Разработка и исследование технологии управления фильтрационными потоками при эксплуатации горизонтальных нагнетательных скважин

Слепцов, Алексей Васильевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и исследование технологии управления фильтрационными потоками при эксплуатации горизонтальных нагнетательных скважин
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование технологии управления фильтрационными потоками при эксплуатации горизонтальных нагнетательных скважин"

На правах рукописи

СЛЕПЦОВ АЛЕКСЕЙ ВАСИЛЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ УПРАВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫМИ ПОТОКАМИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 -

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар - 2006

Работа выполнена в Кубанском государственном технологическом

университете (КубГТУ) Научный руководитель: доктор технических наук,

профессор

Вартумян Георгий Тигранович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Хл счетов Тофик Велиевич

кандидат технических наук Кравцов Игорь Николаевич

Ведущая организация: общество с ограниченной ответственностью «Кубаньгазпром-Нау чно-Технический Центр» (ООО . « Ку ба ньгазпром-НТЦ»)

Защита состоится «27» октября 2006 года в 9-00 на заседании диссертационного совета КМ 222.015.01 при открытом акционерном обществе «Российский Научно-исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти» (ОАО «РосНИПИтермне фть») по адресу: 350063, г. Краснодар, ул. Мира, 36

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке общества с ограниченной ответственностью «Нефтяная компания «Роснефть»-Научно-технический центр» (ООО «НК«Роснефть»-НТЦ») по адресу: 350063, г. Краснодар, ул. Мира, 36

■Автореферат разослан «27» сентября 2006 г. Ученый секретарь диссертационного совета Кандидат технических наук,

доцент —у** Ю.И. Сташок

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Разработка и эксплуатация месторождений горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами (ГС иБГС) значительно повышает нефтеотдачу пластов и объемы извлекаемых запасов, В последние время внимание отечественных и зарубежных нефтегазодобывающих компаний занимают вопросы закачки в продуктивный пласт жидкостей, газа или теплоносителей с использованием горизонтальных нагнетательных скважин (ГНС) и боковых горизонтальных стволов. Естественным является их использование и для «закачки-отбора» газа в подземных газохранилищах (ПХГ), а также стремление осуществлять гидроразрыв пласта и различные методы обработки приствольной зоны ГС и БС для интенсификации притока флюида к добывающим скважинам, изоляции притока пластовых вод гелеобразующими системами и т.п. Во всех этих случаях необходимо установить влияние гидродинамических и геометрических параметров горизонтального ствола (давления и расхода нагнетаемой жидкости, длины участка, плотности перфорации, размеров перфорационных отверстий и др.) на характеристики фронта вытеснения и движения жидкости к добывающим скважинам.

Анализ публикаций и постоянный интерес к проблеме увеличения извлекаемых запасов, особенно для месторождений, находящихся в поздней стадии разработки, и месторождений, содержащих трудноизвлекаемые запасы, показывают, что данная проблема для ГС и БС остается актуальной. Цель работы

Повышение извлекаемых запасов нефтяных и газовых месторождений на основе разработки и совершенствования гидродинамических и геометрических характеристик ГС и БГС.

Основные задачи исследований

1. Анализ и обобщение работ в области гидродинамики перфорированных (пористых) каналов.

2. Экспериментальные и теоретические исследования движения жидкости в длинных перфорированных трубах при нагнетании.

3. Разработка технико-технологических решений по совершенствованию гидравлических и геометрических характеристик горизонтального участка нагнетательных скважин.

Научная новизна

1.Получены гидравлические характеристики Л = /(Л,) для перфорированных каналов, гидродинамически подобных горизонтальному участку ГС, с различным размером перфорационных отверстий.

2. В рамках теории пограничного слоя получены уравнения распределения давления и расхода по длине горизонтальной скважине при нагнетании.

3. Получен закон распределения плотности перфорации по длине ГС, обеспечивающий равномерный фронт движения вытесняющей жидкости или теплоносителя.

Практическая ценность работы

1. Разработаны инженерные методы расчета давления и расхода по длине горизонтальной нагнетательной скважины.

2. Разработан скважинный фильтр, с заданным законом плотности перфорации по длине горизонтального участка, обеспечивающий равномерный расход и перепад давления в приствольной зоне скважины и равномерное движение фронта вытеснения жидкости по длине ствола.

3. Разработаны методические указания по лабораторным работам по дисциплине «Подземная гидромеханика» для студентов нефтегазовой специализации 130501, 130503 и 130504.

Апробация работы

Материалы диссертационной работы докладывались на научно-технических советах ОАО «Кубаньгазпром» (Краснодар-2003г.) , ОАО «Роснипнтермнефть» (Краснодар 2004 г. ), на 3-й и 4-Й Международных конференциях «Освоение ресурсов тру дно извлекаемых и высоковязких нефтей»- (г. Анапа-2001 г. , 2003 г.) на 5-й конференции молодых ученых РГУ им. Губкина (Москва - 2004 г.), на 2-й Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (г. Самара - 2003 г.), на Международной научно-практической конференции: Ашировские чтения (г. Самара- 2004 г.), на совместном заседании кафедр «Гидравлика и гидравлические машины», «Нефтегазового промысла» и «Оборудование нефтегазового промысла» КубГТУ (Краснодар 2005 г.), на научно-техническом совете научно-исследовательского и проектно-изыскательского института «ИнжГЕО» (г. Краснодар- 2005 г.).

Публикации

Основное содержание отражено в 1 б печатных работах, в том числе одном методическом указании для студентов нефтегазовой специальности и одном патенте.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 90 наименований. Работа изложена на 112 страницах машинописного

текста, в том числе приложение на 20 страницах, содержит 14 таблиц и 15 рисунков.

Автор выражает благодарность президенту ЗАО НИПИ «ИнжГЕО» Кашарабе О.В., и.о. исполнительного директора ЗАО НИПИ «ИнжГЕО» Бутурлакину Н.В., главному инженеру ЗАО НИПИ «ИнжГЕО» Тимофееву С.А., начальнику технического отдела ЗАО НИПИ «ИнжГЕО» Андрющенко A.A. за постоянную заботу и поддержку при подготовке диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность исследований, сформулированы цель и задачи, дана краткая характеристика работы.

В первой главе дан краткий обзор и анализ работ отечественных и зарубежных исследователей по следующим основным направлениям:

- гидродинамика пористых (перфорированных) каналов, работающих на приток и нагнетание;

- гидродинамика горизонтальных скважин.

Вопросам гидродинамики и тепломассообмена применительно к внешним задачам - течению в пограничных слоях - уделялось значительно большое внимание, чем внутренним задачам - течению жидкостей и газа в пористых каналах и трубах.

С начала прошлого века (1904 г.), когда JI. Прандтлем были получены уравнения движения жидкости в пограничном слое, внешние задачи ламинарного и турбулентного обтекания тел, в том числе и перфорированных, различной формы (пластина, цилиндр, шар и др.) рассматривались в работах Г. Шлихтинга, Г. Блазиуса, B.C. Жуковского, Е. Ван Дриста, Дж. Гарнета, Э. Эккерта, Н.Е. Кочина, С.С. Кутателадзе, Л.Г. Лойцянского и др. Эти работы были связаны с практическими приложениями в производстве высокоскоростной техники.

