродинамически изолированных пластах.

2. посредством внедрения комплексной технологии интенсификации притока с применением гидродинамической обработки перфорированной призабойной зоны для улучшения фильтрационно-емкостных свойств коллектора адресным воздействием на перфорационные каналы путем перемещения вдоль интервала перфорации вихревых камер, создающих турбулентную струю, что повысило технологическую эффективность вторичного вскрытия и стимуляции притока скважин Самотлорского месторождения.

Внедрение разработок осуществлено в ОАО «Самотлорнефть». Гидродинамическое волновое воздействие выполнено в 47 скважинах. Успешность технологии составила 77 % и эффективность - 3,5 т/сут дополнительно добытой нефти.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Рублев, Андрей Борисович

Основные результаты исследований отражены в работах /89-98/.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Рублев, Андрей Борисович, Тюмень

1. Калинин А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник / А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодский, Б.З. Султанов. — М.: Недра, 1997.-648 с.

2. Мельчук И.П. Бурение направленных и многоствольных скважин. — М.: Недра, 1991.-221 с.

3. Сушон Л.Я. Управление искривлением наклонных скважин в Западной Сибири / Л.Я. Сушон, П.В. Емельянов, Р.Т. Муллагалиев. М.: Недра, 1988. -218 с.

4. Волков Б.П. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении / Б.П. Волков, К.К. Галямов, М.С. Хмелевский и др. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 6. - С. 41-42.

5. Шпуров И.В. Некоторые особенности выработки водонефтяных зон пласта АВ4.5 Самотлорского месторождения // Известия вузов. Нефть и газ. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. № 5. - С. 62-66.

6. Бриллиант Л.С. Основные результаты применения технологий по1 2извлечению запасов нефти пласта АВ, ' «рябчик» / Л.С. Бриллиант, А.А. Клочков // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 10. - С. 23-26.

7. Бадовский Н.А. Обеспечение качества и рентабельности скважин в комплексе их создания и применения / Н.А. Бадовский, А.С. Бронзов, Э.Л. Комм и др. // Нефтяное хозяйство. 1998.- № 5. С. 10-14.

8. Поддубный Ю.А. Оценка эффективности обработок призабойных зон обводненных скважин / Ю.А. Поддубный, А .Я. Сорокин, В.А. Кан, И.А. Сидоров // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — М.: ВНИИОЭНГ, С. 11-14.

9. Мавлютов М.Р. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин / М.Р. Мавлютов, Ю.С. Кузнецов, В.Н. Поляков // РНТС. Нефтяное хозяйство. ВНИИОЭНГ. 1984. - № 6, С. 7-10.

10. Мавлютов М.Р. Технология бурения глубоких скважин. М.: Недра,1982.-287 с.

11. Булатов А.И. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении / А.И. Булатов, А.К. Куксов, Э.В. Бабаян. -М.: ВНИИОЭНГ, 1987.

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

13. Поляков В.Н. Технология изоляции пластов тампонажными растворами и струйной кольматацией в процессе бурения скважин: Автореф. дис. . д-ра техн. наук. Уфа, 1989.-48 с.

14. Тихов М.Н. Математическая теория движения жидкости и газа к центральной несовершенной скважине. Харьков. 1964.

15. Соловкин Е.Б. Выбор плотности перфорации скважин /Е.Б. Соловкин, Н.А. Соловкина. НТС «Нефтегазопромысловое дело». - 1979. - вып. № 5. - С. 20-23.

16. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. Уфа 1974.

17. Инструкция технологии глубокопроникающей перфорации перфораторами фирмы «Dynamit Nobel», спускаемых на насосно-компрессорных трубах. Тюмень: ОАО «Интенсификация», 1998.

18. Проект опытно-промышленной разработки объекта ЮВ1 Самотлорского месторождения. Тюмень: СибНИИНП, 1998.

19. В.И. Щуров. Техника и технология добычи нефти. М.: Недра, 1983.

20. Рабинович Н.Р. Статистическая оценка качества заканчивания на скважине. / Н.Р. Рабинович, Н.В. Смирнова // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 3.