В связи с развитием новых приложений (охлаждение реактивных двигателей, электрокабелей, регулируемый подвод и отвод масс для интенсификации химических реакций и др.) с 50-х годов прошлого века значительно возрос интерес к изучению закономерностей смешения, распространения, тепломассопереноса в каналах и трубах с пористыми (перфорированными) стенками. Помимо упомянутых выше авторов в работах A.C. Бермана, P.M. Тейлора, C.B. Юаня, Г.Л. Вайсберга, В.Н. Варапаева, H.A. Слезкина, С.М. Тарга, И.П.Гинсбурга, П.Н. Романенко и др. рассмотрены различные постановки и методы решения задач гидродинамики проницаемых каналов при различных граничных условиях (с подводом и отводом жидкости на поверхности). Во многих работах уравнения движения Навье-Стокса, описывающие течение жидкости в горизонтальных каналах в приближении теории пограничного слоя, записывают в виде:

i^ + v^; (1)

ьх дх pdx ду2 y '

ах ду

Система уравнений (1) решается при граничных условиях

^ = 0 Г = 0; (2)

ду

у = h U = 0, V=VCT„ где U- продольная скорость, м/с; V - поперечная скорость, м/с; h -полуширина канала, м; Vct - скорость притока или оттока жидкости

через перфорационные отверстия, м/с; и градиенты давления

по оси X и Y ; р — плотность жидкости, кг/мэ; v - кинематическая вязкость, м2/с. Ось Х-ов направлена по потоку, a Y-ob перпендикулярно к ней.

Изменение давления вдоль по потоку можно получить из первого уравнения (1), учитывая инерционные или вязкие составляющие.

В зависимости от граничных условий (2) задачу можно решать для нагнетания и для притока. При определенных допущениях относительно корректива продольной скорости V и коэффициента потока импульса систему (2) можно свести к одномерному случаю. A.C. Берман, P.M. Террил и др. решают задачу (I) и (2) при допущении постоянства скорости притока и оттока V=const. Тогда осевая скорость преобразуется к виду:

U -

и,±— У fin) (3)

где ио- начальная скорость основного потока; X - продольная координата; ^ - безразмерная координата; 77 = -^; / (г)) — вспомогательная

функция. Знак минус принимают для притока.

В рамках динамического подобия течения жидкости в горизонтальной скважине определяется двумя критериями подобия Рейнольдса: для течения внутри канала и для переферийного притока (оттока), который отнесен к диаметру горизонтального участка.

Диапазоны изменения этих критериев для трубы Д(г = — и для

периферийного притока (оттока) = —. (здесь и и V - продольная и

поперечная скорость, м/с; V - коэффициент кинематической вязкости, м2/с) определялись расчетным путем по следующим исходным данным:

- дебит скважины принят равным 50+500 мэ/сут;

- длина горизонтального ствола L~ 50+500 м;

- диаметр горизонтального участка d= 0,114 м и d= 0,168м;

- кинематическая вязкость жидкости у = 10"5 +10"6 м2/с

Тогда для добывающих скважин (притока) Rf^ 350+6000, Rn " 0,03+40. Для нагнетания (оттока) ^ =15* 103 +30* 104.

Указанные пределы критериев позволили ограничить круг анализируемых теоретических и экспериментальных исследований.

Исходные уравнения Навье-Стокса практически во всех анализируемых работах записываются в приближении теории пограничного слоя перфорированных горизонтальных каналов.

Наибольший интерес с точки зрения, рассматриваемой нами проблемы гидродинамики горизонтальных скважин представляют работы JT.C. Бермана, Р.М. Террила, P.M. Олсона и Э.Р. Эккерта. Однако их экспериментальные результаты получены для небольших длин рабочего участка L/d < 180 (отношение длины трубки к диаметру), обладающих большим сопротивлением и обеспечивающим равномерный приток (отток) по всей длине пористой поверхности.

Характерным для многих работ зарубежных и отечественных специалистов является то, что решаются уравнения Навье-Стокса при допущении постоянства скорости притока (оттока) по всей длине пористой поверхности, а отношение пористой поверхности L/d <200. Для горизонтальных скважин это отношение лежит в пределах 250 < L/d <5000.

Вместе с тем скорости притока и оттока охватили практически весь диапазон изменения (-oo<Rn<3o).

Влияние уклона на восстановление гидравлических потерь давления рассматривалось в работах B.C. Генкина, В.В. Дильмана, С.П. Сергеева.

В работах B.C. Михайлова, A.M. Крапивина, П.Н, Романенко, В.Н. Харченко исследовались характер изменения расхода давления и теплообмена при турбулентном течении жидкости в трубе с переменным параметром L/D =10,8+108 Диаметр трубки составлял d=0,138 м, число Рейнольдса на входном участке- RlT =3* 104 — 2* 10s

или примерно по расходу (125+850) мэ/сут. Диаметр перфорации равнялся do=10~3 м и d0=l,4*10"3 , расстояние между рядами t=do/d, выраженное в относительных единицах (отношение диаметров отверстия и трубки) изменялось от 0,1 до 0,3 , а число Ейлера

Еи = (Др,р и U- перепад давления, плотность и скорость)

ри

находилось в пределах Еи =0 + 2.

Специфика практической направленности проводимых исследований, связанная с небольшими размерами установок и высокими скоростями «вздува» и «отсоса», не позволяет однозначно перенести результаты

этих исследований на гидродинамику горизонтальных скважин. Случаи когда течение жидкости формируется за счет притока жидкости через перфорированные (пористые) стенки рассмотрены на модельных примерах в работах В.Н. Варапаева и H.A. Слезкина.

Анализируемые работы мы классифицировали по типам задания граничных условий на перфорированных поверхностях и методам решения задач в приграничном приближении. В основной массе, включая работы JI.C. Лейбензона, Э.Р. Эккрета, В.С.Генкина и др. скорость притока (оттока) записывается в виде;

гдеаг - коэффициент проницаемости стенок; (Рс-Р) - перепад давления на перфорированной поверхности. В работах А.Д. Ренкина, B.C. Михайлова, P.M. Террила и др.скорость притока (оттока) определяется как скорость истечения из отверстия

где 4 - пористость поверхности, ц - коэффициент истечения из отверстия; р - плотность флюида; ДР-перепад давления.

Эта же скорость (5) определяет приращение скорости продольного потока

где, (1- диаметр трубы; и — скорость течения жидкости в рассматриваемом сечении.

Методы решения задач распределены в следующем порядке: численные решения дифференциальных уравнений, метод малого параметра, аналитические приближенные методы степенных рядов и интегральные методы преобразования Лапласа.

Далее нами рассмотрены аналитические подходы к определению дебитов горизонтальных скважин. В основе выводов многих формул дебита ГС лежит единый подход, в котором скважина с постоянным расходом заменяется линейным стоком с таким же расходом. Линейный сток считается состоящим из точечных стоков, равномерно распределенных по длине ГС, с постоянной интенсивностью. Решая задачу при заданных граничных условиях, когда в пласте действует один точечный сток, расположенный на скважине, определяют потенциал давления и интегрируют полученное выражение по длине скважины.

Несмотря на то, что принятые исходные предпосылки при выводе формул дебита в работах В.П. Меркулова, Ю.П. Борисова, В.П. Пилатовского, С. Джоши, Дж. Ренарда, А.И, Чарного, А.П. Телкова, Ю.И, Стклянина и др. примерно одинаковые, результаты расчетов по

У = а(Ре-Р)

(4)

(5)

(6)

ним различаются между собой. Удивительным является не тот факт, что расчетные значения дебитов не совпадают с фактическими данными, а то, что эти результаты различаются между собой (особенно при большой длине горизонтального участка L >250 м). Об этом свидетельствуют работы А.И, Ибрагимова, A.A. Некрасова, М.З. Керимова, А.И. Телкова и др. В частности в работах А.И. Ибрагимова на основе теории ньютонова потенциала и асимптотических разложений показано, что между дебитом и длиной ГС существует линейная связь, а различие между расчетными дебитами связано со степенью приближения решений.

Можно согласиться с мнением B.C. Евченко, предложившим использовать формулу Дутой для вертикальных скважин с дополнительным фильтрационным сопротивлением, обусловленным расположением скважины и анизотропией пласта. Им предложены формулы для расчета дополнительных фильтрационных

сопротивлений, аналогичных формулам С.Н. Бузинова, И.Д. Умрихина, В.П. Пилатовского, Ю.П. Борисова и др.

Таким образом, проведенный анализ показал, что основные теоретические и экспериментальные исследования в области гидродинамики горизонтальных перфорированных каналов практически не используются при постановке и решении задач притока и оттока в горизонтальных скважинах. Исключение составляют работы В.А. Черныха, З.С. Алиева и В.В. Шеремета, в которых неравномерность притока газа по длине ГС реализована за счет переменной толщины пласта на начальном участке ГС.