21. Аметов Н.М. О построении модели пласта по результатам гидродинамических исследований / Н.М. Аметов, М.М. Апизаде // АНХ. 1975. - № 8.

22. Басович И.Б. Выбор фильтрацонных моделей по данным гидродинамических исследований скважин / И.Б. Басович, Б.С. Капцанов // Нефтяное хозяйство, 1980г., № 3.

23. Капцанов Б.С. Обработка кривых восстановления давления в неоднородных пластах / Б.С. Капцанов, В.Б. Фогельсон // Нефтяное хозяйство, 1984г., №2.

24. Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти / А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, A.M. Хасаев, В.И. Гусев.-М.: Недра, 1986.-380 с.

25. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / И.М. Муравьев, Р.С. Андриасов, Ш.К. Гиматудинов. М.: Недра, 1970г.

26. Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. РМНТК, Нефтеотдача, 1993.

27. Евченко B.C. Исследование скважин и пластов нефтяных месторождений Западной Сибири / B.C. Евченко, В.П. Максимов, К.С. Юсупов. М.: ВНИИОЭНГ НТО, 1974.

28. Анализ технологической и экономической эффективности ГРП на месторождениях АООТ Сургутнефтегаз, отчет ТФ СургутНИПИнефть, 1995.

29. СТО.51.00.025-86. Методы контроля за состоянием выработки пластов в процессе разработки месторождений. Юсупов К.С., Вагин В.П. Ротапринт СибНИИНП, 1986.

30. Стрекалов А.В. Системный анализ и моделирование гидросистем поддержания пластового давления. Тюмень, Изд-во «Слово», 2002.

31. Стрекалов А.В. Гидросистема нефтяных промыслов. Тезисы докладов научно-технической конференции «Научные проблемы Западно-Сибирского региона». Тюмень, 1999. С. 180-182.

32. Алтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления.-М.: Недра, 1970, 216 с.

33. Прегер Е.А. Исследование гидравлического сопротивления трубопроводов при переходном режиме движения жидкостей и газов / Е.А. Прегер, JI.A. Самойленко. Труды ЛИСИ, вып.50, Л., 1966, С. 27-39.

34. Стрекалов А.В. Нахождение замыкающих отношений при моделировании нагнетательных скважин. Межвуз. сб. науч. тр. Тюмень: Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири, 2002.

35. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. -М.: 1961, С. 24-120.

36. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти: Монография. М.: Нефть и газ, 1996. - 478 с.

37. Ибрагимов Л.Х. Определение эффективности кавитационной технологии воздействия на ПЗС с применением метода детерминированных моментов давления / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, А.А. Ситников // РНТГ: Нефтепромысловое дело, № 2. -1996 г.

38. Авторское свидетельство N 540029, кл. Е 21 В 37/08, 1977.

39. Патент РФ N 2068079, кл. Е 21 В 37/00, 1996.

40. Патент RU N 2073090, Е 21 В 43/25, 1997.

41. Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. Москва, Недра, 1990, с. 66.

42. Аметов И.М. и др. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. Москва, Недра, 1989, С. 137-138.47. Патент РФ N 2054118, 199548. Патент РФ N2099510, 1997

43. Горбачев Ю.И. Влияние ультразвука на проницаемость пластов-коллекторов. Москва, МГУ, Тезисы докладов Ежегодной научной конференции «Ломоносовские чтения», 1989, С. 89-90.

44. Горбачев Ю.И. Физико-химические основы ультразвуковой очистки призабойной зоны нефтяных скважин / Ю.И. Горбачев, О.Л. Кузнецов, Р.С. Рафиков, А.А. Печков // Геофизика № 4, 1998, С. 5-9.

45. Джавадян А.А. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения / А.А. Джавадян, В.Е. Гавура, В.И. Сафронов // Нефтяоое Хозяйство. 1998. - № 6. - С. 12-17.

46. Meyerhoff А.А. Best chances onshore are in China & Russia. // Oil and Gas J, Aug. 1997-vol. 175 / № 38 / p.p. 132-138.