Следует отметить, что:

- гидро газодинамика длинных перфорированных (пористых) горизонтальных каналов и труб (L/d>250) применительно к ГС не достаточно изучена экспериментально;

- структура движения жидкости по длине перфорированных труб существенно не стационарна и целиком определяется числом Рейнольдса основного потока и локальным отношением скорости притока (оттока) к скорости основного потока;

- общие потери напора в перфорированных трубах складываются из потерь напора на гидравлические сопротивления и потерь на разгон или торможение основного потока;

- недоучет переменного по длине ГС притока (оттока) в моделях расчета дебита (или приемистости) скважин в значительной мере проявляются при снятии и интерпретации результатов гидродинамических исследований ГС.

В заключение показано, что исследование гидродинамики горизонтальных нагнетательных скважин является самостоятельной проблемой. Решение данной проблемы позволит не только управлять

фильтрационными потоками в прискважинной зоне пласта, но и послужит основой решения проблемы повышения эксплуатационных показателей добывающих ГС.

Во второй главе дается описание экспериментальной установки по исследованию движения жидкости в перфорированных горизонтальных трубках и результаты анализа экспериментальных данных, полученных нами, а также данных, приводимых в литературных источниках.

Сконструированная установка аналогична установке Ф.А. Шевелева, на которой исследовалась гидравлика трубного течения воды. На рисунке 1 дана схема установки, которая состоит из градуированной стойки с блоком (1) для регулирования уровня давления, двух деревянных стоек (2) , между которыми строго горизонтально натянуты два параллельных провода (3) на расстоянии 20 см друг от друга. Спаренный бачок служит для измерения уровня жидкости и обеспечения постоянного расхода. Из верхнего бачка (4) с помощью крана подается необходимый расход жидкости в нижний бачок и устанавливается требуемый напор. Излишки жидкости удаляются с верхнего и нижнего бачков в слив. Этим обеспечивается постоянство давления и расхода в начале полиэтиленовой трубки (5). Трубка (5) подвешивается на пирамидообразные опоры (6) высотой 1 м, совпадающей по высоте с нижним горизонтальным проводом (3) , скрепленным с трубкой.

Верхний провод обеспечивает контроль горизонтальности полиэтиленовой трубки. Полиэтиленовые трубки были заготовлены в количестве 4-х штук диаметром с!=1 см, длиной по 5 метров. Одна трубка не перфорировалась, а остальные три имели перфорацию в средней части на рабочем участке длиной Ъ=260 см. С каждой стороны трубки 120 см оставались не перфорированными для исключения концевых эффектов. Диаметр перфорационных отверстий составлял 1 мм , 1,65 мм и 2 мм, шаг перфорации равнялся 10 см. Для определения давления по длине трубки были установлены микроманометры (6), которые поворачивались на 30° и 60° относительно оси трубки. Наклон дифманометра позволял увеличивать замеряемую высоту столбов жидкости в два раза.

На концах трубки измерялся расход Р„ач и Окок. Разность С^-С^н-С^ составляла расход через все 25 отверстий на рабочем участке.

Рисунок 1. Экспериментальная установка по исследованию гидродинамики жидкости в пористых трубах.

На рисунке 2 показана зависимость перепада давления на концах трубки от расхода в начале трубки. Видно, что с увеличением диаметра перфорации для одного и того же расхода перепад давления падает. Для каждой кривой точки построены по результатам 3-х измерений.

Рисунок 2. Зависимость перепада давления на концах трубки от начального расхода. 1 - без перфорации;

2, 3, 4- для перфорированных труб диаметром (10= 1мм, 3-1,6 мм, 4-2 мм Обработка данных, полученных на полиэтиленовых трубках с перфорацией <10=2мм с шагом 0,1 м для 5 метровых трубок диаметром <1=2 мм приведена на рисунке 3.

Из рисунка 3 видно, что расход жидкости через отверстия находящихся на расстоянии 2,5 метров друг от друга (от начала трубки соответственно 0 и 2.5 метров), различаются на 1-2 см'/с, т.е. скорость истечения жидкости по длине трубки существенно неравномерна.

Незначительный уклон трубки 1=0,001 (т.е. 1 см на 10м) практически выравнивает давление по всей длине трубки.

Для обработки данных по определению гидравлических сопротивлений уравнение Дарси-Вейсбаха было преобразовано к виду:

з: о

з;

10 20 30 40 50 60 70 80

НАЧАЛЬНЫЙ РАСХОД СМ1/СЕК

ДАВЛЕНИЕ В СЕЧЕНИИ, СМ Рисунок 3. Зависимость расхода жидкости в сечении трубки от давления, где, ДА- падение давления по длине перфорированного участка,

см;

/-длина рабочего участка, см; V-кинематическая вязкость, см2/с; g - ускорение силы тяжести см/с2; с!- диаметр трубки, см; Ле - критерий Рейнольдса.

Критерий Рейнольдса определялся через расход в начальном сечении

Я, =-^-«12(для ¿=1 см, V = 1.01* 1С6 м2/с =1.01*10"2см2/с) жгу

После подстановки исходных данных уравнение (7) представляем в виде Л = 4.76—-. Расчеты коэффициента гидравлических сопротивлений

для гладкой полиэтиленовой трубки приведены в таблице 1

Таблица 1. Расчет коэффициента гидравлических сопротивлений

№ ДЬ, Ке X № ДЬ, Ие X

п/п см3/с см п/п см3/с см

1 1.4 0.20 151 0.462 8 17 5.2 2142 0.092

2 4.6 0.65 580 0.146 9 34 10.2 4284 0.042

3 7.2 0.88 907 0.081 10 41 11.3 5156 0.032

4 9.2 1.3 1160 0.072 11 46 15.6 5790 0.035

5 12.0 2.8 1512 0.093 12 50 15.7 6300 0.030

6 13.5 4.2 1676 0.114 13 57 20.5 7182 0.030

7 14.0 4.3 1764 0.104 14 62 22.6 7812 0.028

Аналогичные расчеты выполнены для трубок с перфорацией. Результаты приведены на рисунке 4. Зависимость коэффициента гидравлических сопротивлений от числа Рейнольда на ламинарном участке в логарифмических координатах представляет собой прямую линию. На рисунке 4 приняты следующие обозначения: I - теоретическая кривая для

ламинарного режима. Л =— ; II - эмпирическое уравнение Блазиуса для

Не

турбулентного режима

.0,3164.

Яе«5 '

I- зависимость Л = /(Яе) для

полиэтиленовой трубки без перфорации; 2,3 и 4 — для перфорированных труб с диаметром перфорации с!0=1;1,6; и 2 мм.

г и с; т X к

о о. с

8 §

о ш

т ^

(П

г 3

г ш

е о

КРИТЕРИЙ РЕЙНОЛЬДСА (Яе)

Рисунок 4. Изменение коэффициента сопротивлений Л = /(К.е) от числа Рейнольдса.

Для участка Ламинарного течения нами получены следующие модели для определения гидравлических сопротивлений в трубках:

- без перфорации Л = ;

- с перфорацией с1=1 мм Л = —;

Не

- с перфорацией <1=1,65 мм Л = —;

И.е

- с перфорацией с!=2,0 мм Л =—.

Ке

Отсюда следует, что увеличение диаметра перфорации снижает гидравлические сопротивления

Отличие формулы для неперфорированной трубки от классической X = —

ке

объясняется незначительной шероховатостью её внутренней поверхности. На участке турбулентного течения и в переходной зоне разброс точек велик и линии проведены по средним значениям. Можно считать, что не зависимо от диаметра перфорации коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном течении определяется по формуле 0.25

Л = . Графики рисунка 2 показывают также, что переход от

ламинарного к турбулентному течению жидкости для гладкой трубки начинается раньше (Ле=1100), а для трубок с перфорацией <3=2 мм - при Яе=1500. Соответственно смещена и вся зона перехода от ламинарного к турбулентному течению от Яе=1100 до Яе=5000.

Проведенные экспериментальные исследования позволили сделать ряд выводов, которые нельзя не учитывать при расчетах давления нагнетания и расхода по длине пористой трубы:

- чем больше перфорационные отверстия, тем меньше гидравлические сопротивления в трубе;

- при стационарном режиме закачки агента изменение перепада давления свидетельствует о перекрытии части отверстий (увеличение ДР) или о поглощениях по длине колонны (снижениеДР).

В третьей главе дано решение задачи гидродинамики горизонтальной скважины, получены уравнения для расчета изменения давления и расхода нагнетаемой жидкости по длине горизонтального участка, даны рекомендации по управлению фронтом вытеснения и движения жидкости к добывающим скважинам.

Отметим, что в начале горизонтального участка давление и расход нагнетаемой жидкости выше, чем в конце участка на величину потерь давления и расхода по длине канала. Эти потери будут тем выше, чем длиннее участок нагнетания.

Задача течения жидкости в пористых или перфорированных трубах рассматривалось динамическими методами ещё Л.С.Лейбензоном. В работах С.М. Тарга изучались приближенные уравнения Навье — Стокса, учитывающие слагаемые от вязкости и ускорения лишь частично для труб и диффузоров. Распространим указанный им приём для решения задачи движения фронта вытеснения вокруг горизонтальной нагнетательной скважины (ГНС).

Так как длина горизонтального участка значительно превосходит её диаметр» то уравнение сохранения импульса, уравнения неразрывности в продольном направлении и постоянства давления в поперечном сечении трубы (см. расчетную схему на рисунке 5 можно записать для установившегося неравномерного плоско-параллельного потока жидкости между двумя параллельными пористыми стенками, расстояние между которыми равно диаметру горизонтального участка ((1 =2Ь) в виде аналогичном (1) первой главы:

ттди 1 дги еи ег . ер п (1Л

и0—— =---+ у—-+-= 0; — = 0, {/)

ЭХ рдХ ду2 дХ ду ду

при ограничениях

и=и0 , Р= Рн>Рпл при X = 0, | у | > 0 , (8)

, ^ = 0 при, |х| >0 , у=0, (9)

ду

и=0 , у=а{р-р„) при, х > 0, у=Ь (10)

где Рн - давление нагнетания в начальном сечении X =0, кг/см2; Рпл — постоянное давление в окружающей среде (пластовое давление), кг/см2;

11о- начальная скорость потока, см/с; а — коэффициент проницаемости канала, см3/с кг ; V - кинематическая вязкость, см2/с; р — плотность жидкости кг с2 /см4 ; р — текущее давление, кг/см2 .

Граничное условие (2) означает, что в начале горизонтального участка скорость потока распределена равномерно и равна ио, а давление нагнетания равно Рн > Рпл. Граничное условие (3) характеризует симметрию потока и дает градиент продольной скорости и поперечную скорость равными нулю. Граничное условие (4) - это прилипание к стенкам продольного потока и отток жидкости через перфорированную поверхность.

У(х.у)

////////

и0

х:

77777 I 77777777

7777

//////// //////// ////////

77777777 77777777

"У

Рисунок 5. Расчетная схема течения жидкости между пористыми стенками.

Сделав преобразование Лапласа по координате X исходных уравнений (I) и граничных условий (2), (3) и (4), мы получим задачу об остывании шара с начальной температурой и0, погруженного в среду с нулевой температурой (здесь вместо времени ( фигурирует координата х), решение которого хорошо известно. Приближенные значения продольной скорости и перепада давления будут иметь вид:

Р-Р^Р.-Р.+Рьи^ЛЬх-^зк^х . (12)

где ;

к — полуширина канала (радиус трубы), ц - динамическая вязкость, ц= ру.

Если в (11) и (12) положить а=0 и учесть, что при к]-*0, сИк1 эИк} х&к,} х , то получим известные соотношения ПуазеЙля для плоского непроницаемого канала (щели)

Можно дать точное решение данной задачи однако оно не позволяет наглядно представить, получаемые результаты.

Обозначим через Ь, длину участка, на котором давление внутри канала выше пластового. Тогда приравняв левую часть уравнения (12) к нулю, получаем:

Из данного уравнения определяется длина участка нагнетания.

(14)

К 3 цЩ '

Полученное выражение позволяет выполнить все необходимые расчеты по выбору длины нагнетательной скважины при её проектировании. При этом

необходимо учесть, что и0 = , где О -расход в начале горизонтального

жп

участка; Ь- радиус скважины, а определяется по формуле К1 = >где а-коэффициент приемистости.

Если под нагнетательную переводится добывающая скважина с длинной горизонтального участка Ь, то по характеристикам насосов можно подобрать такие и Р„, которые бы удовлетворяли уравнению (13).Если правая часть уравнения (13) меньше единицы, то подставив (13) в (11) и (12) получаем:

„Лад^еА*^ (15)

2 И япкЬу

; Об)

Характер изменения расхода и давления в безразмерных координатах показан на рисунке 2.

Видно, что по длине канала расход и давление распределены неравномерно. Следовательно, и скорость вытеснения будет

выглядеть аналогично изменению давления (кривая 1). Фронт вытеснения, продвигаясь по продуктивному пласту достигнет эксплуатационную горизонтальную скважину и «обводнит» её раньше, чем вытиснится нефть.

В диссертационной работе приведены результаты экспериментов по определению распространения влаги в грунте вокруг перфорированной полиэтиленовой трубки диаметром 20 мм и длинной рабочего участка 2,5 метра, которая находилась в специальном ящике из стекла (аквариум) размером 2,5x1,0x1,0 м, емкостью 2,5 м3 . Исследования проводились с грунтом, содержащим песчаные фракции 0,05-0,0005 мм (15%), глинистые фракции 0,05 мм (14%), цемент плотностью - 2,70 г/см3, коэффициент фильтрации -0,3-0,4 м/сут.

а §

2 ® 3 <:

к ^ Й £0

6 з

о §

ь>

Зо

р-р»

0,2 0.4 0.6 0,8 1,0

относительное расстояние

Рисунок 6, Характер изменения давления-1,расхода-2 по длине пористого канала.

Датчики влажности, закрепленные внутри ящика по длине и высоте, дали картину сплюснутого к концу трубки эллипсоида. Несмотря на несоблюдения подобия пластовых систем, качественная картинка совпадает с кривой 2, приведенной на рисунке 4.

Таким образом, приведенные в данной главе результаты позволяют проводить инженерные расчеты по выбору геометрических и гидродинамических характеристик горизонтальных нагнетательных скважин.

В четвертой главе дается гидродинамическое и технологическое обоснование неравномерного распределения площадей перфорационных отверстий по длине горизонтального участка нагнетательной скважины и технологические рекомендации по выравниванию профиля вытеснения.

Выравнивание профиля вытеснения можно осуществить различными путями:

- проектировать горизонтальный участок нагнетательной скважины с переменным сечением при равномерном распределении перфорации;

- проектировать горизонтальный участок с необходимым уклоном, чтобы компенсировать потери давления;

- проектировать горизонтальный участок с неравномерной по длине плотностью перфорационных отверстий.

Третий подход наиболее технологичен, т.к. для добывающих горизонтальных скважин все рассуждения остаются аналогичными.

Если принять давление в начале горизонтального участка РНу а расход Qoi то при равномерном распределении «уноса» жидкости по

длине Ь трубы на отрезке с1хв пласт будет нагнетаться —

жидкости в единицу времени. Обозначая через/сумму площадей всех отверстий (подобных друг другу), которые нанесены на единице длины, а перепад давления в трубе над пластовым Л. Тогда

Я*-сЫ=цГдх42ф ; (17)

где (Л- коэффициент истечения жидкости из отверстия; g- ускорение свободного падения;

— расход в начальном сечении, напор по длине трубы и сумма площадей перфорационных отверстий.