47. Гумерский X.X. Состояние и перспективы внедрения новых МУН в мире / Х.Х. Гумерский, Ю.Г. Мамедов, А.Х. Шахвердиев // Сб. научн. тр., вып. 125. «Исследование новых технологий воздействия на нефтяные пласты». -2001.-С. 5-24.

48. Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы. // Нефтяное Хозяйство № 4, 2001.-С. 38-51.

49. Дзюбенко A.M. Как повысить эффективность мероприятий по повышению продуктивности скважин / A.M. Дзюбенко, П.М. Южанинов // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 6.

50. Созинов Г.М. Определение состояния призабойной зоны пласта скважин / Г.М. Созинов, К.С. Юсупов // Сб. тр. Тюмень. - СибНИИНП, 1992.

51. Стрекалов А.В. О равновесии и полярности качественных показателей элементов гидросистем нефтяных промыслов // Биниология, симметрология и синергетика в естественных науках: Материалы междунар. конф. Тюмень, 2001. С. 127-128.

52. Стрекалов А.В. Метод математического моделирования гидросистем поддержания пластового давления // Межвуз. сб. научн. тр. Тюмень: Биниология, связь с другими парадигмами естествознания, 2002. - С. 197-210.

53. Стрекалов А.В. Нахождение замыкающих отношений при моделировании нагнетательных скважин // Межвуз. сб. научн. тр. Тюмень: Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. - М.: изд-во «Вектор бук», 2002. - С. 34-48.

54. Стрекалов А.В. Нахождение замыкающих отношений при моделировании нагнетательных скважин: Сб. научн. тр. кафедры «Моделирования и управления процессами нефтегазодобычи». Тюмень. «Вектор бук» С. 50-55.

55. Стрекалов А.В. Метод математического моделирования гидросистем поддержания пластового давления. «Нефть и Газ» 5/2002, С. 70-80.

56. Стрекалов А.В. Математическая численная модель гидросистем поддержания пластового давления. Сборник научных трудов: «Моделирование технологических процессов нефтедобычи» Выпуск 3 Часть 1. Тюмень, «Вектор бук». 2002, с. 80-83.

57. Стрекалов А.В., Стрекалов В.Е. Биниология элементов гидравлических систем нефтяных промыслов. «Нефть и Газ» 6/2001. С. 95-99.

58. И.М. Аметов, И.Б. Басович, В.И. Бакарджиева, Б.С. Капцанов Применение метода детерминированных моментов для обработки кривых восстановления давления при исследовании неоднородных пластов. Сб. трудов ВНИИ, Добыча нефти, вып.61, М., 1977г.

59. Рязанцев Н.Ф. Испытание скважин в процессе бурения / Н.Ф. Рязанцев, M.J1. Карнаухов, А.Т. Белов. М.: Недра, 1982.

60. Захаров В.А. Восстановление и увеличение приемистости скважин месторождений Западной Сибири. //Тр. СибНИИНП, 1984 С. 48-50.

61. Сахаров В.А. Оптимизация работы газлифтных скважин в условиях прогрессирующего обводнения / В.А. Сахаров, А.В. Воловодов, Б.А. Акопян и др. // Обз. инф. «Нефтепромысловое дело», М.: ВНИИОЭНГ 1989. - 40 с.

62. Налимов В.В. Теория эксперимента. М.: Наука, 1971.-208 с.

63. Вороновский В.Р. Система обработки информации при разработке нефтяных месторождений / Вороновский В.Р., Максимов М.М. М.: Недра, 1975.-232 с.

64. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1949. - 400 с.

65. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.-396 с.

66. Шелкачев В.Н. Подземная гидравлика / В.Н. Шелкачев, Б.Б. Лапук. -М.: Гостоптехиздат, 1949. 524 с.

67. Сидоров И.А. Повышение эффективности работы водонагнетательных скважин / И.А. Сидоров, Ю.А. Поддубный, В.А. Кан // Обз. инф. Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ - 1982. - Вып. 22-34 с.