Вместе с тем, потери напора для трубы длиной с!х на гидравлические сопротивления составят:

А = л[<?0 =

Откуда после интегрирования от 0 до X находим

Тогда напор в произвольной точке X при напоре в начале участка Н > Н,]Л будет

Из (17) находим / и подставляя (18), получаем

/=-Г--<19>

Эта зависимость площадей отверстий по длине горизонтального участка нагнетательной скважины защищена патентом на полезную модель № 55802 «Скважинный фильтр».

Анализ формулы (19) показывает, что площадь отверстий в нагнетательной скважине зависит от напора и расхода в начале горизонтального участка, вязкости закачиваемой жидкости, расстояния до сечения и гидравлических сопротивлений.

Приведем пример расчета площадей перфорационных отверстий, поясняющих смысл формулы (19). Пусть имеется скважина с горизонтальным участком Ь=200 м.; С>о=0,016 м3/с=16 л/с, диаметр скважины в = 0,1 м.

Скорость в начале участка £/0 = - 2.04 м/с, число Рейнольдса

Яе = = 2.04х —0-1 -- = 2.0х 105, Коэффициент гидравлических V 1.06х 10

сопротивлений для шероховатой поверхности определим по известной

(к V25

формуле А = 0.11х1^-1 =0.0164

Задавая различные значения X (например Х=0, 25; 150 и 200 м),

X 113

получаем отношение — = 0 , —; —; - . Считая коэффициент А

¿г 4 2 4

постоянным (А = /(Л)), определяем величины /. На участке 0+25 м сумма

площадей отверстий составит/=1,4 м2, на участке 25+100 м /=5,2 м2 , от

100+200 м /= 10 м2.

Из приведенных расчетов видно, что плотность перфорации (если всё

отверстия одного размера) на конечном участке ГНС значительно выше,

чем на начальном участке (10/1,4=7). Достоинством формулы (18) является

то, что она дает возможность рассчитывать переменную плотность

перфорации через каждый метр длины горизонтального ствола.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому

результату является скважинный фильтр, содержащий перфорированную

трубу и насадки с отверстиями, выполненные в форме трапецеидальных

пазов-щелей или усеченных конусов, закрепленных на наружной

поверхности трубы и совмещенные с её отверстиями, где отверстия трубы

и насадок расположены по винтовой линии. Патент (1Ш 2190731).

Как показали наши теоретические и экспериментальные исследования

при эксплуатации данного скважинного фильтра как в добывающих

нефтяных и газовых горизонтальных скважинах, так и в нагнетательных

скважинах наблюдается неравномерный фронт вытеснения продукта из

пласта по длине пласта, что приводит к замедлению скорости потока

жидкости (газа), и как следствие, сокращается дебит добычи скважинного

продукта.

Технической задачей данного изобретения является достижение наибольшего вытеснения нефти или газа из продуктивного пласта в добывающие горизонтальные и вертикальные скважины.

Техническим результатом является выравнивание фронта притока в горизонтальных добывающих нефтяных и газовых, а также в нагнетательных скважинах, что и позволяет увеличить дебит добычи скважинного продукта.

Техническая задача решается тем, что в скважинном фильтре содержащем перфорированную трубу с отверстиями, расположенными по винтовой линии, в котором площадь отверстий неравномерна по длине фильтра и плотность перфорации для начала горизонтального участка скважинного фильтра ниже чем для конца горизонтального участка скважинного фильтра. Результатом применения скважинного фильтра является выравнивание фронта вытеснения жидкости, что позволит увеличить добычу скважинного продукта в добывающих скважинах,

1 2

I 2

Рисунок 7. Скважинный фильтр и схема движения нефти к добывающим скважинам.

На рисунке 7 представлены общий вид скважинного фильтра (рис. а), схема движения контура вытеснения нефти водой при равномерной (рис. б.) и неравномерной (рис. в.) перфорации нагнетательной скважины.

Скважинный фильтр представленный на рис. 7а состоит из трубы-1 с отверстиями-2 расположенными по винтовой линии, отверстия распределены по длине фильтра с учетом перепадов давления.

Как видно из рис.7б в случае равномерного распределения перфорационных отверстий расход жидкости в начале нагнетательной скважины выше, чем в конце и скорость движения фронта вытесняющей воды выше. Это приводит к тому, что скважина обводняется когда «голова» вытесняющей жидкости (вода) подходит к добывающей скважине. В результате остается значительный участок не вытесненной нефти применение данного скважинного фильтра позволяет с самого начала нагнетания организовать равномерный фронт вытеснения нефти (рис.7в.). Такое движение обеспечивает полное вытеснение нефти по всей длине добывающей скважины.

Таким образом, использование данного технического решения позволяет значительно увеличить дебит добывающих скважин и существенно увеличить вытеснение агентом нефти. Основные результаты и выводы:

1. Анализ работ по гидродинамике горизонтальных перфорированных (пористых) труб показал, что структура движения жидкости и гидравлические сопротивления целиком определяются числом Рейнольдса и локальным отношением скорости притока (оттока) к скорости основного потока.

Недоучет переменного по длине притока (оттока) в моделях расчета дебита или приемистости ГС приводит к несоответствию проектных и фактических данных по скважинам.

2. Результаты экспериментальных исследований на перфорированных трубках, гидродинамически подобных ГС, показали что:

- в области ламинарного течения снижение гидравлических сопротивлений при нагнетании практически пропорционально росту диаметра перфорационных отверстий;

- переход от ламинарного к турбулентному режиму течения сдвигается от Яе=( 1000-1500) для гладких труб до Яе=(2500-5000) для перфорированных;

- при нагнетании жидкости в модель пористой среды фронт вытеснения вокруг пористой трубы принимает форму приплюснутого к концу эллипсоида.

3. Разработаны аналитические модели для инженерного расчета давления и расхода жидкости по длине нагнетательной ГС. Дан метод определения длины работающего на нагнетание участка при заданном давлении и расходе в начале ГНС.

4. Дано теоретическое обоснование необходимости неравномерной перфорации горизонтального участка нагнетательной скважины для выравнивания фронта вытеснения. Формула расчета площадей винтообразной перфорации защищена патентом на полезную модель №55802.

Использование неравномерной плотности перфорации при прочих равных условиях обеспечивает равномерный отток вытеснителя по всей длине горизонтально участка ГНС и более высокий коэффициент вытеснения нефти к добывающим скважинам.

5. Разработана лабораторная установка по определению гидравлических сопротивлений в пористых трубах и методические указания по дисциплине «Подземная гидродинамика для студентов нефтегазовой специализации 130501, 130503 и 130504».

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Слепцов A.B. Гидродинамические исследования перфорированных горизонтальных труб / Слепцов A.B., Фоку Жерар, Вартумян А.Г. // Тезисы докл. II всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии». г.Самара:2003-с.144.

2. Вартумян А.Г, Пористость эксплуатационной колонны / Вартумян А.Г., Слепцов A.B., Фоку Жерар // Тезисы докл. II всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии», г. Самара:2003-с.148.

3. Слепцов A.B. Аналитическое определение коэффициента совершенства скважины для перфорированной колонны/ Слепцов A.B., Фоку Жерар, Вартумян А.Г // Тезисы докл. 4-ой международной конференции «Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей», Краснодар:2003-с. 71-72.

4. Гилаев Г.Г. Термоволновые методы повышения нефтеотдачи пластов / Гилаев Г.Г. , Кошелев А.Г., Слепцов A.B., Фоку Жерар, Вартумян А.Г. // Тезисы докл. 4-ой международной конференции «Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей», Краснодар: 2003-с. 18.

5. Вартумян А.Г. Влияние проницаемости стенок на гидродинамические потери в горизонтальных скважинах (ГС) / Вартумян А.Г., Слепцов A.B., Фоку Жерар // Сб. научных трудов НТЦ «Кубаньгазпром» вып. 18. Краснодар: Изд «Просвещение-Юг»- 2004 - с.216-221.

6. Слепцов A.B. Пористость эксплуатационной колонны скважины / Слепцов A.B., Фоку Жерар, Вартумян А.Г. // Сб. научных трудов НТЦ вып. 18. Краснодар: Изд «Просвещение-Юг»- 2004 - с. 183-187.

7. Вартумян А.Г, Определение гидродинамических сопротивлений в перфорированных трубах / Вартумян А.Г. , Слепцов A.B., Фоку Жерар// Сб. научных трудов НТЦ вып. 18. Краснодар: Изд «Просвещение-Юг»-2004 - с.177-178.

8. Слепцов A.B. Методические указания к лабораторным работам по дисциплине «Термические методы повышения нефтеотдачи пластов» для студентов нефтегазовой специализации 103503, 103504/ Слепцов A.B., Фоку Жерар, Вартумян А.Г. // Краснодар: КубГТУ-2005- Юс.

9. Вартумян А.Г. Управление фронтом вытеснения при использовании горизонтальных нагнетательных скважин / Вартумян А.Г., Слепцов A.B., Фоку Жерар // Сб. научных трудов НТЦ «Кубаньгазпром» и КубГТУ вып. 20. Краснодар: Изд «Просвещение-Юг»- 2005 - с.262-269.

10. Слепцов A.B. Интенсификация добычи нефти термо и вибрационным воздействием на пласт / Слепцов A.B., Вартумян А.Г., // Ашировские

чтения. Тезисы докладов. Международной научно- практической конференции. Сам. ГТУ-2004 — с. 15.

11. Вартумян А.Г. Силы сопротивления при спуске эксплуатационной колонны в горизонтальную скважину / Вартумян А.Г., Слепцов A.B., Цику Ю. К., Лисневский О С. // Сб. трудов КубГТУ, т. XIX, вып. 36-2003

12. Слепцов A.B. Повышение нефтеотдачи пластов термовибрационными воздействиями на забое скважины / Слепцов A.B., Вартумян А.Г., Фоку Жерар. // Ашировские чтения. Тезисы докладов. Международной научно-практической конференции. Сам. ГТУ-2004 — с. 30.

13. Вартумян А.Г. Термоволновые методы повышения нефтеотдачи пластов / Вартумян А.Г., Слепцов A.B., Фоку Жерар // Сб. трубов 4-й Международной научно-практической конференции «Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей», Краснодар: Изд. «ЭДВИ» - 2004-с, 79-90.

14. Вартумян А.Г. Определение коэффициента совершенства скважины для перфорированной колонны / Вартумян А.Г., Слепцов A.B., Фоку Жерар, Дорошенко С.В, // Сб. трубов 4-й Международной научно-практической конференции «Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей», Краснодар: Изд. «ЭДВИ» -2004-с. 408-412.

15. Слепцов A.B. О профиле вытеснения при эксплуатации горизонтальных нагнетательных скважин / Нефтегазопромысловый инжиниринг: Москва -2005 №1— с,30-31.

16. Паг. 55802 Ru, МПК E03B3/1S, Е21В43/08. Скважинный фильтр / Слепцов A.B., Вартумян А.Г.; заявитель и патентообладатель КубГТУ.-№ 2005120309/22; зявлено 29.06.2005; Опубл. 27.08.2006, Бюл. №24

Подписано в печать 26.09.2006г. Гарнитура Тайме. Печать ризография. Бумага офсетная. Заказ № 959 Тираж 120 экз.

Отпечатано в типографии ООО «Копи-Принт». Краснодар, ул. Красная, 176, оф.З. т/ф 279-2-279. ТК «Центр города»

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Слепцов, Алексей Васильевич

Введение

Глава 1. Анализ работ по гидродинамике горизонтальных перфорированных каналов.

1.1 Краткий обзор работ по гидродинамике пористых каналов

1.2 Анализ работ по гидродинамике горизонтальных скважин

1.3 Выбор направлений исследований. Постановка задач.

Глава 2. Экспериментальные исследования по гидродинамике горизонтальных скважин

2.1 Расчет критериев подобия для определения параметров экспериментальной установки.

2.2 Описание экспериментальной установки

2.3 Методика обработки экспериментальных данных 39 Выводы по второй главе

Глава 3. Теоретические исследования гидродинамики пористых каналов применительно к горизонтальным скважинам

3.1 Решение задачи движения жидкости в нагнетательных пористых каналах - горизонтальных

3.2 Распространение влаги в грунте вокруг перфорированных труб

3.3 Термоволновые воздействия на пласт горизонтальными добывающе-нагнетательными скважинами 68 Выводы по третьей главе

Глава 4. Гидродинамическое и технологическое обоснование распределение плотности перфорации ГС

4.1 Пористость эксплуатационной колонны

4.2 Скважинный фильтр для выравнивания профиля вытеснения 83 Выводы по четвертой главе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование технологии управления фильтрационными потоками при эксплуатации горизонтальных нагнетательных скважин"

Актуальность работы

Разработка и эксплуатация месторождений горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами (ГС и БГС) значительно повышает нефтеотдачу пластов и объемы извлекаемых запасов. В последние время внимание отечественных и зарубежных нефтегазодобывающих компаний занимают вопросы закачки в продуктивный пласт жидкостей, газа или теплоносителей с использованием горизонтальных нагнетательных скважин (ГНС) и боковых горизонтальных стволов. Естественным является их использование и для «закачки-отбора» газа в подземных газохранилищах (ПХГ), а также стремление осуществлять гидроразрыв пласта и различные методы обработки приствольной зоны ГС и БС для интенсификации притока флюида к добывающим скважинам, изоляции притока пластовых вод гелеобразующими системами и т.п. Во всех этих случаях необходимо установить влияние гидродинамических и геометрических параметров горизонтального ствола (давления и расхода нагнетаемой жидкости, длины участка, плотности перфорации, размеров перфорационных отверстий и др.) на характеристики фронта вытеснения и движения жидкости к добывающим скважинам.

Основные задачи исследований

1. Анализ и обобщение работ в области гидродинамики перфорированных (пористых) каналов.

Научная новизна

1.Получены гидравлические характеристики Л = /(Ие) для перфорированных каналов, гидродинамически подобных горизонтальному участку ГС, с различным размером перфорационных отверстий.

Практическая ценность работы

Основные положения выносимые на защиту:

- уравнение распределения давления и расхода по длине горизонтальной скважины при нагнетании;

- экспериментальная установка гидродинамически подобная горизонтальной скважине;

- скважинный фильтр оригинальной конструкции защищенный патентом Российской Федерации.

Апробация работы

Материалы диссертационной работы докладывались на научно-технических советах ОАО «Кубаньгазпром» (Краснодар-2003г.) , ОАО «Роснипитермнефть» (Краснодар 2004 г. ), на 3-й и 4-й Международных конференциях «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Анапа-2001 г. , 2003 г.) на 5-й конференции молодых ученых РГУ им. Губкина (Москва - 2004 г.), на 2-й Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (г. Самара - 2003 г.), на Международной научно-практической конференции: Ашировские чтения (г. Самара- 2004 г.), на совместном заседании кафедр «Гидравлика и гидравлические машины», «Нефтегазового промысла» и «Оборудование нефтегазового промысла» КубГТУ (Краснодар 2005 г.), на научно-техническом совете научно-исследовательского и проектно-изыскательского института «ИнжГЕО» (г. Краснодар- 2005 г.). Публикации

Основное содержание отражено в 16 печатных работах, в том числе одном методическом указании для студентов нефтегазовой специальности и одном патенте.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 90 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Слепцов, Алексей Васильевич

Основные результаты и выводы.

- переход от ламинарного к турбулентному режиму течения сдвигается от Re=( 1000-1500) для гладких труб до Re=(2500-5000) для перфорированных;

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Слепцов, Алексей Васильевич, Краснодар

1. Коченов И.С. Коэффициент сопротивления при течении жидкости с оттоком через пористую стенку // Инженерно-физический журнал / Коченов И.С., Ромоданов В.Л. -1959.-Т. П№11.-С. 78-79.

2. Буевич Ю.А. О движении дисперсной системы в канале с проницаемыми стенками // Инженерно-физический журнал / Буевич Ю.А., Сафрай В.М. -1968.-Т.15 №4.-С. 637-640.