68. Розин Е.В. Интенсификация выработки запасов нефти и поздней стадии разработки / Е.В. Розин, М.Г. Ованесов, Ю.И. Брагин и др. // Обз. инф. Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ - 1982. - Вып. 25 - 28 с.

69. Ибрагимов Г.З. Опыт технологического обеспечения комплексных методов повышения нефтеотдачи пластов / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, А.Г. Телин и др. // Обз. инф. М.: ВНИИОЭНГ - 1991. - 52 с.

70. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М., Недра. - 1979. - 303 с.

71. Муравьев И.М. Эксплуатация нефтяных месторождений Муравьев И.М., Крылов А.П. М.: Гостоптехиздат. - 1949.

72. Мирзаджанзаде А.Х. Гидродинамика в бурении / А.Х. Мирзаджанзаде, В.М. Енотов. М.: Недра. - 1985. - 196 с.

73. Чукчеев О.А. Оценка технического состояния погружных установок электроцентробежных насосов на специализированных стендах / О.А. Чукчеев, А.Б. Рублев, В.В. Сушков // Известия вузов. Нефть и газ.-2002.-№ 6. С. 49-55.

74. Методические указания по сравнительной оценке эффективности методов увеличения нефтеотдачи и обработок призабойной зоны пласта. / Антониади Д.Г., Ковалев Н.И., Гилаев Г.Г. и др. // СТП39 -001-00 -Нефтекумск, 2000 24 с.

75. Захаров В.А. Воздействие на призабойную зону скважниы многократными высокими депрессиями / В.А. Захаров, В.А. Афанасьев. ЭН, сер. Нефтепромысловое дело. — 1986.

76. Тосунов Э.М. Новый метод восстановления продуктивности добывающих скважин / Э.М. Тосунов, О.А. Московцев // Нефтяное Хозяйство, 1989.-№9.

77. Карпов В.М. Влияние коллекторских свойств пласта на величину депрессии при вызове притока на Самотлорском месторождении. РРНТС, Нефтепромысловое дело. — 1982. Вып. — 8.

78. РД 39-23-764-82. Временная методика оценки эффективности методов повышения нефтеотдачи. — М.: ВНИИ, 1982.

79. Гусев С.В. Программа для оценки эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов / С.В. Гусев, Т.М. Сурнова // Информ. Лист № 86-32 / ЦНТИ. Тюмень, - 1986.

80. Амелин И.Д. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений / И.Д. Амелин, Р.С. Андриасов, Ш.К. Гиматудинов и др. М.: Недра, 1978.

81. Рублев А.Б. Опыт применения обработок призабойных зон скважин в ОАО «Самотлорнефть» / РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. 2000. - Вып. 10.-С. 25-28.

82. Пьянкова Е.М. Гидродинамические исследования накопления жидкости в скважинах сложного профиля / Е.М. Пьянкова, M.JI. Карнаухов, С.В. Кисев, А.В. Другов, А.Б. Рублев // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. - № 6.-С. 42-46.

83. Рублев А.Б. Анализ методов воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского месторождения / А.Б. Рублев, Н.А. Григорьева // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. - № 6. - С. 46-49.

84. Трофимов А.С. Повышение нефтеотдачи юрских залежей на ранней стадии разработки (на примере Западно-Асомкинского месторождения) / А.С. Трофимов, Н.Н. Андреева, И.Д. Галимьянов, А.Б. Рублев // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. - № 6. - С. 53-56.

85. Трофимов А.С. Анализ и перспективы внедрения методов увеличения нефтеотдачи юрских отложений (на примере Ершовского месторождения) / А.С. Трофимов, С.И. Грачев, А.Б. Рублев, И.Д. Галимьянов // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. - № 6. - С. 56-60.

86. Стрекалов А.В. Расчет режима совместной эксплуатации нескольких гидродинамически изолированных пластов / А.В. Стрекалов, А.Б. Рублев // Известия вузов. Нефть и газ. 2004. - № 6. - С. 28-41.