3. Коченов И.С. Гидравлическое сопротивление каналов с проницаемой стенкой // Инженерно-физический журнал / Коченов И.С., Новосельский О.Ю.-1969.-Т.16, №3.-С. 406-412.

4. Михайлов B.C. К вопросу гидродинамики каналов с пористыми стенками // Инженерно-физический журнал / Михайлов B.C., Крапивин A.M., Быстров П.И., Анофриев Г.И.- 1972.-Т.23, №4.-589-595.

5. Воловик А.А. Экспериментально-теоретическое исследование распределения потока в пористом канале // Инженерно-физический журнал / Воловик А.А., Крапивин A.M., Михайлов B.C., Покаднюк Г.И., Чибашов Ю.П.-1979-Т.36, №4.-С. 80-85.

6. Ерошенко В.М. Продольная диффузия примеси в трубе с проницаемыми стенками // Инженерно-физический журнал / Ерошенко В.М., Зайчик Л.И.-1980.-Т.38,№2.-С. 314-317.

7. Бахвалов Б. Ю. Ламинарное течение несжимаемой жидкости в плоском канале с равномерным односторонним вдувом // Инженерно-физический журнал / Бахвалов Б. Ю., Ерошенко В.М., Зайчик Л.И., Климов А.А.-1982.-Т. 52, №3.- С. 372-376.

8. Левитан М.М. Гидродинамика и теплообмен при однофазном течении теплоносителя в пористом электрическом кабеле // Инженерно-физический журнал / Левитан М.М., Перельман Т.Л., С.И. Шабуня Т. 28, №3.- С. 447-454.

9. Щукин В.К. Структура закрученного потока в цилиндрическом канале в цилиндрическом канале при однородном вдуве // Инженерно-физический журнал / Щукин В.К., Халатов А.В, Кожевников А.В. Т. 37, №2.- С. 245-259.

10. В.М. Ерошенко. Теплообмен в трубах с проницаемыми стенками при наличии внутренних источников тепла // Инженерно-физический журнал / В.М. Ерошенко, Л.И. Зайчик, В.Б. Рабовский Т.38, № 3. - С. 394-402.

11. В.М. Ерошенко. Турбулентное течение жидкости в круглой трубе с равномерным вдувом через пористые стенки // Инженерно-физический журнал /В.М. Ерошенко, Зайчик Л.И. -Т.51, №5.- С. 791-796.

12. Зайчик Л.И. Устойчивость ламинарного слоя при сильном вдуве // Инженерно-физический журнал / Зайчик Л.И., Першуков В.А. С. 564-571/

13. Новиков П. А. Ламинарные течения проводящей жидкости между пористыми дисками при наличии поперечного магнитного поля // Инженерно-физический журнал / Новиков П. А., Любин Л.Я.- С. 574 -586.

14. Рабинович Н.Р. Определение влияния проницаемости стенок скважины на гидравлическое сопротивление. // Нефтяное хозяйство 1983- №7 / С. 18-20

15. Рекин А.Д. Экспериментальное определение коэффициента истечения из канала через перфорированные стенки // Инженерно-физический журнал / 1982.-Т.58- №1, С. 54-57.

16. Рекин А.Д. Распределение статического давления в канале при оттоке жидкости через перфорированные стенки с частым расположением нормальных отверстий // Инженерно-физический журнал /1983-Т.55-№6, С. 933-939.

17. Голубев В.А., Климкин В.Ф. Исследование турбулентных затопленных струй газа различной плотности. // Инженерно-физический журнал / 1978.-№3, С. 439-499.

18. Голубев В.А., Климкин В.Ф., Макаров. Траектория одиночных струй различной плотности, распространяющихся в сносящем потоке воздуха. // Инженерно-физический журнал / 1978.-№4, С. 594-899.

19. Вязовский Ю.П., Голубев В.А., Климкин В.Ф. Исследование круглой турбулентной струи в сносящем потоке. // Инженерно-физический журнал / 1982.-№4, С. 548-554.

20. Глебов Г.А., Козлов А.П. Турбулентная струя в канале при воздействии архимедовых сил. // Инженерно-физический журнал / 1988.-№2, С. 191-198.

21. Гиршович Т.А. Модель течения в круглой струе, развивающейся в поперечном потоке. Решение задачи о начальном участке. // Инженерно-физический журнал / 1988.-№6, С. 905-912.

22. Ерошенко В.М., Зайчик Л.И. Гидродинамика и тепломассообмен на проницаемых поверхностях. М.: «Наука», 1984. - 275с.

23. Террил P.M. Возможность существования собственного решения для ламинарного течения в канале с пористыми стенками.// Прикладная механика, 1966, т.ЗЗ, №1-с.189-191.

24. Террил P.M. полностью развитое течение в кольцевом пористом канале//Прикладная механика, 1967, т.34,№1-с.112-113.

25. Клайн С. Дж. Подобие и приближенные методы. М.: Мир, 1968-302 с.

26. Арутюнян А.С. Исследование и разработка технологических решений по управлению фильтрационными потоками в прискважинной зоне горизонтальных скважин.// Диссертация на соискание ученной степени кандидата технических наук. Краснодар, 2004-102с.

27. Слепцов А.В. Гидродинамические исследования перфорированных горизонтальных труб / Слепцов А.В., Фоку Жерар, Вартумян А.Г. // Тезисы докл. II всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии». г.Самара:2003-с.144.

28. Вартумян А.Г. Пористость эксплуатационной колонны / Вартумян А.Г. , Слепцов А.В., Фоку Жерар // Тезисы докл. II всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии», г. Самара:2003-с.148.

29. Вартумян А.Г. Влияние проницаемости стенок на гидродинамические потери в горизонтальных скважинах (ГС) / Вартумян А.Г., Слепцов А.В., Фоку Жерар // Сб. научных трудов НТЦ «Кубаньгазпром» вып. 18. Краснодар: Изд «Просвещение-Юг»- 2004 с.216-221.

30. Форхгеймер Ф. Гидравлика. M.-JL: НКТП, 1935-616 с.

31. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. М. Гостопттехиздат, 1948-198 с.

32. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. г.Баку: Азнефтеиздат-1956-ЗЗОс.

33. Меркулов В.П. Экспериментальное исследование фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности// Нефть и газ, -1958-№4-с. 24-29.

34. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами.

35. Перспективные пути развития наклонно-направленного бурения фирмы «Eastan Christens en»// ЭИ: Бурение, разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах.-1988.-Вып.8 -18 с.

36. Meridian seta records for horizontal drilling// Oil and Gas Journal.-1988.-v.86-N-10.-p.24.

37. Jourdan A.P., Armessen P. Roussele P. Eif has set rules for horizontal drilling// Oil and Gas Journal.-1988.-v.86-N-19. pp. 33-35, 38-40.

38. Spreux A., Georges C., lessi J. Most problems in horizontal completions are resolved// Oil and Gas Journal.-1988.-v.86-N-24. p.48-52.

39. Mariotti C., Armessen P., Jourdan A.P. Horizontal drillihg has negative and positive factors// Oil and Gas Journal.-1988.-V.86-N-21. pp.37-40.

40. Голов JI.B., Волков C.H. Состояние строительства и эксплуатации ГС в России// Нефтяное хозяйство.-1995.-№7. с.23-25.

41. Никитин Б.А. научные основы разработки и реализации разработки технологии строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин: Автореф. Докт. дисс. в виде научн. Докл.-Краснодар, 1996.-87 с.

42. Макаренко П.П. Комплексное решение проблем развития газодобывающего региона.-М.:Недра.-1996.-32 с.

43. Economides M.J., Мс Lennan J.D., Brown Е. Perfomace and atimulation of horizontal wells// World Oil.-1989.-v.208.-N6.-pp.47-49

44. Crouse P.C. Reserve potential due to horizontal drilling is substantial/ World Oil.-1989.-v.209.-N4.-pp. 47-49.

45. Joshi S.P. Horizontal well technology// SPE.-Oklahoma.-1991.

46. Ибрагимов А.И., Некрасов А.А. Математическое моделирование разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке // Газовая промышленность. -1997.-№ 6.-е. 89-91.

47. Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. М.: ОАО «ВНИИГАЗ», 1993.-190 с.

48. Рабинович Н.Р. Определение влияния проницаемости стенок скважины на гидравлические сопротивления // Нефтяное хозяйство.-1983.№7.-С. 18-20.

49. Арутюнян А.С. Исследование структуры движения жидкости и газа в горизонтальных скважинах // Тр./ Куб.ГТУ-Краснодар, 1999.-ТД- Вып. 1.-С. 313-316.

50. Арутюнян А.С., Вартумян Г.Т. , Мочаев B.C. Горизонтальная скважина в бесконечном пласте. // Тр. / КубГТУ-Краснодар, 1999.- Т.З.-Вып. 1. -с. 295-298.

51. Исследование движения жидкости в горизонтальных скважинах / Арутюнян А.С.,С.И. Горшкова, Г.А. Корнев и др. // Сб. научн. Тр./ НТЦ «Кубаньгазпром»- Краснодар, 2000.-С. 161-167.

52. Брехунцов A.M., Телков А.П., Федорцов В.К. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин. Тюмен.; ОАО «СибНАЦ», 2004-290 с.

53. Керимов М.З. Основные особенности разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами. Газовая промышленность -№ 12-2001-с. 44-48.

54. Генкин B.C. Дильман В.В. Сергеев С.П. Распределение потока в канале с проницаемыми стенками при ламинарном течении // Инженерно-физический журнал,-1974.-т.27.№4.

55. Коченов И.С., Ромоданов B.JI. Коэффициент сопротивления при течении жидкости с оттоком через пористую стенку // Инженерно-физический журнал,-1959.-т.2.№11.

56. Варапаев В.Н. Течение вязкой жидкости в начальном участке плоского канала с пористыми стенками // Изв. Ан СССР: Механика жидкости и газа.-1969.-№ 4.-С. 178-181.

57. Варапаев В.Н., Ягодин В.И. Об устойчивости течения в канале с проницаемыми стенками // Изв. Ан СССР: Механика жидкости и газа.- 1969.-№ 5.-С. 91-93.

58. Варапаев В.Н., Ягодин В.И. Об устойчивости некоторых непараллельных течений вязкой несжимаемой жидкости в канале // Изв. Ан СССР: Механика жидкости и газа,- 1970.-№ 4.-С. 125-129.

59. Тарг С.М. Основные задачи теории ламинарных решений. -М.; Гостехиздат.-1961 .-3 54 с.

60. Лейбензон Л.С. О движении нефтей и газов по каналам с проницаемыми стенками // Прикладная математика и механика.-1957.-Т. 21.-Вып. 4. С. 591593.

61. Шевелев Ф.А. Исследование основных гидравлических закономерностей турбулентного движения в трубах . М.; Госиздат лит. По строит. И архитектуре 1953-208 с.

62. Белов И.А., Коловандин Б.А. Кудрявцев Н.А. Развитие и перемещение вихревых структур у поверхности твердой стенки. «Инженерно-физический журнал», 1989 г, т. 56, №6, 900-909.

63. Гиршович Т.А. Модель течения в круглой струе, развивающейся в поперечном потоке. Решение задачи о начальном участке. «Инженерно-физический журнал», 1988 г., т. 54, №6, 905-912.

64. Гиршович Т.А., Коржов Н.П. Теоретическое исследование основного участка круглой струи в сносящем потоке. «Инженерно-физический журнал», 1988 г., т. 55, №1,5-12.

65. Глебов Г.А., Козлов А.П. Турбулентная струя в канале при воздействии архимедовых сил. «Инженерно-физический журнал», 1988 г., т. 55, №2, 191198.

66. Абрамович Г.Н., Гиршович Т.А., Гришин А.Н. Разрежение за плоской струей, развивающейся в ограниченном сносящем потоке. «Инженерно-физический журнал», 1985 г., т. 48, №5, 709-714.

67. Вязовский Ю.П. Голубев В.А., Климкин В.Ф. Исследование круглой турбулентной струи в сносящем потоке. «Инженерно-физический журнал», 1982 г., т. 42, №4, 548-554.

68. E.Le Grives. Процесс перемешивания, вызванный завихренностью, связанной с вдувом струи в поперечный поток. «Энергетические машины и установки», Пер. с англ., 1978 г., №3,74-84.

69. Щукин В.К., Халатов А.А., Кожевников А.В. Структура закрученного потока в цилиндрическом канале при однородном вдуве. «Инженерно-физический журнал», 1979., т. 37 №2, 245-253.

70. Воронов С.К. Гиршович Т.А. Гришин А.Н. Характеристики плоской турбулентной струи в ограниченном сносящем потоке. «Инженерно-физический журнал», 1985., т. 48 №6, 904-911.

71. Слепцов А.В. Пористость эксплуатационной колонны скважины / Слепцов А.В., Фоку Жерар, Вартумян А.Г. // Сб. научных трудов НТЦ вып. 18. Краснодар: Изд «Просвещение-Юг»- 2004 с. 183-187.

72. Слепцов А.В. Методические указания к лабораторным работам по дисциплине «Термические методы повышения нефтеотдачи пластов» для студентов нефтегазовой специализации 103503, 103504/ Слепцов А.В., Фоку Жерар, Вартумян А.Г. // Краснодар: КубГТУ-2005- Юс.

73. Слепцов А.В. Управление фронтом вытеснения при использовании горизонтальных нагнетательных скважин / Вартумян А.Г., Слепцов А.В., Фоку Жерар // Сб. научных трудов НТЦ «Кубаньгазпром» и КубГТУ вып. 20. Краснодар: Изд «Просвещение-Юг»- 2005 с.262-269.

74. Слепцов А.В. Интенсификация добычи нефти термо и вибрационным воздействием на пласт / Слепцов А.В., Вартумян А.Г., // Ашировские чтения. Тезисы докладов. Международной научно- практической конференции. Сам. ГТУ-2004 с. 15.

75. Слепцов А.В. Силы сопротивления при спуске эксплуатационной колонны в горизонтальную скважину / Вартумян А.Г., Слепцов А.В., Цику Ю. К., Лисневский О.С. // Сб. трудов КубГТУ, т. XIX, вып. 36-2003

76. Слепцов А.В. Повышение нефтеотдачи пластов термовибрационными воздействиями на забое скважины / Слепцов А.В., Вартумян А.Г., Фоку Жерар. // Ашировские чтения. Тезисы докладов. Международной научно/практической конференции. Сам. ГТУ-2004 с. 30.

77. Слепцов А.В. О профиле вытеснения при эксплуатации горизонтальных нагнетательных скважин / Нефтегазопромысловый инжиниринг: Москва -2005 №1- с.30-31.

78. Пат. 55802 Ru, МПК E03B3/18, Е21В43/08. Скважинный фильтр / Слепцов А.В., Вартумян А.Г.; заявитель и патентообладатель КубГТУ.- № 2005120309/22; зявлено 29.06.2005; Опубл. 27.08.2006, Бюл. №24

79. Лыков А.В. Теория теплопроводности. М.; Высшая школа,-1967-600 с.

80. Абрамович Г.Н. Турбулентные свободные струи жидкостей и газов.М.-Л.: Госэнергоиздат.- 1948.-288с.

81. Петров Г.А. Гидравлика переменной массы. Харьков; изд. ХГУ -1964-230с.

82. Фоку Жерар. Разработка и исследование термоволновых методов воздействия на продуктивные пласты с высоковязкими нефтями // Диссерт. На соискание уч. степени канд. техн. наук. Краснодар-2005-1 Юс.

Информация о работе

Слепцов, Алексей Васильевич
кандидата технических наук
Краснодар, 2006
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка и исследование технологии управления фильтрационными потоками при эксплуатации горизонтальных нагнетательных скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы